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Legislación consolidada

Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

Publicado en:
«BOE» núm. 278, de 18/11/2011.
Entrada en vigor:
19/11/2011
Departamento:
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
Referencia:
BOE-A-2011-18064
Permalink ELI:
https://www.boe.es/eli/es/o/2011/11/17/itc3127/con

TEXTO CONSOLIDADO: «Última actualización publicada el 22/12/2018»


[Bloque 1: #preambulo]

El artículo 16.1.c) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, dentro de la retribución de las actividades y funciones del sistema, establece que «Adicionalmente el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio podrá establecer una retribución en concepto de pago por capacidad en función de las necesidades de capacidad del sistema.»

Con ello el diseño del mercado eléctrico en la citada Ley establece un sistema retributivo regulado que complementa el ingreso que se produce en el mercado eléctrico con el objeto de establecer una señal económica para incentivar la entrada de nueva capacidad en el mercado y para evitar el cierre de aquellas instalaciones que garantizan la seguridad del suministro eléctrico.

A tales efectos, el apartado cuarto de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, aprueba la regulación de los pagos por capacidad definidos en el citado artículo 16 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, estableciendo en el anexo III de la citada orden, las condiciones de prestación del servicio de capacidad de potencia a medio y largo plazo ofrecido por las instalaciones de generación al sistema eléctrico, los requisitos para participar como proveedor del servicio, así como el régimen retributivo de pagos por dicha capacidad que suponen el complemento regulado mencionado anteriormente.

Bajo el concepto de pagos por capacidad, en dicha norma se incluyen dos tipos de servicio: el incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo y el servicio de disponibilidad a medio plazo. El primero de estos conceptos se encuentra desarrollado mientras que el segundo no está actualmente en aplicación.

El servicio de disponibilidad a medio plazo estará destinado a promover la disponibilidad en un horizonte temporal igual o inferior al año de las instalaciones que a falta de pagos por este concepto pudieran no estar disponibles para fomentar y mantener las condiciones necesarias que sustentan la garantía de suministro en el corto y medio plazo. Este servicio será gestionado por el operador del sistema con criterios de transparencia y eficiencia.

En la actualidad, la inelasticidad de la demanda y el mallado imperfecto de la red hacen que el precio de la energía sea una señal insuficiente para garantizar la cobertura del suministro de la electricidad. Por tanto, el carácter de bien público de la disponibilidad de la potencia hace que aquellas centrales de generación que son importantes para el sistema por su capacidad para adaptarse a las necesidades de demanda, dadas las restricciones existentes en capacidad de interconexión, y su capacidad para resolver la creciente producción de energía no gestionable, sean objeto de una retribución regulada.

El diseño de mercado efectuado en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, hace que adquiera especial relevancia asegurar la disponibilidad de toda la generación. Hay que tener en cuenta por una parte que los efectos de la crisis económica mundial en el sector energético español, se han traducido en una importante ruptura en la senda evolutiva de la demanda. Por otra parte, hay que considerar el compromiso adquirido por el Gobierno español para producir el 20 % de la energía primaria a partir de fuentes de energía renovable en 2020, que implica que la producción renovable en el sector eléctrico debe continuar aumentando su participación en la producción de energía eléctrica a tasas significativas, con los consiguientes beneficios de largo plazo que implica esta apuesta tecnológica.

Estos dos factores han tenido un impacto significativo en los ingresos que reciben las centrales del régimen ordinario que se encargan de asegurar el equilibrio entre la oferta y la demanda en el medio y largo plazo, lo que pone en riesgo la disponibilidad de algunas tecnologías para cubrir las puntas del sistema y se desincentiva la inversión en nueva capacidad que, en el largo plazo, será necesaria para reemplazar a las centrales existentes y, por tanto, garantizar el suministro de la demanda.

A esto hay que añadir que se ha producido una reducción significativa en las horas de funcionamiento de algunas tecnologías que no ha podido compensarse con una mayor producción destinada a otros mercados por la reducida capacidad de interconexión con los principales sistemas europeos.

