LegalizeReal Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares
p(i,h,j): Potencia horaria prevista en MW en barras de central en la hora h por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en estado de marcha.
A (i), B (i) y C (i): Datos técnicos de despacho, expresados en th/h, th/h.MW y th/h.MW2, respectivamente. Serán los coeficientes de la curva de funcionamiento según el nivel de carga y tomarán los valores incluidos en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
pr(i,h,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i en estado de marcha del sistema eléctrico aislado j en la hora h, valorado en €/th PCI, calculado de acuerdo con lo indicado en el artículo 40.
Artículo 63. Costes de arranque de despacho.
Los costes de arranque de cada grupo i, son los asociados al proceso por el cual el grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. Este concepto incluye tanto el consumo de combustible como el coste adicional de operación y mantenimiento asociado al arranque del grupo.
Los costes de arranque de despacho se obtienen de multiplicar los costes unitarios de arranque de despacho por el número de arranques del grupo.
Los costes unitarios de arranque de despacho de un grupo i del sistema eléctrico aislado j, CarD(i,j), expresados en €/arranque, se calculan de acuerdo a la siguiente formulación:
CarD (i,j) = A’(i) * [1- exp(-t/B’ (i))] * prar (i, j) + D(i)
Siendo:
t: Tiempo transcurrido desde la última parada, en horas.
A’(i) y B’(i): Datos técnicos de despacho, expresados en th y h, respectivamente. Serán los coeficientes de la curva de arranque de cada grupo i y tomarán los valores incluidos en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
D(i): Dato económico que refleja los costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque, valorado en €/arranque. Será el aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas de acuerdo con lo establecido en el artículo 12.
prar(i,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i en periodos de arranque parada, valorado en €/th PCI, calculado de acuerdo con lo indicado en el artículo 40.
Artículo 64. Costes variables de operación y mantenimiento de despacho.
Los costes variables de operación y mantenimiento de despacho son los asociados a los costes de las revisiones programadas de cada grupo que se realizan en función de sus horas de funcionamiento. Se incluyen en este concepto los consumos de fungibles y aditivos.
Los costes variables de operación y mantenimiento de despacho de un grupo, expresados en euros, se calcularán para un periodo determinado como producto de la energía generada prevista medida en barras de central en dicho periodo por los costes variables de operación y mantenimiento unitarios del grupo.
Los costes de operación y mantenimiento unitarios de despacho de cada grupo, O&MVDi, expresados en €/MWh, serán los aprobados por la Dirección General de Política Energética y Minas de acuerdo con lo establecido en el artículo 12.
Artículo 65. Costes de banda de regulación de despacho.
Los costes de banda de regulación de despacho en una hora, h, para cada grupo i del sistema j, CbrD(i,h,j), serán el 1 por ciento del coste variable de combustible de despacho, CcombD(i,h,j), del grupo.
Artículo 66. Coste de los derechos de emisión de despacho.
El coste de los derechos de emisión de despacho de un grupo, expresado en euros, para un periodo determinado, se calculará como sumatorio del coste de los derechos de emisión de despacho horario, (CCO2Dh).
El coste de los derechos de emisión de despacho horario en euros es:
CCO2Dh = p(i,h,j) PCO2D fie * Cor_p * Cor_eD
Siendo:
p(i,h,j): Potencia horaria prevista en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en estado de marcha.
PCO2D: Precio de los derechos de emisión de despacho, expresado en €/tCO2. El precio de los derechos de emisión de despacho será publicado por el operador del sistema y se calculará mensualmente como la media del precio diario de las subastas de dichos derechos en el mercado secundario de derechos de emisión de la plataforma Común celebradas en el año móvil precedente.
fie: Factores de emisión (fie) establecidos en el apartado 4.a del Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, 2008-2012, aprobado por Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, o norma que lo sustituya.
Este coste no será de aplicación a las tecnologías no definidas en el Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero vigente.
Cor_p: Factor de correlación entre energía bruta, a la que están referidos los anteriores factores de emisión (fie), y la energía neta referenciada a barras de central, siendo estos valores de correlación los establecidos en el anexo XVII.
Cor_eD: Factor de correlación entre los anteriores factores de emisión (fie) establecidos en el apartado 4.a) del Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, 2008-2012, y los niveles de emisiones que registran los grupos de generación. Estos valores a efectos de despacho, serán aprobados mediante orden ministerial.
Se modifica por la disposición final 1.6 del Real Decreto 446/2023, de 13 de junio. Ref. BOE-A-2023-14048
Artículo 67. Funciones del operador del sistema.
El operador del sistema, para la correcta gestión del despacho de producción, realizará las funciones siguientes:
Calcular el coste variable de generación a efectos de despacho de las instalaciones de producción teniendo en cuenta lo establecido en el artículo 61 y el coste de los servicios de ajuste.
Realizar las programaciones semanales, diarias, intradiarias y finales del despacho de producción en cada sistema eléctrico aislado, basándose en los costes variables de generación a efectos de despacho.
Calcular la disponibilidad de cada grupo generador que intervenga en el despacho de producción, verificar la potencia disponible y aprobar los planes de indisponibilidad programada.
Asegurar la cobertura de la demanda en tiempo real, gestionando las reservas de regulación y resolviendo las restricciones técnicas que pudieran existir.
Calcular el coste de generación de liquidación de cada grupo de acuerdo con lo indicado en el artículo 72.3.a.
Calcular el precio final horario de generación en cada sistema eléctrico aislado, según lo establecido en el artículo 71 y publicarlo en su sede electrónica.
Calcular la retribución por costes variables de generación y la energía programada de cada grupo, para cada hora en el primer, segundo y tercer despacho de la programación semanal, diaria, intradiaria y final.
Informar a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la Dirección General de Política Energética y Minas de los costes de generación de liquidación y la energía programada de cada grupo para cada hora en el primer, segundo y tercer despacho de la programación semanal, diaria, intradiaria y final, con una periodicidad mensual para la retribución por costes variables y anual para la retribución por costes fijos. La información estará desagregada en función de cada uno de los componentes que determinan cada concepto de coste especificando el número de arranques de cada grupo.
Realizar la liquidación del despacho de producción y la comunicación de los pagos y cobros.
Verificar que las instalaciones cumplen con los requisitos técnicos para poder estar dadas de alta en el despacho y gestionar las garantías por las compras y ventas de energía de los sujetos que intervengan en cada sistema eléctrico aislado de acuerdo con lo establecido en la normativa de aplicación.
Comunicar a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la Dirección General de Política Energética y Minas las liquidaciones definitivas de la energía adquirida por el conjunto de la demanda de cada sistema eléctrico aislado en cada hora, así como la energía generada en cada hora por cada uno de los grupos que participen en el despacho de producción. Asimismo especificará los desvíos tanto de generación como de demanda respecto a las previsiones por unidad de programación.
Remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la información relativa al Indicador de Eficiencia y a los indicadores de calidad establecidos en el artículo 60.
Revisar, coordinar y aprobar los planes de mantenimiento de las instalaciones de generación y transporte, así como comunicar a las comunidades autónomas de Canarias y las Illes Balears y a las ciudades de Ceuta y Melilla sus planes correspondientes.
Elaborar y coordinar los planes de seguridad, emergencia y reposición del servicio, entre otros.
