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
Disposición transitoria cuarta. Determinación de los datos técnicos de despacho en las centrales inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
Los datos técnicos y económicos de despacho de los grupos inscritos en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica serán los establecidos en el anexo XIII hasta que sean revisados de acuerdo a lo establecido en el presente real decreto.
En aquellos casos en los que los datos del registro no coincidan con los indicados en el citado anexo XIII, se procederá a regularizar el registro de acuerdo con estos valores.
En tanto no se definan los datos técnicos de despacho de las turbinas de gas que comparten alternador, se utilizarán los datos técnicos que le correspondan a cada grupo por separado.
Disposición transitoria quinta. Régimen transitorio para determinadas instalaciones de producción categoría A.
Aquellas instalaciones categoría A que con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto no tuvieran derecho a la percepción del régimen retributivo específico aplicable a las instalaciones de producción a partir de fuentes de energías renovables, cogeneración y residuos y tuvieran reconocido un régimen retributivo distinto del contemplado en la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo y la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, continuarán percibiendo dicha retribución de forma transitoria en los términos previstos en esta disposición.
Los titulares de las instalaciones de producción definidas en este apartado deberán remitir las nuevas inversiones que, en su caso, se hayan realizado desde el 1 de enero de 2012, debidamente auditadas.
Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se aprobarán los datos técnicos y económicos, así como los parámetros técnicos y económicos de liquidación a partir de los resultados de las pruebas de rendimiento que se realicen a los grupos y los datos de costes auditados.
Disposición transitoria sexta. Regímenes retributivos de instalaciones con autorización de explotación definitiva de fecha anterior al 1 de enero de 2012 solicitados con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto.
En virtud de lo establecido en el artículo 37 del Real Decreto–ley 20/2012, de 13 de julio, la retribución por costes fijos y variables definida en este real decreto aplicará a las centrales de generación que tenían la condición de régimen ordinario hasta la entrada en vigor de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en los territorios no peninsulares desde el 1 de enero de 2012.
En virtud de lo anterior y no obstante lo establecido en la disposición derogatoria única.1.c) de este real decreto, en las solicitudes de reconocimiento del régimen retributivo adicional para las instalaciones con autorización de explotación definitiva de fecha anterior al 1 de enero de 2012, el valor de la inversión reconocida y su vida útil regulatoria se determinarán según el método de cálculo establecido en la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo.
Disposición transitoria séptima. Determinación de los costes de generación de liquidación hasta la entrada en vigor del presente real decreto.
En virtud de lo establecido en el artículo 37 del Real Decreto–ley 20/2012, de 13 de julio, la retribución por costes fijos y variables de las centrales de generación que tenían la condición de régimen ordinario hasta la entrada en vigor de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en los territorios no peninsulares, desde el 1 de enero de 2012 y hasta la entrada en vigor del presente real decreto será la que resulte de aplicar la presente disposición.
La Dirección General de Política Energética y Minas aprobará por resolución la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para los grupos que tengan reconocido un régimen retributivo adicional desde el 1 de enero de 2012 hasta la entrada en vigor del presente real decreto. Esta resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado».
La retribución por costes variables de generación de los grupos que hubieran participado en el despacho de producción durante el periodo indicado en el párrafo anterior, se obtendrá aplicando, con carácter general, la metodología establecida en el capítulo III del Título IV, con las siguientes particularidades:
No será de aplicación el factor de corrección por factura de combustible definido en el artículo 31.
La retribución por costes variables de funcionamiento y la retribución por costes de arranque asociados al combustible se calcularán de acuerdo con lo establecido en los artículos 32 y 33, respectivamente, con las siguientes particularidades:
1.º Los parámetros técnicos de liquidación a, b, c, a’ y b’ tomarán los valores establecidos en el anexo XIII para los datos técnicos de despacho A, B, C, A’ y B’, respectivamente.
2.º Para el cálculo del precio medio de la termia de los combustibles utilizados en estado de marcha y en estado de arranque por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, se estará a lo dispuesto en la disposición transitoria segunda.1.
3.º El precio del combustible se obtendrá de acuerdo a la metodología prevista en la disposición transitoria tercera, resultando los valores establecidos en el anexo XIV.
4.º 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 liquidación de generación serán los establecidos en el anexo VI.1.c) a efectos de despacho.
La retribución por costes variables de operación y mantenimiento de funcionamiento se calculará de acuerdo con la metodología establecida en la disposición adicional cuarta.3 y con los valores unitarios de operación y mantenimiento variable de las instalaciones tipo, definidos en el anexo XIV.
El parámetro «d» en euros por arranque, definido en el artículo 35.2, será el establecido en el anexo XIV.
La retribución por costes de banda de regulación se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 34.
La retribución por costes de los derechos de emisión se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 37. El precio de los derechos de emisión de liquidación, que se calculará de acuerdo con lo establecido en dicho artículo, será aprobado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
La retribución por costes fijos para el periodo indicado en el apartado 1 se calculará de acuerdo a lo indicado en este apartado y aplicando la siguiente expresión:
La definición de estos parámetros y la metodología de obtención de la retribución por costes fijos, que tendrá la anterior formulación, será la establecida en el capítulo II del título IV.
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 se corresponderá, de acuerdo a lo establecido en el artículo 37 del Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, con el rendimiento medio de las cotizaciones en el mercado secundario de las obligaciones del Estado a diez años incrementada en 200 puntos básicos. Para el año 2012 se utilizará el rendimiento medio de las cotizaciones en el mercado secundario de las obligaciones del Estado a diez años de los meses comprendidos entre noviembre de 2010 y octubre de 2011; para el año 2013, las equivalentes a los meses comprendidos entre noviembre de 2011 y octubre de 2012; para el año 2014, las equivalentes a los meses comprendidos entre noviembre de 2012 y octubre de 2013; y para los meses de 2015 que sea de aplicación, el rendimiento de las obligaciones comprendidas entre noviembre de 2013 y octubre de 2014.
En virtud de lo anterior, la anualidad de la retribución por inversión CIn (i) de cada grupo i, será la establecida en el anexo XIV.
La anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo de cada grupo se obtendrá de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional tercera, con las siguientes particularidades:
1.º) Los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de las instalaciones tipo para los años 2012, 2013 y 2014 serán los indicados en el anexo XIV.
2.º) La instalación tipo asignada a cada grupo será la indicada en el anexo XIII.
3.º) La potencia neta de cada grupo es la indicada en el anexo XIII.
Los grupos que con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto hayan alcanzado la vida útil establecida en la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, y hayan continuado en operación, percibirán durante el periodo indicado en el apartado 1, la retribución por costes variables definida en el apartado 2 y su retribución por costes fijos consistirá en la anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo, OMFn(i), de acuerdo a lo indicado en el apartado 3.c). Su retribución por costes fijos podrá ser incrementada, en su caso, por las nuevas inversiones que se reconozcan de acuerdo a lo establecido en la disposición adicional octava.
La retribución por la instalación de potencia como consecuencia de la necesidad de adoptar medidas de carácter temporal y extraordinario, aconsejadas por razones de seguridad de suministro, consistirá, para el periodo definido en el párrafo 1, en el reconocimiento de los costes en que hayan incurrido los titulares de estas centrales durante su explotación.
El valor de la inversión para aquellos grupos a los que a la entrada en vigor de este real decreto no se haya reconocido dicho valor y cuenten con autorización de explotación definitiva de fecha posterior al 31 de diciembre de 2011 y anterior a la entrada en vigor del presente real decreto, se determinará 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 éste sea inferior al límite. Si la citada diferencia fuera negativa, el valor reconocido de la inversión realizada será el que resulte de multiplicar la potencia neta inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica por los valores unitarios máximos fijados en el citado anexo XIV.
Los límites máximos se determinarán multiplicando la potencia neta del grupo inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica por los valores unitarios máximos fijados para los diferentes sistemas diferenciados por tecnología de acuerdo con lo establecido en el anexo XIV.
Los parámetros a aplicar para el cálculo de la retribución desde el 1 de enero de 2012 hasta la entrada en vigor del real decreto, de acuerdo a la metodología establecida en esta disposición, se establecen en el anexo XIV.
Disposición transitoria octava. Aplicación transitoria del precio de adquisición de la demanda a los comercializadores de referencia y del precio de la energía en la hora h a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor.
En tanto no se establezca 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 indicado en la disposición final cuarta:
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, Papuntadoh, será el precio medio horario, Pmh, definido en el artículo 10 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y su régimen jurídico de contratación.
Los comercializadores de referencia en estos territorios, adquirirán la energía horariamente en el despacho para sus consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor, al precio horario final peninsular de adquisición de energía de los comercializadores de referencia que adquieren su energía en el mercado de producción peninsular, considerando el término de ajuste Tah definido en el artículo 9 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, y descontados los costes de los mecanismos de capacidad, los costes de desvíos, los costes por intercambios internacionales no realizadas por sujetos de mercado y los costes del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad y, en su caso, otros que se establezcan.
Adicionalmente al precio de adquisición antes definido, se deberán cumplir con las obligaciones derivadas de 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, los costes para la financiación de la retribución del operador del mercado y del operador del sistema y otros que pudieran establecerse, en los términos que se determinen por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.
Se modifica el párrafo primero de la letra b) por la disposición final 1.8 del Real Decreto 446/2023, de 13 de junio. Ref. BOE-A-2023-14048
Disposición transitoria novena. Pruebas de potencia y de mínimo técnico.
Hasta la entrada en vigor de la normativa que regule las pruebas para acreditar las potencias bruta y neta de los grupos en los territorios no peninsulares, dichas pruebas se realizarán de acuerdo con lo previsto en el anexo XV.
Hasta la aprobación del procedimiento de prueba de mínimo técnico ordinario y extraordinario de los grupos, para el reconocimiento de los datos técnicos de despacho definidos en el artículo 11, se tomarán los valores de mínimo técnico ordinario y extraordinario actualmente utilizados en el despacho de producción declarados por el titular de la instalación. Para la inscripción de nuevos grupos se utilizará el valor declarado por el titular de la instalación.
Aquellas instalaciones que a la entrada en vigor de este real decreto estén inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, realizarán las pruebas de mínimo técnico, cuando sea aprobado su procedimiento, simultáneamente a las pruebas de rendimiento de las centrales definidas en el anexo III.
Disposición transitoria décima. Parámetros de liquidación de las turbinas de gas que comparten alternador.
En tanto no se definan los parámetros técnicos de liquidación de las turbinas de gas que comparten alternador, se utilizarán los parámetros de liquidación que le correspondan a cada grupo por separado.
Disposición transitoria undécima. Regímenes retributivos otorgados con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto.
Aquellas instalaciones que por sus características singulares no puedan incluirse dentro de ninguna de las tecnologías definidas en el artículo 2 y tuvieran concedido un régimen retributivo particular, distinto del contemplado en la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo y la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, mantendrán su régimen retributivo aprobado con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto hasta el final de su vida útil regulatoria.
Aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica categoría A que con anterioridad a la entrada en vigor del mismo tuvieran derecho a la percepción del régimen retributivo específico aplicable a las instalaciones de producción a partir de fuentes de energías renovables, cogeneración y residuos, continuarán percibiendo dicho régimen en los términos previstos en la normativa de aplicación hasta el final de su vida útil regulatoria. A los efectos establecidos en los títulos IV y VI del presente real decreto estas instalaciones serán consideradas como instalaciones de producción categoría B.
Las instalaciones de producción de energía eléctrica categoría A que con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto tuvieran reconocido su valor de la inversión, mantendrán a efectos retributivos dicho valor de inversión hasta el final de su vida útil regulatoria. El método de amortización de la inversión de estas centrales se mantendrá hasta que finalice su vida útil regulatoria de acuerdo con la normativa vigente con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto, partiendo de la amortización acumulada que tuvieran reconocida a la entrada en vigor del presente real decreto. Los citados valores correspondientes a dichas centrales se recogen en el anexo XVI.
