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En cumplimiento de lo establecido en la planificación de los sectores de gas y electricidad para el período 2008-2016, Red Eléctrica de España, S.A., ha llevado a cabo el proyecto de construcción del enlace eléctrico, que finalmente se ha concretado en una línea submarina en corriente continua, tecnología HVDC (± 250 kV), entre las subestaciones de Morvedre (Sagunto) y Santa Ponça (Calviá), mediante un tramo submarino de 237 km de longitud y una profundidad máxima de 1.485 m, cuya puesta en servicio está prevista para el segundo semestre de 2011. Tal y como se expone en el citado documento, el enlace eléctrico entre el archipiélago balear y la península ibérica supone una opción alternativa o complementaria para alcanzar el objetivo de incrementar la garantía de suministro y permitir la integración del sistema eléctrico balear en el mercado eléctrico peninsular.
La entrada en funcionamiento de este cable de interconexión significa la conexión física del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), en el que la actividad de generación funciona en régimen de competencia, implantado conforme al marco de liberalización del suministro eléctrico establecido en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y en sus disposiciones de desarrollo, con el sistema eléctrico balear, con un régimen de funcionamiento de la actividad de generación definido mediante un despacho económico basado en costes reconocidos. Este sistema viene establecido en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (SEIE), disposición que determina la regulación específica para estos sistemas eléctricos necesaria para recoger las singularidades y particularidades de los mismos, al amparo de lo establecido en el artículo 12 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
Este nuevo escenario en el que un SEIE se conecta con el sistema eléctrico peninsular estaba ya contemplado en la Ley 54/1997, de 27 de diciembre, del Sector Eléctrico, en concreto en su disposición transitoria decimoquinta, dedicada a los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, en la que se establece que «Para la actividad de producción de energía eléctrica que se desarrolle en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares a que se refiere el artículo 12 de la presente Ley, se establece un período de transición a la competencia hasta el 31 de diciembre del año 2000 siempre que los mismos se mantengan aislados del sistema eléctrico peninsular.»
Si bien la fecha límite para la instauración de competencia en los SEIE se alcanzó sin que se hiciese efectivo el nuevo modelo de competencia en generación en estos sistemas al que se aludía en la citada disposición transitoria decimoquinta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, se debe entender que el período transitorio se extendió de forma indefinida hasta el momento en que un SEIE se conectase con el sistema eléctrico peninsular.
De esta forma, la puesta en servicio del enlace eléctrico entre la península ibérica y el archipiélago balear supone que el sistema eléctrico balear dejará de estar aislado del sistema eléctrico peninsular, iniciando la integración de la generación del sistema eléctrico balear en el MIBEL.
Sin embargo, las singularidades del parque generador del sistema eléctrico balear, con un mix de generación más caro que el sistema peninsular, unido al hecho de que el valor máximo de energía admisible a través del nuevo enlace eléctrico apenas representa el 20 por ciento de la demanda máxima del sistema eléctrico balear, configuran un escenario inapropiado para la plena integración a corto plazo de la generación de este sistema eléctrico en el Mercado Ibérico de producción de energía eléctrica (MIBEL).
En consecuencia, procede definir un marco reglamentario de carácter transitorio para la gestión técnica y económica del enlace de conexión eléctrica entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear, así como para la liquidación de la energía que circule a través del mismo, que permita poner en valor desde el momento de su entrada en servicio la principal aportación de esta nueva infraestructura eléctrica, el apoyo a la garantía de suministro del sistema eléctrico balear, así como su contribución para reducir la diferencia de coste de la energía eléctrica entre el sistema eléctrico balear y el sistema eléctrico peninsular.
Por todo lo anterior, es necesario establecer las adaptaciones de las disposiciones de desarrollo de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, necesarias para que la regulación recoja convenientemente los efectos de la puesta en servicio del cable de conexión entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear ya desde el primer momento de su puesta en servicio en fase de pruebas.
A tal efecto, en la presente disposición se determinan las especificidades de aplicación para el funcionamiento del sistema de despacho económico del sistema eléctrico balear, al tiempo que se posibilita su participación en el MIBEL, a través del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.
De igual forma, se establecen las particularidades de aplicación en el sistema eléctrico balear de la Orden ITC/913/2006, de 30 marzo, por la que se aprueba el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, así como de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueba el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
Estas particularidades son necesarias para incluir la energía del enlace entre los sistemas eléctricos peninsular y balear en la programación y en la liquidación de la energía, estableciéndose asimismo el mandato al operador del mercado y al operador del sistema para que propongan las modificaciones de las disposiciones de menor rango también necesarias para fijar el régimen de operación técnica y económica de esta nueva infraestructura eléctrica.
