ANEXO II

ANEXO II
Centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro como unidades vendedoras, precio de retribución de la energía y volúmenes máximos de producción anuales programados
1. Las centrales obligadas a participar como unidades vendedoras en el proceso de modificaciones de programa para la resolución de restricciones por garantía de suministro son las que se citan a continuación:
Soto de Ribera 3.
Narcea 3.
Anllares.
La Robla 2.
Compostilla.
Teruel.
Guardo 2.
Puentenuevo 3.
Escucha.
Elcogás.
Los precios de retribución de la energía energía, con el detalle de cada uno de los parámetros utilizados, y el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán fijados para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Energía, que no podrán superar los límites establecidos en el artículo 25.1 de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico. Igualmente, la Secretaría de Estado de Energía podrá autorizar trasvases de carbón entre centrales para una mejor gestión del stock acumulado fijando la nueva retribución y volumen máximo de las centrales afectadas.
El incumplimiento de la producción programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, conforme establece el anexo I, será sancionado en los términos que resultan de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, salvo que se derive de indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas de acuerdo con la normativa vigente.
Si como consecuencia de existieran indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas, conforme se establece en el apartado anterior, la diferencia entre las cantidades correspondientes al volumen máximo de producción del año y las realmente producidas se tendrá en cuenta para la fijación del volumen máximo de producción durante el periodo de vigencia del mecanismo.
2. Las cantidades Cuando a lo largo del ejercicio una central sobrepase en su funcionamiento el volumen de carbón autóctono producción de energía que fije la Secretaría de Estado de Energía e implique una retribución por encima del 5 por ciento de la inicialmente establecida por garantía de suministro, el operador del sistema lo comunicará a adquirir la Secretaría de Estado de Energía y a la Comisión Nacional de Energía. La Secretaría de Estado de Energía fijará los nuevos precios de retribución de la energía teniendo en cuenta el exceso de funcionamiento y los titulares de las centrales liquidarán al operador del sistema el exceso de retribución en concepto de coste, todo ello sin perjuicio de que al finalizar el ejercicio se proceda conforme al apartado siguiente.
Las auditorías de las empresas propietarias de estas centrales deberán incluir en sus auditorías anuales una segregación de las cuentas para cada una de las centrales incluidas en apartado 1. Esta segregación contendrá suficiente detalle para que la Comisión Nacional de Energía pueda determinar todos y cada uno de los parámetros en la metodología que se establece en el apartado 3.2. La Secretaría de Estado de Energía podrá fijar por Resolución las distintas actuaciones que deberá llevar a cabo la Comisión Nacional de Energía para determinar el coste real de los parámetros fijados en el apartado 3.2.
Antes del 15 de julio los titulares de las centrales deberán remitir a la Comisión Nacional de Energía la auditoría de cuentas con los requisitos exigidos en el párrafo anterior. La Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con la auditoría y la metodología que se refiere establece en el apartado anterior para cumplir 3.2, efectuará el cálculo de los volúmenes máximos costes reales correspondiente al volumen de producción energía eléctrica producida por la central, y lo comunicará al operador del sistema quien liquidará el exceso o defecto de retribución por este concepto a cada central.
Asimismo, cuando el precio medio mensual del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus Internacional sobrepase los 75 €/t se revisarán los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central que pueden ser programados se definen más adelante, PRCAi, por la Secretaría de Estado de Energía y se fijarán los nuevos precios de retribución.
En cualquier caso, en cada central obligada a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro suministro, se descontará cualquier ayuda que perciba o pueda percibir en el futuro por otros conceptos, así como otros ingresos asociados al funcionamiento al amparo de este real decreto.
2. Las cantidades anuales de carbón autóctono a adquirir por los titulares de las centrales a que se refiere el apartado anterior serán las que se fijen para cada año por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Energía que sólo se aplicarán a las cantidades de carbón que se benefician de ayudas de Estado, de acuerdo con el reglamento CE n.º 1407/2002, de 23 de julio de 2002, sobre las ayudas estatales a la industria del carbón o con cualquier reglamento ulterior que lo reemplace y que, en cualquier caso, hasta el año 2012 estas cantidades de carbón no serán mayores, en el periodo total de vigencia del presente Real Decreto, a las previstas en el “Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral Sostenible de las Comarcas Mineras”.
La Comisión Nacional de Energía supervisará e inspeccionará la correcta utilización del carbón autóctono asociada a las producciones programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.
3. Metodología de cálculo de los precios de retribución de la energía.
3.1 Los precios de retribución de la energía de las centrales obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro se corresponderán con el coste unitario de generación del grupo para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción anual programable por garantía de suministro.