A efectos de lo dispuesto en el presente apartado, se entenderá por vida útil regulatoria la vida útil definida en la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo.
Disposición transitoria duodécima. Comunicación y notificación por vía electrónica.
Los procedimientos administrativos indicados en la disposición adicional duodécima.2 que se hayan iniciado con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto finalizarán su tramitación utilizando los medios existentes con anterioridad a la aprobación de esta disposición adicional.
Los procedimientos administrativos indicados en los apartados 2.f) y 2.g) de la disposición adicional duodécima se seguirán rigiendo, hasta que no se desarrollen las aplicaciones necesarias para su tramitación, por la normativa anterior relativa a los medios de tramitación.
Disposición derogatoria única. Derogación normativa.
Quedan derogados expresamente:
El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
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.
La Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se establece el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
Asimismo, quedan derogadas todas las disposiciones de igual o inferior rango en cuanto contradigan o se opongan a lo establecido en el presente real decreto.
Disposición final primera. Instalaciones tipo y correspondencia entre clasificaciones.
Se definen las siguientes instalaciones tipo en función de la tecnología, potencia neta y territorio no peninsular:
Baleares
| IT-0001 | Grupos Diésel - 2T | Potencia <5 |
|---|---|---|
| IT-0002 | Grupos Diésel - 2T | 5 ≤ Potencia < 12 |
| IT-0003 | Grupos Diésel - 2T | 12 ≤ Potencia < 20 |
| IT-0004 | Grupos Diésel - 2T | Potencia ≥ 20 |
| IT-0005 | Grupos Diésel - 4T | 14 ≤ Potencia < 24 |
| IT-0006 | Turbinas de gas aeroderivadas | Potencia < 50 |
| IT-0007 | Turbinas de gas heavy duty | Potencia < 13 |
| IT-0008 | Turbinas de gas heavy duty | 13≤Potencia < 25 |
| IT-0009 | Turbinas de gas heavy duty | 25≤Potencia < 50 |
| IT-0010 | Turbinas de gas heavy duty | Potencia ≥ 50 |
| IT-0011 | Turbinas de vapor de Carbón | |
| IT-0012 | Turbinas de Vapor de Fuel | Potencia ≤ 40 |
| IT-0013 | Ciclo combinado configuración 2x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 |
| 1TG | ||
| 1TG+1TV | ||
| 2TG+1TV | ||
| IT-0014 | Ciclo combinado configuración 3x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 |
| 1TG | ||
| 1TG+1TV | ||
| 2TG+1TV | ||
| 3TG+1TV |
Canarias
| IT-0050 | Grupos Diésel - 2T | 5 ≤ Potencia < 12 |
|---|---|---|
| IT-0051 | Grupos Diésel - 2T | 12 ≤ Potencia < 20 |
| IT-0052 | Grupos Diésel - 2T | Potencia ≥ 20 |
| IT-0053 | Grupos Diésel - 4T | Potencia<2 |
| IT-0054 | Grupos Diésel - 4T | 2≤Potencia <4 |
| IT-0055 | Grupos Diésel - 4T | 4 ≤ Potencia < 14 |
| IT-0056 | Grupos Diésel - 4T | 14 ≤ Potencia < 24 |
| IT-0057 | Turbinas de gas aeroderivadas | Potencia < 50 |
| IT-0058 | Turbinas de gas heavy duty | Potencia < 13 |
| IT-0059 | Turbinas de gas heavy duty | 13≤Potencia < 25 |
| IT-0060 | Turbinas de gas heavy duty | 25≤Potencia < 50 |
| IT-0061 | Turbinas de gas heavy duty | Potencia ≥ 50 |
| IT-0062 | Turbinas de Vapor de Fuel | Potencia ≤ 40 |
| IT-0063 | Turbinas de Vapor de Fuel | 40 < Potencia ≤ 60 |
| IT-0064 | Turbinas de Vapor de Fuel | 60 < Potencia ≤ 80 |
| IT-0065 | Ciclo combinado configuración 2x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 |
| 1TG | ||
| 1TG+1TV | ||
| 2TG+1TV | ||
| IT-0066 | Ciclo combinado configuración 3x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 |
| 1TG | ||
| 1TG+1TV | ||
| 2TG+1TV | ||
| 3TG+1TV | ||
| IT-0067 | Hidráulica |
Ceuta y Melilla
| IT-0100 | Grupos Diésel - 2T | Potencia <5 |
|---|---|---|
| IT-0101 | Grupos Diésel - 4T | Potencia<2 |
| IT-0102 | Grupos Diésel - 4T | 2≤Potencia <4 |
| IT-0103 | Grupos Diésel - 4T | 4 ≤ Potencia < 14 |
| IT-0104 | Grupos Diésel - 4T | 14 ≤ Potencia < 24 |
| IT-0105 | Turbinas de gas aeroderivadas | Potencia < 50 |
| IT-0106 | Turbinas de gas heavy duty | Potencia < 13 |
| IT-0107 | Turbinas de gas heavy duty | 13≤Potencia < 25 |
Las instalaciones tipo correspondientes a los grupos de generación categoría A que no se encuentren contempladas en la tabla anterior, así como sus parámetros retributivos, serán aprobados por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.
A efectos de lo previsto en el presente real decreto y en su normativa de desarrollo, las referencias al término «potencia», cuando no se especifique a qué tipo de potencia se refiere, se entenderán realizadas a la potencia neta de las instalaciones.