Finalmente, este real decreto introduce algunas mejoras en el funcionamiento del mecanismo de restricciones por garantía de suministro una vez superados los primeros meses de funcionamiento. Por lo que con el objetivo de dotar al mecanismo de un funcionamiento más eficiente en su objetivo de lograr la programación anual necesaria de las centrales que son programadas para la prestación de este servicio, se introducen algunos avances que redundan en la consecución del objetivo mencionado.
El real decreto ha sido objeto de previo acuerdo con la Comunidad Autónoma de las Illes Balears, tal como se exige por el artículo 12 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y, por otra parte, el real decreto ha sido objeto del preceptivo informe de la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, sometiéndose al Consejo Consultivo de Electricidad, cuyas observaciones y comentarios, que se adjuntan anexo al informe de la CNE 27/2011, de 22 de septiembre, se han tomado en consideración para la elaboración del mismo, de acuerdo con lo establecido en el 5.5 del Real Decreto 1339/1999, de 31 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la CNE.
Asimismo la disposición transitoria cuarta y las disposiciones finales tercera y cuarta fueron objeto del informe 17/2011, de 2 de junio, de la CNE, previo sometimiento igualmente al Consejo Consultivo de Electricidad.
La Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha conocido este real decreto en su reunión de 6 de octubre de 2011.
En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 11 de noviembre de 2011,
DISPONGO:
Constituye el objeto del presente real decreto el establecimiento de las adaptaciones necesarias en la normativa del sistema de despacho económico del sistema eléctrico balear y del funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica del MIBEL, para permitir la integración de la energía eléctrica a través del enlace entre los sistemas eléctricos peninsular y balear.
Lo dispuesto en este real decreto será de aplicación a los sujetos que participen en el despacho económico del sistema eléctrico balear y al funcionamiento del mismo, así como al funcionamiento del mercado diario y mercado intradiario del MIBEL, y a los mercados de servicios de ajuste del sistema de producción de energía eléctrica del sistema eléctrico peninsular español.
1. Se autoriza a los comercializadores y los consumidores directos del sistema eléctrico balear a la presentación de ofertas de venta y de adquisición de energía en el mercado diario y en el mercado intradiario de producción de energía eléctrica, a que se refieren los artículos 8 y 9 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, para la programación de la energía del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear, en aplicación de lo establecido en el artículo siguiente.
El procedimiento de venta de energía en el mercado diario y en el mercado intradiario de producción de energía eléctrica para la programación de la energía del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear será establecido por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio. Hasta la fecha de entrada en vigor de esta Orden, no podrán efectuarse ofertas de venta de energía en los mercados.
2. A estos efectos deberán adquirir la condición de agente del mercado conforme establece el artículo 7 del citado Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.
1. El Operador del Sistema determinará el valor de energía horario máximo que puede ser programado a través del enlace entre el sistema eléctrico balear y el sistema eléctrico peninsular, de tal forma que se garantice el cumplimiento de los criterios de seguridad y fiabilidad establecidos en la normativa vigente.
2. A los efectos de determinar el programa horario de energía a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular, se procederá del siguiente modo:
a) El Operador del Sistema determinará el despacho económico del sistema eléctrico balear de acuerdo con la previsión de demanda y el orden de mérito económico de los costes reconocidos de las distintas unidades de producción en el sistema eléctrico balear sin tener en cuenta la capacidad del enlace. Al mismo tiempo, determinará la máxima energía que podría ser programada en el mercado diario y, en su caso, en el mercado intradiario, del intercambio de energía a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular.
En la determinación del orden de mérito económico se tendrá en consideración aquella producción del sistema eléctrico balear que deba mantenerse específicamente por razones de seguridad del sistema eléctrico, En este caso, el suministro se podrá instrumentar mediante indicación del operador del sistema a los comercializadores de último recurso de baleares.
b) El Operador del Sistema, siguiendo el orden de mérito establecido, determinará los volúmenes de las ofertas de compra y venta de energía que los comercializadores y los consumidores directos en el sistema eléctrico balear, deberán presentar en el mercado diario y, en su caso, en el mercado intradiario, en proporción a su cuota de demanda, correspondientes al programa de intercambio de energía a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular.
c) El Operador del Sistema comunicará, antes del cierre del periodo de presentación de ofertas en el mercado diario e intradiarios, a los comercializadores y los consumidores directos en el sistema eléctrico balear y al Operador de Mercado las cantidades y precios de las ofertas que deberán presentar en el mercado diario e intradiario para programar el intercambio de energía a través del enlace que sean compatibles con un despacho eficiente del sistema eléctrico balear y, en su caso, del peninsular. Por ello las ofertas serán iguales al coste variable reconocido y a la energía producible de las unidades de producción más caras de forma decreciente hasta alcanzar la saturación del enlace o del nivel de demanda. Por el contrario, cuando las expectativas de precios reflejen que es eficiente que las unidades de generación del sistema balear que no son despachadas para dar cobertura a la demanda de la isla deban participar en el sistema peninsular, el Operador del Sistema así lo comunicará a las unidades de mercado para que puedan presentar ofertas en los mercados diario e intradiarios manteniendo siempre el margen de reserva adecuado para el sistema balear.