Cuando alguna de estas las centrales resulte programada obligadas a participar en el programa base proceso de funcionamiento y el volumen máximo resolución de producción programado no haya sido alcanzado, la diferencia entre el precio horario resultante en el mercado diario y el coste unitario restricciones por garantía de generación que se define en suministro resulten programadas por el apartado siguiente generará una obligación de pago Operador del titular de Sistema para la central en el proceso de liquidación implementación del mecanismo de las restricciones por garantía de suministro. La suministro la energía producida se tendrá en cuenta a la hora generará un derecho de determinar la energía pendiente para alcanzar el volumen máximo cobro del titular de producción para cada año que puede ser programada la central en el proceso de resolución liquidación de las restricciones por garantía de suministro.
3.2 El coste unitario de generación de suministro, con cargo a los grupos para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción programable pagos por garantía de suministro incluirá el coste de combustible puesto en central, el coste financiero capacidad igual al producto del carbón autóctono almacenado, el coste variable de operación y mantenimiento, los costes fijos y el coste de emisión de CO2. Estos costes unitario que se calcularán fije para cada la central i de acuerdo con por la siguiente fórmula:
CG (i) = CCi +Cfi + CVOMi + CFi + CO2i
Donde:
CCi: Coste de combustible expresado energía realmente programada en Euros/MWh, que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
1.000 × FCAi ×
·
[
·
PRCAi ×
·
ConsEspi
·
]
·
+ 1.000 × (1 – FCAi) ×
·
(
·
Pp
·
+ PRLi
·
)
·
×
·
ConsEspi
·
PCSi
·
C$€
·
PCSi’
·
Donde:
FCAi Es el tanto por uno de carbón autóctono en energía, que será acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por los proceso. Los titulares de las instalaciones.
PRCAi Son los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central, expresados centrales programadas en €/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios serán calculados a partir de los de 2009 que se incrementarán un 2% anual hasta el año 2012. En el caso del almacenamiento estratégico temporal de carbón (AETC) se considerarán además los costes logísticos y mercado diario base de gestión. Al finalizar cada ejercicio, las centrales funcionamiento cuya energía tenga que hubieran fijado un precio ser retirada del programa por la activación del mecanismo tendrán una obligación de adquisición inferior al considerado, liquidarán pago igual al operador producto del sistema el exceso de retribución por este concepto según se establezca precio del mercado diario por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. energía desplazada.
ConsEspi es el consumo específico Cuando alguna de la central expresado en te PCS/kWh estas centrales obligadas a participar en barras el proceso de central. Para cada una resolución de las centrales se tomarán los siguientes:
Central Térmica
·
Consumo Específico
(te restricciones por garantía de PCS / kWh bc)
·
Soto suministro resulte programada en el mercado diario y el volumen máximo de Ribera 3
·
2,597
·
Narcea 3
·
2,636
·
Anllares
·
2,748
·
La Robla 2
·
2,741
·
Compostilla
·
2,568
·
Teruel
·
2,670
·
Guardo 2
·
2,548
·
Puentenuevo 3
·
2,668
·
Escucha
·
3,078
·
Elcogás
·
2,527
· producción anual programado no haya sido alcanzado:
Anualmente, estos parámetros se actualizarán por Resolución de Si el precio horario final resultante en el mercado diario es superior al coste unitario regulado, en estas horas, la Secretaría de Estado energía producida generará una obligación de Energía.
PCSi y PCS’i son los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono y pago del combustible de referencia titular de la central i expresados en te PCS/t, donde el primero deberá ser acreditado ante la Comisión Nacional proceso de Energía por la empresa propietaria liquidación de cada central.
C$€: Cambio del dólar frente al euro (en $/€). Para la conversión las restricciones por garantía de dólares USA suministro, con cargo a euros se tomará la media de los tipos de cambio diarios dólar USA-euro publicada pagos por capacidad, por la diferencia entre el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de cálculo del precio del combustible. Si en alguno de los días del período de aplicación de precio, mercado diario y el ratio de conversión del USD/EUR no estuviera disponible, entonces, se utilizaría la tasa de conversión USD/EUR del último día laborable. coste regulado.
Pp es Si el precio de referencia de la hulla importada, tal como figura horario final resultante en el anexo III, donde se especifica el procedimiento mercado diario es superior al coste variable regulado de cálculo y que será revisado con carácter anual. En el caso una central, pero inferior al coste unitario regulado de que se utilicen otros combustibles se ponderará su precio la central, en función estas horas, la energía producida generará un derecho de los precios internacionales cobro del titular de estos combustibles.
