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RESOLUCIÓN de 29 de diciembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el coste de producción de energía eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar en el primer semestre de 2010

Art.1 - Art.2 - Art.3 - Art.4 - ANEXO

El Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica establece en su artículo 7.2 que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, mediante orden ministerial, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de las tarifas de último recurso determinando su estructura de forma coherente con las tarifas de acceso. A estos efectos el Ministro de Industria, Turismo y Comercio podrá revisar la estructura de las tarifas de acceso de baja tensión para adaptarlas a las tarifas de último recurso y asegurar la aditividad de las mismas.

El aludido artículo 7.3 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, dispone que la Dirección General de Política Energética y Minas revisará al menos semestralmente el coste de producción de energía eléctrica aplicando la metodología establecida en el mismo. Este coste será el que de forma automática integrará la Dirección General de Política Energética y Minas en la revisión de las tarifas de último recurso, a los efectos de asegurar su aditividad.

La Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica, desarrolla las previsiones del citado artículo 7 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, estableciendo la estructura de las tarifas de último recurso aplicables a los consumidores de baja tensión con potencia contratada hasta 10 kW, y sus peajes de acceso correspondientes. Se fija asimismo el procedimiento de cálculo del coste de producción de energía eléctrica que incluirán las tarifas de último recurso y los costes de comercialización que le corresponden a cada una de ellas, de tal forma que se respete el principio de aditividad que exige la norma, posibilitando su revisión de forma automática conforme establece el artículo 7.3 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril.

En el capítulo IV de la citada Orden se determina la estructura de la tarifa de ultimo recurso, disponiendo que esté constituida por un término de potencia que será el término de potencia de la tarifa de acceso más el margen de comercialización fijo y un término de energía que será igual a la suma del término de energía de la correspondiente tarifa de acceso y el coste estimado de la energía. Asimismo se fija el procedimiento para determinar el coste estimado de la energía, que se calcula como suma del coste estimado en el mercado diario, el sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema, la prima por riesgo al que se encuentra sujeto el comercializador de último recurso de acuerdo con la política de compras de contratos y el pago por capacidad de generación correspondiente al consumo, todo ello afectado de los coeficientes de pérdidas estándares establecidos en la normativa para elevar a barras de central el consumo leído en contador del consumidor.

En la disposición transitoria tercera de la citada Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, se fijan los valores iniciales a aplicar en el cálculo la tarifa de último recurso a partir de 1 de julio de 2009 del margen de comercialización fijo y de los valores de energía necesarios para efectuar la ponderación prevista en el artículo 9.3, siendo estos valores los considerados en el cálculo de las tarifas para el suministro de último recurso en vigor durante el primer semestre de 2010.

Vista la Orden por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, en la que quedan determinados los precios de los peajes a aplicar a partir del 1 de enero de 2010 a los consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW.

Vistos los resultados de la subasta CESUR celebrada el día 15 de diciembre de 2010, validada por la Comisión Nacional de Energía, en la que el coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de base para el primer trimestre de 2010 ha resultado de 39,43 euros/MWh y en el segundo trimestre de 2010 de 40,49 euros/MWh, y el coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de punta para el primer trimestre de 2010 ha resultado de 43,70 euros/MWh y en el segundo trimestre de 2010 de 44,52 euros/MWh.

Vistos los resultados de las subastas de OMIP-OMIClear para el tipo de contrato base celebradas durante el segundo semestre de 2009 que han de ser considerados en la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas en el primer semestre de 2010 según lo dispuesto en la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio.

Vistas la disposición adicional tercera de la citada Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica y la propuesta enviada por la Comisión Nacional de Energía en virtud de dicha disposición.

Esta Dirección General de Política Energética y Minas resuelve:

Primero.– Aprobar los precios del coste de producción de energía eléctrica que incluirán las tarifas de último recurso durante el primer semestre de 2010, fijando sus valores en cada periodo tarifario, expresados en euros/MWh, en los siguientes:

CE0 = 59,79 euros/MWh.

CE1 = 63,60 euros/MWh.

CE2 = 45,59 euros/MWh.

Los parámetros utilizados para el cálculo de dichos valores son los recogidos en el anexo de la presente resolución.

