Orden ITC/1559/2010 - Regula diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

Artículo 1. Objeto. ConstituyeArtículo el objeto1.de Objeto. esta orden el establecimiento de un procedimiento de cálculo del precio de combustible gas natural consumido por loselgrupos Constituye objetode generación de esta ordenen el el sistema eléctrico establecimiento insular balear, de un el de procedimiento establecimiento cálculo de un del de procedimiento precio dedel precio cálculo combustible gasOil BIA del Fuel natural consumido 0,7-0,73 pordelos a efectos la grupos retribuciónde generación de los grupos deen el generación del sistema eléctrico insular balear, el establecimiento de un procedimiento de cálculo del sistema eléctrico canario y la regulación de otros aspectos del régimen de los sistemas eléctricos insulares y precio del Fuel Oil BIA 0,7-0,73 a efectos de la retribución de los grupos de generación del extrapeninsulares. sistema eléctrico canario y la regulación de otros aspectos del régimen de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Artículo 2. Establecimiento del precio del gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema

Artículo 2. eléctrico balear. Establecimiento del precio del gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico balear. 1. El valor prc(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el 1. El valor prc(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los la energía en los sistemas combustibles eléctricos utilizados y elinsulares y extrapeninsulares, procedimiento de correspondiente despacho y liquidación de a la losenergía grupos en los generadores del sistemas sistema eléctrico eléctricos balear insulares cuando utilicen gasy natural, se extrapeninsulares, correspondiente calculará de acuerdo con la a los grupos siguiente generadores expresión: del sistema eléctrico balear cuando utilicen gas natural, se calculará de acuerdo con la siguiente expresión: C × PC prc (i, h, j ) = V × ρ r × ρ aire Donde: Donde: – prc(i,h,j): prc(i,h,j): Precio del Precio del gas gas natural natural utilizado porutilizado el grupo por i delelsistema grupo i eléctrico del sistema eléctrico aislado j en laaislado hora h, jexpresado en en la hora h, expresado en €/Tm. €/Tm. C: Coste mensual de combustible definido en el siguiente apartado, expresado en €. PC: Poder calorífico del gas natural consumido por el grupo, aplicado en la facturación – C: Coste mensualexpresado mensual, de combustible definido en el siguiente apartado, expresado en €. en kWh/m3. V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh. – PC: PoderΡcalorífico del relativa : Densidad gas natural del consumido gas natural porconsumido el grupo, aplicado en la facturación por el grupo mensual, correspondiente enexpresado el en r 3 kWh/mperiodo . de facturación y proporcionada por el Gestor Técnico del Sistema. Ρaire: Densidad del aire de 1,2215 kg/m3, calculada según la metodología CIPM-1981/91, tomando una temperatura ambiente(no de escribir al dorso) 15º C, una humedad relativa del 50% y una presión relativa de 1013,25 hPa. A los efectos del cálculo de pr(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, el valor de pci(i,h,j) será el dato medio mensual proporcionado por el cve: BOE-A-2010-9417 Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de entrega del grupo i del sistema eléctrico aislado j. 2. El coste mensual de combustible «C», expresado en €, para cada grupo generador de las islas Baleares alimentado por gas natural, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula: pci(i,h,j) será el dato medio mensual proporcionado por el Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de A losambiente efectos delde 15ºC, cálculounadehumedad relativa del pr(i,h,j) definido en 50% y una presión el artículo 6 de la relativa de 1013,25 hPa. Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, el valor de entrega del grupo i del sistema eléctrico aislado j. pci(i,h,j) será el dato medio mensual proporcionado por el Gestor Técnico del A los efectos del cálculo de pr(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30Sistema que corresponda de marzo, alel punto de valor de 2. El entregacoste mensual de combustible “C”, expresado en €, para cada grupo generador de las islas Baleares alimentado pci(i,h,j)del grupo i del medio sistema eléctricoproporcionado aislado j. será el dato BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO mensual por el Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de por gas natural, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula: entrega 2. El costedel mensual grupo i del desistema eléctrico combustible “C”,aislado j. expresado en €, para cada grupo generador de las islas Baleares alimentado Núm. por 145 gas 2. El natural, coste mensual C (€)de= V deresultado será el combustible “C”,× Pla aplicar m[× (1 Martes expresado m + en 15R€, siguiente + de m T )cada junio fórmula: para ATR + de 2010 grupo ] ATR f + de v +generador FClas islas Baleares I. Pág. 50903 Sec.alimentado [ ( por gas natural, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula: Donde: ) C (€) = V × Pm × 1 + m R + mT + ATR v] + ATR f + FC – V: Volumen mensual delCgas = V × [Pm (€)natural × (1 + m consumido, R + mT )en expresado + ATR MWh.v ] + ATR f + FC Donde: –Donde: Donde: Coste medio Pm:Volumen V: mensual mensual de natural del gas aprovisionamiento consumido, del gas natural expresado licuado (GNL) en el mes de consumo, expresado en en MWh. €/MWh, y publicado por mensual la CNE endel el “Informe Mensual de supervisión