ñ) Realizar cualesquiera otras funciones que en estos sistemas se le asignen por la normativa vigente.
Artículo 68. Información a facilitar al operador del sistema para el despacho de producción.
Las empresas productoras de energía eléctrica comunicarán al operador del sistema para cada uno de los grupos de generación, con la periodicidad prevista en el artículo 69.2, la información necesaria para el ejercicio de sus funciones que, al menos, será la siguiente:
En el caso de los grupos de la categoría A:
1.º Disponibilidad horaria, incluyendo la indisponibilidad por limitaciones medioambientales o condicionantes adicionales en el funcionamiento de los generadores para el horizonte de programación.
2.º Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación primaria, secundaria y terciaria.
3.º En los grupos de bombeo, adicionalmente a la información anterior, remitirán las cotas y volúmenes almacenados en los embalses.
4.º En su caso, necesidades de modificación de la mezcla de combustible autorizada según lo contemplado en el artículo 40.
5.º Para las instalaciones de cogeneración, la potencia máxima a entregar con el mínimo consumo compatible con el proceso industrial asociado y mínima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al funcionamiento en régimen normal.
La información de la potencia neta, el mínimo técnico ordinario y extraordinario, las rampas de subida y bajada de potencia, los tiempos de arranque, las curvas de arranque de despacho, las curvas de costes variables de combustible de despacho, los costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque de despacho y los costes de operación y mantenimiento unitarios de despacho de cada grupo, utilizada por el operador del sistema para llevar a cabo el despacho de producción será la que conste en el registro administrativo de las instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. Los titulares de las instalaciones de producción deberán comunicar al operador del sistema las modificaciones autorizadas que se produzcan en dicho registro.
En el caso de instalaciones categoría B:
1.º Disponibilidad horaria.
2.º Potencia neta o, para aquellas instalaciones para las que no se haya definido dicha potencia en la normativa, la potencia instalada definida en el artículo 3 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
La potencia neta será la aprobada por la Dirección General de Política Energética y Minas. Para los casos en que sea necesario, se tomará la potencia instalada incluida en el registro Administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
3.º Los programas horarios previstos para el horizonte de programación.
Los comercializadores, los consumidores directos y los generadores para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador en esa hora, que actúen en cada sistema eléctrico aislado, deberán comunicar al operador del sistema sus previsiones de demanda para cada período de programación horario en el horizonte de programación.
El operador del sistema podrá establecer los medios adecuados para el intercambio de información, los cuales serán publicados en su sede electrónica.
Artículo 69. Procedimiento de despacho de la generación.
El operador del sistema programará los grupos hidráulicos no fluyentes, con el objetivo de lograr la optimización económica del sistema a largo plazo, para ello se incorporará como dato de entrada la información proveniente del valor del agua en los embalses.
Programación semanal, diaria e intradiaria:
El operador del sistema realizará una programación semanal de los grupos para cada uno de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, que será redefinida en programaciones diarias e intradiarias.
Los desvíos generación-demanda previstos por el operador del sistema o comunicados por los sujetos dentro del propio día, con un horizonte superior a dos horas, darán lugar a la programación intradiaria. La programación intradiaria se comunicará a los sujetos afectados con una antelación superior a una hora. Las modificaciones del despacho diario deberán ser justificadas por el operador del sistema.
Las programaciones se realizarán partiendo de la programación de los grupos de bombeo y de los grupos hidráulicos no fluyentes indicados en el apartado anterior, así como de los datos indicados en el artículo 68, que serán comunicados al operador del sistema por los sujetos con una periodicidad semanal para la programación semanal, diaria para la programación diaria, y, en su caso, horaria para la programación intradiaria. Los citados datos deberán ser remitidos un día antes para la programación semanal y diaria y al menos dos horas antes para la intradiaria.
Las programaciones indicadas en el apartado anterior serán el resultado de aplicar el procedimiento de despacho definido en el anexo X, que incluirá:
Un primer despacho, realizado con criterio exclusivamente económico y considerando, en su caso, la limitación de horas de funcionamiento autorizadas de los grupos.
Un segundo despacho, realizado con criterio económico y de seguridad.
Un tercer despacho, teniendo en cuenta las posibles restricciones impuestas por la red de transporte.
En los sistemas eléctricos aislados conectados con la península, la energía que circule a través de dichos enlaces será integrada en el respectivo despacho de producción según lo establecido en la normativa de aplicación.
Resolución de desvíos generación-demanda en tiempo real.
Los desvíos en tiempo real serán resueltos por el operador del sistema haciendo uso de las asignaciones de reserva de regulación secundaria y terciaria.
La programación final del despacho de producción será la resultante de los ajustes necesarios realizados sobre el tercer despacho de producción diario, y en su caso intradiario, como consecuencia de la resolución de los desvíos en tiempo real definidos en el apartado anterior.
Se modifica el apartado 3.a) por la disposición final 3.3 del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. Ref. BOE-A-2020-7439#df-3
Artículo 70. Cálculo del precio de adquisición de la demanda.
Los comercializadores, los consumidores directos y los generadores para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador en esa hora, y en su caso, los representantes, adquirirán la energía horariamente en el despacho de producción al precio horario de adquisición de la demanda Phdemanda(j), expresado en €/MWh, definido en el anexo I.
Adicionalmente al precio de adquisición antes definido, se añadirán los costes de desvíos en los que incurran dichos sujetos, los costes por mecanismos de capacidad, los costes del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad y los costes para la financiación de la retribución del operador del mercado y del operador del sistema, en los términos previstos en el anexo XI, así como aquellos que se establezcan reglamentariamente.
Artículo 71. Cálculo del precio final horario de generación y del extracoste en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares.
El precio final horario de generación de cada sistema aislado, Ph(j), vendrá determinado por el cociente entre la suma de los costes de servicios de ajuste y de generación de las centrales ubicadas en dicho sistema aislado y el total de la energía por ellas generada, medida en barras de central.
Los costes de generación y de servicios de ajuste se calcularán considerando los siguientes conceptos:
Los costes de generación de liquidación obtenidos de aplicar el régimen retributivo adicional definido en el artículo 18 a todas las centrales categoría A con derecho a dicho régimen retributivo.
Los costes de generación definidos en el artículo 7 para las instalaciones con derecho a la percepción del régimen retributivo específico.
Los costes de generación definidos en los apartados 1 y 2 del artículo 8 de las centrales que participen en el despacho de producción que no tengan reconocido ningún régimen retributivo adicional o específico.
Los costes de los servicios de ajuste.
El extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares será la suma del extracoste de generación en cada uno de los sistemas aislados de dichos territorios no peninsulares, que vendrá determinado por la diferencia entre los costes de generación y de servicios de ajuste referidos en el apartado anterior y los ingresos remanentes derivados de la adquisición de energía por parte de la demanda una vez descontados los conceptos con destino específico de acuerdo a lo establecido en el artículo 72.1.a.
Artículo 72. Procedimiento de liquidaciones.
Para la liquidación de la energía en cada uno de los despachos de producción de los territorios no peninsulares, el operador del sistema procederá de acuerdo a lo establecido en este artículo y en el anexo XI:
Los ingresos obtenidos en el despacho de producción procedentes de la demanda que tengan un destino específico, tales como los costes del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, los costes para la financiación de la retribución del operador del mercado y del operador del sistema y aquellos otros que pudieran establecerse, serán descontados del total de los ingresos obtenidos en el despacho procedentes de la demanda.
