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.

Artículo 1. Objeto. La presente orden tiene por objeto desarrollar un tipo de producto, el servicio de disponibilidad a medio plazo, para aquellas instalaciones térmicas del régimen ordinario y aquellas otras que contribuyan rápidamente a la cobertura de las puntas de régimen ordinario en el sistema y que a falta de pagos por este concepto podrían dejar de estar disponibles. De esta forma, la presente orden se promueve para fomentar y mantener las condiciones necesarias que sustentan la garantía de suministro en el corto y medio plazo al que hace referencia 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.

Artículos 1 a 9. (Derogados).

Artículo 2. Ámbito de aplicación. Este servicio será de aplicación a las instalaciones térmicas de producción de energía eléctrica de régimen ordinario inscritas en la Sección Primera del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica, que pudieran no estar disponibles en los periodos de punta del sistema a falta de la retribución por este concepto, al ser tecnologías marginales del mercado diario, es decir, las centrales de fuel-oil, las centrales de ciclo combinado y las de carbón. Asimismo, será de aplicación para las instalaciones hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse. Quedarán excluidas del ámbito de aplicación de la presente orden aquellas instalaciones a las que se aplique la prima que se establece en los artículos 45 y 46 y en la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, así como las centrales hidráulicas fluyentes.

Artículo 3. Definición del Servicio. El servicio de disponibilidad que se regula consistirá en la puesta a disposición del operador del sistema de toda o parte de la potencia de las instalaciones de producción definidas en el artículo 2, en las condiciones establecidas en la presente orden.

Artículo 4. Retribución del servicio de disponibilidad. 1. Corresponderá al operador del sistema la liquidación del incentivo a cada uno de los titulares de las instalaciones que tengan derecho a la percepción del mismo. El tratamiento de esta liquidación se detallará en el correspondiente procedimiento de operación. 2. La cuantía anual correspondiente a la retribución anual por disponibilidad del grupo i correspondiente a la tecnogía j (RSDi,j), expresada en euros, por el servicio de disponibilidad será la que resulte de aplicar la siguiente fórmula: RSD i,j = a × ind j × PN i Donde: – a: es un índice que representa la retribución anual por disponibilidad, expresada en euros por MW. La definición de los valores de este índice se establecen en la disposición transitoria primera de la presente orden. Para años sucesivos la definición de los valores de este índice se fijarán, en su caso, por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio. – ind j : es un índice que representa la disponibilidad de la tecnología j, expresada en términos unitarios con tres decimales. La definición de los valores de este índice se establecen en la disposición transitoria primera de la presente orden a partir de valores de disponibilidad históricos. Para años sucesivos la definición de los valores de este índice se fijarán, en su caso, por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio. – PN i : es la potencia neta en MW del grupo correspondiente i que figura en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica o parte de esa potencia, que se ponga a disposición del operador del sistema.

Artículo 5. Requisitos de cumplimiento del servicio de disponibilidad. Para que el servicio de disponibilidad se considere cumplido, las instalaciones de generación deberán acreditar una potencia media disponible anual equivalente al 90 % de su potencia neta en 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 el cálculo anterior no se contabilizarán las indisponibilidades programadas, considerándose como tales las comunicadas y acordadas con el operador del sistema en el ámbito del correspondiente procedimiento de operación, así como las comunicadas al operador del sistema en un plazo no inferior a 20 días naturales antes del inicio de dicha indisponibilidad y siempre que dicha solicitud haya sido considerada como acordada por éste. No podrán tener el carácter de acordadas con el operador del sistema, aquellas indisponibilidades sobre las que no existe ninguna capacidad para modificar su duración, fecha de ejecución o potencia afectada. El requisito de la potencia media disponible anual en las horas de los periodos tarifarios 1 y 2 se calculará cada mes de forma conjunta con la liquidación mensual de la retribución del servicio. A estos efectos se considerarán en el cómputo el mes a liquidar y los once meses anteriores. Las indisponibilidades programadas en los periodos tarifarios 1 y 2 no podrán superar en ningún caso el 33 % de las horas de estos periodos.