Segundo. Aprobar los precios del término de potencia y de los términos de energía de las tarifas de último recurso aplicables durante el primer semestre de 2010, fijando sus valores en los siguientes:

Término de potencia:

TPU = 20,633129 euros/kW y año.

Término de energía: TEU.

Modalidad sin discriminación horaria:

TEU0 = 0,117759 euros/kWh.

Modalidad con discriminación horaria:

TEU1 = 0,138960 euros/kWh.

TEU2 = 0,058923 euros/kWh.

Tercero. La presente resolución surtirá efectos el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado» y será de aplicación para los consumos efectuados a partir del 1 de enero de 2010.

Cuarto.– Contra la presente Resolución cabe interponer recurso de alzada ante el Secretario de Estado de Energía, en el plazo de un mes, de acuerdo con lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, modificada por la Ley 4/1999, de 13 de enero, y en el artículo 14.7 de la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organización y Funcionamiento de la Administración General del Estado.

Madrid, 29 de diciembre de 2009.– El Director General de Política Energética y Minas, Antonio Hernández García.

ANEXO

1. Los valores tanto de los sobrecostes de apuntamiento para el consumo como de la energía suministrada en cada uno de los periodos tarifarios p y para cada tipo de horas (punta o valle) necesarios para el cálculo de los valores estimados del coste de la energía en el mercado diario con entrega en cada periodo tarifario p (CEMDp), se han obtenido según lo establecido en el artículo 10 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, considerando como perfiles iniciales los aprobados por la Resolución de 19 de diciembre de 2008, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba el perfil de consumo y el método de cálculo a efectos de liquidación de energía, aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que no dispongan de registro horario de consumo, así como aquellos que han pasado de ser tipo 4 a tipo 3, según el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, para el año 2009.

Los valores obtenidos son los que se señalan a continuación:

Primer trimestre (Q1)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

αp, valle

1,0955

1,251424

0,935112

αp, punta

1,01261

1,000249

1,02833

Ep, valle

0,164647699

0,032678538

0,235921911

Ep, punta

0,10780025

0,041426809

0,023042986

Segundo trimestre (Q2)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

αp, valle

1,040199

1,106926

0,967076

αp, punta

0,99792

0,970704

1,041544

Ep, valle

0,135388766

0,029171839

0,114137072

Ep, punta

0,087705096

0,028261881

0,019673227

2. Los resultados de las subastas realizadas durante el segundo semestre de 2009 en OMIP-OMIClear para el tipo de producto base con entrega en el primer y segundo trimestre de 2010 considerados en la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas según lo dispuesto en la Orden ITC/1659/2009, han sido los siguientes:

Producto

Fecha subasta

Precio equilibrio subasta

(€/MWh)

Producto

Fecha subasta

Precio equilibrio subasta

(€/MWh)