El operador del sistema liquidará con los ingresos remanentes que se obtengan tras detraer los ingresos con destino específico de acuerdo con lo previsto en el párrafo anterior, a los grupos generadores que operen en estos sistemas y que no que tengan reconocido un régimen retributivo adicional o específico, al régimen económico establecido en el artículo 8.
Una vez realizado lo anterior, el operador del sistema liquidará el resto de ingresos entre las instalaciones de producción que tengan reconocido un régimen retributivo adicional o específico proporcionalmente a su energía generada medida en barras de central, con la limitación de ingresos correspondientes a los conceptos de los párrafos a) y c) del artículo 7.1 o, en su caso, los párrafos a) y c) de la disposición adicional décima.1 para las instalaciones con régimen retributivo específico.
El operador del sistema calculará y publicará las liquidaciones mensuales del despacho de producción y sus avances diarios, con la periodicidad, frecuencia y condiciones generales establecidas en los procedimientos del sistema de liquidaciones y garantías de pago de los sistemas eléctricos no peninsulares.
Conforme a lo establecido en la disposición adicional decimoquinta de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, los extracostes derivados de la actividad de producción de energía eléctrica cuando se desarrollen en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, serán financiados en un 50 por ciento con cargo a los Presupuestos Generales del Estado.
La cuantía consignada en los Presupuestos Generales del Estado para la compensación del extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares se liquidará de acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto, por el que se regula el procedimiento de presupuestación, reconocimiento, liquidación y control de los extracostes de la producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares con cargo a los Presupuestos Generales del Estado.
La cuantía para la compensación del extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares con cargo al sistema eléctrico se liquidará de acuerdo a lo establecido en este artículo.
Para cada año natural, a los efectos de la liquidación del extracoste de generación se seguirá el procedimiento recogido a continuación:
El operador del sistema calculará:
1.º) Los costes de generación de liquidación obtenidos de aplicar el régimen retributivo adicional definido en el artículo 18 a todas las centrales categoría A con derecho a dicho régimen retributivo sin aplicar la corrección por factura de combustible definida en el artículo 31 e incluyendo una estimación de la retribución por otros costes operativos recogidos en el artículo 36, así como, en su caso, del impuesto especial sobre el carbón que resulte de aplicación de acuerdo con la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales.
2.º) El concepto definido en los párrafos a) y c) del artículo 7.1 de los derechos de cobro de las instalaciones categoría B que tengan reconocido un régimen retributivo específico, así como los costes de desvíos en los que incurran dichas instalaciones.
3.º) Asimismo publicará las liquidaciones definitivas del despacho de producción realizadas, por dicho operador, a cada una de las unidades de programación de producción que integren las citadas instalaciones correspondiente a los 12 meses del año n en un plazo máximo de un mes contado a partir de la publicación del cierre de medidas definitivas.
El operador del sistema remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, para cada año natural, la información indicada en el párrafo a) anterior, tanto de costes de generación y de servicios de ajuste como de liquidaciones definitivas, en un plazo no superior a tres meses desde la publicación de la liquidación de despacho definitiva.
Los titulares de las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional solicitarán a la Dirección General de Política Energética y Minas que apruebe la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para sus instalaciones en el plazo máximo de un mes desde la publicación por parte del operador del sistema de las liquidaciones con base en medidas definitivas. Esta solicitud irá acompañada de la información requerida en el presente real decreto y será remitida a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia para informe.
El organismo encargado de las liquidaciones del sector eléctrico calculará los derechos de cobro definidos en el párrafo b) del artículo 7.1 correspondientes a cada una de las instalaciones generadoras que tengan reconocido el régimen retributivo específico realizadas con medidas definitivas así como el resto de conceptos establecidos en el presente real decreto.
La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y previo informe favorable de la Intervención General de la Administración del Estado, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5 del Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto, procederá a aprobar la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional, así como la cuantía de los costes de generación de las instalaciones que tengan reconocido un régimen retributivo específico, la cuantía de los costes de los servicios de ajuste y la cuantía del extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares definido en el artículo 71.2, así como la desviación entre el extracoste reconocido y la compensación que haya sido entregada a cuenta por este concepto, diferenciando las partidas con cargo a Presupuestos Generales del Estado y al sistema eléctrico.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aplicará en su propuesta la corrección por factura de combustible definida en el artículo 31, calculará la retribución por otros costes operativos, teniendo en cuenta la documentación que acredite el pago del Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica derivados de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, e integrará los derechos de cobro definidos en el artículo 7.1 b) correspondientes a las instalaciones generadoras que tengan reconocido el régimen retributivo específico a los cálculos realizados por el operador del sistema de acuerdo a lo establecido en el apartado 3.a).
Emitida la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, el organismo encargado de la liquidación del sector eléctrico procederá a liquidar la desviación entre el extracoste reconocido y la compensación que haya sido entregada a cuenta por este concepto de acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto y la normativa de liquidaciones del sector eléctrico.
Con carácter mensual, se realizarán liquidaciones provisionales a cuenta de la definitiva por el organismo encargado de la liquidación del sector eléctrico de acuerdo con lo establecido en la normativa reguladora del procedimiento de liquidación y lo establecido en este apartado.
El operador del sistema calculará los costes definidos en los apartado 3.a).1º y 3.a).2º y publicará las liquidaciones mensuales del despacho de producción realizadas por dicho operador a cada una de las unidades de programación de producción que integren las citadas instalaciones.
Asimismo, remitirá a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la información indicada en el párrafo anterior.
En cada liquidación mensual el organismo encargado de la liquidación del sector eléctrico abonará con cargo al sistema eléctrico, para cada empresa generadora, la cuantía correspondiente a la diferencia entre la retribución acumulada hasta ese mes, la cuantía liquidada en el despacho de producción por el operador del sistema y la cuantía con cargo a los Presupuestos Generales del Estado correspondiente a los mismos meses conforme a lo previsto en el artículo 4.b) del Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto.
En todo caso, la cuantía con cargo al sistema eléctrico no podrá superar la parte proporcional acumulada de la cantidad prevista en la orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo que apruebe los peajes de acceso de energía eléctrica del correspondiente año.
Se modifica el apartado 1.c) por la disposición final 4 del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre. Ref. BOE-A-2020-17278#df-4
Se modifican los apartados 1, 3 y 4 por la disposición final 3.4 a 6 del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. Ref. BOE-A-2020-7439#df-3
TÍTULO VII. Régimen económico y administrativo de las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema en los territorios no peninsulares
Artículo 73. Definición de las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema en los territorios no peninsulares.
Las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema conforme a lo establecido en el artículo 5 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, serán consideradas a todos los efectos activos pertenecientes a la actividad de operación del sistema, y por tanto, no se inscribirán en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y a su producción no le serán de aplicación los peajes de generación.
Artículo 74. Procedimiento de asignación de la titularidad.
Cuando se detecte la necesidad de instalar bombeos en un sistema eléctrico aislado por garantía del suministro, seguridad del sistema o integración de energías renovables no gestionables, el operador del sistema lo solicitará a la Dirección General de Política Energética y Minas acompañado de un informe justificativo al efecto.