PRLi es la central en el precio de referencia proceso de los costes liquidación de logística las restricciones por garantía de suministro, con cargo a los combustibles puestos en pagos por capacidad, igual al producto de la central i energía producida en €/t. Este término será determinado estos casos por la Secretaría de Estado de Energía para cada central basado en precios de mercado.
Cfi: Coste financiero unitario, expresado en Euros/MWh. Es diferencia entre el coste del carbón autóctono almacenado superior al stock de seguridad (equivalente a un consumo unitario regulado de 720 horas). Se calculará aplicando la central y el tipo de interés precio del EURIBOR más 150 puntos básicos mercado diario.
Esta energía producida se tendrá en cuenta a la cantidad de carbón autóctono almacenado superior al stock de seguridad valorado al precio hora de adquisición del stock existente. Además se consideran como coste unas mermas del 1 % para las hullas y antracitas y del 2 % determinar la energía pendiente para el lignito negro. La suma de las cantidades dividida por alcanzar el volumen máximo de producción programable por garantía de suministro para el cada año que se calcula dará como resultado puede ser programada en el coste financiero unitario. proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.
Al finalizar cada ejercicio, las centrales que hubieran funcionado mayor número 3.2 El coste unitario de horas que las consideradas generación de los grupos para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro que se haya fijado para el mismo, liquidarán al operador del sistema el exceso de retribución en concepto de coste financiero por dicho exceso.
CVOMi: Coste variable de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MWh. Este coste tomará un valor de 2 €/MWh para las centrales de lignito negro y de 1,5 €/MWh para las hullas incluirá los costes fijos, CFi, y antracitas. En caso de que el grupo de generación cuente con planta de desulfuración estos los costes se incrementarán en 0,5 €/MWh. variables CVi.
CG (i) = CFi + CVi
CFi: El coste fijo unitario, expresado en Euros/MWh, incluirá el coste de operación y mantenimiento fijo y, en su caso, la anualidad del coste de inversión calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:
CFi = (CFOMi × x Pi+ CITi) / Epi)
Donde:
CFOMi Coste fijo de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MW. El coste fijo de operación y mantenimiento para cada central será de 33.000 €/MW de coste por grupo generador o, para la central de gasificación integrada, 140.000 €/MW a precios de 2010. Además, se considerarán 5.000 €/MW, a precios de 2010 si cuenta con planta de desulfuración, a precios de 2010. desulfuración.
Los valores del coste fijo de operación y mantenimiento definidos en el párrafo anterior se actualizarán cada año con la variación anual del índice de precios al consumo y serán publicados por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año n se tomará como valor de dichos índices la media móvil de los últimos doce meses a noviembre del año anterior.
CITi Anualidad del coste de la inversión por desulfuración o para amortización de plantas de gasificación integradas para cada grupo, expresada en Euros. Se compondrá como suma de dos términos, la retribución por amortización y la retribución del capital, y se descontará el pago por capacidad. Se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
CITi = Ai + Ri - CPi
Donde:
Ai: Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros. La amortización de la inversión será lineal considerando una vida útil de 10 años para las inversiones en desulfuración y 6 años para amortización de la planta de gasificación integrada. integrada y la vida útil restante para el resto de instalaciones.
Ri: Retribución financiera en el año n de la inversión del grupo i, expresada en euros.
Se calculará cada año aplicando la tasa de retribución (Trn) a la inversión neta (VNIin), conforme a la siguiente fórmula:
Rin = VNIin x × Trn
Siendo:
VNIi: VNIin: Valor neto de la inversión del grupo i expresada en euros. euros pendientes de amortizar a 31 de diciembre. Para su cálculo se tomarán como valores iniciales a 31 de diciembre de 2009 una inversión de 60.000 miles que será el valor pendiente de euros amortización que se presente en la separación contable auditada para los grupos que cuentan con planta de desulfuración. En el caso de la planta de gasificación integrada se tomará el valor de la inversión no amortizada a 31 de diciembre del año 2009. El valor real final será calculado por la Comisión Nacional de Energía una vez se presenten los datos auditados de la separación contable utilizando el valor pendiente de amortización.
(Trn): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponderá con el valor de la media móvil de los últimos doce meses disponibles de los Bonos del EURIBOR Estado a tres meses diez años más 150 300 puntos básicos. Dicho valor se revisará anualmente con el valor del EURIBOR de la media de las cotizaciones del mes de noviembre del año anterior a por la fecha Comisión Nacional de la actualización. Energía para aplicar los valores correctos al periodo.