del mercado mayorista del gas”. –– V: VolumenV:mensual Volumendel gas natural gas natural consumido, consumido, expresado expresado en MWh. en MWh. Pm: Coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en P : Coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado el mes de (GNL) consumo,en expresado el en m –– mR y mT €/MWh, .: y mermas mes Pm: Coste de publicado medio depor consumo, mensual CNE la de en ely transporte regasificación expresado en €/MWh, “Informe aprovisionamiento en vigor, Mensual publicado y de del gas respectivamente natural por la supervisión licuado expresadas CNE del (GNL) en tanto enelelmayorista mercado en «Informe mes delpor uno. Mensual gas”. de consumo, expresado en de supervisión del mercado mayorista del gas». €/MWh, y publicado variable por la CNEdelen el “Informe Mensual de supervisióngasistas, del mercado mayorista del gas”. – ATR mR Componente yv:mT.: – mR y m mermas deT.: Mermas coste de regasificación y de acceso regasificación transporte enay las instalaciones transporte vigor, en excluido vigor, expresadas respectivamente respectivamenteeltanto término de expresadas por uno.conducción y en tanto expresado por uno. en €/MWh, que se calculará como la suma de de los peajes y cánones siguientes: –– mR y mT.: mermas ATR v : – ATR Componente v de regasificación : variable Componente variable del coste y transporte de del en vigor, coste acceso respectivamente de acceso a las instalaciones expresadas instalaciones a lasgasistas, en tanto por uno. gasistas, excluido el excluido término de conducción y – el término Término de variable conducción del peaje dey expresado en regasificación, €/MWh, expresado que en se calculará €/MWh: como la suma de de los – expresado en €/MWh, ATRv: Componente que sedel variable peajes y cánones siguientes: calculará coste de como la suma acceso a lasde de los peajes instalaciones y cánones gasistas, siguientes: excluido el término de conducción y –expresado en variable Término €/MWh, del que se calculará peaje de como10 la × regasificación, Tvf de suma × %GNL de los expresado en peajes €/MWh:y cánones siguientes: Término variable del peaje de regasificación, expresado en €/MWh: – Término variable del peaje de regasificación, ( 1 − m ) en €/MWh: expresado 10 × Tvf × %GNL t Donde: 10 × T( 1vf−×mt ) %GNL Donde: Tvf: (1 − m término variable del peaje de regasificación ) expresado en cts/kWh. ent vigor, Donde: T : Término %GNL: Donde: variable porcentaje del peaje de entradas de regasificación de gas natural en forma endevigor, GNL expresado engasista en el sistema cts/kWh. español en relación Tvf:vftérmino variable del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh. %GNL: Porcentaje de entradas de gas natural en forma de GNL en el sistema gasista con el total, expresado en tanto por uno. español T %GNL: en vf: término relación con variablede porcentaje del el total, peaje entradasdedeexpresado regasificación tanto enen gas natural en por vigor, forma uno. expresado de GNL en en cts/kWh.gasista español en relación el sistema – PeajePeaje de descarga de buques de descarga de expresado buques en €/MWh:en €/MWh: expresado con %GNL: el total, expresado porcentaje en tanto de entradas por uno. de gas natural en forma de GNL en el sistema gasista español en relación – con Peaje deeldescarga total, expresado en tanto de buques por uno. ⎡expresado T fd en €/MWh: ⎤ %GNL – Tvd ⎥ × + 10en×€/MWh: Peaje de descarga de buques⎢ expresado ⎡ T⎢⎣Tfdmbuque ⎤⎥⎦ (1 − mr% ) × (1 − mt ) GNL Donde: ⎢⎡ T + 10 × Tvd ⎥⎤ × GNL ⎢Tmbuque fd (1 − m% × Tvd ⎥⎦⎥ ×planta r ) × (1 − mt ) Tfd: Término fijo de⎣⎢descarga+de 10buques, Donde: de Cartagena, expresado en €/buque. T:vd: Tfd Término término ⎢⎣ variable fijo de Tmbuque de de descarga descarga buques,de ⎥⎦ buques, planta mr ) ×de(expresado (1 −planta de Cartagena, − mt ) en €/buque. 1Cartagena, expresado en cts/ Donde: kWh. MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO Y COMERCIO. CUARTILLAS PARA EL BOLETIN OFICIAL DEL ESTADO 6 TT Donde: MINISTERIO DE : Tamaño : término variablemedio INDUSTRIA, deY buque, de descarga TURISMO expresado de buques, COMERCIO. plantaen deMWh CUARTILLAS PARA ELexpresado Cartagena, BOLETIN en cts/kWh. OFICIAL DEL ESTADO Tfdvd :mbuque término fijo de descarga (Escríbase de buques, a dos plantaespacios) de Cartagena, expresado en €/buque. 6 (Escríbase a dos espacios) Canon T fd: término mbuque : de almacenamiento tamaño medio fijo de de de de buque, descarga GNL buques, expresado xpresado en planta MWh en de €/MWh: Cartagena, expresado en €/buque. Tvd: término variable de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en cts/kWh. Tv NAGNL – Canon Tvd:de almacenamiento término variable de de GNL de ×Tv enenNA expresado descarga buques, €/MWh: planta de Cartagena, expresado en cts/kWh. Tmbuque : tamaño medio de buque, 100 expresado 365MWh × GNL Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en MWh 100 365 – Donde: Canon de almacenamiento de GNL expresado en €/MWh: – Donde: Donde: Canon de almacenamiento de GNL expresado en €/MWh: (no escribir al dorso) Tv: canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día. T : Canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día. Tv:vcanon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día. NA NAGNL: GNL : Número de días medio de almacenamiento (no escribir número de días medio de almacenamiento dealGNL dorso) de GNL en las plantas en las plantas de de regasificación. NA : número regasificación. GNL de días medio de almacenamiento de GNL en las plantas de