La correspondencia entre la clasificación por familias utilizada en la normativa anterior a la entrada en vigor de este real decreto realizada en función de la potencia bruta y su correspondiente clasificación por instalación tipo utilizada en este real decreto, es la establecida a continuación:
| Clasificación por familias (Normativa anterior) | Clasificación por familias (Normativa anterior) | Correspondencia con instalación tipo | Correspondencia con instalación tipo |
|---|---|---|---|
| Tecnología | Intervalo potencia bruta (MW) | Tecnología | Intervalo potencia neta (MW) |
| Grupos Diésel - 2T | Potencia <5 | Grupos Diésel - 2T | Potencia <5 |
| Grupos Diésel - 2T | 5 ≤ Potencia < 14 | Grupos Diésel - 2T | 5 ≤ Potencia < 12 |
| Grupos Diésel - 2T | 14 ≤ Potencia < 24 | Grupos Diésel - 2T | 12 ≤ Potencia < 20 |
| Grupos Diésel - 2T | Potencia ≥ 24 | Grupos Diésel - 2T | Potencia ≥ 20 |
| Grupos Diésel - 4T | Potencia<2 | Grupos Diésel - 4T | Potencia<2 |
| Grupos Diésel - 4T | 2≤Potencia <5 | Grupos Diésel - 4T | 2≤Potencia <4 |
| Grupos Diésel - 4T | 5 ≤ Potencia < 14 | Grupos Diésel - 4T | 4 ≤ Potencia < 14 |
| Grupos Diésel - 4T | 14 ≤ Potencia < 24 | Grupos Diésel - 4T | 14 ≤ Potencia < 24 |
| Turbinas de gas aeroderivadas | Potencia < 50 | Turbinas de gas aeroderivadas | Potencia < 50 |
| Turbinas de gas heavy duty | Potencia < 15 | Turbinas de gas heavy duty | Potencia < 13 |
| Turbinas de gas heavy duty | 15≤Potencia < 25 | Turbinas de gas heavy duty | 13≤Potencia < 25 |
| Turbinas de gas heavy duty | 25≤Potencia < 50 | Turbinas de gas heavy duty | 25≤Potencia < 50 |
| Turbinas de gas heavy duty | Potencia ≥ 50 | Turbinas de gas heavy duty | Potencia ≥ 50 |
| Turbinas de Vapor de Fuel | Potencia ≤ 40 | Turbinas de Vapor de Fuel | Potencia ≤ 40 |
| Turbinas de Vapor de Fuel | 40 < Potencia ≤ 60 | Turbinas de Vapor de Fuel | 40 < Potencia ≤ 60 |
| Turbinas de Vapor de Fuel | 60 < Potencia ≤ 80 | Turbinas de Vapor de Fuel | 60 < Potencia ≤ 80 |
| Ciclo combinado configuración 2x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 | Ciclo combinado configuración 2x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 |
| Ciclo combinado configuración 3x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 | Ciclo combinado configuración 3x1 | 200 ≤ Potencia ≤ 250 |
Disposición final segunda. Desarrollo y aplicación del real decreto.
Se autoriza al Ministro de Industria, Energía y Turismo a dictar las disposiciones necesarias para el desarrollo y aplicación de lo dispuesto en este real decreto.
Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se podrán modificar los anexos incluidos en este real decreto.
Las determinaciones incluidas en normas reglamentarias que son objeto de modificación por este real decreto podrán ser modificadas por normas del rango reglamentario correspondiente a la norma en que figuran.
Disposición final tercera. Establecimiento del precio del gas natural de liquidación y de despacho de los grupos de generación del sistema eléctrico balear.
Se modifica la 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, en los siguientes términos:
Uno. Se modifica el artículo 2.2 que pasa a tener la siguiente redacción:
«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:
C(€) = V × [Pm × (1 + mr + mt) + ATRv]
Donde:
V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh.
Pm: Coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en el mes de consumo, expresado en €/MWh, y publicado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el «Informe Mensual de supervisión del mercado mayorista del gas».
mr y mt: Mermas de regasificación y transporte en vigor, respectivamente, expresadas en tanto por uno.
ATRv: Componente variable del coste de acceso a las instalaciones gasistas, excluido el término de conducción y expresado en €/MWh, que se calculará como la suma de los peajes y cánones siguientes:
Término variable del peaje de regasificación, expresado en €/MWh:
Donde:
Tvr: Término 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 español en relación con el total, expresado en tanto por uno.
Peaje de descarga de buques expresado en €/MWh:
Donde:
Tfd: Término fijo de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en €/buque.
Tvd: Término variable de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en cts/kWh.
Tmbuque: Tamaño medio de buque, expresado en MWh.
Canon de almacenamiento de GNL expresado en €/MWh:
Donde:
Tv: Canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.
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:
Donde:
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.
Tve: Término variable de extracción del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh.»
Dos. Se modifican los apartados 4, 5 y 6 del artículo 2 que quedan redactados de la siguiente forma:
«4. El precio del gas natural prc(i,h,j) definido en el apartado 1 será fijado semestralmente, en los meses de enero y julio por la Dirección General de Política Energética y Minas.
A efectos del cálculo de la retribución por costes variables para cada grupo generador, se aprobará el valor de prc(i,h,j) para aquellos meses de los que se dispongan datos definitivos, procediéndose a regularizar el coste de combustible por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en dicho mes y los inicialmente previstos para realizar el despacho.
Adicionalmente, en las resoluciones que fijen el precio del gas natural se aprobarán las cuantías a reconocer a cada grupo en concepto del componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas.
El componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, CAF se obtendrá como sigue:
CAF= ATRf + FC
ATRf: Componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, excluido término de conducción y expresado en €, que se calculará como la suma de los peajes y cánones siguientes:
1.º Término fijo del peaje de regasificación, expresado en €:
Donde:
Tfr: Término fijo del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh/día/mes.
Qf: Caudal diario contratado por el grupo en el punto de salida. Se tomará el caudal aplicado en la facturación del término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresado en kWh/día.
2.º Término fijo del peaje de reserva de capacidad expresado en €/mes:
Donde:
Tfe: Término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.
FC: Facturación mensual del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresada en €.
A efectos del despacho de costes variables de generación, el valor de prc(i,h,j) a utilizar en el semestre siguiente será el que resulte del cálculo de la media de los últimos valores de prc(i,h,j) aprobados con carácter definitivo de todos los grupos pertenecientes a un mismo territorio no peninsular.»
Disposición final cuarta. Coste de Producción horario en los territorios no peninsulares a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor.