A estos efectos, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio procederá a la aprobación del mecanismo para la determinación del precio y la cantidad de energía a incluir en las ofertas de venta y adquisición de energía, que será establecido en los correspondientes procedimientos de operación, contemplando criterios de seguridad del suministro y de minimización del coste.
3. Los comercializadores, y consumidores directos del sistema eléctrico balear, deberán presentar las ofertas de compra y venta de energía en el mercado diario y, en su caso intradiarios, para la programación del intercambio de energía a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular, por los volúmenes y precios que le haya indicado el operador del sistema con criterios de seguridad de suministro y mínimo coste. El incumplimiento de la presentación de ofertas por parte de los comercializadores y consumidores directos del sistema eléctrico balear será sancionable a tenor de lo contemplado en el título X de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
4. El resultado de la casación de ofertas determinará el programa de energía a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular.
5. El programa de intercambio, a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular, resultante tras la solución de restricciones técnicas en el sistema eléctrico peninsular, será incorporado al despacho económico del sistema eléctrico balear interconectado.
6. El precio de la energía programada para cada periodo a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular será el correspondiente al precio marginal resultante de la casación de ofertas en la correspondiente sesión del mercado.
Para cada hora h, el operador del sistema publicará el valor del precio final horario de generación [PFG(h)], al que hace referencia el artículo 8 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, distinguiendo entre el precio marginal horario de la energía en el mercado diario, el resultante del despacho económico antes de integrar el intercambio y el correspondiente al despacho económico con el programa de intercambio de energía a través del enlace.
Las adaptaciones del procedimiento de liquidación de la energía en el sistema eléctrico balear como consecuencia del intercambio de energía eléctrica a través del enlace entre el sistema eléctrico balear y el sistema eléctrico peninsular se establecen en el anexo de este real decreto.
Por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, se podrá modificar el citado anexo en función del desarrollo y evolución de los intercambios de energía eléctrica a través del enlace entre el sistema eléctrico balear y el sistema eléctrico peninsular.
Con arreglo a lo previsto en la disposición adicional quinta de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, desde el 1 de julio de 2009, el cierre de la energía adquirida por los comercializadores y consumidores directos en los SEIE se realiza según lo dispuesto en la disposición adicional segunda del 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.
A tal efecto, la diferencia entre las pérdidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares utilizadas en el procedimiento de balance del sistema eléctrico balear se valorará al precio del mercado diario y será considerado como ingreso o coste liquidable del sistema, y como tal se incluirá en las liquidaciones de las actividades reguladas. De igual forma, en caso de utilización del enlace en el sentido archipiélago balear-península ibérica, la energía vendida en el sistema eléctrico peninsular será tenida en cuenta en el cálculo del sobrecoste del sistema.
En las liquidaciones provisionales sin cierre de medidas, el descuadre de energía del sistema eléctrico balear al que se refiere el artículo 11.3 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, se asignará a los comercializadores y consumidores directos del sistema balear en proporción a los valores de energía programada remitidos por dichos agentes al operador del sistema. El cierre de energía en los SEIE que estén conectados al sistema eléctrico peninsular se calculará incluyendo las pérdidas de transporte en el enlace con el sistema eléctrico peninsular.
En el plazo de un mes a partir de la entrada en vigor de este real decreto, el operador del sistema remitirá al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico peninsular y de los SEIE, así como de la Resolución de 22 de mayo de 2009, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, cuyo contenido sea necesario modificar para recoger los efectos de la entrada en servicio del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.
Asimismo, en el mismo plazo y a los mismos efectos señalados en el párrafo anterior, el operador del mercado remitirá al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de modificación de las Reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica que deban modificarse para contemplar la entrada en servicio del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.
La Dirección General de Política Energética y Minas revisará los índices de cobertura máximos del sistema balear teniendo en cuenta la entrada en funcionamiento del enlace eléctrico con el sistema peninsular. A estos efectos el Operador del Sistema remitirá en el plazo máximo de dos meses una propuesta a la Dirección General de Política Energética y Minas.
1. Hasta que se revise el calendario de los consumidores con derecho a acogerse a las tarifas de último recurso, cualquiera que sea esta modificación, serán solo los comercializadores de último recurso que estén suministrando electricidad en el sistema eléctrico balear quienes, hasta la proporción a su demanda en el citado sistema, deberán presentar las ofertas de compra y, en su caso, de venta de energía en el mercado diario y, en su caso, intradiario, para la programación de energía a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular, por las cantidades y precios que haya indicado el operador del sistema.