Artículo 6. Procedimiento de aplicación del servicio de disponibilidad. 1. Las empresas que quieran prestar este servicio en el año n lo notificarán al operador del sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, antes del 1 de septiembre del año n-1 aportando el listado de las unidades de generación que prestarán el servicio, así como la potencia o parte de la potencia de las mismas. 2. El procedimiento para la prestación de este servicio se formalizará mediante la notificación del operador del sistema al titular de las instalaciones de generación de las instalaciones o parte de las mismas seleccionadas. A estos efectos, antes del 15 de octubre del año anterior al inicio de la prestación del servicio, el operador del sistema remitirá dicha notificación al titular, con copia a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. Téngase en cuenta que queda ampliado el plazo del 15 de octubre hasta el 31 de diciembre de 2018, para la prestación del servicio en el año 2019, por el art. único de la Orden TEC/1049/2018, de 11 de octubre. Ref. BOE-A-2018-14000

Artículo 7. Financiación del Servicio. Los costes correspondientes a la retribución del servicio serán financiados por todos los comercializadores y consumidores directos en mercado a tenor de lo contemplado en la disposición adicional séptima 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, y de lo dispuesto en el apartado decimocuarto 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.

Artículo 8. Repercusiones del incumplimiento del servicio de disponibilidad. 1. El incumplimiento del servicio de disponibilidad deberá ser comunicado por el operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. 2. El incumplimiento en la prestación del servicio por parte de una instalación de generación llevará asociada una penalización que será proporcional a la gravedad del mismo conforme se establece en el párrafo siguiente. Este incumplimiento conllevará además la imposibilidad de prestar este servicio en periodos siguientes si la instalación no pudiera acreditar una potencia media disponible anual superior al 60 % en los periodos tarifarios 1 y 2, una vez descontadas las indisponibilidades programadas. 3. En el caso de que una instalación de generación no pudiera acreditar la potencia media disponible anual requerida conforme se establece en al artículo 5, se reducirá su incentivo anual proporcionalmente al número de horas y a la potencia media indisponible en los periodos tarifarios 1 y 2, una vez descontadas las indisponibilidades programadas, hasta un máximo del 75 % del incentivo. 4. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del operador del sistema, resolverá sobre el incumplimiento en la prestación del servicio por parte de una instalación de generación fijando, en su caso, la penalización asociada al mismo. A estos efectos el operador del sistema deberá comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas los incumplimientos que detecte en la prestación del servicio en un plazo máximo de 15 días a contar desde la fecha en que se produzcan. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el incumplimiento en un plazo máximo de seis meses a contar desde la fecha de motificación del mismo por el operador del sistema. Hasta que se notifique la resolución sobre el incumplimiento, el citado operador suspenderá provisionalmente la liquidación de la retribución del servicio a la instalación afectada.

Artículo 9. Inspección. 1. La Comisión Nacional de Energía inspeccionará las condiciones de prestación de este servicio, la disponibilidad efectiva de las centrales y las liquidaciones realizadas por el operador del sistema correspondientes a la prestación del mismo. 2. La Comisión Nacional de Energía informará sobre las condiciones de prestación de este servicio y las liquidaciones correspondientes, incluyendo a estos efectos un capítulo específico dentro del informe semestral que debe realizar sobre la liquidación de la energía que lleve a cabo el operador del mercado en colaboración con el operador del sistema, en virtud de lo previsto en el apartado tercero.1 de la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos. 3. En el caso de que se detecten irregularidades en las inspecciones realizadas, la Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre la procedencia de las mismas y en su caso, determinará las cuantías que resulten de aplicar la presente orden, dando traslado de las mismas a la Comisión Nacional de Energía a los efectos de que se incorporen en las liquidaciones correspondientes del operador del sistema.