Por todo ello en la presente orden se hace necesario definir el servicio de disponibilidad a medio plazo que estará destinado a promover la disponibilidad en un horizonte temporal anual de estas instalaciones, evitando que su retirada en el mercado lleve, en último término, a que pudieran no estar disponibles. Por tanto, se fija un pago para las centrales que son objeto de la prestación del servicio para asegurar su disponibilidad. De esta forma existe el incentivo económico para que estas centrales estén operativas y garanticen el suministro eléctrico. Los pagos por disponibilidad se configuran en función de la potencia neta instalada de la central, así como de un índice de disponibilidad.

En la presente orden se establecen los valores del servicio de disponibilidad para el periodo de un año a contar desde el día 15 del mes siguiente a su entrada en vigor.

Adicionalmente se revisa el incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo a las centrales cuyo acta de puesta en marcha haya sido otorgada después del 1 de enero de 1998 con el objeto de actualizar dicho pago y adaptarlo a los cambios que se han producido en las horas de funcionamiento de estas centrales que han hecho que el pago actual esté desajustado y se incorporan a este servicio las centrales que han realizado inversiones medioambientales significativas para reducir emisiones de óxidos de azufre, además de las plantas de desulfuración.

La orden ha sido informada por la Comisión Nacional de Energía con fecha 15 de septiembre de 2011.

En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos adoptado en su reunión del día 7 de noviembre de 2011, dispongo:


[Bloque 11: #a1-2]

Artículos 1 a 9.

(Derogados).

Se derogan por la disposición derogatoria única.1 de la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre. Ref. BOE-A-2018-17606

Texto añadido, publicado el 22/12/2018, en vigor a partir del 22/12/2018.


[Bloque 12: #daprimera]

Disposición adicional primera. Aplicación del servicio de disponibilidad a medio plazo.

(Derogada).

Se deroga por la disposición derogatoria única.1 de la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre. Ref. BOE-A-2018-17606

Seleccionar redacción:


[Bloque 13: #dasegunda]

Disposición adicional segunda. Nuevo mecanismo de pagos por capacidad para las instalaciones de generación de energía eléctrica.

El Ministro de Industria Turismo y Comercio, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, aprobará un nuevo mecanismo de los pagos por capacidad para las instalaciones de generación de energía eléctrica.

A estos efectos la Comisión Nacional de Energía elaborará una propuesta de pagos por capacidad en el plazo de seis meses, que remitirá al Ministro de Industria Turismo y Comercio, con el siguiente contenido:

1. Propuesta de mecanismo competitivo que permita garantizar la seguridad del suministro en el largo plazo dotando a dicho sistema de los incentivos adecuados para llevar a cabo inversiones eficientes. Este mecanismo competitivo tendrá en cuenta la disponibilidad existente en cada momento de forma que se evalúe el uso eficiente de la capacidad del sistema en relación con la necesidad de nuevas inversiones.

2. Propuesta del mecanismo de pagos por capacidad que dote al sistema eléctrico de un margen de cobertura adecuado a través de la disponibilidad, teniendo en cuenta la existencia de los mecanismos disponibles actuales, así como su encaje con la propuesta del punto anterior.

3. Propuesta de calendario de implementación.


[Bloque 14: #datercera]

Disposición adicional tercera. Potencia bruta y neta de las instalaciones de generación.

A todos los efectos, la potencia bruta y neta de las instalaciones de generación de energía eléctrica se expresará en MW con un decimal y se definirá de la siguiente forma:

1. La potencia neta de cada grupo térmico, se define como la máxima potencia que pueda mantenerse en marcha continuada durante al menos cien horas y referida a los bornes del generador del grupo deducidos los consumos auxiliares para expresarlo en barras de central, suponiendo que la totalidad de sus instalaciones está en servicio y que existe en el parque correspondiente una cantidad de combustible suficiente y con la calidad habitual.

La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, aprobará la potencia bruta y neta de las instalaciones de generación, que comunicará al operador del mercado, operador del sistema y a los titulares de las instalaciones.

La potencia neta a la que se hace referencia en los párrafos anteriores deberá calcularse de acuerdo al siguiente protocolo genérico:

a) Comunicación al operador del sistema de la prueba a realizar.

b) Confirmación de la disponibilidad de combustible.

c) Señalamiento con fecha y hora del comienzo y fin de la prueba.

d) Comprobación de la lectura del contador de energía neta del grupo en el inicio de la prueba y posterior sellado de la caja del contador.

e) Comprobación de la lectura del contador de energía neta del grupo al final de la prueba.

f) Comprobación de los datos más característicos de funcionamiento de la caldera a fin de determinar que no se sobrepasan las especificaciones del fabricante.

g) Deducción de la potencia media.

h) Obtención mediante lecturas del contador de energía en bornes de generador del grupo, de la potencia bruta durante la prueba.

i) Obtención de los consumos auxiliares para ese nivel de potencia, por diferencia entre la potencia bruta y neta del grupo.

