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El Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, regula el citado mecanismo y define las centrales que quedan obligadas a participar en el mismo como unidades vendedoras, así como la metodología de cálculo del precio de retribución de la energía y la manera de fijar los volúmenes máximos de producción anuales que pueden ser programados en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

El punto 1 del anexo II del citado Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, determina:

«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».

En la resolución de 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2011 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro se establece que los parámetros contenidos en dicha resolución serán revisados por la Comisión Nacional de Energía, quien determinará el coste real de aquellos parámetros fijados en su anexo que requieran de los datos de la auditoría de las centrales.

Por su parte, en la Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, se contempla que la Secretaría de Estado de Energía establecerá, entre otros, el procedimiento de cálculo de la liquidación definitiva de la energía producida por dichas centrales bajo el amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

En la presente resolución se da cumplimiento a lo previsto en la normativa citada, de forma que se establece el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2011, correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

La presente resolución ha sido sometida a trámite de audiencia mediante su envío a los interesados como titulares de las instalaciones sometidas al Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, así como a Red Eléctrica de España, S.A., como operador del sistema, y a la Comisión Nacional de Energía. La citada Comisión es actualmente la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en virtud de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Se han recibido alegaciones de las empresas titulares de las instalaciones y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

En su virtud resuelvo:

Primero. Objeto.

La presente resolución tiene por objeto establecer el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2011, correspondiente al periodo de efectiva programación de las instalaciones en aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Segundo. Cálculo de los costes reales correspondientes a la aplicación en el año 2011 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

1. El cálculo de los costes reales correspondientes a la aplicación en el año 2011 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, será realizado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de acuerdo con lo previsto en el citado real decreto y aplicando lo dispuesto en el anexo I de la presente resolución, así como los valores que se especifican en el anexo II de esta resolución.

2. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará los costes unitarios reales en el año 2011 de cada una de las centrales sometidas al procedimiento de restricciones por garantía de suministro. Una vez realizado este cálculo, dicha Comisión realizará el trámite de audiencia de los valores obtenidos y procederá posteriormente a la aprobación de los costes unitarios reales definitivos.

Para el cálculo de dichos costes la citada Comisión tomará como referencia los valores previstos en la Resolución de 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía para el año 2011, procediendo a su revisión.

3. Una vez aprobados los costes reales definitivos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, ésta los comunicará al operador del sistema, quien los tendrá en cuenta para realizar la regularización definitiva de acuerdo con lo previsto en el Procedimiento de Operación P.O. 14.5 «Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997», aprobado por Resolución de 27 de octubre de 2010, de la Secretaría de Estado de Energía.

4. En la siguiente liquidación del ejercicio 2014 que se efectúe una vez realizados por el operador del sistema la liquidación definitiva prevista en el apartado 8 del Procedimiento de Operación P.O. 14.5 «Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997», y en todo caso en la liquidación de cierre del ejercicio 2014, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, como órgano encargado de las liquidaciones, procederá a incorporar las cuantías que resulten.

5. Dicha Comisión deberá enviar a la Secretaría de Estado de Energía:

a) La información sobre los costes reales definitivos comunicados al operador del sistema y sobre la liquidación que realice a cada instalación con el detalle de los diferentes conceptos.

b) Las cuantías efectiva y realmente abonadas por los titulares de cada una de las instalaciones a los diferentes productores de carbón autóctono que les hayan suministrado en el año 2011.

Tercero. Publicación.

La presente resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado».

Cuarto. Efectos.

La presente resolución surtirá efectos a partir del día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Madrid, 3 de julio de 2015.–El Secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal Belda.

ANEXO I

Criterios para realizar el cálculo de los costes reales correspondientes al año 2011 en aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero

1. Para cada grupo generador i de aquellas centrales adscritas al procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro que se establecen en el anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, la retribución regulada (RRin) se calculará de acuerdo con lo siguiente:

RRi = CGi * EPRi (€)

Donde:

RRi: retribución regulada, expresada en euros, correspondiente al grupo i en el año 2011.