2. En tanto no se conecte eléctricamente el subsistema Mallorca-Menorca con el resto de los subsistemas del sistema balear, las referencias realizadas al sistema balear deben entenderse con respecto al subsistema Mallorca-Menorca.
1. A los efectos de determinar el programa horario de energía a través de este enlace durante el periodo de pruebas de dicho enlace, el Operador del Sistema comunicará, antes del cierre del periodo de recepción de ofertas en el mercado diario, a los comercializadores de último recurso en el sistema eléctrico balear y al Operador del Mercado, las cantidades de las ofertas precio aceptantes que éstos deberán presentar en el mercado diario para la programación del intercambio de energía a través del enlace, necesario para la realización de dichas pruebas.
2. Durante este periodo de pruebas, la energía que discurra a través del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear, será considerada como pérdidas del sistema eléctrico peninsular, que serán valoradas al precio del mercado diario.
Los responsables de los puntos frontera entre transporte y distribución, en cada uno de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, deberán adecuar dichos puntos fronteras al cumplimiento del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, antes del 31 de diciembre de 2014.
1. Los participantes en las medidas y los encargados de la lectura en relación con aquellas medidas posteriores al 30 de junio de 2009 que hayan sido objeto de liquidaciones efectuadas por el operador del sistema que hubieran adquirido la condición de definitivas con anterioridad a la fecha de entrada en vigor del presente real decreto, dispondrán de un plazo de 120 días desde dicha fecha para comunicar las objeciones o errores materiales a los que se refiere el artículo 15 del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.
2. El Operador del Sistema comunicará al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y a la Comisión Nacional de Energía, en el plazo de 120 días desde la entrada en vigor del presente real decreto, los incumplimientos por parte de los encargados de lectura de las obligaciones establecidas en el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y en su normativa de desarrollo, en relación en el envío de datos de medidas posteriores al 30 de junio de 2009 que hayan sido objeto de liquidaciones efectuadas por el citado operador del sistema que hubieran adquirido la condición de definitivas. En este caso, se estará a lo dispuesto en el apartado 5 del artículo 15 del citado del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.
Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en este real decreto.
Con efectos desde 1 de enero de 2012 se suprime el apartado a) del artículo 5.2 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
Se modifica el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, en los siguientes términos:
Uno. La disposición adicional única pasa a ser disposición adicional primera.
Dos. Se añade una nueva disposición adicional segunda, con la siguiente redacción:
«Disposición adicional segunda. Utilización de la red de transporte por importaciones y exportaciones a países terceros.
1. A los sujetos que realicen importaciones de energía eléctrica que tengan su origen en países terceros que no sean miembros de la Unión Europea, les será de aplicación el peaje de acceso de conexiones internacionales 6.5 que se determina en este real decreto.
2. Se habilita al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar las disposiciones necesarias para el establecimiento y revisión de las cuantías del peaje de acceso de conexiones internacionales 6.5, para lo que se tendrá en consideración lo establecido en la normativa de la Unión Europea.»
El artículo 15 del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, queda redactado como sigue:
«Artículo 15. Corrección de registros de medidas.
1. Las incidencias justificadas de los equipos de medida que se definan de acuerdo a lo dispuesto en el presente reglamento o en desarrollo del mismo, darán lugar a nuevos registros de medida que podrán conducir a nuevas liquidaciones y, en su caso, a nuevas facturaciones a consumidores y productores. Cuando sea posible determinar la fecha en que se produjo la incidencia, las correcciones se aplicarán desde esa fecha. En ningún caso las correcciones podrán extenderse más allá de los doce meses anteriores a la petición de la verificación o a la detección de la incidencia.
No se considerarán incidencias de los equipos de medida los incumplimientos por parte de los sujetos de sus obligaciones en aplicación de lo dispuesto en el presente real decreto.
En ningún caso las nuevas liquidaciones darán lugar a la modificación de las liquidaciones efectuadas por el operador del sistema que hubieran adquirido la condición de definitivas según lo establecido en los correspondientes procedimientos de operación. En este supuesto, las liquidaciones nuevas se realizarán de acuerdo a lo que a tal efecto se establezca en los procedimientos de operación del sistema, tomando como base el precio final horario correspondiente. Los cobros o pagos que resulten de dicha liquidación se facturarán de acuerdo con lo siguiente:
a) En el caso de consumidores, los cobros o pagos se liquidarán entre el distribuidor encargado de la lectura y el comercializador que corresponda, quien los considerará en la facturación de los consumidores afectados.
b) En el caso de generadores de régimen especial los cobros o pagos se liquidarán entre el distribuidor perteneciente al mismo grupo empresarial que el representante de último recurso que le correspondería al generador según lo dispuesto en la disposición adicional séptima del 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, y el productor en régimen especial, o su representante, quien los considerará en la facturación de los productores afectados.
c) En el caso de generadores de régimen ordinario los cobros o pagos se facturarán con el transportista o el distribuidor a cuyas redes esté conectado, según corresponda.
d) En el caso de fronteras entre dos distribuidoras los cobros o pagos se efectuaran entre ambas al precio de pérdidas definido en la Orden ITC/2524/2009, de 8 de septiembre, por la que se regula el método de cálculo del incentivo o penalización para la reducción de pérdidas a aplicar a la retribución de la distribución para cada una de las empresas distribuidoras de energía eléctrica.