2. La potencia neta de cada grupo hidráulico convencional o mixto, se define como la máxima potencia que pueda mantenerse en servicio definitiva continuada durante al menos quince horas y referida a los bornes del generador del grupo deducidos los consumos auxiliares para expresarlo en barras de central, suponiendo que la totalidad de sus instalaciones está en servicio y óptimas las condiciones de caudal ya altura del salto.

En el caso de grupos hidráulicos, una vez determinada la potencia bruta y neta partiendo de las condiciones del salto y caudal hidráulico durante la prueba de funcionamiento, se calculará la máxima potencia bruta y neta que se podría obtener en condiciones óptimas de caudal y salto.

3. La potencia neta de cada grupo de bombeo puro, se define como la máxima potencia que pueda mantenerse en servicio definitiva continuada durante al menos dos horas y referida a los bornes del generador del grupo deducidos los consumos auxiliares para expresarlo en barras de central, suponiendo que la totalidad de sus instalaciones está en servicio.


[Bloque 15: #dtprimera]

Disposición transitoria primera. Valores de los índices «a» e «indj» a aplicar en la retribución anual del servicio de disponibilidad.

(Derogada).

Se deroga por la disposición derogatoria única.1 de la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre. Ref. BOE-A-2018-17606

Seleccionar redacción:


[Bloque 16: #dtsegunda]

Disposición transitoria segunda. Aplicación del servicio de disponibilidad durante el primer año móvil.

(Derogada).

Se deroga por la disposición derogatoria única.1 de la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre. Ref. BOE-A-2018-17606

Seleccionar redacción:


[Bloque 17: #dttercera]

Disposición transitoria tercera. Nuevos valores de las tablas de 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.

A la entrada en vigor de esta orden, el operador del sistema incorporará con carácter inmediato los valores de la tabla del apartado 2 del anexo II de 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, con los siguientes valores:

Centrales

Potencia neta (Pi)

(MW)

Anualidad del coste de la inversión (CITi)

(Miles de euros)

Ai

VNIin

CPi

Soto de Ribera 3

346,25

21.596,00

194.364,00

4.655,95

Narcea 3

347,47

13.169,84

118.528,54

4.672,36

Anllares

346,84

5.238,00

47.142,00

1.629,04

La Robla 2

355,10

13.574,25

122.168,28

4.774,96

Compostilla

1.143,48

25.052,00

225.468,00

11.336,71

Teruel

1.055,77

14.795,00

133.155,00

4.958,74

Guardo 2

342,43

15.237,72

137.139,46

4.604,59

Puentenuevo 3

299,76

30.400,00

273.600,00

4.017,91

Escucha

142,35

0,00

0,00

668,59

Elcogás

296,44

22.855,83

114.279,17

7.321,12

Asimismo, la tabla del apartado tercero de la Resolución, de 8 de febrero de 2011, citada anteriormente pasa a ser la siguiente:

Centrales

Resumen de costes (Eur/MWh)

Costes fijos

Costes variables

Costes totales

Soto de Ribera 3.

33,73

53,50

87,23

Narcea 3.

19,97

56,93

76,90

Anllares.

9,49

59,84

69,33

La Robla 2.

18,25

55,39

73,64

Compostilla.

13,64

55,23

68,87

Teruel.

9,77

53,03

62,80

Guardo 2.

17,35

58,17

75,52

Puentenuevo 3.

38,81

60,18

98,99

Escucha.

11,14

59,48

70,62

Elcogás.

47,26

50,42

97,68

Redactada la tabla segunda conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 284, de 25 de noviembre de 2011. Ref. BOE-A-2011-18533.


[Bloque 18: #dt]

Disposición transitoria cuarta. Aplicación del servicio de disponibilidad en el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2018.

1. El servicio de disponibilidad regulado en esta orden, se aplicará para el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2018.