regasificación. (no escribir al dorso) Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en €/MWh y calculado de acuerdo – Coste a de almacenamiento la fórmula subterráneo, expresado en €/MWh y calculado de acuerdo a la fórmula siguiente: siguiente: – Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en €/MWh y calculado de acuerdo a la fórmula siguiente: cve: BOE-A-2010-9417 ⎡12 × 20 × T f ⎛ 8 ⎞ ⎤ 10 × ⎢ ⎡12 × 20 × +T ⎜f ⎛ ⎟8× (⎞Tve + Tvi )⎥ ⎤ 10⎣ × ⎢ 365 ⎝ 365 + ⎜ ⎠ ⎟ × (Tve + ⎦Tvi )⎥ ⎣ 365 ⎝ 365 ⎠ ⎦ Donde: Donde: Tf: término fijo del canon de almacenamiento subterráneo, expresado cts/kWh/mes. Tf: término fijo del canon de almacenamiento subterráneo, expresado cts/kWh/mes. Tvi: término variable de inyección del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh. Tvi: término variable de inyección del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh. Tve: término variable de extracción del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh. Tve: término variable de extracción del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh. NAGNL: número de días medio de almacenamiento de GNL en las plantas de regasificación. – Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en €/MWh y calculado de acuerdo a la fórmula siguiente: × 20 × T fen ⎛ ⎡12expresado ⎤ 8 ⎞y calculado de acuerdo – BOLETÍN OFICIAL+ ⎜ DEL Coste de almacenamiento subterráneo, 10 × ⎢ 365 ESTADO €/MWh ⎟ × (T + T )⎥ ⎝ 365 ⎠ ve a la fórmula siguiente: vi ⎣ ⎦ 20 × T f ⎛ 8 ⎞ ⎡12 × 15 ⎤ Núm. 145 Martes 10 × ⎢ de junio +⎜ de 2010 ⎟ × (Tve + Tvi )⎥ Sec. I. Pág. 50904 Donde: ⎣ 365 ⎝ 365 ⎠ ⎦ Tf: término fijo del canon de almacenamiento subterráneo, expresado cts/kWh/mes. Donde: Donde: Tvi: término variable de inyección del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh. Tf:Tf: Término término fijo del fijo del canon canon de de almacenamiento almacenamiento subterráneo, subterráneo, expresado expresado cts/kWh/mes. cts/kWh/mes. T:vi:término Tve Término variable variable de inyección de extracción del canondel canon de almacenamiento de almacenamiento subterráneo, subterráneo, expresado en cts/kWh. expresado Tvi: envariable término cts/kWh.de inyección del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh. – ATRf: Tve : Término Componente variable fijo mensual delde extracción coste de accesodel canon de de terceros a lasalmacenamiento subterráneo, instalaciones gasistas, excluido término de Tve: término expresado envariable de extracción del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh. cts/kWh. conducción y expresado en €, que se calculará como la suma de de los peajes y cánones siguientes: – ATRf: ATR Componente f : mensualfijo Componente fijo mensual del coste de del coste acceso de de acceso terceros de terceros a las a las instalaciones instalaciones gasistas, excluido término de – Término fijo excluido del peaje término de regasificación, expresado en €: conducción y expresado en €, que se calculará como la suma de de los peajes y cánones siguientes: la gasistas, de conducción y expresado en €, que se calculará como suma de de los peajes y cánones siguientes: – Término fijo del peaje de regasificación,Texpresado rf Q f ×en%€:GNL × expresado en €: Término fijo del peaje de regasificación, 100 (1 − m ) t Trf Q f × %GNL × Donde: 100 (1 − mt ) : término fijo del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh/día/mes TrfDonde: Donde: QfT: :Caudal Términodiario contratado fijo del peaje de por el ciclo en elen regasificación punto vigor,de salida. expresado Seen tomará el caudal aplicado en la cts/kWh/día/mes. Trf: rftérmino fijo del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh/día/mes Qf: Caudal facturación deldiario contratado término fijo por el del término deciclo en el del conducción punto de de peaje salida. Se ytomará transporte el caudal distribución, expresado en aplicado Q f: en ladiario Caudal kWh/día. facturación del término contratado por el fijo ciclodel entérmino de de el punto conducción salida. Sedel peaje el tomará decaudal transporte aplicado en la y distribución, expresado en kWh/día. facturación del término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresado en – Término fijo del peaje de reserva de capacidad expresado en €/mes: Término fijo del peaje de reserva de capacidad expresado en €/mes: kWh/día. – T expresado Término fijo del peaje de reserva de capacidad Q en €/mes: fe f × T100 ( 1 Q −m ) t fe f × Donde: Donde: 100 ( 1 − m ) t T : Término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes. Tfe:fetérmino de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes. Donde: FC: Facturación mensual del término de conducción del peaje de transporte y – FC: Facturación mensual del término distribución, €.de conducción del peaje de transporte y distribución, expresada en €. Tfe: términoexpresada encapacidad, de reserva de expresado en cts/kWh/día/mes. 3. Los términos 3. %GNL, Los T mbuque, y NA términos %GNL, GNL Tsembuque, y actualizarán anualmente NAGNL se de acuerdo actualizarán a los de anualmente datos proporcionados acuerdo a los por el – FC: Facturación datos mensual del término proporcionados por el de conducción Gestor del del Técnico peaje de transporte Sistema. Los y distribución,de coeficientes expresada mermas en mt€. Gestor Técnico del Sistema. Los coeficientes de mermas mt y mr serán los aprobados en la legislación vigente. y mr serán los aprobados en la legislación vigente. 