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Documento BOE-A-2015-6647

Resolucin de 8 de junio de 2015, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueba el procedimiento de operacin del sistema elctrico 14.12 "Estimacin del coste de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor".

TEXTO

El artculo 3.10 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico, establece, entre las competencias que corresponden a la Administracin General del Estado, regular los trminos en que se ha de desarrollar la gestin econmica y tcnica del Sistema Elctrico, aprobando las reglas de mercado y los procedimientos de operacin de carcter instrumental y tcnico necesarios.

Por su parte, el artculo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de produccin de energa elctrica, establece que el operador del sistema y la Comisin Nacional de Energa, actualmente Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, podrn proponer para su aprobacin por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, actual Ministerio de Industria, Energa y Turismo, los procedimientos de operacin de carcter tcnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestin tcnica del sistema, quien resolver previo informe de la citada Comisin.

El Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodologa de clculo de los precios voluntarios para el pequeo consumidor de energa elctrica y su rgimen jurdico de contratacin, determina en su disposicin adicional undcima que las propuestas de procedimientos de operacin de carcter tcnico e instrumental propuestas por el operador del sistema debern ir acompaadas del informe de los representantes de todos los sujetos del sistema definidos en el artculo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico. Esta previsin se encontraba contenida con anterioridad en la disposicin adicional tercera del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de ltimo recurso en el sector de la energa elctrica, derogado por el citado Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo.

La presente resolucin tiene por objeto la aprobacin del procedimiento de operacin que permite la estimacin del coste de los componentes que integran el Precio Voluntario para el Pequeo Consumidor (PVPC), atendiendo a la metodologa establecida por el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodologa de clculo de los precios voluntarios para el pequeo consumidor de energa elctrica y su rgimen jurdico de contratacin.

El artculo 7 del citado Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, recoge la estructura general de los precios voluntarios para el pequeo consumidor. En su apartado 7, se establece que el operador del sistema realizar los clculos de aquellos valores de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor que se determinan en el real decreto, y publicar en su pgina web el da anterior al del suministro para cada una de las 24 horas del da siguiente, la informacin de acuerdo a lo establecido en el anexo I del mismo.

Por su parte, el anexo I recoge la informacin a publicar por el operador del sistema para el clculo del precio voluntario para el pequeo consumidor y en su apartado segundo prev que por resolucin del Secretario de Estado de Energa se determinarn los siguientes aspectos:

a) La hora de publicacin de los valores de los componentes necesarios para el clculo del precio voluntario para el pequeo consumidor que deben publicarse el da anterior al del suministro, para cada una de las 24 horas del da.

b) El mtodo de estimacin de los componentes de los trminos Pmh (precio medio horario), SAh (servicios de ajuste en la hora h) y OCh (otros costes asociados al suministro).

c) Cualquier otro aspecto necesario para la estimacin de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor.

De este modo, en la disposicin adicional decimotercera del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, se da el mandato al operador del sistema de presentar, en el plazo de un mes a partir de la entrada en vigor del real decreto, al Ministerio de Industria, Energa y Turismo una propuesta de procedimiento de estimacin de cada uno de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor a efectos de la aprobacin de la resolucin prevista en el apartado 2 del anexo I del real decreto.

En este sentido, Red Elctrica de Espaa, S.A., como Operador del Sistema, remiti con fecha 30 de abril de 2014 propuesta de aprobacin de un nuevo procedimiento de operacin denominado Estimacin de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor.

La citada propuesta fue remitida a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia para la emisin de informe de acuerdo con lo establecido en el artculo 5.2 y en la disposicin transitoria dcima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creacin de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, y considerando lo dispuesto en el artculo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de produccin de energa elctrica.

El 4 de agosto de 2014 la Sala de Supervisin Regulatoria de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia acord emitir informe solicitado por la Secretara de Estado de Energa sobre la propuesta del operador del sistema de nuevo Procedimiento de Operacin para la estimacin de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor.