2. La cuantía correspondiente a la retribución por el servicio de disponibilidad para este periodo se calculará mediante la aplicación de la fórmula establecida en el artículo 4.2 de esta orden, considerando como valor del índice “a”, una retribución para el periodo de 2.575 €/MW/periodo.

3. A los efectos de aplicar las penalizaciones establecidas en el periodo a que hace referencia el apartado 1 se tendrán en cuenta solo las horas de los periodos tarifarios 1 y 2, definidos en el apartado 3.3 del anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de octubre de 2007 en las que efectivamente resulta de aplicación el servicio en dicho periodo.

4. Se excluyen del ámbito de aplicación para el servicio de disponibilidad para el periodo recogido en el apartado 1 a las instalaciones hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse.

Se añade por la disposición final 2 de la Orden ETU/1133/2017, de 21 de noviembre. Ref. BOE-A-2017-13479

Texto añadido, publicado el 23/11/2017, en vigor a partir del 24/11/2017.


[Bloque 19: #ddunica]

Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

Quedan derogados los apartados primero a octavo, ambos inclusive, undécimo 1 y decimoquinto del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, así como cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en esta orden.


[Bloque 20: #dfprimera]

Disposición final primera. Modificación del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

Se modifica el anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, en los siguientes términos:

1. Se suprimen los dos últimos párrafos del apartado décimo.

2. Se modifica el apartado decimosexto.1, que queda redactado con el siguiente texto:

«1. Para las instalaciones de generación a las que es de aplicación la retribución del incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo de acuerdo con lo establecido en el presente anexo, cuya autorización administrativa previa o acta de puesta en marcha haya sido otorgada a partir del 1 de enero de 1998, la cuantía anual en concepto de servicio de capacidad se fija en 26.000 euros/MW/año.

La Comisión Nacional de Energía inspeccionará aquellas instalaciones de generación a las que es de aplicación la retribución del incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo que no hayan funcionado durante 1.000 horas agregadas anuales, a los efectos de comprobar la operatividad efectiva de las mismas.

Si como resultado de dicha inspección la Comisión Nacional de Energía detectase irregularidades en la efectiva operatividad de estas centrales, la Comisión Nacional de Energía propondrá a la Dirección General de Política Energética y Minas la retirada total o parcial del incentivo. La Dirección General de Política Energética y Minas a la vista de lo anterior resolverá sobre la citada retirada total o parcial del incentivo.»


[Bloque 21: #dfsegunda]

Disposición final segunda. Pago en concepto de Incentivo a la inversión medioambiental.

Se modifica el apartado 1 de la disposición adicional segunda de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008, en los siguientes términos:

«1. Según lo dispuesto en el apartado décimo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, tendrán derecho a percibir un pago en concepto de incentivo a la inversión, en los términos establecidos en la presente orden, las instalaciones de producción de energía eléctrica que utilicen carbón como combustible principal y que cumplan los siguientes requisitos:

a) Estar incluidas en el Plan Nacional de Reducción de Emisiones de las Grandes Instalaciones de Combustión Existentes (PNRE-GIC), aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de fecha 7 de diciembre de 2007.

b) No estar excluidas del cálculo de la burbuja de emisiones por ninguna de las causas previstas al efecto por el PNRE-GIC.

c) Siempre que la fecha de la resolución del órgano competente por la que se aprueba su proyecto de ejecución o la solicitud de aprobación del proyecto de ejecución haya sido presentada en el plazo de tres meses desde la entrada en vigor de la presente orden.

d) Haber acometido inversiones medioambientales en activos que reducen sustancialmente las emisiones de óxidos de azufre a la entrada en vigor de la presente orden.»


[Bloque 22: #dftercera]

Disposición final tercera. Habilitación para la aplicación y ejecución.

Se habilita a la Dirección General de Política Energética y Minas a dictar las resoluciones necesarias para la aplicación y ejecución de lo dispuesto en esta orden.


[Bloque 23: #dfcuarta]

Disposición final cuarta. Entrada en vigor.

Esta orden entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado» y será de aplicación el día 15 del mes siguiente al de dicha publicación.


[Bloque 24: #firma]

Madrid, 17 de noviembre de 2011.–El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián Gascón.

Este documento es de carácter informativo y no tiene valor jurídico.

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