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, 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, 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 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.
Cuando a lo largo del ejercicio una central sobrepase en su funcionamiento el volumen de 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 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 establece en el apartado 3.2, efectuará el cálculo de los costes reales correspondiente al volumen de 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 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, 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 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.
Para dar cumplimiento a lo establecido en el punto 3 del artículo único del presente real decreto, los titulares de las centrales que estén incluidas en el plan de funcionamiento actualizado para la resolución de restricciones por garantía de suministro podrán presentar al mercado diario la condición compleja de ingresos mínimos, sin otras condiciones complejas adicionales, con la siguientes características:
a) El término variable de la oferta será el coste variable regulado en euros/MWh.
b) El término fijo será igual a 0 euros.
c) El primer bloque de energía corresponderá al menos al plan semanal de funcionamiento actualizado y se ofertará a 0 euros/MWh.
En el caso en que no se utilice esta condición compleja, el primer bloque de energía corresponderá al menos al plan semanal de funcionamiento actualizado y se ofertará al coste variable regulado en euros/MWh.
A las centrales incluidas en el presente anexo no les serán de aplicación las condiciones de los párrafos segundo y tercero de la regla 28.1.2.2 de funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica, cuando se encuentren incluidas en el plan de funcionamiento actualizado.
Cuando las centrales obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro resulten programadas por el Operador del Sistema para la implementación del mecanismo de restricciones por garantía de suministro la energía producida generará un derecho de cobro del titular de la central en el proceso de liquidación de las restricciones por garantía de suministro, con cargo a los pagos por capacidad igual al producto del coste unitario que se fije para la central por la energía realmente programada en el proceso. Los titulares de las centrales programadas en el mercado diario base de funcionamiento cuya energía tenga que ser retirada del programa por la activación del mecanismo tendrán una obligación de pago igual al producto del precio del mercado diario por la energía desplazada.
Cuando alguna de estas centrales obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro resulte programada en el mercado diario y el volumen máximo de producción anual programado no haya sido alcanzado:
Si el precio horario final resultante en el mercado diario es superior al coste unitario regulado, en estas horas, la energía producida alcanzado, generará una obligación de pago del titular un derecho de la central cobro o, en el proceso de liquidación de las restricciones por garantía su caso, una obligación de suministro, con cargo a los pagos por capacidad, pago, por la diferencia entre el precio del mercado diario y el coste regulado.
Si el precio horario final resultante en el mercado diario es superior al coste variable regulado de una central, pero inferior al coste unitario regulado de la central, en estas horas, la energía producida generará un derecho de cobro del titular de la central en el proceso de liquidación de las restricciones por garantía de suministro, con cargo a los pagos regulado, por capacidad, igual al producto de la energía producida en estos casos por la diferencia entre el coste unitario regulado de la central y el precio programada dentro del mercado diario. plan de funcionamiento actualizado.
Esta energía producida se tendrá en cuenta a la hora de determinar la energía pendiente para alcanzar el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programada en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.
3.2 El coste unitario de generación de los grupos para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro incluirá los costes fijos, CFi, y los costes 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.
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 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 × Trn
Siendo:
VNIin: Valor neto de la inversión del grupo i expresada en euros pendientes de amortizar a 31 de diciembre. Para su cálculo se tomarán como valores iniciales a 31 de diciembre de 2009 una inversión que será el valor pendiente de 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 Estado a diez años más 300 puntos básicos. Dicho valor se revisará anualmente por la Comisión Nacional de 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.
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 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 $€
·
PCS i´
·
Donde:
FCAi Es el tanto por uno de carbón autóctono en energía, que será fijado anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por los titulares de las instalaciones.
PRCAi Son los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central, expresados en €/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios serán calculados a partir de los de 2009 que se incrementarán un 2 % anual hasta el año 2012. En el caso del almacenamiento estratégico temporal de carbón (AETC) se considerarán además los costes logísticos y de gestión.
ConsEspi es el consumo específico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central. Anualmente, estos parámetros se fijarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
PCSi y PCS’i son los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t. Anualmente, estos parámetros se fijarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
C$€: Cambio del dólar frente al 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 15 de julio del año inmediatamente posterior. Para su fijación se tomara la media del mes de noviembre del año anterior publicado en el boletín estadístico del Banco de España.
Pp es el precio del producto por tipo de combustible. Estos precios se fijarán anualmente 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, 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. Excepcionalmente, para el año 2010 los volúmenes máximos para cada central se fijarán en función del número máximo de horas en que este mecanismo es de aplicación, siendo en cualquier caso la energía programada inferior a la cantidad de energía programable en el año.