En este informe, tomando como base las instalaciones de generación existentes, las instalaciones de transporte existentes y planificadas y la demanda prevista, se valorará técnicamente la oportunidad de instalar una central de bombeo y se realizarán diferentes escenarios de implantación de energías renovables conforme establece el anexo VII.3. Asimismo el informe incluirá una propuesta de los valores de la inversión de la instalación, los valores unitarios de operación y mantenimiento variable y de los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de la instalación.
Tras la recepción del informe definido en el apartado anterior, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo solicitará informe a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Dicho informe analizará la oportunidad de instalar bombeos en un sistema eléctrico aislado por garantía del suministro, seguridad del sistema o integración de energías renovables no gestionables teniendo en cuenta todos los datos disponibles y en particular, los diferentes escenarios propuestos por el operador del sistema analizándolos desde un punto de vista económico y de afección a los costes del sistema eléctrico, de acuerdo con lo establecido en el anexo VII.3.
Asimismo, tras la recepción del informe definido en el apartado 1, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo solicitará informe a la comunidad autónoma o ciudad autónoma afectada, que deberá ser evacuado en el plazo de un mes desde la recepción de la solicitud, para que, en el ejercicio de sus competencias, analice los diferentes escenarios contemplados.
Teniendo en cuenta los informes definidos en los apartados anteriores, el Consejo de Ministros declarará, en su caso, que la instalación de bombeo propuesta sea de titularidad del operador del sistema, al tener como finalidad principal la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares.
Una vez declarada por el Consejo de Ministros la necesidad de instalar bombeos de titularidad del operador del sistema conforme a lo establecido en el artículo 5 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se aprobará la potencia de la instalación, las particularidades de su retribución y los siguientes parámetros retributivos:
El valor de la inversión de la instalación en el año de su puesta en servicio, VIi, diferenciando las inversiones con distinta vida útil regulatoria. Este valor de inversión tendrá la consideración, en su caso, de valor estándar de la inversión de la instalación.
El valor unitario de operación y mantenimiento variable.
El valor unitario de la anualidad de costes de operación y mantenimiento fijos.
En ningún caso se podrán aprobar valores de la inversión de la instalación, valores unitarios de operación y mantenimiento variable, ni valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de la instalación que sean superiores a los especificados en la propuesta remitida por el operador del sistema al amparo de lo previsto en el apartado 1.5. Si transcurrido un periodo superior a un año desde la aprobación de la orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo de fijación de parámetros retributivos, no se hubiera dictado autorización administrativa y se hubieran producido circunstancias o hechos que alterasen las condiciones bajo las cuales se dictó la citada orden, el operador del sistema podrá solicitar la modificación de dichos parámetros.
A tal efecto, el operador del sistema remitirá solicitud motivada aportando en su caso una nueva propuesta de valor de inversión, de valor unitario de operación y mantenimiento variable y de valor unitario de la anualidad de costes de operación y mantenimiento fijos.
Artículo 75. Régimen de autorización.
A las instalaciones de bombeo que sean asignadas al operador del sistema en los territorios no peninsulares, de acuerdo con el establecido en este título, les serán de aplicación los derechos de acceso y conexión así como el régimen de autorizaciones administrativas establecidas para el resto de instalaciones de bombeo.
Cuando la competencia para la autorización de estas instalaciones sea de la comunidad o ciudad autónoma, ésta deberá comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas la fecha de la autorización de explotación de la instalación, remitiendo copia de todas las autorizaciones otorgadas por la citada comunidad o ciudad autónoma.
Artículo 76. Régimen de funcionamiento.
La energía correspondiente a estas instalaciones de bombeo se integrará como un servicio de ajuste por garantía de suministro y seguridad en cada sistema.
Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se fijaran los criterios de explotación de estas instalaciones para su integración en los servicios de ajuste. A estos efectos, el operador del sistema solicitará comentarios a los representantes de todos los sujetos que actúen en el sistema definidos en el artículo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y propondrá los criterios de explotación al Ministerio de Industria, Energía y Turismo acompañados del citado informe de los sujetos.
Mensualmente el operador del sistema informará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia sobre la aplicación de estos criterios en el funcionamiento de las citadas instalaciones de bombeo en cada sistema.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia realizará, anualmente, un informe en el que se analice la aplicación de la orden que fije los criterios de explotación de estas instalaciones para su integración en los servicios de ajuste y que, en su caso, proponga modificaciones en la citada norma de tal forma que se salvaguarde la independencia del operador del sistema en su labor de gestor de la red de transporte de electricidad.
Artículo 77. Régimen retributivo.
En el plazo máximo de seis meses desde la fecha de la autorización de explotación de la instalación, el operador del sistema deberá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas el reconocimiento del régimen retributivo de la misma.
Dicha solicitud deberá ir acompañada de la auditoría sobre la inversión realizada así como la documentación que considere necesaria para fijar su retribución. En cualquier caso, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar al operador del sistema la información adicional que considere necesaria.
En la citada resolución se aprobará:
El valor de la inversión reconocida al grupo i, calculada, en su caso, según lo establecido en el artículo 26.
La vida útil regulatoria durante la cual la instalación tendrá derecho a percibir la retribución prevista en este título.
Artículo 78. Procedimiento de liquidación.
El operador del sistema declarará en sus liquidaciones y de forma separada los costes de estas instalaciones. El órgano encargado de las liquidaciones del sector eléctrico integrará en sus liquidaciones este coste como extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares.
Disposición adicional primera. Primer periodo regulatorio.
De acuerdo con lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, el primer periodo regulatorio se iniciará a la entrada en vigor del presente real decreto y finalizará el 31 de diciembre de 2019.
La tasa de retribución financiera a aplicar a todas las instalaciones de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares categoría A que tengan retribución por inversión durante el primer periodo regulatorio, se corresponderá con el rendimiento medio de las cotizaciones en el mercado secundario de las obligaciones del Estado a diez años de los meses de abril, mayo y junio de 2013 incrementada en 200 puntos básicos, de conformidad con la disposición adicional décima.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, quedando fijada en 650,3 puntos básicos.
De acuerdo con lo anterior, el valor de la anualidad de la retribución por inversión para el año 2015 (CIn) de las instalaciones que tienen reconocido el valor de la inversión a la entrada en vigor del presente real decreto será, desde su entrada en vigor, la establecida en el anexo XII.1
Disposición adicional segunda. Valores unitarios de inversión del primer periodo regulatorio.
Durante el primer periodo regulatorio, la inversión prevista para el cálculo de las garantías definidas en el artículo 50 será la obtenida de multiplicar la potencia neta proyectada del grupo por los valores unitarios máximos fijados en el anexo XII.2. En las tecnologías no indicadas en el citado anexo por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se aprobarán los valores unitarios de referencia definidos en el artículo 26.
El valor de la inversión que se reconozca, en su caso, a las instalaciones con autorización de explotación definitiva de fecha posterior a la entrada en vigor de este real decreto y durante el primer periodo regulatorio, será establecido de la siguiente forma:
El valor de la inversión reconocida al grupo i será el valor real de la inversión realizada debidamente auditada, más el 50 por ciento de la diferencia entre el límite máximo y dicho valor real, cuando este sea inferior al límite.