EPRi es la fracción de la energía neta anual generada por el grupo i, expresada en MWh, que será objeto de una retribución regulada en la liquidación definitiva del año 2011 al amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, correspondiente a la producción en el periodo transcurrido desde el inicio de la efectiva programación de las instalaciones en aplicación del procedimiento regulado en el citado real decreto hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual establecido. A estos efectos, únicamente podrá tomarse en consideración la fracción de la energía neta anual que efectivamente haya sido producida con consumo del carbón autóctono cuya adquisición venía impuesta por la Resolución de 8 de febrero de 2011 o, en su caso, con aplicación de los stock en central en dicha Resolución autorizados.

Este término se calculará teniendo en cuenta lo señalado en el párrafo anterior considerando asimismo el término correspondiente a la energía efectivamente producida por cada grupo i al amparo de las medidas adicionales para conseguir el cumplimiento de los objetivos previsto para el año 2011 contenidas en el anexo I del citado Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

CGi es el coste unitario de generación, expresado en €/MWh, que se calculará de acuerdo con lo siguiente:

CGi = CFi + CVi (€/MWh)

Siendo:

CFi: Coste fijo unitario, expresado en €/MWh.

CVi: Coste variable unitario, expresado en €/MWh.

Los términos CFi y CVi se calcularán según se establece en los siguientes apartados de este anexo.

2. El coste fijo unitario CFi, expresado en €/MWh, se calculará considerando, para cada grupo i, la relación entre el coste fijo anual y la producción de energía eléctrica en el año 2011, de acuerdo con lo siguiente:

CFi = [CFAi* (N/365)] / EPCi

Donde:

CFAi es el coste fijo anual del grupo i en el año 2011, expresado en euros, que se calculará de acuerdo con el apartado 3 de este anexo.

N: el número de días correspondientes al periodo de aplicación en 2011, que se computará desde la fecha de inicio de aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro previsto en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero hasta el 31 de diciembre de 2011.

EPCi es la energía neta producida por el grupo i en el periodo desde la fecha de inicio de la efectiva programación de las instalaciones en aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual. En el cómputo de esta producción no se tendrán en cuenta los períodos horarios con producción negativa correspondiente a paradas.

3. El coste fijo anual CFAi, expresado en euros, se calculará como la suma del coste fijo de operación y mantenimiento anual CFOMAi y un coste de inversión anualizado CITi:

CFAi = CFOMAi + CITi (€)

Donde:

CFOMAi: Coste fijo de operación y mantenimiento anual, expresado en euros, que se obtendrá como:

CFOMAi = CFOMi * Pi (€)

Siendo:

Pi: Potencia neta de cada grupo i, expresada en MW, calculada a partir de la potencia que figura en la inscripción en el correspondiente registro administrativo de instalaciones de producción.

CFOMi: Coste fijo de operación y mantenimiento unitario, expresado en €/MW. Este coste tomará el valor previsto en el Anexo II de la presente resolución.

CITi: Coste de inversión anualizado, expresado en euros, que se obtendrá como:

CITi = Ai + Ri – Cpi (€)

Siendo:

Ai: Término de amortización anual Ain, expresado en euros, que se determinará teniendo en cuenta la información de las auditorías de las centrales participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, según lo establecido en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, y su normativa de desarrollo.

CPi: Término de pagos por capacidad efectivamente liquidados por el operador del sistema correspondientes al año 2011.

Ri: Término de retribución financiera, expresado en euros. Este término para cada grupo i se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:

Ri = VNIi * Tr (€)

Donde:

Tr: tasa financiera de retribución a aplicar en 2011, expresada en tanto por uno, y calculada según lo previsto en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

VNIin: Valor neto de la inversión, expresado en euros, del grupo i pendiente de amortizar a 31 de diciembre del año 2010. Este valor contable será el resultante de la información de las auditorías de las centrales participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, conforme a lo establecido en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

4. El coste variable unitario CVi, expresado en €/MWh, se calculará según la siguiente expresión:

CVi = CCi + Cfk + CVOMi + CO2i + PEAJEi (€/MWh)

Donde:

CCi: Coste variable unitario asociado al consumo de combustible, expresado en €/MWh, calculado de acuerdo con el presente anexo.