El coste de producción de la energía a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor, CPh, definido en el artículo 9 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y su régimen jurídico de contratación, se calculará, en los territorios no peninsulares, de acuerdo con la siguiente fórmula:
CPh = Papuntadoh + Tah +SAh + OCh
Donde:
Tah, SAh y OCh serán los definidos en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y su régimen jurídico de contratación.
Papuntadoh: Precio de la energía en la hora h de cada territorio no peninsular a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor, en este territorio.
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 será aprobada por orden de la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico de tal manera que se incorporen las señales de precio eficientes al consumidor establecidas en el artículo 10 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. A estos efectos, la determinación del precio de la energía en la hora h a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor tendrá una estructura análoga a la del precio de adquisición Phdemanda(j), definido en el artículo 70.
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 (Papuntadoh), será calculado por el operador del sistema y publicado por dicho operador en su página web el día anterior al del suministro para cada una de las 24 horas del día siguiente.
Se modifica el apartado 1 por la disposición final 1.9 del Real Decreto 446/2023, de 13 de junio. Ref. BOE-A-2023-14048
Disposición final quinta. Modificación 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.
Uno. Se modifica la disposición adicional decimocuarta.2 que queda redactada como sigue:
«2. No obstante lo anterior, lo establecido en el título IV y en el título V capítulo III no será de aplicación a las instalaciones de cogeneración de más de 15 MW de potencia neta, hidroeléctricas no fluyentes y aquellas que utilicen como energía primaria biomasa, biogás, geotermia, residuos y energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica, que estén ubicadas en los territorios no peninsulares, sin perjuicio de lo previsto en la disposición adicional segunda.»
Dos. Se modifica el segundo párrafo de la disposición transitoria octava.1.b) que queda redactada como sigue:
«En caso de que esta cantidad suponga una obligación de ingreso al sistema de liquidaciones, y supere el límite del 50 por ciento de la suma de la cantidad que resulte de lo dispuesto en el apartado a) anterior y del derecho de cobro de la energía entregada al sistema valorada al precio del mercado diario del mes al que se refiera la liquidación, la cantidad a incorporar como obligación de ingreso al sistema de liquidaciones será el máximo entre dicho límite y la doceava parte de las obligaciones de pago, resultantes de la aplicación de la metodología establecida en el presente real decreto a la energía producida desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, hasta la entrada en vigor de las disposiciones necesarias para la plena aplicación del nuevo régimen retributivo.»
Tres. Se suprime el tercer párrafo de la disposición transitoria octava.1.b).
Cuatro. Se modifica la disposición transitoria octava.1.c) que queda redactada como sigue:
«c) La cantidad que no se hubiera ingresado por encima de los límites establecidos en el segundo párrafo del apartado b), se añadirá en la siguiente liquidación a la novena parte definida en el primer párrafo de dicho apartado.»
Cinco. Se modifica la disposición transitoria octava.5.a) que queda redactada como sigue:
«a) El órgano encargado de las liquidaciones notificará al operador del mercado el importe del impago de las instalaciones de cada generador, especificando la fecha en la que dicho importe comenzó a devengar intereses de demora.»
Disposición final sexta. Título competencial.
El presente real decreto se dicta al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para determinar las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y las bases del régimen minero y energético.
Disposición final séptima. Entrada en vigor.
Este real decreto entrará en vigor el día 1 del mes siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Dado en Palma de Mallorca, el 31 de julio de 2015.
FELIPE R.
El Ministro de Industria, Energía y Turismo,
JOSÉ MANUEL SORIA LÓPEZ
ANEXO I. Determinación del precio de adquisición de la demanda y del precio de venta de la energía en el despacho de producción
El precio horario de adquisición aplicable a los comercializadores, los consumidores directos, los generadores para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador en esa hora y, en su caso, a los representantes, en los términos previstos en el artículo 70, se obtendrá según la expresión siguiente:
Phdemanda (j) = PpeninD * Ah(z)
Siendo:
– Phdemanda(j): precio horario de adquisición de la demanda en el sistema eléctrico aislado j, expresado en €/MWh.
– PpeninD: precio medio final diario del mercado peninsular, en €/MWh, de los comercializadores y consumidores directos que adquieren su energía en el mercado de producción peninsular, publicado por el operador del sistema, descontados los costes de los mecanismos de capacidad, los costes de desvíos, los costes por intercambios internacionales no realizados por sujetos de mercado y los costes del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad y en su caso, otros costes que se establezcan.
– Ah(z): Apuntamiento en la hora h en el territorio no peninsular z al que pertenece el sistema eléctrico aislado j calculado según la siguiente expresión:
Ah(z) = Dh(z) / DD(z)
Siendo:
– Dh(z): demanda en la hora h prevista por el operador del sistema en el territorio no peninsular z, expresada en MWh. Dicha demanda se obtendrá como la suma de la demanda horaria prevista por el operador del sistema para llevar a cabo el segundo despacho de la programación diaria de acuerdo a lo establecido en el anexo X en cada uno de los sistemas eléctricos aislados del territorio no peninsular z.
– DD(z): Promedio diario de la demanda horaria prevista por el operador del sistema en el territorio no peninsular z, expresada en MWh. Dicha demanda se obtendrá como la media de las demandas horarias de ese día D previstas por el operador del sistema para llevar a cabo el segundo despacho de la programación diaria de acuerdo a lo establecido en el anexo X en los sistemas eléctricos aislados j, en MWh, que constituyen el territorio no peninsular z.
El precio horario de venta de la energía en el despacho del sistema eléctrico aislado j, Phventa(j), aplicable a los productores con derecho a la percepción de régimen retributivo específico y a aquellos que no tengan reconocido ningún régimen retributivo adicional ni específico, en los términos establecidos en los artículos 7 y 8, se obtendrá según la expresión siguiente:
Phventa (j) = PMDID * Ah(z)
Siendo:
Phventa(j): Precio horario de venta de la energía en el despacho del sistema eléctrico aislado j, expresado en €/MWh
PMDID: Precio medio diario del mercado diario e intradiario peninsular, en €/MWh, obtenido a partir de la media ponderada de los precios horarios del mercado diario e intradiario del día D.