El límite máximo se determinará multiplicando la potencia neta del grupo inscrito en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica por el valor unitario máximo que le corresponda de acuerdo con lo establecido en el anexo XII.2.
Si la citada diferencia fuera negativa, el valor reconocido de la inversión realizada será el que resulte de multiplicar la potencia neta inscrita por el valor unitario máximo fijado en el citado anexo.
El procedimiento para determinar el valor de la inversión reconocida de los grupos cuya tecnología no esté contemplada en el anexo XII.2 se establecerá por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.
Disposición adicional tercera. Valores unitarios de la anualidad de los costes de operación y mantenimiento fijos del primer periodo regulatorio.
Los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de la instalación tipo definidos en el artículo 29 a aplicar durante el primer periodo regulatorio serán los establecidos en el anexo XII.3, sin factor de corrección.
Los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos y los factores de corrección a aplicar a los grupos cuya instalación tipo no esté contemplada en el anexo XII.3 se establecerán por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.
Disposición adicional cuarta. Retribución por costes variables durante el primer periodo regulatorio.
Los parámetros técnicos de liquidación, a, b y c de las instalaciones tipo, aplicables durante el primer periodo regulatorio, son los establecidos en el anexo XII.4.
Los parámetros a’(i), b’(i) de las instalaciones tipo, aplicables durante el primer periodo regulatorio, son los establecidos en el anexo XII.5.
La retribución por costes variables de operación y mantenimiento de funcionamiento definida en el artículo 35.1, se calculará, en el primer periodo regulatorio, a partir de los valores unitarios de operación y mantenimiento variable de liquidación de las instalaciones tipo definidos en el anexo XII.6.
Los parámetros económicos «d» de las instalaciones tipo aplicables durante el primer periodo regulatorio, son los establecidos en el anexo XII.7.
Los valores de los parámetros técnicos y económicos de liquidación de las instalaciones tipo que no estén contemplados en los citados anexos se definirán por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.
Disposición adicional quinta. Liquidación de los ejercicios 2012, 2013 y 2014.
El operador del sistema calculará los costes de generación de liquidación definidos en el artículo 71 para cada uno de los grupos en cada territorio no peninsular, para los años 2012, 2013 y 2014 aplicando la metodología y parámetros establecidos en la disposición transitoria séptima y los comunicará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el plazo máximo de tres meses desde la fecha de entrada en vigor de este real decreto.
Disposición adicional sexta. Mandatos a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor del presente real decreto, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia remitirá a la Secretaría de Estado de Energía una propuesta de valores unitarios de referencia para el cálculo del valor estándar de inversión, y de datos técnicos y económicos que determinan los costes fijos y variables de generación de despacho y de parámetros técnicos y económicos de la instalación tipo a aplicar a las instalaciones de producción compuestas por turbinas de gas que comparten alternador.
Asimismo, en el plazo de un año desde la entrada en vigor del presente real decreto, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia remitirá a la Secretaría de Estado de Energía:
Una propuesta de costes de logística de los combustibles en cada uno de los sistemas eléctricos aislados, acompañada de un estudio que los justifique. A la vista de dicha propuesta, por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio se revisarán los costes de logística establecidos en la disposición transitoria tercera.5.
Una propuesta de incentivo al operador del sistema y una propuesta de objetivos mínimos de calidad (OCSNIEPI, OCSTIEPI,) para cada sistema aislado j según la definición del anexo IX, a los efectos de lo establecido en el artículo 60.
Disposición adicional séptima. Mandatos al operador del sistema.
En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de este real decreto, el operador del sistema deberá remitir a la Secretaría de Estado de Energía:
Una propuesta de procedimiento de prueba de mínimo técnico ordinario y extraordinario de las centrales según la definición dada en la disposición adicional segunda de la Orden IET/843/2012, de 25 de abril, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de abril de 2012 y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.
Una propuesta de procedimiento de pruebas de rendimiento para la determinación de los datos técnicos de los costes variables de las instalaciones de producción compuestas por turbinas de gas que comparten alternador, pertenecientes a los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, de forma que se tenga en cuenta la influencia mutua que se produce en el funcionamiento de estas turbinas debido a dicha configuración.
Una propuesta de perfiles a aplicar a los consumidores que no dispongan de medida horaria en cada territorio no peninsular.
Una propuesta de los períodos horarios y de los factores de estacionalidad que se aplican para la determinación del valor de la retribución por coste horario fijo para cada grupo en una hora concreta.
Una propuesta de la metodología para obtener el precio de la energía en la hora h a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor en cada territorio no peninsular de acuerdo a lo establecido en la disposición final cuarta.
A los efectos de lo establecido en el artículo 60.4, el operador del sistema informará a la Secretaría de Estado de Energía y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia,, del consumo específico de cada grupo generador para cada hora del mes, en termias por kilovatio hora producido, y del consumo específico estimado de dichos grupos, en termias por kilovatio hora, teniendo exclusivamente en cuenta la energía despachada para cubrir la demanda, esto es, sin tener en cuenta las reservas de potencia, regulación, control de tensión, previsión de desvíos en los programas de generación y en demanda y restricciones de redes, para los años 2012, 2013 y 2014.
Asimismo el operador del sistema informará a la a la Secretaría de Estado de Energía y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia del número de interrupciones imprevistas superiores a 3 minutos asociadas a generación y de la duración de dichas interrupciones por mes, durante los años 2012, 2013 y 2014.
El operador del sistema deberá remitir igualmente, en el plazo de dos meses desde la entrada en vigor de este real decreto:
Una metodología para la elaboración de los informes de cobertura de la demanda, del informe de necesidad de bombeos y para la determinación de la potencia necesaria propuesta, la potencia adicional propuesta y las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación, en el que incluya el método estadístico utilizado y las variables a tener en cuenta, de tal forma que se garantice que dicho cálculo se puede replicar. Dicha metodología deberá cumplir lo indicado en el anexo VII.
El primer informe anual de cobertura de la demanda, sin perjuicio de los plazos establecidos en el artículo 44.
En el plazo de tres meses desde la entrada en vigor de este real decreto, el operador del sistema remitirá a la Secretaría de Estado de Energía:
Un certificado con la relación de los grupos que, estando inscritos con carácter provisional en el registro administrativo de instalaciones de producción del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, cumplen con los requisitos técnicos para poder estar dado de alta en el despacho y con los procedimientos del sistema de liquidaciones y garantías de pago que rigen en estos sistemas, al objeto de que se proceda a inscribir con carácter definitivo en el citado registro a aquellos grupos que cumplan los requisitos establecidos.
Una propuesta de modificación de los procedimientos de operación de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares cuyo contenido sea necesario adaptar para recoger las modificaciones introducidas por el presente real decreto. Dicha propuesta incluirá el plazo necesario para adaptar los sistemas de información del operador del sistema y de los sujetos.
En el plazo de un mes desde la entrada en vigor de este real decreto, el operador del sistema remitirá a la a la Secretaría de Estado de Energía:
La relación de grupos que constituyen cada central de generación en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, entendiendo por central aquella cuyos grupos comparten línea de evacuación y puntos de conexión.
Una propuesta de procedimiento de liquidación de la energía en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares que desarrolle los principios introducidos por este real decreto.