Cfk: Coste variable unitario asociado a mermas de combustible, expresado en €/MWh, que será el comunicado por la Secretaría de Estado de Energía a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con lo previsto en el apartado 5.4 de la Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

CVOMi: Coste variable unitario de operación y mantenimiento, expresado en €/MWh, obtenido según el presente anexo.

CO2i: Coste variable unitario asociado a las emisiones de CO₂, expresado en €/MWh, determinado considerando lo dispuesto en el presente anexo.

PEAJEi: Coste variable unitario correspondiente al peaje de la actividad de generación, expresado en €/MWh.

5. El coste variable unitario asociado al consumo de combustible CCi, expresado en €/MWh, se calculará para cada grupo i de la central k conforme a la siguiente fórmula:

CCi = FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk +

+ FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk +

+ FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk +

+ FGNi * ConsEspi * P_GNk +

+ FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk (€/MWh)

Donde se definen los siguientes términos:

FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk: Coste variable unitario asociado al consumo de carbón autóctono (combustible principal).

FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk: Coste variable unitario asociado al consumo de carbón de importación.

FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk: Coste unitario asociado al coque (combustible principal en el caso de la central de gasificación integrada o sustitutivo del carbón de importación en el resto de centrales).

FGNi * ConsEspi * P_GNk: Coste variable unitario asociado al gas natural utilizado en la central de gasificación integrada.

FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk: Coste variable unitario asociado al consumo de combustibles auxiliares.

En el cálculo de los términos anteriores utilizados para el cálculo de CCi se tendrá en cuenta lo siguiente:

– PRCAk es el precio de adquisición del carbón autóctono para cada central k, expresados en €/tonelada. Será el comunicado por la Secretaría de Estado de Energía a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con lo previsto en el apartado 5.4de la Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

– El poder calorífico superior del carbón autóctono (PCSk) y de los combustibles auxiliares (PCS_AUXk), expresados en te PCS/t, se calcularán como media ponderada por toneladas del poder calorífico superior de las compras anuales.

El término PCSkn será el comunicado por la Secretaría de Estado de Energía a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con lo previsto en el apartado 5.4de la Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

El poder calorífico superior del carbón de importación (PCS_IMPk) y del coque sustitutivo (PCS_COQk), expresado en te PCS/t, se calcularán como media ponderada por toneladas del poder calorífico superior de los consumos.

En el caso particular de la central de gasificación integrada, el sumando correspondiente al coque incluirá el componente PCS_COQk calculado como media ponderada por toneladas del poder calorífico superior de las compras anuales.

– P_IMPk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de carbón de importación obtenido de acuerdo con lo siguiente:

P_IMPk = PREC_API2 /C$/€n * PCI_IMPi / PCI_IMP_REF (€/t)

Siendo:

PREC_API2 es el precio API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus International previsto en la Resolución de 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, expresado en $/tonelada.

C$/€n es el cambio $/€ establecido en la citada resolución.

PCI_IMPi / PCI_IMP_REF: Coeficiente de calidad en el que PCI_IMPi es la media ponderada por toneladas del poder calorífico inferior de los consumos anuales de carbón de importación, y PCI_IMP_REF es el poder calorífico inferior correspondiente a la referencia API 2 (6.000 te PCI/t), ambos expresados en te PCI/tonelada.

– P_COQk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de coque sustitutivo de carbón de importación obtenido de acuerdo con la siguiente expresión:

P_COQk = PREC_API2 /C$/€ * PCS_COQi / PCS_COQ_REF (€/t)

Siendo:

PREC_API2: Referencia API 2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus International, previsto en la Resolución de 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, expresado en $/tonelada.

C$/€n es el cambio $/€ establecido en la citada resolución.

PCS_COQi / PCS_COQ_REF: Coeficiente de calidad en el que PCS_COQi es la media ponderada por toneladas del poder calorífico superior de los consumos anuales de coque, y PCS_COQ_REF el poder calorífico superior de referencia.

En el caso particular de la central de gasificación integrada, PCOQk se corresponderá con el precio medio ponderado de las compras anuales de coque puesto en central.