Se modifica por el art. 4 de la Orden TEC/1172/2018, de 5 de noviembre. Ref. BOE-A-2018-15515#ar-4
ANEXO II. Aprobación de los datos técnicos y económicos para la inscripción definitiva
Aprobación de los datos técnicos para la inscripción definitiva.
El procedimiento para la aprobación de los datos técnicos para la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica será el siguiente:
Con carácter previo o simultáneo a la presentación de la solicitud de inscripción definitiva en el registro de producción:
1.º Los titulares de las instalaciones categoría A deberán solicitar la aprobación de los datos técnicos definidos en los párrafos a) y b) del artículo 11.2, adjuntando los resultados de la prueba de potencia bruta, neta y de mínimo técnico ordinario y extraordinario de la instalación y una propuesta de los datos técnicos definidos en los párrafos c) y d) del citado artículo 11.2.
Las pruebas de potencia bruta y neta se realizarán de acuerdo al procedimiento establecido en el anexo XV.
Adicionalmente, en el caso de instalaciones que vayan a percibir el régimen retributivo adicional, los titulares de las instalaciones deberán presentar una propuesta de los datos técnicos definidos en el párrafo e) del artículo 11.2, basándose en las características técnicas de la instalación.
2.º Los titulares de las instalaciones de producción categoría B deberán solicitar la aprobación de los datos técnicos definidos en el artículo 11.3, adjuntando, en el caso que corresponda, los resultados de la prueba de potencia bruta, neta y mínima de la instalación.
La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y del operador del sistema, procederá a aprobar los datos técnicos para la inscripción definitiva en el registro. Dicha resolución será notificada al interesado y comunicada a la Comunidad Autónoma o Ciudad Autónoma correspondiente y al operador del sistema.
Aprobación de los datos económicos para la inscripción definitiva.
En el caso de las instalaciones categoría A que vayan a percibir el régimen retributivo adicional, las mezclas de combustible definidas en el artículo 40 y los datos económicos de despacho definidos en los artículos 63 y 64 y enumerados a continuación deberán ser aprobados por el Director General de Política Energética y Minas, de acuerdo con lo previsto en este anexo:
1.º) costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque de despacho de cada grupo, D(i), valorado en euros/arranque.
2.º) Los costes de operación y mantenimiento unitarios de despacho de cada grupo, O&MVDien €/MWh.
3.º) Mezcla de combustible del grupo i para el estado de funcionamiento normal.
4.º) Mezcla de combustible para el arranque del grupo i.
Para las instalaciones de bombeo que hubieran sido adjudicatarias de un procedimiento de concurrencia competitiva de los previstos en el artículo 56, los datos económicos de despacho que deberán ser aprobados serán los costes variables de operación y mantenimiento unitario de despacho.
La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resolverá la solicitud de aprobación de los datos económicos citados a partir de los valores propuestos. Para la aprobación de las mezclas de combustible se solicitará también informe al operador del sistema. Dicha resolución será notificada al interesado y comunicada a la Comunidad Autónoma o Ciudad Autónoma correspondiente y al operador del sistema.
En el caso de las instalaciones categoría A que hubieran sido adjudicatarias de un concurso de los previstos en el artículo 55 los datos económicos de despacho y las mezclas de combustible serán aprobados por el Director General de Política Energética y Minas, de acuerdo con lo que se establezca en la orden por que se convoque dicho concurso.
ANEXO III. Revisión de datos técnicos y económicos de despacho y de parámetros técnicos y económicos de liquidación
Revisión de datos técnicos y económicos de despacho.
Para la revisión de los datos técnicos de despacho, las empresas propietarias de los grupos deberán realizar las pruebas de rendimiento correspondientes siguiendo el procedimiento establecido en este anexo y según los procedimientos de pruebas de rendimiento para la determinación de los parámetros aplicables a los costes variables de despacho de las instalaciones de generación pertenecientes a los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares aprobados.
Durante la realización de las pruebas los grupos se considerarán disponibles a los efectos de su retribución.
El proceso a seguir será el siguiente:
1.º El operador del sistema remitirá antes del 1 de enero de cada año a la Dirección General de Política Energética y Minas un listado de los grupos de generación a los que se propone realizar las pruebas de rendimiento durante el año, de tal forma que cada 6 años, siempre que la seguridad del sistema se garantice, se realicen las pruebas sobre la totalidad de los grupos inscritos en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.
La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el listado de grupos de generación que deben realizar las pruebas ese año y lo notificará al operador del sistema, a las empresas propietarias de los grupos y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
A estos efectos, el titular de las instalaciones deberá proporcionar al operador del sistema, junto con el resto de documentación inicial establecida en el procedimiento de ensayos aprobado, el histórico de consumos específicos de todos los grupos de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares de los que sea titular a su carga media y, en caso de estar disponible, a plena carga, al 75 por ciento de carga y al mínimo técnico. Asimismo deberá proporcionar el histórico de composición y poder calorífico del combustible de cada grupo.
Las pruebas de rendimiento se realizarán con las mezclas de combustible de funcionamiento y de arranque aprobadas por la Dirección General de Política Energética y Minas según lo indicado en el artículo 12.
Las pruebas de rendimiento de las centrales de cogeneración podrán ser realizadas en un rango determinado de aprovechamiento del calor o en varios escenarios, según lo que se establezca en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se apruebe el listado de grupos de generación que deben realizar las pruebas ese año.
2.º El titular de la instalación de generación será el responsable de la realización de las pruebas en el plazo de un año desde la resolución del Director General de Política Energética y Minas a la que hace referencia el párrafo 1.º Por resolución del Director General de Política Energética y Minas se podrá determinar que las pruebas sean realizadas por una empresa especializada cuya adjudicación se realice a través de un concurso.
El operador del sistema las supervisará de manera presencial, pudiendo contar con la asistencia de uno o varios técnicos 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. El operador del sistema informará a la Dirección General de Política Energética y Minas del proceso de licitación del soporte técnico que requiera su función de supervisión así como las empresas que resulten adjudicatarias.