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: Artículo 1 Artículo 1. Objeto. La presente orden tiene por objeto desarrollar un tipo de producto, el servicio de disponibilidad a medio plazo, para aquellas instalaciones térmicas del régimen ordinario y aquellas otras que contribuyan rápidamente a la cobertura de las puntas de régimen ordinario en el sistema y que a falta de pagos por este concepto podrían dejar de estar disponibles. De esta forma, la presente orden se promueve para fomentar y mantener las condiciones necesarias que sustentan la garantía de suministro en el corto y medio plazo al que hace referencia 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. Artículo 2 Artículo 2. Ámbito de aplicación. Este servicio será de aplicación a las instalaciones térmicas de producción de energía eléctrica de régimen ordinario inscritas en la Sección Primera del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica, que pudieran no estar disponibles en los periodos de punta del sistema a falta de la retribución por este concepto, al ser tecnologías marginales del mercado diario, es decir, las centrales de fuel-oil, las centrales de ciclo combinado y las de carbón. Asimismo, será de aplicación para las instalaciones hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse. Quedarán excluidas del ámbito de aplicación de la presente orden aquellas instalaciones a las que se aplique la prima que se establece en los artículos 45 y 46 y en la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, así como las centrales hidráulicas fluyentes. Artículo 3 Artículo 3. Definición del Servicio. El servicio de disponibilidad que se regula consistirá en la puesta a disposición del operador del sistema de toda o parte de la potencia de las instalaciones de producción definidas en el artículo 2, en las condiciones establecidas en la presente orden. Artículo 4 Artículo 4. Retribución del servicio de disponibilidad. 1. Corresponderá al operador del sistema la liquidación del incentivo a cada uno de los titulares de las instalaciones que tengan derecho a la percepción del mismo. El tratamiento de esta liquidación se detallará en el correspondiente procedimiento de operación. 2. La cuantía anual correspondiente a la retribución anual por disponibilidad del grupo i correspondiente a la tecnogía j (RSDi,j), expresada en euros, por el servicio de disponibilidad será la que resulte de aplicar la siguiente fórmula: RSD i,j = a × ind j × PN i Donde: – a: es un índice que representa la retribución anual por disponibilidad, expresada en euros por MW. La definición de los valores de este índice se establecen en la disposición transitoria primera de la presente orden. Para años sucesivos la definición de los valores de este índice se fijarán, en su caso, por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio. – ind j : es un índice que representa la disponibilidad de la tecnología j, expresada en términos unitarios con tres decimales. La definición de los valores de este índice se establecen en la disposición transitoria primera de la presente orden a partir de valores de disponibilidad históricos. Para años sucesivos la definición de los valores de este índice se fijarán, en su caso, por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio. – PN i : es la potencia neta en MW del grupo correspondiente i que figura en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica o parte de esa potencia, que se ponga a disposición del operador del sistema. Artículo 5 Artículo 5. Requisitos de cumplimiento del servicio de disponibilidad. Para que el servicio de disponibilidad se considere cumplido, las instalaciones de generación deberán acreditar una potencia media disponible anual equivalente al 90 % de su potencia neta en 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 el cálculo anterior no se contabilizarán las indisponibilidades programadas, considerándose como tales las comunicadas y acordadas con el operador del sistema en el ámbito del correspondiente procedimiento de operación, así como las comunicadas al operador del sistema en un plazo no inferior a 20 días naturales antes del inicio de dicha indisponibilidad y siempre que dicha solicitud haya sido considerada como acordada por éste. No podrán tener el carácter de acordadas con el operador del sistema, aquellas indisponibilidades sobre las que no existe ninguna capacidad para modificar su duración, fecha de ejecución o potencia afectada. El requisito de la potencia media disponible anual en las horas de los periodos tarifarios 1 y 2 se calculará cada mes de forma conjunta con la liquidación mensual de la retribución del servicio. A estos efectos se considerarán en el cómputo el mes a liquidar y los once meses anteriores. Las indisponibilidades programadas en los periodos tarifarios 1 y 2 no podrán superar en ningún caso el 33 % de las horas de estos periodos. Artículo 6 Artículo 6. Procedimiento de aplicación del servicio de disponibilidad. 1. Las empresas que quieran prestar este servicio en el año n lo notificarán al operador del sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, antes del 1 de septiembre del año n-1 aportando el listado de las unidades de generación que prestarán el servicio, así como la potencia o parte de la potencia de las mismas. 