Vista la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Elctrico, y el artculo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de produccin de energa elctrica.

Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema del procedimiento de operacin Estimacin de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor.

Visto el Informe de 4 de agosto de 2014 de la CNMC sobre la propuesta de nuevo procedimiento de operacin de estimacin de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor.

Esta Secretara de Estado resuelve:

Primero.

Aprobar el procedimiento para la operacin del sistema elctrico P.O. -14.12 Estimacin de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor, cuyo texto se inserta a continuacin.

Segundo.

La presente resolucin surtir efectos el da siguiente al de su publicacin en el Boletn Oficial del Estado.

Madrid, 8 de junio de 2015.–El Secretario de Estado de Energa, Alberto Nadal Belda.

ANEXO I
Procedimiento de operacin14.12: Estimacin del coste de los componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor

1. Objeto.

El objeto de este procedimiento es establecer el mtodo de estimacin del coste de aquellos componentes del precio voluntario para el pequeo consumidor (PVPC) que no se conocen en el momento en que el operador del sistema debe publicarlos el da anterior al del suministro para las24 horas del da siguiente.

2. mbito de aplicacin.

Este procedimiento es de aplicacin al operador del sistema (OS) y a los comercializadores de referencia (COR).

3. Hora de publicacin de los componentes del PVPC.

Antes de las20h30 de cada da, el operador del sistema publicar los valores de los componentes necesarios para el clculo del PVPC para cada una de las24 horas del da siguiente, de acuerdo a lo dispuesto en el presente procedimiento.

4. Estimacin del coste de los componentes del PVPC.

4.1 Estimacin del componente del precio medio horario.

Para el clculo del componente del precio medio horario Pmh, se considerar, adems de los resultados del mercado diario, los valores de precio marginal y energa casada en la primera sesin del mercado intradiario.

4.2 Estimacin de los servicios de ajuste en la hora h.

El valor del coste correspondiente a los servicios de ajuste del sistema asociados al suministro en la hora h, SAh, se calcular de acuerdo con la siguiente frmula prevista en el artculo11 del Real Decreto216/2014, de28 de marzo:

SAh = PMASh + CDSVh

Siendo:

PMASh: Precio horario de todos los servicios de ajuste del sistema cuyo coste se asigna a la demanda.

CDSVh: Coste de los desvos horarios por MWh consumido de los comercializadores de referencia.

4.2.1 Estimacin del precio horario de los servicios de ajuste (PMASh).

El precio horario de los servicios de ajuste del sistema cuyo coste se asigna a la demanda se calcular con la frmula siguiente:

PMASh = PMAS1h + PMAS2h

Siendo:

PMAS1h: Componente del precio horario de los servicios de ajuste, PMASh, cuyo coste se conoce antes de la hora de publicacin del PVPC el da anterior al del suministro, determinada en el apartado3 del presente procedimiento.

Este componente es el resultado de dividir el coste de las restricciones tcnicas al Programa Base de Funcionamiento (PBF), el coste fijo de la banda de regulacin secundaria y el coste de la reserva de potencia adicional a subir, entre la demanda programada en el mercado, con los datos conocidos en el momento de publicacin del PVPC.

MathML (base64):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

Donde:

ImpPMAS1h: Importe de los servicios de ajuste convocados y cuyo resultado sea conocido antes de la hora de publicacin del PVPC el da anterior al del suministro, en euros.

DemPHF1ua,h: Programa horario final de demanda de la unidad de programacin del comercializador o consumidor directo ua en barras de central, para la hora h, tras la primera sesin del mercado intradiario, en MWh.

PMAS2h: Componente del precio horario de los servicios de ajuste, PMASh, cuyo coste no se conoce antes de la hora de publicacin del PVPC el da anterior al del suministro, determinada en el apartado3 del presente procedimiento.