3.º La empresa propietaria de los grupos deberá informar al operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con un mes de antelación de la fecha de realización de las pruebas de cada grupo.
4.º En el plazo de un mes desde la realización de las pruebas de cada grupo, la empresa propietaria enviará al operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 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, a la empresa propietaria de la instalación y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el informe de supervisión de las pruebas.
Una vez realizadas las pruebas de rendimiento de las centrales la Dirección General de Política Energética y Minas revisará, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, los datos técnicos de despacho definidos en los artículos 62 y 63, A (i), B (i), C (i), A'(i) y B'(i), a partir del resultado de dichas pruebas.
Los costes variables de operación y mantenimiento unitarios de despacho de cada grupo serán revisados, antes del inicio de cada periodo regulatorio teniendo en cuenta todos los conceptos establecidos en el artículo 64, a partir de los valores auditados de dicho grupo desde la fecha de la última revisión. A estos efectos se utilizarán las auditorías remitidas anualmente por los titulares de las centrales de acuerdo con lo establecido en el artículo 21.
El dato económico «Di» de los costes de arranque de despacho de cada grupo será revisado, antes del inicio de cada periodo regulatorio de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde:
CO&Mari: Coste de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque del grupo i expresado en euros desde la última revisión.
narrcci: Número de arranques del grupo i desde la última revisión.
A estos efectos, el titular de las centrales deberá remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas, junto con las auditorías de costes definidas en el artículo 21, la información económica relativa al coste de un ciclo completo de revisiones programadas (inspecciones mayores, inspecciones de combustión, de parte calientes, menores, etc.) y el número de arranques en cada ciclo.
Revisión de parámetros técnicos y económicos de liquidación.
Los parámetros técnicos de la retribución por costes variables de funcionamiento, serán revisados, de acuerdo con lo establecido en el artículo 38, aplicando la siguiente metodología:
1.º En una primera fase se realizará una regresión cuadrática de las curvas de consumo térmico en th/h frente a potencia aportada a la red en MW obtenida a partir de los ensayos de consumo específico realizados a los distintos grupos de igual tecnología y rango de potencia.
2.º En una segunda fase se realizará una segunda regresión cuadrática a partir de determinados valores de la curva de consumo térmico obtenida en la fase anterior y de la curva de consumo específico estándar de una central eficiente, propuesta por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, aplicando diferente peso a cada una de las curvas, en los términos especificados a continuación.
Para la realización de esta regresión se tomarán los valores de consumo térmico a potencia nominal, al 75 por ciento de la potencia nominal, al 50 por ciento de la potencia nominal y al mínimo técnico.
En la primera revisión de estos parámetros se aplicará un peso del 90 por ciento sobre la curva de consumo térmico obtenida en la fase primera fase y del 10 por ciento sobre la curva de consumo específico estándar de una central eficiente propuesta por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Para las sucesivas revisiones de los parámetros, el peso de la curva eficiente propuesta por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia se irá incrementando en 5 puntos por cada revisión.
Los parámetros técnicos de liquidación de las centrales de cogeneración tendrán en cuenta su funcionamiento condicionado al proceso de calor asociado.
Los valores unitarios de operación y mantenimiento variable de liquidación, serán revisados, teniendo en cuenta todos los conceptos establecidos en el artículo 35.1, de acuerdo con la siguiente metodología:
1.º Primero se calculará un valor a partir de la media ponderada por la energía generada de los costes variables de operación y mantenimiento unitarios auditados descontando los costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque de cada uno de los grupos que tengan asignada una misma instalación tipo que han operado en los territorios no peninsulares desde la fecha de la última revisión.
2.º Los valores unitarios de operación y mantenimiento variable de liquidación de cada instalación tipo se obtendrán como la suma del valor indicado en el párrafo anterior con un peso del 90 por ciento y de unos costes variables de operación y mantenimiento estándar por tecnología, rango de potencia y territorio no peninsular que serán propuestos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con un peso del 10 por ciento.
La revisión del parámetro d de la retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque se obtendrá, para cada tecnología y rango de potencia, de la siguiente forma:
1.º Primero se calculará un valor a partir de la media de los datos Di de los grupos que tengan asignada la misma instalación tipo obtenidos de acuerdo al apartado 1.e).
2.º El parámetro «d» para cada tecnología y rango de potencia se obtendrá como la suma del valor anterior con un peso del 90 por ciento y de un valor estándar por tecnología, rango de potencia y territorio no peninsular propuesto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con un peso del 10 por ciento.
ANEXO IV. Particularidades de la retribución de las nuevas inversiones
La retribución de las nuevas inversiones de un grupo inscrito en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica que culminen con una modificación de la inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de un grupo se calculará según lo establecido en el título IV, con las salvedades establecidas a continuación:
El valor de la inversión reconocida al grupo i, expresada en euros, definido en el artículo 26 se corresponderá con el valor auditado de la inversión realizada en la instalación i, VI_(i,auditada). No obstante lo anterior, en ningún caso el valor de la inversión reconocida podrá ser superior al valor de la nueva inversión autorizada definido en el artículo 51.
La potencia disponible y la potencia neta utilizadas para calcular la retribución por costes fijos para la nueva inversión del grupo i, serán las correspondientes del grupo i.
La vida útil regulatoria de la nueva inversión de la central comenzará a computar desde el primer día del mes siguiente al de la resolución de modificación de la inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de ese grupo.
La vida útil regulatoria de la nueva inversión será la que se establezca en la resolución favorable de compatibilidad de acuerdo con lo previsto en el artículo 51.
La retribución de las nuevas inversiones que no impliquen modificaciones en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica se calculará según lo establecido en el título IV con las siguientes particularidades:
El valor de la inversión reconocida al grupo i, expresada en euros, definido en el artículo 26 se corresponderá con el valor auditado de inversión realizada en la instalación i, VI_(i,auditada). No obstante lo anterior, en ningún caso el valor de la inversión reconocida podrá ser superior al valor de la nueva inversión autorizada definido en el artículo 51.