Disposición adicional octava. Instalaciones de producción que hayan finalizado su vida útil.
Los titulares de instalaciones de producción que habiendo finalizado su vida útil regulatoria en la fecha de la convocatoria del primer procedimiento de concurrencia competitiva, según su definición dada en la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, continúen en explotación, deberán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que se les otorgue nuevamente el régimen retributivo adicional en el plazo de dos meses desde la publicación de la primera resolución de la persona titular de la Secretaría de Estado de Energía por la que se efectúe la convocatoria para el otorgamiento de resolución favorable de compatibilidad y establezca la potencia necesaria a que se refiere la disposición transitoria primera.2.
Aquellas instalaciones que no soliciten que se les otorgue nuevamente el régimen retributivo adicional en el plazo establecido perderán, desde dicho momento, el derecho al régimen retributivo adicional, percibiendo por su energía generada el régimen económico establecido en el artículo 8.
El procedimiento para el otorgamiento, en su caso, de la resolución de favorable compatibilidad será el establecido en la citada disposición transitoria primera, con las particularidades previstas en los artículos 53 y 54 para las instalaciones que realizan nuevas inversiones y que finalizan su vida útil regulatoria, respectivamente.
A estos efectos, los titulares de las instalaciones de producción que hayan finalizado su vida útil deberán remitir junto con la solicitud, las nuevas inversiones que, en su caso, hayan realizado desde el 1 de enero de 2012, debidamente auditadas.
Aquellas instalaciones que no obtengan la resolución favorable de compatibilidad dejarán de tener derecho a percibir el régimen retributivo adicional, desde la fecha de la resolución, percibiendo por su energía generada el régimen económico establecido en el artículo 8.
Si el informe anual de cobertura de la demanda establecido en la disposición adicional séptima.2.b) pone de manifiesto que no es necesaria potencia adicional en un sistema eléctrico aislado, no se convocará el procedimiento de concurrencia competitiva y las instalaciones de producción que hayan finalizado su vida útil perderán el derecho al régimen retributivo adicional, percibiendo por su energía generada el régimen económico establecido en el artículo 8. La pérdida del derecho al régimen retributivo adicional será declarada por el Director General de Política Energética y Minas mediante resolución desfavorable de compatibilidad, previo trámite de audiencia.
Desde que entre en vigor el presente real decreto y hasta que surta efectos la resolución de compatibilidad, los titulares de las instalaciones percibirán la retribución por costes variables de generación y la retribución por operación y mantenimiento fijo definida en el título IV este real decreto.
Se modifica el párrafo primero del apartado 1 por la disposición final 1.7 del Real Decreto 446/2023, de 13 de junio. Ref. BOE-A-2023-14048
Disposición adicional novena. Remisión de información.
Los sujetos que realicen cualquiera de las actividades con retribución regulada, de acuerdo a lo dispuesto en el presente real decreto y sus normas de desarrollo, deberán facilitar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la información que les sea requerida por éstos para el ejercicio de sus funciones, en formato electrónico que permita el tratamiento de los datos en hoja de cálculo y con el desglose que se establezca por Resolución del Director General de Política Energética y Minas o mediante circular de la citada Comisión.
En particular, deberán facilitar la información relativa a las condiciones que determinaron el otorgamiento de sus retribuciones, así como la información relativa a los costes que sea necesaria para el adecuado establecimiento y revisión de los mismos.
En el plazo de tres meses desde la entrada en vigor de este real decreto, los titulares de instalaciones de producción en los territorios no peninsulares deberán remitir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia los valores auditados a partir de 1 de enero de 2011 definidos en la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 1 de diciembre de 2010, por la que se establecen los criterios para la realización de auditorías de los grupos de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, incluyendo además el detalle de los márgenes añadidos por las operaciones intragrupo.
La información económica auditada que se remita en virtud de las resoluciones vigentes que establezcan los criterios para la realización de auditorías de los grupos de generación en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, detallarán los gastos y comisiones que la empresa del grupo añade, en su caso, al coste de las facturas de los proveedores para las operaciones realizadas con otras empresas del grupo, en particular, los aprovisionamientos de combustible.
Disposición adicional décima. Retribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica con régimen económico primado otorgado con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y de las instalaciones con régimen retributivo específico al amparo de la disposición adicional cuarta del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
A las instalaciones que a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, tuvieran derecho a un régimen económico primado, así como a aquellas a las que les sea otorgado el régimen retributivo específico al amparo de la disposición adicional cuarta del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, no les serán de aplicación los conceptos retributivos del régimen económico previstos en el artículo 7.1.
Estas instalaciones percibirán los siguientes conceptos retributivos:
El producto de la energía vendida en la hora h medida en barras de central por el grupo generador por el precio resultante de calcular la media ponderada del precio marginal horario del mercado diario y de los precios marginales horarios de cada una de las sesiones del mercado intradiario.
En su caso, el régimen retributivo específico establecido en el título IV del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
En su caso, las contraprestaciones económicas que se establezcan por su participación en los servicios de ajuste de estos sistemas.
A efectos del cálculo del precio horario de generación de cada sistema eléctrico aislado definido en el artículo 71.1 de este real decreto, para las instalaciones definidas en el apartado anterior, se aplicarán, en lugar de los costes de generación definidos en el artículo 7, los establecidos en los apartados a) y b) anteriores.
Disposición adicional undécima. Conformidad con el ordenamiento comunitario.
El régimen retributivo y el procedimiento de despacho previstos en los títulos IV, VI y VII, y en las correspondientes disposiciones de la parte final de este real decreto quedarán subordinados en su plena y definitiva eficacia a la inexistencia de objeciones por parte de la Comisión Europea en lo que a su compatibilidad con el ordenamiento comunitario concierne.
Disposición adicional duodécima. Comunicación y notificación por vía electrónica.
Conforme a lo previsto en el artículo 27.6 de la Ley 11/2007, de 22 de junio, de acceso electrónico de los ciudadanos a los Servicios Públicos, las solicitudes, escritos y comunicaciones relativas a los distintos procedimientos relacionados en el apartado 2, se presentarán exclusivamente por vía electrónica, con certificado electrónico, en la sede electrónica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.
Esta obligación comprenderá la práctica de notificaciones administrativas por medios electrónicos, de conformidad con los artículos 32.1 y 40 del Real Decreto 1671/2009, de 6 de noviembre, por el que se desarrolla parcialmente la Ley 11/2007, de 22 de junio, de acceso electrónico de los ciudadanos a los servicios públicos, que se realizará mediante comparecencia electrónica en la sede electrónica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, accesible por los interesados mediante certificado electrónico.
En aquellos casos en que sea obligatoria la comunicación a través de medios electrónicos y no se utilicen dichos medios, el órgano administrativo competente requerirá la correspondiente subsanación, advirtiendo que, de no ser atendido el requerimiento, se tendrá al interesado por desistido de su petición de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 32.3 del Real Decreto 1671/2009, de 6 de noviembre, careciendo de validez o eficacia aquella comunicación en la que haya tenido lugar tal incumplimiento.
Los procedimientos administrativos a los que resultará de aplicación lo dispuesto en el apartado anterior son los siguientes:
Procedimientos de inscripción, modificación y cancelación en el registro de régimen retributivo específico definido en el artículo 27 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, así como cualesquiera otros procedimientos regulados en la normativa de aplicación relacionados con dicho registro y con el régimen retributivo específico.