Este coste no conocido incluye, entre otros:

– variacin del coste de restricciones por arranques no realizados y por incumplimientos de energa programada por restricciones;

– coste variable de la banda de regulacin secundaria en tiempo real;

– variacin del coste de la reserva de potencia adicional a subir por incumplimientos y por asignacin de parte del coste a desvos medidos de produccin;

– coste de restricciones tcnicas en tiempo real;

– coste por desvos entre sistemas;

– ingreso/coste del saldo de los desvos.

La estimacin del componente horario PMAS2h ser, para cada una de las horas del mes m, la suma de dos trminos:

PMAS2h = PMAS2Am + PMAS2Bm

PMAS2Am: Precio estimado de los componentes de los servicios de ajuste cuyo importe en euros no depende de la demanda y liquidado en los ltimos doce meses con liquidacin cerrada de mes completo:

– restricciones tcnicas al PBF y en tiempo real,

– reserva de potencia a subir,

– banda de secundaria,

– desvos entre sistemas.

MathML (base64):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Donde:

ImpPMAS: Importe mensual en euros liquidado de restricciones tcnicas al PBF y en tiempo real, reserva de potencia a subir, banda de secundaria y desvos entre sistemas.

ImpPMAS1: Importe mensual en euros de los servicios de ajuste convocados y cuyo resultado sea conocido antes de la hora de publicacin del PVPC del da anterior al del suministro (restricciones tcnicas, reserva de potencia a subir y banda de secundaria).

MBCua: Demanda liquidada en barras de central a todos los comercializadores y consumidores directos, en MWh.

DemPHF1ua: Programa horario final de demanda de la unidad de programacin del comercializador o consumidor directo ua en barras de central tras la primera sesin del mercado intradiario, en MWh.

PMAS2Bm: Precio estimado del componente saldo de desvos, cuyo importe en euros depende de las medidas de demanda. Se calcular con el importe liquidado en los ltimos doce meses con liquidacin cerrada de un cierre de medidas provisional o definitivo.

MathML (base64):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

Donde:

c: Mes ms reciente con liquidacin cerrada de un cierre de medidas provisional o definitivo.

ImpEXD: Importe mensual en euros liquidado del saldo de desvos.

4.2.2 Estimacin del coste de los desvos horarios (CDSVh).

La estimacin del coste de los desvos horarios por MWh consumido de los comercializadores de referencia, CDSVh, ser para cada una de las horas de un mes m, el coste medio de los desvos de la demanda de los comercializadores de referencia en los ltimos doce meses disponibles con liquidacin cerrada de un cierre de medidas provisional o definitivo.

MathML (base64):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

Donde:

c: Mes ms reciente con liquidacin cerrada de un cierre de medidas provisional o definitivo.

ImpCDSVcor: Importe mensual del coste del desvo de la demanda de los comercializadores de referencia, en euros.

MBCcor: Demanda liquidada en barras de central de las unidades de los comercializadores de referencia, en MWh.

4.3 Estimacin de otros costes asociados al suministro.

De acuerdo con lo dispuesto en el artculo12 del Real Decreto216/2014, de28 de marzo, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, se calcular de acuerdo con la siguiente frmula:

OCh = CCOMh + CCOSh + CAPh + INTh

Los valores CCOMh, CCOSh y CAPh sern los vigentes de acuerdo con la normativa de aplicacin y conocidos en el momento de la publicacin de los componentes del PVPC el da antes al del suministro.

El trmino INTh, cuanta horaria para la financiacin del servicio de interrumpibilidad, ser estimado conforme a lo previsto en el presente procedimiento.

4.3.1 Estimacin del coste del servicio de interrumpibilidad.

La estimacin de la cuanta horaria para la financiacin del servicio de interrumpibilidad, INTh ser, para cada una de las horas de un mes m, el resultado de dividir el coste fijo del servicio de interrumpibilidad del mes m entre la mejor estimacin de la demanda en barras de central del mes m disponible antes del jueves anterior al primer da del mes m.