La potencia disponible y la potencia neta utilizadas para calcular la retribución por costes fijos para la nueva inversión del grupo i, serán las correspondientes del grupo i.
La vida útil regulatoria de la nueva inversión será la que se establezca en la resolución de favorable de compatibilidad de acuerdo con lo previsto en el artículo 51 y comenzará a computar desde el primer día del mes siguiente al de la autorización de explotación definitiva de la modificación.
ANEXO V. Factores de estacionalidad y horas anuales de funcionamiento estándar
Los factores de estacionalidad que se aplicarán en cada territorio no peninsular, festh, para cada periodo punta, llano y valle son los siguientes:
| Período | Baleares | Canarias | Ceuta | Melilla |
|---|---|---|---|---|
| Período | Factores de estacionalidad | Factores de estacionalidad | Factores de estacionalidad | Factores de estacionalidad |
| Punta | 1,15 | 1,04 | 1,04 | 1,07 |
| Llano | 1,00 | 1,00 | 1,00 | 1,00 |
| Valle | 0,85 | 0,96 | 0,96 | 0,93 |
Los periodos punta, llano y valle que se aplicarán en cada uno de los territorios no peninsulares a efectos de la determinación del factor de estacionalidad, son los siguientes:
| Períodos | Baleares | Canarias | Ceuta | Melilla |
|---|---|---|---|---|
| Punta | Junio, julio, agosto, septiembre | Julio, agosto, septiembre, octubre, | Enero, julio, agosto, diciembre | Julio, agosto, septiembre, diciembre |
| Llano | Enero, febrero, octubre, diciembre | Enero, junio, noviembre, diciembre | Febrero, septiembre, octubre, noviembre | Enero, febrero, junio, octubre |
| Valle | Marzo, abril, mayo, noviembre, | Febrero, marzo, abril, mayo. | Marzo, abril, mayo, junio | Marzo, abril, mayo, noviembre |
Horas anuales de funcionamiento estándar.
Los valores de las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo, Hi, en función de la tecnología y tamaño son, excepto para el primer y último año de vida útil regulatoria del grupo i, las siguientes:
| Tecnología | Potencia (MW) | Año no bisiesto | Año bisiesto |
|---|---|---|---|
| Tecnología | Potencia (MW) | Horas de disponibilidad | Horas de disponibilidad |
| Grupos Diésel - 4T | Potencia < 2 | 7.998 | 8.020 |
| Grupos Diésel - 4T | 2 ≤ Potencia <4 | 7.998 | 8.020 |
| Grupos Diésel - 4T | 4 ≤ Potencia < 14 | 7.709 | 7.730 |
| Grupos Diésel - 4T | 14 ≤ Potencia < 24 | 7.709 | 7.730 |
| Grupos Diésel - 2T | Potencia < 5 | 7.709 | 7.730 |
| Grupos Diésel - 2T | 5 ≤ Potencia < 12 | 7.709 | 7.730 |
| Grupos Diésel - 2T | 12 ≤ Potencia < 20 | 7.709 | 7.730 |
| Grupos Diésel - 2T | Potencia ≥ 20 | 7.709 | 7.730 |
| Turbinas de gas aeroderivadas | < 50 | 7.709 | 7.730 |
| Turbinas de gas heavy duty | Potencia < 13 | 8.252 | 8.275 |
| Turbinas de gas heavy duty | 13 ≤ Potencia < 25 | 8.252 | 8.275 |
| Turbinas de gas heavy duty | 25 ≤ Potencia < 50 | 7.783 | 7.805 |
| Turbinas de gas heavy duty | Potencia ≥ 50 | 8.046 | 8.068 |
| Vapor Fuel | ≤ 40 | 7.709 | 7.730 |
| Vapor Fuel | > 40 y < 60 | 7.735 | 7.756 |
| Vapor Fuel | ≥ 60 | 7.849 | 7.870 |
| Ciclo combinado | ≥ 200 y ≤ 250 | 8.050 | 8.072 |
| configuración 2x1 | ≥ 200 y ≤ 250 | 8.050 | 8.072 |
| Ciclo combinado | ≥ 200 y ≤ 250 | 7.709 | 7.730 |
| configuración 3x1 | ≥ 200 y ≤ 250 | 7.709 | 7.730 |
| Vapor Carbón | 7.994 | 8.016 |
Para las tecnologías no contempladas en el cuadro anterior, las horas anuales de funcionamiento estándar serán fijadas por Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.
Hi para el primer año de vida útil regulatoria del grupo i será el obtenido a partir de los valores de las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo establecidos en el apartado anterior multiplicado por el cociente entre el número total de horas comprendidas desde el día en el que se inicia la vida útil regulatoria de dicho grupo i y el final del año, y las horas totales del año en el que se ha iniciado la vida útil del grupo que serán 8760 en año normal y 8784 en año bisiesto.
Hi para el último año de vida útil regulatoria del grupo i será el obtenido a partir de los valores de las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo a los que se refiere el apartado 1, multiplicado por el cociente entre el número total de horas comprendidas desde el día uno de enero de dicho año hasta el día en el que finalice la vida útil regulatoria de la central, y las horas totales del año en el que se está calculando este valor que serán 8760 en año normal y 8784 en año bisiesto.
ANEXO VI. Combustibles
El cálculo del precio medio de la termia de combustible se realizará de acuerdo a lo establecido en este apartado:
El precio medio de la termia de los combustibles utilizados en estado de marcha por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, pr(i,h,j), valorado en €/th PCI, se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
prc(c,i,h,j): Precio del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, valorado en €/t, cuyo valor se obtendrá de acuerdo con lo previsto en el artículo 40.5.
pci(c,i,h,j): Poder calorífico inferior del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j, valorado en th/t en la hora h, cuyo valor se obtendrá de acuerdo con lo previsto en el artículo 40.5.
x(c,i,h,j): Fracción de las termias totales aportadas por el combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h.
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