3. Los términos %GNL, Tmbuque, y NAGNL se actualizarán anualmente de acuerdo a los datos proporcionados por el Para el año 2010 Para se el año 2010 emplearán losse emplearán valores los =valores de %GNL de = %GNL 0,74, Tmbuque = 0,74, 650.343 Tmbuque MWh, y NA=GNL = 650.343 MWh, y 8,2 días. Gestor Técnico NAGNL del= 8,2 Sistema. días.Los coeficientes de mermas mt y mr serán los aprobados en la legislación vigente. 4. El precio del4.gasElnatural prc(i,h,j) precio del gas definido naturalen el apartado 1 prc(i,h,j) de este definido artículo en el será 1 apartado fijado semestralmente, de este en los meses artículo será Para el año 2010 se emplearán los valores de %GNL = 0,74, Tmbuque = 650.343 MWh, y NAGNL = 8,2 días. fijado semestralmente, en los meses de enero y julio de enero y julio por la Dirección General de Política Energética y Minas. por la Dirección General de Política Energética 4. El precio y Minas. del gas natural prc(i,h,j) definido en el(no escribir1aldedorso) apartado este artículo será fijado semestralmente, en los meses A efectos del cálculo de la prima de funcionamiento para cada grupo generador, se de enero y aprobará julio por laelDirección valor deGeneral prc(i,h,j)depara Política Energética aquellos meses y de Minas. los que se dispongan datos definitivos, procediéndose a regularizar el coste (no de escribir al dorso) por la diferencia entre los precios combustible reales de los valores indicados en dicho mes y los inicialmente previstos para realizar el despacho. A efectos del despacho de costes variables de generación, el valor de prc(i,h,j) a utilizar en el semestre siguiente será el último valor de prc(i,h,j) aprobado con carácter definitivo. cve: BOE-A-2010-9417 Para el primer semestre de aplicación de este artículo, se utilizará el mismo procedimiento, empleando el último valor de aduanas disponible y considerando como valor «V» el que resulte de multiplicar el caudal diario contratado Qf por 30 y por el factor 0,85. BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50905

Artículo 3. Establecimiento del precio del Fuel Oil BIA 0,7-0,73 a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico canario. 1. El método de cálculo del precio correspondiente al combustible Fuel Oil BIA 0,7-0,73 a utilizar por los grupos generadores del sistema eléctrico canario, será el establecido en el artículo 7 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, aplicando, para el cálculo del precio del producto y del coste de logística lo siguiente: 1.1 El precio del producto para el Fuel Oil BIA 0,7-0,73 se fijará semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas, en los meses de enero y julio, y se calculará como media aritmética de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior, de los de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera), incrementadas por la prima de calidad calculada como diferencia entre las cotizaciones altas en el mercado FOB NWE del Fuel Oil 0,5-0,7 por ciento y del Fuel Oil 1 por ciento publicadas en el Platts European Marketscan. 1.2 El coste de logística para el Fuel Oil BIA 0,7-0,73 tomará los mismos valores en euros/Tm que los fijados para el Fuel Oil BIA 1 por ciento. Disposición adicional primera. Cierre de los saldos excedentarios de determinadas cuentas abiertas en régimen de depósitos por la Comisión Nacional de Energía. 1. Los saldos de la cuenta en régimen de depósito abierta por la Comisión Nacional de Energía destinada a la realización de planes de mejora de calidad de servicio con cargo a la tarifa de 2008, no comprometidos en los correspondientes Convenios de Colaboración firmados antes del 30 de junio de 2010, pasarán a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al año 2010. 2. Una vez que la Dirección General de Política Energética y Minas haya procedido a aprobar las cuantías definitivas de los programas nacionales de gestión de la demanda para 2004 convocados mediante la Orden ITC/4142/2004, de 30 de noviembre y la Comisión Nacional de la Energía haya liquidado a cada una de las empresas, los saldos de la cuenta en régimen de depósito abierta a estos efectos, correspondientes a la diferencia entre los costes compensables previstos y los costes definitivos aprobados, pasarán a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al año 2010. Disposición adicional segunda. Incumplimiento en relación con la obligación del Plan de Instalación de Interruptores de Control de Potencia. 1. En cumplimiento de lo establecido en el artículo décimo del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, los distribuidores deberán comunicar a los consumidores la obligación que tienen éstos de instalar los equipos y las posibilidades de adquisición e instalación de los mismos, de acuerdo con el Plan de Instalación de Interruptores de Control de Potencia remitido a la Administración de la comunidad autónoma correspondiente. A estos efectos, el requerimiento se practicará mediante remisión, a la dirección que a efectos de comunicación figure en el contrato de suministro, por cualquier medio que permita tener constancia de la recepción por el interesado o su representante, quedando la empresa distribuidora obligada a conservar en su poder la acreditación de la notificación efectuada. En el supuesto de rechazo de la notificación, se especificarán las circunstancias del intento de notificación y se tendrá por efectuado el trámite. cve: BOE-A-2010-9417 Transcurridos 20 días naturales desde la notificación sin respuesta del titular del contrato o su representante se procederá a realizar una segunda notificación por cualquier medio que permita tener constancia de la recepción por el interesado o su representante, debiéndose