2. Lo dispuesto en el apartado anterior será igualmente de aplicación a los casos en los que un participante en una medida comunique al encargado de la lectura una objeción con posterioridad al cierre de medidas realizado para la liquidación definitiva, siempre que concurran las siguientes circunstancias:
a) Que la objeción no haya sido desestimada en el proceso de cierre de medidas previsto en los procedimientos de operación o que el encargado de la lectura certifique que la objeción habría sido estimada si se hubiera presentado en el plazo y en la forma establecidos para el proceso de cierre de medidas;
b) Que el encargado de la lectura certifique la cantidad de energía corregida;
c) Que la objeción se comunique al encargado de la lectura en un plazo máximo de 120 días a contar desde el día de publicación del cierre de medidas definitivo;
d) Que la diferencia con la medida correspondiente al cierre sea mayor del 20% o superior a 1 GWh. Este límite se aplicará a medidas individualizadas para los puntos frontera tipo 1 y 2 y a agregaciones para los puntos frontera tipo 3, 4 y 5.
e) Que la objeción se comunique conforme a lo dispuesto en los procedimientos de operación para este tipo de objeciones realizadas con carácter posterior al cierre.
3. Lo dispuesto en el primer apartado de este artículo será igualmente de aplicación a los casos en los que el encargado de lectura detecte un error en la medida con posterioridad al cierre de medidas realizado para la liquidación definitiva, siempre que concurran las siguientes circunstancias:
a) Que la detección del error se produzca en un plazo máximo de 120 días a contar desde el día de publicación del cierre de medidas definitivo;
b) Que la diferencia con la medida del cierre sea mayor del 20% o superior a 1 GWh. Este límite se aplicará a medidas individualizadas para los puntos frontera tipo 1 y 2 y a agregaciones para los puntos frontera tipo 3, 4 y 5.
4. Lo dispuesto en el primer apartado de este artículo será igualmente de aplicación a los casos en los se detecte un error en la medida con posterioridad al cierre de medidas realizado para la liquidación definitiva por inspecciones realizadas por la Comisión Nacional de Energía.
5. El Operador del Sistema comunicará al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y a la Comisión Nacional de Energía los incumplimientos por parte de los encargados de lectura de cualquiera de las obligaciones contempladas el presente real decreto y su normativa de desarrollo, en relación con el envío de datos de medidas que hayan sido objeto de liquidaciones efectuadas por el citado operador del sistema que hubieran adquirido la condición de definitivas.
A la vista de la información anterior, la Comisión Nacional de Energía realizará las inspecciones necesarias para verificar los incumplimientos detectados. Asimismo, podrá incoar los expedientes que correspondan a fin de determinar si los incumplimientos constituyen infracción según el Título X de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre del Sector Eléctrico.
6. En caso de aplicación de lo dispuesto en los apartados 2, 3 y 4 del presente artículo, al precio final horario correspondiente se le aplicará un recargo que se determinará en los procedimientos de operación del sistema.
Los nuevos registros de medidas consecuencia de estas correcciones deberán ser puestos a disposición de la Comisión Nacional de Energía, en el ámbito de sus competencias, y del operador del sistema como responsable del sistema de medidas del sistema eléctrico, debiendo informar éste último al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
7. El saldo resultante de la diferencia entre los ingresos y pagos efectuados por el transportista o el distribuidor en aplicación del presente artículo tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos previstos en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. En el caso de los distribuidores, se tendrá en cuenta en el cálculo anterior el saldo que se hubiera obtenido de estos ingresos y pagos al precio de pérdidas definido en la Orden ITC/2524/2009, de 8 de septiembre.»
Se modifica, el apartado 3 del artículo 9 del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica, que queda redactado como sigue:
«3. En todos los casos de instalaciones de nueva extensión de red, las condiciones técnico-económicas sobre el nivel de tensión, el punto de conexión y la solución de alimentación eléctrica para los nuevos suministros serán determinadas por el Gestor de la Red de distribución, que deberá tener en cuenta criterios de desarrollo y de operación al mínimo coste de las redes de distribución garantizando la calidad de suministro. El solicitante del nuevo suministro tendrá derecho a que la empresa suministradora le justifique las causas de elección del punto y de la tensión de conexión. En caso de discrepancia entre el solicitante del suministro y el Gestor de la Red de distribución, resolverá el órgano correspondiente de la Administración competente. A tales efectos, el Gestor de la Red de distribución deberá aplicar las normas técnicas, constructivas y de operación a tener en cuenta en dichos desarrollos, contenidas en los correspondientes procedimientos de operación de la actividad de distribución de energía eléctrica y normas particulares aprobadas por la Administración competente.