CPi: Pago anual por capacidad del grupo i, expresada en euros para cada central.
Pi: Potencia neta del grupo generador, en MW.
Epi: Energía programada para el año, en MWh. Este valor será posteriormente revisado por la Comisión Nacional de Energía para la determinación correcta del coste real utilizando la energía real producida del grupo generador.
Al finalizar Los costes variables incluirán el coste de combustible puesto en central, el coste financiero del carbón autóctono almacenado, el coste variable de operación y mantenimiento y el coste de emisión de CO2. Estos costes se calcularán para cada ejercicio, central i de acuerdo con la siguiente fórmula:
CV (i) = CCi +Cfi + CVOMi + CO2i.
Donde:
CCi: Coste de combustible expresado en Euros/MWh, que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
1000 × FCA i × [ PRCA i ×
·
ConsEsp i
·
] + 1000 × (1 – FCA i) × (
·
Pp
·
+ PRL i ) ×
·
ConsEsp i
·
PCS i
·
C $€
·
PCS i´
·
Donde:
FCAi Es el tanto por uno de carbón autóctono en energía, que será fijado anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por los titulares de las centrales instalaciones.
PRCAi Son los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central, expresados en €/t que hubieran producido incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios serán calculados a partir de los de 2009 que se incrementarán un volumen 2 % anual hasta el año 2012. En el caso del almacenamiento estratégico temporal de energía eléctrica superior al volumen máximo carbón (AETC) se considerarán además los costes logísticos y de producción programable gestión.
ConsEspi es el consumo específico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central. Anualmente, estos parámetros se fijarán por garantía Resolución de suministro que la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
PCSi y PCS’i son los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t. Anualmente, estos parámetros se haya fijado, liquidarán fijarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
C$€: Cambio del dólar frente al operador euro (en $/€). Se establecerá anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del sistema el exceso 15 de retribución julio del año inmediatamente posterior. Para su fijación se tomara la media del mes de noviembre del año anterior publicado en concepto el boletín estadístico del Banco de coste fijo España.
Pp es el precio del producto por dicha diferencia previa tipo de combustible. Estos precios se fijarán anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior, bajo la consideración de los siguientes índices y cotizaciones, expresados en $/tn dependiendo del tipo de combustible:
Para el carbón, será igual al precio del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus Internacional y se calculará como la media del mes de noviembre del año inmediatamente anterior.
En el caso de que se utilicen otros combustibles se ponderará su precio en función de los precios internacionales de estos combustibles.
PRLi es el precio de referencia de los costes de logística de los combustibles puestos en la central i en €/t. Este término será determinado por la Secretaría de Estado de Energía para cada central basado en precios de mercado.
Cfi: Coste financiero unitario, expresado en Euros/MWh. Es el coste de unas mermas anuales del 1 por ciento para las hullas y antracitas y del 2 ciento para el lignito negro valorado al precio de adquisición del carbón autóctono del año de adquisición entre la electricidad generada para la prestación del servicio público. La CNE, en función del carbón almacenado a final de cada mes, calculará este valor, procediendo a la correspondiente liquidación.
CVOMi: Coste variable de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MWh. Este coste tomará un valor de 2 €/MWh para las centrales de lignito negro y de 1,5 €/MWh para las hullas y antracitas. En caso de que el grupo de generación cuente con planta de desulfuración estos costes se incrementarán en 0,5 €/MWh.
CO2i: El coste unitario de emisión del CO2 en Euros/MWh, para lo que se aplican los últimos factores de emisión disponibles de cada grupo generador (en ton CO2 por MWh generado). Para el cálculo del valor del derecho de emisión, para cada ejercicio se tomará la cotización media del EUA Futures Contracts del mes de noviembre en el mercado ECX para el año siguiente. Corresponderá al Ministro de Industria, Turismo y Comerció desarrollar la metodología de cálculo y el valor será fijado anualmente en la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía especificando el coste unitario de emisión de los derechos asignados gratuitamente y será posteriormente calculado por la Comisión Nacional de Energía una vez presentadas las cuentas separadas auditadas por las unidades de generación, quien efectuará el cálculo de los costes reales en función de la energía finalmente producida de acuerdo con las funciones asignadas en este anexo. Para el año 2010 se fijará inicialmente el valor correspondiente al mes de noviembre de 2009 del mercado ECX.
4. Para Excepcionalmente, para el año 2010 los volúmenes máximos para cada central se fijarán prorrateando en función del número máximo de horas en que este mecanismo es de aplicación. aplicación, siendo en cualquier caso la energía programada inferior a la cantidad de energía programable en el año.