conservar la acreditación de la notificación efectuada. En ella se hará constar expresamente que si en el plazo de otros 20 días naturales a contar desde esta segunda BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50906 notificación no se realizan las actuaciones necesarias para dar cumplimiento al Plan o no se recibe respuesta, se procederá a facturar desde dicha fecha según lo siguiente: a) Consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW, en estos casos se distinguirá lo siguiente: Potencia contratada menor o igual 5 kW: se aplicará una potencia contratada de 10 kW a efectos de la facturación del peaje de acceso que le corresponda. Potencia contratada de más de 5 kW y menos de 10 kW: se aplicará una potencia contratada de 20 kW a efectos de la facturación del peaje de acceso que le corresponda. b) Consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada de más de 10 kW y menos de 15 kW: se aplicará una potencia contratada de 20 kW a efectos de la facturación del peaje de acceso que le corresponda. 2. Las empresas distribuidoras pondrán a disposición de los comercializadores la relación de titulares de los contratos a los que se haya iniciado el procedimiento descrito en el apartado anterior. Los comercializadores incluirán en su factura las cantidades que resulten de aplicar lo dispuesto anteriormente, indicando de forma expresa la cuantía resultante y el concepto al que corresponde. A partir de la fecha en que quede instalado el ICP de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente se procederá a facturar de acuerdo con la tarifa y potencia que corresponda al suministro. Disposición transitoria primera. Adaptación de los grupos de generación del sistema eléctrico balear con motivo del cambio de combustible a gas natural. Los grupos de generación del sistema eléctrico balear, durante el periodo en que se encuentren realizando los trabajos de reconversión para su adaptación al cambio de combustible a gas natural, serán considerados disponibles a efectos de la retribución por garantía de potencia prevista en el artículo 3 de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, siempre que se cumplan las siguientes condiciones: 1. Que antes del 31 de agosto de 2010 el titular de los grupos remita al Operador del Sistema el plan de adaptación de los grupos, con el detalle de los plazos de realización de los trabajos, y éste dé su aceptación al respecto. 2. Que el plazo de reconversión no sea superior a dos meses para cada grupo. 3. Que todas las plantas que tengan previsto utilizar este combustible hayan terminado su reconversión antes del 31 de diciembre de 2010. No obstante, por causas excepcionales, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del operador del sistema, podrá autorizar la ampliación de estos plazos hasta el 31 de marzo de 2011. Disposición transitoria segunda. Plazo para la realización de las pruebas de rendimiento para la determinación de parámetros para los grupos de generación existentes. Los titulares de las instalaciones en régimen ordinario existentes a la entrada en vigor de la resolución por la que se aprueben los procedimientos de pruebas de rendimiento para la determinación de los parámetros, dispondrán para la realización de las pruebas de un plazo máximo de dos años a contar desde la fecha de entrada en vigor de dicha resolución. cve: BOE-A-2010-9417 A estos efectos, el operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitirá antes del 1 de octubre de 2010 a la Dirección General de Política Energética y Minas el listado de las instalaciones de generación existentes a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento, de acuerdo con lo previsto en el apartado 3 del artículo 6 bis de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo. BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50907 Disposición derogatoria única. Derogación normativa. Queda derogada la disposición adicional primera de la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008 y, en general, cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en la presente orden. Disposición final primera. Modificación 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. Se modifica la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo de 2006, 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, como sigue: Uno. Se añade un nuevo artículo 6 bis, con la siguiente redacción: «Artículo 6 bis. Parámetros aplicables al coste variable de generación horario. 1. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, aprobará los parámetros utilizados para el cálculo de los componentes del coste variable definidos en el artículo 6: el coste variable de combustible (a, b, c), el coste de arranque (a’, b’ y d), el coste variable de operación y mantenimiento (a’’ y b’’), el coste de reserva caliente (ccrc) y el coste de banda de regulación (a’’’). Los parámetros serán únicos por tecnología y tamaño y se utilizarán a efectos del despacho de generación previsto en el artículo 4, así como para realizar las liquidaciones previstas en la presente orden. Se calcularán a partir de los parámetros obtenidos de las pruebas de rendimiento de cada grupo, de forma que se fomente la eficiencia de las instalaciones y se garantice la retribución suficiente de las mismas. 