Cuando las nuevas instalaciones de extensión de redes puedan ser ejecutadas por varios distribuidores existentes en la zona, la Administración competente determinará, siguiendo criterios de mínimo coste, con carácter previo a su ejecución, cuál de ellos debe asumir dichas instalaciones como activos de su red de distribución.
Las instalaciones de nueva extensión de red necesarias para atender nuevos suministros o ampliación de los existentes de hasta 100 kW en baja tensión y 250 kW en alta tensión, en suelo urbanizado que con carácter previo a la necesidad de suministro eléctrico cuente con las dotaciones y servicios requeridos por la legislación urbanística, definido según lo establecido en el artículo 12.3 del texto refundido de la Ley de Suelo, aprobado por Real Decreto Legislativo 2/2008, de 20 de junio, serán realizadas por la empresa distribuidora de la zona, dando lugar a la aplicación de los correspondientes derechos de extensión siempre que no estén incluidas dentro del correspondiente plan de inversión. La cuantía de los derechos aplicables será remitida al solicitante en los plazos establecidos en el artículo 103 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, a contar desde la presentación de la solicitud. Las modificaciones consecuencia de los incrementos de potencia solicitados en un plazo inferior a tres años se considerarán de forma acumulativa a efectos del cómputo de potencia y serán costeadas, en su caso, por el solicitante teniéndose en cuenta los pagos efectuados por derechos de acometida durante ese periodo.
Para el resto de instalaciones de nueva extensión necesarias para atender las solicitudes de nuevos suministros o ampliación de los existentes, con base en las condiciones técnicas y económicas a las que se refiere al apartado 3 de este artículo, el coste será de cuenta de sus solicitantes, sin que proceda el cobro de derechos extensión.
Una vez efectuada la solicitud, el distribuidor deberá presentar al solicitante en los plazos establecidos en el artículo 103 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica un pliego de condiciones técnicas y un presupuesto económico en documentos separados, que deberán contar con el siguiente desglose:
a) Pliego de condiciones técnicas:
1.º Trabajos de refuerzo, adecuación, adaptación o reforma de instalaciones de la red de distribución existente en servicio, siempre que estos sean necesarios para incorporar a las nuevas instalaciones.
Los trabajos detallados en este apartado serán realizados por el distribuidor al ser éste es el propietario de esas redes y por razones de seguridad, fiabilidad y calidad del suministro.
2.º Trabajos necesarios para la nueva extensión de red.
Los trabajos referidos en este apartado podrán ser ejecutados a requerimiento del solicitante por cualquier empresa instaladora legalmente autorizada o por la empresa distribuidora.
b) Presupuesto:
1.º Presupuesto detallado según el desglose recogido en el pliego de condiciones técnicas de los trabajos correspondientes a refuerzos, adecuaciones, adaptaciones o reformas de instalaciones de la red de distribución existente en servicio, necesarios para incorporar a las nuevas instalaciones. Este presupuesto deberá pormenorizar, de acuerdo a lo establecido en los correspondientes Procedimientos de Operación de Distribución, que conceptos deberán ser abonados por el solicitante y cuales serán a cuenta de la empresa distribuidora.
2.º Presupuesto detallado según el desglose recogido en el pliego de condiciones técnicas de los trabajos necesarios para la nueva extensión de red.
La empresa distribuidora deberá hacer constar de manera expresa en el presupuesto que dichas instalaciones podrán ser ejecutadas bien por la empresa distribuidora o bien por un instalador autorizado que deberá llevar a cabo la instalación de acuerdo a las condiciones detalladas en el pliego de prescripciones técnicas, a las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias y a las establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la Administración competente.
En el caso de que el solicitante decida que la empresa distribuidora ejecute los trabajos deberá comunicarlo de manera expresa a la misma en el plazo de 3 meses a contar desde la recepción del presupuesto.
Igualmente, si el solicitante decidiese que fuese cualquier otra empresa instaladora legalmente autorizada la que ejecutase los trabajos deberá comunicarlo a la empresa distribuidora en el plazo de 3 meses a contar desde la recepción del presupuesto.