Se calcular con la frmula siguiente:

MathML (base64):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

Donde:

CFINTDm: Coste fijo mensual total en euros de la retribucin del servicio de interrumpibilidad asociado a la disponibilidad de potencia y definido en el artculo12.2 de la Orden IET/2013/2013, de31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignacin del servicio de gestin de la demanda de interrumpibilidad.

EDEMBCm: Mejor estimacin de la demanda en barras de central del mes m disponible antes del jueves anterior al primer da del mes m, en MWh.

5. Estimacin del coeficiente de prdidas del peaje de acceso.

5.1 Sistema peninsular.

A efectos de la aplicacin de lo previsto en la disposicin adicional cuarta del Real Decreto2016/2014, el coeficiente de prdidas del peaje de acceso de aplicacin al suministro en la hora h, PERDh, definido en dicho real decreto, se calcular con la frmula siguiente:

PERDh,pa,nt = KEST * CPERNpa,nt

Donde:

KEST: Coeficiente de ajuste horario estimado.

CPERNpa,nt: Coeficiente de prdidas para puntos de suministro de consumidores con peaje de acceso pa y nivel de tensin nt en el periodo tarifario al que corresponda la hora h.

Estos coeficientes de prdidas sern los establecidos en la normativa que corresponda, para traspasar la energa suministrada a los consumidores a energa suministrada en barras de central.

El coeficiente de ajuste estimado KEST de una hora se calcular como:

a) Media aritmtica de los coeficientes de ajuste horarios K de la misma hora y mismo da de la semana del mismo mes del ao anterior con valor K positivo y menor que2, excepto en las horas de los das festivos nacionales no sustituibles con fecha fija.

b) Media aritmtica de los coeficientes de ajuste horarios K de la misma hora y mismo da festivo nacional no sustituible con fecha fija de los tres aos anteriores con valor K positivo y menor que2 en las horas de los das festivos nacionales no sustituibles con fecha fija.

c) Si en una hora todos los valores histricos de K son negativos o cero, KEST ser igual a0. Si en una hora todos los valores histricos de K son mayores o iguales a2, KEST ser igual a2. Si en una hora todos los valores histricos son negativos, cero, iguales a2 o mayores que2, KEST ser igual a1.

El coeficiente de ajuste horario K se calcular como el correspondiente al ltimo cierre de medidas disponible segn la siguiente frmula:

MathML (base64):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

Donde:

PERTRA: Prdidas horarias medidas en la red de transporte.

PERDIS: Prdidas horarias medidas en todas las redes de distribucin.

PEREXP: Prdidas horarias asignadas a todas las unidades de exportacin.

PERN: Ʃua Ʃpa Ʃnt MPFCua,pa,nt x CPERNpa,nt

Donde:

MPFCua,pa,nt: Suma de las medidas de la energa consumida en la hora h en los puntos frontera de consumidores de la unidad de programacin del comercializador o consumidor directo ua con peaje de acceso pa y nivel de tensin nt.

5.2 Sistemas elctricos de los territorios no peninsulares.

El valor de KEST en los sistemas elctricos de los territorios no peninsulares ser el mismo que el establecido en el apartado5.1 para el sistema peninsular hasta que se desarrolle la normativa que regula la actividad de produccin de energa elctrica y el procedimiento de despacho en dichos territorios con las particularidades que, en su caso, se establezcan.

Análisis

  • Rango: Resolucin
  • Fecha de disposición: 08/06/2015
  • Fecha de publicación: 16/06/2015
  • Efectos desde el 17 de junio de 2015.
Referencias anteriores
  • DE CONFORMIDAD con:
Materias
  • Consumidores y usuarios
  • Consumo de energa
  • Energa elctrica
  • Precios
  • Reglamentaciones tcnicas
  • Tarifas

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