2. La información económica necesaria para la determinación de los parámetros a’’, b’’ y d, correspondientes a los costes de operación y mantenimiento y a los costes de arranque, será remitida por la empresa propietaria de los grupos directamente a la Dirección General de Política Energética y Minas, en la forma y plazos que ésta determine. A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar al operador del sistema la información técnica necesaria para el cálculo de los anteriores parámetros, obtenida en las pruebas de rendimiento. Los parámetros d y a’’ se actualizarán anualmente con el IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos. 3. Para la determinación de los parámetros técnicos aplicables a los costes variables, las empresas propietarias de los grupos deberán realizar las pruebas de rendimiento correspondientes. Éstas responderán a un procedimiento único, que será aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía y a propuesta del Operador del Sistema. Las instalaciones de generación se agruparán en familias, según tecnologías y tamaños. Las pruebas de rendimiento se realizarán únicamente a una muestra representativa de los grupos de cada familia, que deberá cumplir los criterios que establezca la Dirección General de Política Energética y Minas en la resolución por la que aprueben las pruebas de rendimiento. Durante la realización de las pruebas los grupos se considerarán disponibles a los efectos de su retribución por garantía de potencia definida en el artículo 3 de la Orden cve: BOE-A-2010-9417 ITC/914/2006, de 30 de marzo. Para la realización de las pruebas se seguirá el siguiente proceso: a) El operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitirá antes del 1 de enero de cada año a la Dirección BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50908 General de Política Energética y Minas un listado de la muestra de las instalaciones de generación a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento durante el año, de entre aquellas puestas en servicio el año anterior. Asimismo, enviará el listado propuesto por las empresas titulares de los grupos justificando, en su caso, los cambios realizados. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el listado de grupos de generación que deben realizar las pruebas y lo notificará al operador del sistema y a las empresas propietarias de los grupos. A estos efectos, el titular de las instalaciones deberá proporcionar al operador del sistema el histórico de consumos específicos de todos los grupos de los SEIE a su carga media y, en caso de estar disponible, a plena carga, al 75% de carga y al mínimo técnico. Asimismo deberá proporcionar el histórico de composición y poder calorífico del combustible de cada grupo. En los grupos de carbón, además de las pruebas con este combustible, también se realizarán pruebas con 100% Fuel-Oil siguiendo los procedimientos de prueba de grupos de fuel. Los grupos que pueden consumir dos tipos de combustible deberán hacer las pruebas de rendimiento con cada uno de ellos. No obstante, en la Resolución por la que se apruebe la muestra de instalaciones a las que se van a realizar las pruebas de rendimiento, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá exceptuar a las instalaciones de realizar las pruebas de rendimiento con algún combustible o podrá establecer que las pruebas se realicen con la muestra de combustible habitual de funcionamiento. b) El titular de las instalaciones de generación de régimen ordinario en los SEIE será el responsable de la realización de las pruebas. El operador del sistema las supervisará de manera presencial, pudiendo contar con la ayuda de un tercero convenientemente autorizado por el operador del sistema y preservando en todo caso la confidencialidad de la información. Esta supervisión corresponderá a las pruebas y ensayos, y también a las medidas, toma de muestras y calibraciones. c) La empresa propietaria deberá informar al operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía con un mes de antelación de la fecha de realización de las pruebas de cada grupo. d) En el plazo de un mes desde la realización de las pruebas de cada grupo, la empresa propietaria enviará al operador del sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas el acta de las mismas. En el plazo de un mes desde la recepción de dicha acta, el operador del sistema enviará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la empresa propietaria de la instalación, el informe de supervisión de las pruebas. 4. La Dirección General de Política Energética y Minas revisará cada cuatro años los valores de los parámetros anteriores atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías.» Dos. Se modifican los apartados 3.3 y 3.4 del artículo 7, que quedan redactados del siguiente modo: «3.3 Para el Fuel 1250’’ Redwood y el Fuel Oil n.° 1 (2,7 por ciento de azufre), se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (14 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (86 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan. cve: BOE-A-2010-9417 3.4. Para el Diesel Oil, se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (83 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.» BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50909 Tres. Se modifica el artículo 8, que queda redactado como sigue: «Artículo 8. Información a utilizar para realizar las liquidaciones. Para realizar la liquidación económica de las energías se utilizará la siguiente información relativa a costes, precios y energías: 1. Coste de generación horario de cada grupo en régimen ordinario que participa en el despacho económico en cada sistema eléctrico aislado (cg(i,h,j)), calculado por el operador del sistema. 2. Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en el segundo apartado del artículo 9. 