FTB Q1-10

01/07/2009

45,00

FTB Q2-10

01/07/2009

42,00

FTB Q1-10

08/07/2009

45,00

FTB Q2-10

08/07/2009

42,00

FTB Q1-10

15/07/2009

44,89

FTB Q2-10

15/07/2009

42,50

FTB Q1-10

22/07/2009

44,10

FTB Q2-10

22/07/2009

42,47

FTB Q1-10

05/08/2009

43,96

FTB Q2-10

05/08/2009

42,65

FTB Q1-10

12/08/2009

44,67

FTB Q2-10

12/08/2009

42,70

FTB Q1-10

19/08/2009

44,95

FTB Q2-10

19/08/2009

42,95

FTB Q1-10

26/08/2009

45,00

FTB Q2-10

26/08/2009

43,24

FTB Q1-10

02/09/2009

44,80

FTB Q2-10

02/09/2009

42,90

FTB Q1-10

09/09/2009

44,20

FTB Q2-10

09/09/2009

42,73

FTB Q1-10

16/09/2009

43,05

FTB Q2-10

16/09/2009

41,50

FTB Q1-10

23/09/2009

41,10

FTB Q2-10

23/09/2009

39,34

FTB Q1-10

07/10/2009

40,10

FTB Q2-10

07/10/2009

38,75

FTB Q1-10

14/10/2009

39,00

FTB Q2-10

14/10/2009

37,49

FTB Q1-10

21/10/2009

38,47

FTB Q2-10

21/10/2009

37,07

FTB Q1-10

28/10/2009

38,20

FTB Q2-10

28/10/2009

37,34

FTB Q1-10

04/11/2009

38,90

FTB Q2-10

04/11/2009

37,94

FTB Q1-10

11/11/2009

39,07

FTB Q2-10

11/11/2009

38,10

FTB Q1-10

18/11/2009

39,89

FTB Q2-10

18/11/2009

39,24

FTB Q1-10

25/11/2009

39,05

FTB Q2-10

25/11/2009

38,56

FTB Q1-10

02/12/2009

38,19

FTB Q2-10

02/12/2009

38,00

FTB Q1-10

09/12/2009

39,30

FTB Q2-10

09/12/2009

39,23

FTB Q1-10

16/12/2009

39,25

FTB Q2-10

16/12/2009

40,00

En la subasta del 1 de julio de OMIP no se negoció ningún contrato futuro con entrega en los trimestres primero y segundo de 2010, por lo que se ha supuesto que el precio de dicha subasta es igual al de la siguiente.

3. Los valores resultantes del coste estimado de la energía en el mercado diario con entrega en cada periodo tarifario p (CEMDp), calculados según lo dispuesto en el artículo 10 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, son los siguientes:

Primer trimestre (Q1)

(Euros/MWh)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

CEMDp

42,16

44,98

35,71

Segundo trimestre (Q2)

(Euros/MWh)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

CEMDp

41,51

42,68

38,24

4. Los valores del sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema asociados al suministro en el periodo tarifario p, calculados según lo establecido en el artículo 12 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, son los siguientes:

Primer trimestre (Q1)

(Euros/MWh)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

SAp

3,34

4,13

2,02

Segundo trimestre (Q2)

(Euros/MWh)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

SAp

1,88

2,21

1,4

5. Los valores de la prima por riesgo asociado a cada periodo tarifario calculados según lo establecido en el artículo 13 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, son los siguientes:

Primer trimestre (Q1)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

PRp

3,58

3,50

3,67

Segundo trimestre (Q2)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

PRp

6,58

6,50

6,67

6. El valor del pago por capacidad de generación (CAPp) correspondiente al consumo en cada período tarifario p es el contemplado para las tarifas de acceso 2.0A (periodo 0) y 2.0 DHA (periodos 1 y 2) en la disposición adicional séptima de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008:

Pago por capacidad

(€/kWh b.c.)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

CAPp

0,005712

0,005885

0,000993

7. Los coeficientes de pérdidas estándares para elevar a barras de central el consumo leído en contador del consumidor en el periodo tarifario p, son los establecidos para las tarifas y peajes sin discriminación horaria (periodo 0) y con discriminación horaria (periodos 1 y 2) en la Orden por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.

Coeficiente de pérdidas

(Porcentaje)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

PERDp

14

14,8

10,7

8. El coste estimado de la energía para cada trimestre y periodo tarifario, calculado de acuerdo al artículo 9 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, es el siguiente:

Primer trimestre (Q1)

(Euros/MWh)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

CEp

60,24

65,11

44,40

Segundo trimestre (Q2)

(Euros/MWh)

Periodo 0

Periodo 1

Periodo 2

CEp

59,23

61,64

47,91

9. Los valores considerados para efectuar la ponderación del coste estimado de la energía para el primer semestre de 2010 de acuerdo a lo previsto en el artículo 9.3 y la disposición transitoria tercera de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, son los obtenidos para cada uno de los periodos tarifarios en cada trimestre a partir de los perfiles iniciales aprobados por la Resolución de 27 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba el perfil de consumo y el método de cálculo a efectos de liquidación de energía, aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que no dispongan de registro horario de consumo, así como aquellos que han pasado de ser tipo 4 a tipo 3, según el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico, para el año 2010. Dichos valores son los siguientes:

 

Período 0

(Porcentaje)

Período 1

(Porcentaje)

Período 2

(Porcentaje)

Primer trimestre (Q1)

55,0

56,4

66,0

Segundo trimestre (Q2)

45,0

43,6

34,0