Procedimientos de inscripción, modificación y cancelación en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica definido en el artículo 21 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
Cualquier procedimiento relativo a la actividad de comercialización de energía eléctrica y gestores de carga regulados en la normativa de aplicación, entre los que se encuentran los de comunicación de inicio de la actividad y declaración responsable, modificación de las anteriores y cese en el desempeño de la actividad. En el caso de las comercializadores de energía eléctrica, procedimientos relativos al envío de información sobre consumidores finales de electricidad en aplicación de la Orden ITC/606/2011, de 16 de marzo, por la que se determina el contenido y la forma de remisión de la información sobre los precios aplicables a los consumidores finales de electricidad al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, así como los procedimientos relativos a la extinción de la habilitación para ejercer como comercializador de energía eléctrica y traspaso de clientes a un comercializador de referencia.
A estos efectos, los anexos con los modelos correspondientes de comunicación y de declaración responsable estarán disponibles para su cumplimentación y envío por vía electrónica en la sede electrónica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.
Remisión de información relativa a calidad de servicio, que de acuerdo con la normativa estatal establecida deban ser remitidos por las empresas distribuidoras de energía eléctrica.
Cualquier procedimiento de solicitud de autorización de configuraciones de medida que precisen de autorización de acuerdo con la normativa de aplicación.
Cualquier procedimiento relativo a las solicitudes de exención de aplicación de los peajes de acceso en virtud de lo establecido en el Real Decreto 1164/2001 de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.
Cualquier procedimiento relativo a la solicitud de reconocimiento del régimen retributivo adicional regulado en el presente real decreto.
Los recursos administrativos y las solicitudes de revisión de oficio que pudieran derivarse de los procedimientos anteriormente citados.
Las reclamaciones de responsabilidad patrimonial del Estado de competencia del Ministerio de Industria, Energía y Turismo que pudieran derivarse de la aplicación de la regulación del sector eléctrico.
Disposición adicional decimotercera. Régimen económico de las energías renovables.
Las instalaciones de la categoría B definidas en el artículo 2 que, de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, tengan reconocido el régimen económico de energías renovables, percibirán los siguientes conceptos:
El precio a percibir definido en el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre.
En su caso, las contraprestaciones económicas que se establezcan por su participación en los servicios de ajuste.
Los derechos de cobro de las instalaciones de producción obtenidos según lo anterior se verán afectados por los costes de desvíos en los que incurran dichas instalaciones, así como por aquellos que pudieran establecerse, en los términos que se determinen por orden ministerial.
Reglamentariamente se definirá el procedimiento de liquidación aplicable a las instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables ubicadas en los territorios no peninsulares.
Sin perjuicio de lo anterior, lo previsto en este real decreto en relación con las instalaciones con el régimen retributivo específico ha de ser aplicado también a las instalaciones con el régimen económico de las energías renovables definido en el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, salvo lo regulado expresamente.
Se añade por la disposición final 2 del Real Decreto 962/2024, de 24 de septiembre. Ref. BOE-A-2024-19172#df-2
Disposición transitoria primera. Resolución de la primera convocatoria del procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares.
Quedan exceptuadas de la aplicación de lo dispuesto en los artículos 47, 48, 49, 51 y 52 de este real decreto, las instalaciones definidas en la disposición transitoria primera.1 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y en la disposición adicional decimonovena de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
No obstante lo anterior, sí resultarán aplicables dichos artículos para el reconocimiento de nuevas inversiones o para que les sea otorgado nuevamente el régimen retributivo adicional cuando vayan a finalizar su vida útil regulatoria.
Si el informe anual de cobertura de la demanda establecido en la disposición adicional séptima.2.b pone de manifiesto que existe un riesgo de falta de cobertura en el horizonte del análisis en un sistema eléctrico aislado, el Secretario de Estado de Energía convocará, mediante resolución, un procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad.
En dicha resolución del Secretario de Estado de Energía se establecerá la potencia prevista adicional que debe ser instalada, en su caso, para asegurar la cobertura de la demanda en cada uno de los sistemas eléctricos aislados para cada uno de los siguientes cinco años. Asimismo, en esta resolución se podrán dar señales de localización por nudos y se podrán establecer limitaciones técnicas relativas, entre otros aspectos, al tamaño y tecnología de los grupos.
El procedimiento para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad será el establecido en los artículos 47, 48 y 49 con las particularidades descritas en esta disposición.
Las solicitudes de resolución de compatibilidad presentadas desde la entrada en vigor de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, y hasta la entrada en vigor de este real decreto serán tramitadas según el procedimiento establecido en los artículos 47, 48 y 49 con las particularidades descritas en esta disposición.
En el plazo de dos meses desde la publicación de la resolución definida en el apartado anterior, los titulares de las instalaciones citadas en el párrafo anterior deberán complementar su solicitud presentando la información relativa a cada una de las instalaciones proyectadas con el desglose establecido en el anexo VIII.1 de este real decreto, adjuntando asimismo el resguardo de la Caja General de Depósitos acreditativo de haber depositado la garantía económica establecida en el artículo 50.
3bis. Las solicitudes de resolución de compatibilidad presentadas con anterioridad a la finalización del plazo de dos meses desde la publicación de la resolución de convocatoria del procedimiento de concurrencia competitiva definida en el apartado 2, se acumularán a las solicitudes presentadas al amparo del apartado anterior, a excepción de aquellas que resulten inadmitidas.
Si el informe anual de cobertura de la demanda establecido en la disposición adicional séptima.2.b pone de manifiesto que no es necesaria potencia adicional en un sistema eléctrico aislado, no se convocará el procedimiento de concurrencia competitiva en dicho sistema y las solicitudes presentadas desde la entrada en vigor de la Ley 17/2013, de 29 de octubre y hasta la entrada en vigor de este real decreto para ese sistema serán resueltas desfavorablemente por la Dirección General de Política Energética y Minas, previo trámite de audiencia.
Las solicitudes de resolución de compatibilidad presentadas al amparo de lo previsto en los apartados 2 y 5 de la disposición transitoria primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre serán resueltas por la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe del operador del sistema y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Se modifican los apartados 3 a 4 y se añade el 5 por la disposición final 3.7 y 8 del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. Ref. BOE-A-2020-7439#df-3
Disposición transitoria segunda. Mezcla de combustible.
En tanto no se autoricen las mezclas de combustible habitual por la Dirección General de Política Energética y Minas, los costes variables de combustible de despacho y del coste de arranque de despacho de las instalaciones de producción categoría A, se calcularán teniendo en cuenta el combustible principal del grupo, y en la liquidación de estos grupos se reconocerá la mezcla de combustible utilizada, previa inspección.
Estos costes adicionales serán reconocidos en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional y la cuantía de los costes de generación de las instalaciones que tengan reconocido un régimen retributivo específico a la que hace referencia el artículo 72.3.e).
No obstante lo anterior, a efectos de lo establecido en los artículos 12 y 40, en el plazo de un mes desde la entrada en vigor de este real decreto los titulares de las instalaciones de producción categoría A que vayan a percibir el régimen retributivo adicional deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas la mezcla de combustible habitual utilizada en cada uno de sus grupos, tanto en estado de marcha normal como en los arranques.