Las instalaciones de nueva extensión de red que vayan a ser utilizadas por más de un consumidor y sean realizadas directamente por el solicitante, habrán de ser cedidas al distribuidor de la zona, excepto si el solicitante es una empresa distribuidora, que se responsabilizará desde ese momento de su operación y mantenimiento. Cuando existan varias empresas distribuidoras en la zona a las cuales pudieran ser cedidas las instalaciones, la Administración competente determinará a cuál de dichas empresas distribuidoras deberán ser cedidas, con carácter previo a su ejecución y siguiendo criterios de mínimo coste. El titular de la instalación podrá exigir la suscripción de un convenio de resarcimiento frente a terceros, por una vigencia de mínima de diez años, quedando dicha infraestructura abierta al uso de terceros. Este periodo mínimo de diez años, podrá ser ampliado excepcionalmente por el órgano correspondiente de la Administración competente en casos debidamente justificados. Los referidos convenios deberán ser puestos en conocimiento de la Administración competente, acompañándose a la documentación de la solicitud de autorización administrativa de transmisión de la instalación.»
Se modifica 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 organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, en los siguientes términos:
Uno. Se añade un nuevo apartado séptimo en el anexo l:
«Séptimo. Medidas adicionales para conseguir el cumplimiento de los objetivos previsto para el año 2011.
1. Los grupos incluidos en el plan de funcionamiento diario al que hace referencia el presente anexo, tendrán derecho al correspondiente coste unitario de generación con respecto al precio medio resultantes de todas sus transacciones en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario, aplicada al incremento neto de programa en dichos mercados producido de forma efectiva y que no supere el plan de funcionamiento actualizado diario.
2. Los grupos incluidos en el plan de funcionamiento diario actualizado al que hace referencia el presente anexo, estarán obligados a incorporar un precio igual a 0 €/MWh en las ofertas de energía a bajar presentadas en los mercados de Gestión de Desvíos y de Regulación Terciaria, y al coste variable establecido por la Secretaria de Estado de Energía, en los mercados a subir de Gestión de Desvíos y de Regulación Terciaria y en los mercados intradiarios hasta los valores de producción incluidos en el plan de funcionamiento diario actualizado.
3. En el proceso de solución de los desequilibrios entre producción y demanda derivados de la resolución de restricciones por garantía de suministro, participarán también los programas de energía de las unidades que tengan únicamente programa en el PDBF en uno o varios de los tres primeros periodos horarios que constituyen el horizonte diario de programación, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.
4. En los correspondientes procedimientos de operación se establecerán los criterios necesarios para determinar los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores.»
Dos. El punto 3 del anexo II queda redactado como sigue:
«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 al coste variable regulado en 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, generará un derecho de cobro o, en su caso, una obligación de pago, por la diferencia entre el precio del mercado diario y el coste regulado, por la energía programada dentro del 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.»
El presente real decreto se dicta al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para determinar las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y las bases del régimen minero y energético, respectivamente.
Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para dictar, en el ámbito de sus competencias, las disposiciones de desarrollo que resulten indispensables para asegurar la adecuada aplicación de este real decreto.
El presente real decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Dado en Madrid, el 14 de noviembre de 2011.
JUAN CARLOS R.
El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,
MIGUEL SEBASTIÁN GASCÓN
Para realizar la liquidación económica de las energías se utilizará, además de la información relativa a costes, precios y energías establecida en el artículo 8 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, la siguiente información:
1. Energía horaria liquidada a los comercializadores y los consumidores directos y productores en el MIBEL por las adquisiciones y ventas a través del enlace con el sistema eléctrico peninsular.
2. Importe horario liquidado a los comercializadores y consumidores directos del sistema eléctrico balear por las adquisiciones y ventas de energía en el MIBEL a través del enlace disponible con el sistema eléctrico peninsular.
Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico balear j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:
CAC(c,h,j) = [EDC(c,h,j) - EMIBEL(c,h,j)] × PMCP(h)
Siendo:
CAC(c,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico balear j en la hora h a los productores del despacho.
EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico balear j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo.
EMIBEL(c,h,j): Energía horaria liquidada a los comercializadores y los consumidores directos por las adquisiciones y ventas en el MIBEL, tanto en la liquidación del Operador del Mercado como en la liquidación peninsular del Operador del Sistema.
PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h excluidos los pagos por capacidad y el coste de los desvíos.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma de las Illes Balears podrá establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores y consumidores directos a la estructura estacional de la demanda en su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
En el cálculo de la obligación de pago por la adquisición de energía definido en este apartado no será de aplicación el precio indicado a los comercializadores de último recurso en el sistema eléctrico balear por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de dicho sistema para el suministro a sus consumidores de último recurso. El precio de adquisición de esta energía será el establecido en la disposición adicional decimoquinta del 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.
Las empresas comercializadoras y consumidores directos del sistema eléctrico balear que hubieran pagado directamente al Mercado Spot Ibérico el coste de la energía adquirida en el MIBEL, tendrán una obligación de pago como ajuste de la diferencia de precios entre el precio de adquisición en el MIBEL y el precio final de adquisición, que se calculará según la siguiente expresión:
CAJC(c,h,j) = EMIBEL(c,h,j) × PMCP(h) - IMPMIBEL(c,h,j)
Siendo:
CAJC(c,h,j): Ajuste por diferencia de precios de la energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico balear j en la hora h en el MIBEL.