2. El procedimiento para la prestación de este servicio se formalizará mediante la notificación del operador del sistema al titular de las instalaciones de generación de las instalaciones o parte de las mismas seleccionadas. A estos efectos, antes del 15 de octubre del año anterior al inicio de la prestación del servicio, el operador del sistema remitirá dicha notificación al titular, con copia a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. Téngase en cuenta que queda ampliado el plazo del 15 de octubre hasta el 31 de diciembre de 2018, para la prestación del servicio en el año 2019, por el art. único de la Orden TEC/1049/2018, de 11 de octubre. Ref. BOE-A-2018-14000 Artículo 7 Artículo 7. Financiación del Servicio. Los costes correspondientes a la retribución del servicio serán financiados por todos los comercializadores y consumidores directos en mercado a tenor de lo contemplado en la disposición adicional séptima 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, y de lo dispuesto en el apartado decimocuarto 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. Artículo 8 Artículo 8. Repercusiones del incumplimiento del servicio de disponibilidad. 1. El incumplimiento del servicio de disponibilidad deberá ser comunicado por el operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. 2. El incumplimiento en la prestación del servicio por parte de una instalación de generación llevará asociada una penalización que será proporcional a la gravedad del mismo conforme se establece en el párrafo siguiente. Este incumplimiento conllevará además la imposibilidad de prestar este servicio en periodos siguientes si la instalación no pudiera acreditar una potencia media disponible anual superior al 60 % en los periodos tarifarios 1 y 2, una vez descontadas las indisponibilidades programadas. 3. En el caso de que una instalación de generación no pudiera acreditar la potencia media disponible anual requerida conforme se establece en al artículo 5, se reducirá su incentivo anual proporcionalmente al número de horas y a la potencia media indisponible en los periodos tarifarios 1 y 2, una vez descontadas las indisponibilidades programadas, hasta un máximo del 75 % del incentivo. 4. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del operador del sistema, resolverá sobre el incumplimiento en la prestación del servicio por parte de una instalación de generación fijando, en su caso, la penalización asociada al mismo. A estos efectos el operador del sistema deberá comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas los incumplimientos que detecte en la prestación del servicio en un plazo máximo de 15 días a contar desde la fecha en que se produzcan. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el incumplimiento en un plazo máximo de seis meses a contar desde la fecha de motificación del mismo por el operador del sistema. Hasta que se notifique la resolución sobre el incumplimiento, el citado operador suspenderá provisionalmente la liquidación de la retribución del servicio a la instalación afectada. Artículo 9 Artículo 9. Inspección. 1. La Comisión Nacional de Energía inspeccionará las condiciones de prestación de este servicio, la disponibilidad efectiva de las centrales y las liquidaciones realizadas por el operador del sistema correspondientes a la prestación del mismo. 2. La Comisión Nacional de Energía informará sobre las condiciones de prestación de este servicio y las liquidaciones correspondientes, incluyendo a estos efectos un capítulo específico dentro del informe semestral que debe realizar sobre la liquidación de la energía que lleve a cabo el operador del mercado en colaboración con el operador del sistema, en virtud de lo previsto en el apartado tercero.1 de la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos. 3. En el caso de que se detecten irregularidades en las inspecciones realizadas, la Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre la procedencia de las mismas y en su caso, determinará las cuantías que resulten de aplicar la presente orden, dando traslado de las mismas a la Comisión Nacional de Energía a los efectos de que se incorporen en las liquidaciones correspondientes del operador del sistema. Artículos 1 a 9 Artículos 1 a 9. (Derogados). Disposición adicional primera Disposición adicional primera. Aplicación del servicio de disponibilidad a medio plazo. (Derogada). Disposición adicional segunda 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. Disposición adicional tercera 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. Disposición transitoria primera Disposición transitoria primera. Valores de los índices «a» e «ind j » a aplicar en la retribución anual del servicio de disponibilidad. (Derogada). Disposición transitoria segunda Disposición transitoria segunda. Aplicación del servicio de disponibilidad durante el primer año móvil. (Derogada). Disposición transitoria tercera 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 Disposición transitoria cuarta 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. Disposición derogatoria única 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. Disposición final primera 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.» Disposición final segunda 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.» Disposición final tercera 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. Disposición final cuarta 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. Madrid, 17 de noviembre de 2011.–El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián Gascón.

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

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.

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.

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.

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.

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.»

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.»

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.

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.

Disposición transitoria primera. Valores de los índices «a» e «ind j » a aplicar en la retribución anual del servicio de disponibilidad. (Derogada).

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

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