En el caso de que no se presentara la citada información en el plazo establecido, el combustible a utilizar a efectos de despacho y de liquidación será el combustible principal indicado en el anexo XIII.
Disposición transitoria tercera. Determinación del precio de combustible hasta la entrada en vigor de la orden definida en el artículo 40.5.
Hasta la entrada en vigor de la orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo en la que se definan los componentes del precio de cada uno de los combustibles fósiles utilizados y la metodología para la determinación de dicho precio definida en el artículo 40.5, se estará a lo dispuesto en la presente disposición.
Los combustibles fósiles que se considerarán en los territorios no peninsulares a efectos de retribución por zonas geográficas son los siguientes:
Baleares: Hulla importada, Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre), Gas Natural y Gasoil.
Canarias: Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre), Fuel Oil BIA (0,73 por ciento de azufre), Fuel Oil BIA (0,3 por ciento de azufre), Diésel Oil y Gasoil.
Ceuta y Melilla: Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre), Diésel Oil y Gasoil.
En el caso de que se utilizaran nuevos combustibles fósiles no contemplados en la relación anterior, el Ministro de Industria, Energía y Turismo podrá aprobar, en su caso, su utilización y determinar el método de cálculo del precio correspondiente al nuevo combustible.
El precio del combustible se calculará como la suma del precio del producto definido en el siguiente apartado y la retribución por costes de logística establecida en el apartado 5, a excepción del gas natural, cuyo precio del combustible se calculará de acuerdo con el método establecido en al Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Adicionalmente, el precio del combustible incluirá, en su caso, los costes derivados de la aplicación del impuesto especial sobre el carbón y del impuesto sobre hidrocarburos definidos en la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales.
Los precios del producto por tipo de combustible se aprobarán semestralmente por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, serán publicados en el «Boletín Oficial del Estado» y se calcularán como media aritmética de las cotizaciones mensuales, correspondientes a los seis meses inmediatamente anteriores, de los índices y cotizaciones siguientes:
Para la hulla importada, será igual al índice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus.
Para el Fuel Oil BIA (1 por ciento), consumido en los territorios no peninsulares de Baleares, Melilla y Ceuta será igual a la media aritmética de las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera), publicada en el Platts European Marketscan. Para el Fuel Oil BIA (1 por ciento y 0,3 por ciento), consumido en el territorio no peninsular de Canarias será igual a la media aritmética de las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan.
El precio del producto para el Fuel Oil BIA 0,73 por ciento del territorio no peninsular de Canarias se calculará como la media aritmética de las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones en el mercado CIF NWE del Fuel Oil 1 por ciento publicadas en el Platts European Marketscan más un coeficiente que se calculará como el 67,5 por ciento de la diferencia entre las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones en el mercado FOB NWE del Fuel Oil 0,5-0,7 por ciento publicadas en el Platts European Marketscan y las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado FOB NWE publicada en el Platts European Marketscan.
Para el Diésel Oil del territorio no peninsular de Canarias, se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones de Gasoil 0,1 por ciento (83 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF NWE publicadas en el Platts European Marketscan. Para el Diésel Oil del Territorio no peninsular de Ceuta, se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones 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), publicada en el Platts European Marketscan.
Para el Gasoil 0,1 por ciento consumido en los territorios no peninsulares de Baleares, Melilla y Ceuta se calculará como la media aritmética de las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones de Gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. Para el Gasoil 0,1 por ciento consumido en el territorio no peninsular de Canarias se calculará como la media aritmética de las medias mensuales del rango bajo de cotizaciones de Gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan.
Para la conversión de dólares USA a euros se tomará la media de los tipos de cambio diarios dólar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de cálculo del precio del combustible.
La retribución por costes de logística a efectos de liquidación y de despacho, en función de la ubicación del grupo generador, será la siguiente:
Costes logística
| €/tm | Hulla | Fuel Oil BIA 1% 0,7-0,73% | Fuel Oil BIA 0,3% | Diésel Oil | Gasoil |
|---|---|---|---|---|---|
| BALEARES | |||||
| Mallorca | 13,06 | 39,80 | 43,06 | ||
| Menorca | 32,62 | 41,08 | |||
| Ibiza-Formentera | 34,38 | 42,84 | |||
| CANARIAS | |||||
| Tenerife | 20,49 | 31,76 | 20,49 | 20,49 | |
| Gran Canaria | 24,83 | 42,36 | 31,09 | 31,09 | |
| Fuerteventura | 24,83 | 42,36 | 37,35 | 37,35 | |
| Lanzarote | 24,83 | 42,36 | 34,85 | 34,85 | |
| La Palma, Hierro y Gomera | 37,35 | 54,87 | 54,90 | 34,85 | |
| CEUTA Y MELILLA | |||||
| Ceuta | 32,71 | 36,30 | 36,30 | ||
| Melilla | 58,62 | 64,35 |
El precio de producto a efectos de despacho de producción de la hulla, Fuel Oil BIA (1 por ciento), Fuel Oil BIA (0,3 por ciento), Fuel Oil BIA 0,73%, Diésel Oil y Gasoil 0,1% será el último valor publicado para cada territorio no peninsular y se obtendrá según lo indicado en esta disposición.
Para el combustible gas natural, el precio de combustible a efectos de despacho será el establecido en la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio.
A efectos del cálculo de los costes de generación de liquidación de cada grupo generador categoría A que tengan reconocido un régimen retributivo adicional, se procederá a regularizar la retribución por costes variables de generación por la diferencia entre los precios reales de los valores obtenidos según lo indicado en el apartado 3 en dicho año y los utilizados para realizar el despacho.
Los valores del poder calorífico inferior del combustible fósil utilizado por un grupo i del sistema eléctrico j, pci(i,h,j), a efectos de despacho de producción y a efectos de liquidación serán los establecidos en el anexo VI.
De acuerdo con lo establecido en el apartado 6, el precio de los combustibles fósiles a efectos de despacho se obtendrá, desde la entrada en vigor del presente real decreto y hasta que sean sustituidos de acuerdo con lo establecido en esta disposición transitoria, a partir de los siguientes precios de producto y retribución por costes de logística:
| Precios del producto €/Tm | Precios del producto €/Tm | Precios del producto €/Tm | Precios del producto €/Tm | Precios del producto €/Tm | |
|---|---|---|---|---|---|
| Hulla | Fuel Oil BIA 1% S /0,3 %S | Fuel Oil BIA 0,73% S | Diésel Oil | Gasoil 0,1% S | |
| CANARIAS | – | 385,94 | 423,34 | 560,98 | 601,03 |
| BALEARES | 57,33 | 394,08 | – | – | 602,22 |
| CEUTA Y MELILLA | – | 394,08 | – | 564,40 | 602,22 |
La retribución por costes de logística a aplicar en el despacho de producción, en función del territorio donde esté ubicado el grupo, será la establecida en el apartado 5.
De acuerdo con lo establecido en el párrafo tercero del artículo 2.4 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, el precio del combustible gas natural a efectos de despacho desde la entrada en vigor del presente real decreto y hasta que sea actualizado de acuerdo a lo establecido en la citada orden será de 392,05 €/t.
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