– P_GNk es el precio medio ponderado de las compras anuales (€/MWh_PCS) de gas natural destinadas a la generación eléctrica en la central de gasificación integrada.

– P_AUXk es el precio medio ponderado de las compras anuales (€/t) de combustibles auxiliares.

– El precio logístico unitario de la central k PRLk, expresado en €/tonelada, se determina de la siguiente forma:

PRLk = TF + [TV * PRECGDEF / PRECGPROV]*DISTk (€/t)

Donde:

TF (€/t) es el término fijo logístico.

TV (€/t km) es el coeficiente del término variable logístico.

DISTk es la distancia en kilómetros entre puerto y central k.

PRECGDEF (c€/litro) es el precio definitivo del valor medio del gasóleo de automoción durante el periodo de aplicación del mecanismo de restricciones por garantía de suministro. Su revisión se realizará de acuerdo con lo previsto en la Resolución de 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2011 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

PRECGPROV (c€/litro) es el precio provisional, establecido en la correspondiente Resolución de la Secretaría de Estado de Energía para 2011, del valor medio del gasóleo de automoción durante el periodo de aplicación del mecanismo de restricciones por garantía de suministro.

En el caso particular de la central de gasificación integrada, PRLk tomará un valor nulo.

– El tanto por uno de carbón autóctono FCAi en términos de energía (termias), fijado anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, se volverá a calcular de acuerdo con el siguiente cociente:

FCAi = (CONS_CAi * PCSi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi* PCS_IMP’i + CONS_COQi * PCS_COQ’i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno).

– El tanto por uno de combustible de importación FIMPin en términos de energía (termias), se calculará de acuerdo con el siguiente cociente:

FIMPi = [CONS_IMPi * PCS_IMP’i] / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP’i + CONS_COQi * PCS_COQ’i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno).

– El tanto por uno de combustible de coque FCOQi en términos de energía (termias), se calculará de acuerdo con el siguiente cociente:

FCOQi = CONS_COQi * PCS_COQ’i / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP’i + CONS_COQi* PCS_COQ’i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno)

– El tanto por uno de gas natural FGNi en términos de energía (termias), se calculará de acuerdo con el siguiente cociente:

FGNi = (CONS_GNi * PCS_GNi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP’i + CONS_COQi* PCS_COQ’i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUX] (tanto por uno).

– El tanto por uno de combustible auxiliar FAUXi en términos de energía (termias), se calculará de acuerdo con el siguiente cociente:

FAUXi = (CONS_AUXi * PCS_AUXi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP’i + CONS_COQi* PCS_COQ’i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno).

– El consumo específico ConsEspi, expresado en te PCS / MWh, se valorará como cociente de las termias en PCS de entrada entre la energía producida hasta el cumplimiento del volumen máximo anual EPCi.

ConsEspi = [CONS_CAi*PCS i + CONS_IMPi * PCS_IMP’i + CONS_COQi * PCS_COQ’i + CONS_GNi * PCS_GN + CONS_AUXi * PCS_AUXi] / EPCi (te PCS / MWh)

Donde:

CONS_CAi (t) es el consumo de carbón autóctono del grupo i desde la fecha de inicio de aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual.

CONS_IMPi (t) es el consumo de carbón de importación del grupo i desde la fecha de inicio de aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual.

CONS_COQi (t) es consumo de coque sustitutivo del carbón de importación del grupo i desde la fecha de inicio de aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual.

CONS_AUXi (t o kl) es el consumo de combustible auxiliar del grupo i desde la fecha de inicio de aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual. Se determinará teniendo en cuenta las cantidades que resulten justificadas de acuerdo con el régimen de funcionamiento de la central y los consumos históricos en situaciones comparables.

CONS_GNi (m³) es el consumo de gas natural del grupo i desde la fecha de inicio de aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual.