3. Precio medio final horario de adquisición de energía para los comercializadores y consumidores directos en el mercado de producción peninsular según lo dispuesto en el artículo 12. 4. Energías producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo.» Cuatro. Se suprime el apartado 1 del artículo 9. Cinco. Se modifica el apartado primero del artículo 10, que queda redactado de la siguiente manera: «10.1 Liquidaciones mensuales y sus avances diarios: a) El operador del sistema calculará y publicará las liquidaciones mensuales y sus avances diarios, con la periodicidad, frecuencia y condiciones generales establecidas en las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. b) La liquidación mensual correspondiente al cierre definitivo de medidas se realizará utilizando los precios finales y costes de desvíos peninsulares calculados por el operador del sistema con la información de las medidas definitivas peninsulares.» Seis. Se modifica el artículo 11, que queda redactado en los siguientes términos: «Artículo 11. Energías a liquidar. Los datos de medidas utilizados en las distintas liquidaciones serán obtenidos de acuerdo a los plazos y procedimientos establecidos en la legislación específica del sistema de medidas. 1. Régimen ordinario y régimen especial: La energía a liquidar e(e,h,j) es la medida en barras de central de la unidad de producción e en régimen ordinario o en régimen especial obtenida como suma de las medidas de sus puntos frontera, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j. 2. Comercializadores y consumidores directos: La energía a liquidar con cierre de medidas del comercializador o consumidor directo c, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, EDC(c,h,j), es la medida elevada a barras de central de la energía consumida en los puntos frontera de sus consumidores. EDC(c,h,j) = ∑ta EDC (c,h,j,ta) Donde: cve: BOE-A-2010-9417 EDC (c,h,j,ta) es la energía en barras de central, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, consumida por el comercializador o consumidor directo c en tarifa de acceso ta calculada según la fórmula siguiente: EDC (c,h,j,ta) = ∑nt [MPFCnt,ta (c,h,j) × (1 + CPERnt,ta (h,j))] BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50910 Siendo: MPFCnt,ta(c,h,j) Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores del comercializador o consumidor directo c a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j CPERnt,ta(h,j) Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora h en el sistema eléctrico aislado j establecido para tarifa de acceso ta en la normativa vigente. En las liquidaciones sin cierre de medidas, la energía a liquidar EDC(c,h,j) a comercializadores o consumidores directos c en la hora h y en el sistema aislado j, es el valor de su previsión de consumo más la parte que le corresponde del descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j. EDC(c,h,j) = EDCp (c,h,j) + SALDOENE(c,h,j) Siendo: EDCp(c,h,j) Energía correspondiente a la previsión de demanda para la hora h del comercializador o consumidor directo c, que están obligados a comunicar al Operador del Sistema según se establece en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre. A estos efectos los programas de energía estarán referidos directamente a barras de central. SALDOENE(c,h,j) Asignación al comercializador o consumidor directo c del descuadre de energía de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, SALDOENE(h,j). La asignación se realizará de forma proporcional a la previsión de cada comercializador o consumidor directo según la fórmula siguiente: SALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) × EDCp(c,h,j)/ ∑cEDCp(c,h,j) 3. Cierre de energía. En las liquidaciones sin cierre de medidas, el descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j se asignará a los comercializadores y consumidores directos en proporción a sus programas de energía según lo indicado en el apartado anterior. En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía, CIERRE(h,j), de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, se calcula como la diferencia entre las pérdidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares calculadas en cada sistema eléctrico aislado, según lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009. CIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta × CPERnt,ta] Las pérdidas reales de transporte 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 de cada sistema eléctrico aislado j. ∑e e(e,h,j) + ∑ta∑nt MPFCc,nt,ta + PRTD(h,j) = 0 Por tanto, el cierre de energía del sistema eléctrico aislado 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. CIERRE(h,j) = -∑e e(e,h,j) - ∑ta ∑nt MPFCc,nt,ta - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta × CPERnt,ta] CIERRE(h,j) = - ∑e e(e,h,j) - ∑c EDC (c,h,j)” cve: BOE-A-2010-9417 Siete. Se modifica la definición del término PREP(h) contenida en el apartado 2 del artículo 12, que queda como a continuación se transcribe: «PREP(h): Precio del mercado diario en la hora h.» BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50911 Ocho. Se modifican los apartados 3 a 7 del artículo 12, que quedan redactados como sigue: «3. Obligación de pago por la energía adquirida por las empresas comercializadoras y consumidores directos. Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado 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) * PMCP(h) Siendo: CAC(c,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11. 