IMPMIBEL(c,h,j): Importe horario liquidado a los comercializadores y consumidores directos del sistema eléctrico balear j en la hora h en el MIBEL tanto en la liquidación del Operador del Mercado como en la liquidación peninsular del Operador del Sistema.
PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h excluidos los pagos por capacidad y el coste de los desvíos.
En el caso de comercializadores de último recurso, en lugar del PMCP(h), el precio será el establecido en la disposición adicional decimoquinta del 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.
Como resultado de la suma de los importes liquidados en el despacho balear a los comercializador de último recurso, términos CAC(c,h,j) y CAJC(c,h,j), y de los importes liquidados a los mismos en el sistema peninsular, término IMPMIBEL (c,h,j), el coste final de adquisición de los comercializadores de último recurso en el sistema balear será el establecido en la disposición adicional decimoquinta del 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.
La metodología de liquidación de la energía tiene por objeto liquidar a las empresas generadoras sus costes de producción con los importes satisfechos por los agentes compradores por la energía adquirida.
La bolsa compuesta por la agregación de los costes de generación de todos los grupos de generación en régimen ordinario y la valoración de la energía generada por los grupos en régimen especial que participan en el despacho económico teniendo en cuenta el precio final horario de generación, PFG(h), del sistema eléctrico balear j será la siguiente:
Donde DCRE(e,h,j) es el valor a liquidar en la hora h al generador en régimen especial del sistema eléctrico balear j por la energía generada, al que se refiere el apartado 9 del artículo 12 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo.
La bolsa compuesta por la agregación de los costes de adquisición de energía de todos los comercializadores y consumidores del sistema eléctrico balear j será la siguiente:
Los valores de BOLSAG (h) y BOLSAA (h) son diferentes debido a que los comercializadores y los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho adquieren su energía a los respectivos precios medios de adquisición resultantes para estos agentes en el mercado de producción peninsular, generándose en consecuencia un desequilibrio entre los importes de ambas bolsas (D/S (h)) en el sistema eléctrico balear, que podrá ser positivo o negativo y cuyo importe se obtiene de la forma siguiente:
D/S(h) = BOLSAA(h) - BOLSAG(h)
En las liquidaciones sin cierre de medidas, el descuadre de energía del sistema eléctrico balear j se asignará a los comercializadores y consumidores directos en proporción a sus programas de energía según lo indicado en el apartado 3 del artículo 11 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo.
En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía, CIERRE(h,j), del sistema eléctrico balear j en la hora h, se calcula como la diferencia entre las pérdidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares calculadas en el sistema eléctrico balear, según lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril.
Las pérdidas reales de transporte y distribución se obtienen como la diferencia entre toda la generación y toda la demanda en punto frontera de consumo para obtener el balance de energía del sistema eléctrico balear j.
Por tanto, el cierre de energía del sistema eléctrico balear j se calcula según la fórmula siguiente, como la diferencia entre toda la medida de generación y toda la medida de demanda elevada a barras de central.
ECABLE (h,j) es la energía suministrada a través del cable eléctrico de interconexión entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear medida en el punto frontera con la península, con valor positivo si es suministro desde la península al sistema eléctrico balear j y con valor negativo si es en sentido contrario.
Donde:
EOMEL(c,h,j): Saldo total de energía adquirida o vendida en el mercado diario y en su caso, en el mercado intradiario en la hora h para el sistema eléctrico balear j, liquidado al comercializador y consumidor directo c del sistema eléctrico balear j.
RTCABLE(c,h,j): Saldo total de energía redespachada por restricciones al PBF, al mercado intradiario o en tiempo real en la hora h para el sistema eléctrico balear j, liquidado al comercializador y consumidor directo c del sistema eléctrico balear j.
DSVCABLE(c,h,j): Desvío calculado como la diferencia entre la medida de energía intercambiada con el sistema eléctrico balear j, ECABLE(h,j) y el programa de intercambio con dicho sistema, liquidado al comercializador y consumidor directo c del sistema eléctrico balear j.
La energía redespachada en el sistema peninsular al programa del enlace con el sistema balear por restricciones al programa base de funcionamiento, al mercado intradiario o en tiempo real, término RTCABLE(c,h,j), se liquidará al precio establecido para estos redespachos en el correspondiente procedimiento de operación peninsular.
El desvío del programa del cable en el sistema peninsular, término DSVCABLE(c,h,j), se liquidará al precio de los desvíos en la península conforme a lo dispuesto en el correspondiente procedimiento de operación peninsular.
Todos los términos empleados en las fórmulas que se recogen en el presente anexo y que no han sido definidos, tendrán el significado dado a los mismos en el capítulo IV de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
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