Los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono (PCSi), del carbón de importación (PCS_IMP’i), del coque (PCS_COQ’i), del gas natural (PCS_GNi) y de los combustibles auxiliares (PCS_AUXi), expresados en te PCS/t, o te PCS/kl, se calcularán como media ponderada por toneladas o, en su caso, kilolitros, del poder calorífico superior de los consumos desde la fecha de inicio de aplicación del proceso de restricciones por garantía de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 óo, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual. En el caso de que no se disponga de la medida de entrada directa en caldera de PCS_AUXi, se considerará la medida del tanque que constituye el stock.

6. El coste variable unitario de operación y mantenimiento CVOMi tomará los valores establecidos en el anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

7. El coste asociado a las emisiones de CO2 del grupo i de la central k, CO2ik, se calculará de acuerdo con el artículo 4 de la Orden ITC/3366/2010, de 29 de diciembre, por la que se establece la metodología de cálculo del coste unitario de los derechos de emisión de CO₂ asignados a las centrales de generación eléctrica obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro a efectos de la liquidación provisional y definitiva de dichas centrales cuando son incluidas en el plan de funcionamiento semanal.

En dicho artículo se establece que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia efectuará el cálculo de los costes reales unitarios de emisión de los derechos de CO₂ asignados gratuitamente para cada grupo i de la central k, CO2ik, en función de la energía finalmente producida en la prestación del servicio, aplicando la metodología establecida en el artículo 3 de la orden citada en el párrafo anterior, con los valores de parámetros establecidos en el apartado 1 del artículo 4 de la misma orden.

A efectos de aplicación de dicha orden en el año 2011:

– El valor que tomará el término APGik para la liquidación definitiva en 2011 se corresponderá con el valor de energía EPRi que es objeto de una retribución regulada definitiva al amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, de acuerdo con la definición de dicho término establecida en el presente anexo.

– En la revisión del término FEik, factor de emisión del grupo generador i de la central k, expresado en t de CO₂ por MWh generado, las emisiones reales totales para cada año de cada central sujeto al mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro serán las indicadas en los informes de emisiones verificados por una Entidad Acreditada para la verificación de los gases de efecto invernadero y aprobados por el organismo competente de la Comunidad Autónoma correspondiente. En el caso de que no se dispusiera de dicha información desglosada por grupos, se determinarán las emisiones que corresponden a cada grupo prorrateando las emisiones del año correspondiente publicadas por el RENADE para cada central, según la producción total anual neta del grupo i medida en barras de central, descontando las horas en las que el grupo ha estado en parada.

8. El coste unitario de variable correspondiente al peaje de generación, PEAJEi, srá el previsto en la disposición transitoria primera del Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico y su normativa de desarrollo.

9. Sin perjuicio del cálculo de costes reales que debe realizar según los criterios descritos en la presente resolución, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, comprobará los siguientes aspectos:

a) Que los consumos específicos reales de los grupos resultan acordes con los establecidos en punto 3 del anexo II de la Resolución de 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía.

b) Que los porcentajes de mezcla reales de carbón autóctono resultan iguales o superiores a los establecidos en la citada resolución.

Cuando los valores resultantes para los parámetros consumos específicos sea superior a los establecidos en la citada Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, o los valores correspondientes a los porcentajes de mezcla reales de carbón autóctono sean inferiores a lo previsto en la misma, se solicitará por la Comisión Nacional de los mercados y la Competencia justificación de este hecho a la empresa titular de la instalación, quien deberá aportar dicha justificación.

ANEXO II

Valor de determinados parámetros a efectos del cálculo de los costes reales correspondientes al año 2011 en aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero

Teniendo en cuenta la metodología establecida en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, así como el contenido de la Resolución de 8 de febrero de 2011 de la Secretaría de Estado de Energía y lo previsto en la presente resolución, se fijan los siguientes valores a efectos de la realización de la liquidación definitiva para el año 2011:

a) CFOMi, Coste unitario de operación y mantenimiento fijo:

– Para cada central será de 33.759 €/MW por grupo generador.

– Para la central de gasificación integrada de Elcogás será de 143.220 €/MW.

En caso de que se disponga de planta de desulfuración el término CFOMi se considerarán 5.115 €/MW.

b) PCS_COQ_REF, poder calorífico superior de referencia: 7.950 (te PCS/t).