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 o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores y consumidores directos a la estructura estacional de la demanda del SEIE de 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. El precio de adquisición de energía definido en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE 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. 4. Obligación de pago por capacidad para las empresas comercializadoras y consumidores directos. Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por capacidad que se calculará según la siguiente expresión: PCAP(c,h,j) = ∑t EDC(c,h,j,ta) * PCAP(h,ta) Siendo: PCAP(c,h,j): Coste del pago por capacidad para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDC(c,h,j,ta): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h en la tarifa de acceso ta. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11. PCAP(h,ta): Precio del pago por capacidad para la demanda en la hora h para la tarifa cve: BOE-A-2010-9417 de acceso ta establecido en la normativa vigente. La obligación de pago por capacidad definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso. BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50912 5. Obligación de pago por coste de desvíos para las empresas comercializadoras y consumidores directos. Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por coste de desvíos que se calculará según la siguiente expresión: CDSV(c,h,j) = Abs(EDC(c,h,j) - EDCp(c,h,j)) * CDSVPEN (h) Siendo: CDSV(c,h,j): Obligación de pago por coste de desvíos para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11. EDCp (c,h,j): Previsión de compras en barras de central de la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h comunicada al despacho según lo dispuesto en los procedimientos de operación. CDSVPEN(h): Coste medio de los desvíos de 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. La obligación de pago por coste de desvíos definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso. 6. Obligación de pago por la energía adquirida por los generadores en régimen ordinario y en régimen especial. En el caso que la energía medida en barras de central del generador e en régimen ordinario o en régimen especial que participa en el despacho de generación sea negativa por consumo de servicios auxiliares, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión: CAG(e,h,j) = -e(e,h,j) * PMD(h); siempre que: e(e,h,j) < 0 Siendo: CAG(e,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador e del sistema eléctrico aislado j en la hora h e(e,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador e del sistema extrapeninsular j. PMD(h): Precio del mercado diario en la hora h. 7. Liquidación del cierre de energía. En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía de cada subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculado según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 11, se valorará al precio del mercado diario en la hora h. Los derechos de cobro por cierres positivos y las obligaciones de pago por cierres negativos se liquidarán en la cuenta del operador del sistema. El saldo resultante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos 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 cve: BOE-A-2010-9417 costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, y como tal se incluirá en las liquidaciones de las actividades reguladas según establece 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.» BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO Núm. 145 Martes 15 de junio de 2010 Sec. I. Pág. 50913 Nueve. Se modifica el artículo 14, cuya redacción pasa a ser la que sigue: «Artículo 14. Cálculo de la prima que complementa el precio medio peninsular. Para cada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, el valor de la prima de funcionamiento PrF(i,h,j) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula: PrF(i,h,j) = [D/S(i,h,j)* D/S(h)] / E(i,h,j) Siendo: D/S(i,h,j) * D/S(h): El importe del déficit/superávit distribuido al generador i según lo dispuesto en el apartado 10 del artículo 12. E(i,h,j): Energía neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h.» Diez. Se modifica el tercer párrafo de la disposición adicional segunda, que queda redactado de la manera siguiente: «Los cobros y pagos de los sistemas peninsulares, extrapeninsulares e insulares podrán realizarse conjuntamente, sin perjuicio de que en los SEIE la facturación se calcule para cada sistema eléctrico de forma independiente.» Once. Se suprimen el apartado 2 del artículo 6, los artículos 13, 15 y 17, la disposición transitoria segunda, la disposición transitoria cuarta y la disposición adicional cuarta. Disposición final segunda. Modificación de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción. El apartado 2 del artículo 14 de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción, queda redactado como sigue: «2. La Dirección General de Política Energética y Minas comunicará al proveedor del servicio la iniciación del expediente de revocación para que en un plazo de 10 días a contar desde la recepción de la referida notificación, aquél pueda formular las alegaciones y aportar los documentos que tenga por conveniente.» Disposición final tercera. Entrada en vigor. Esta Orden entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado». Madrid, 11 de junio de 2010.–El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián Gascón. cve: BOE-A-2010-9417 http://www.boe.es BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO D. L.: M-1/1958 - ISSN: 0212-033X