Categoría: Energía y Medio Ambiente

El Real 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 establece que el precio del combustible gas natural se calculará de acuerdo con el método establecido en 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.
Asimismo, el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, dispone que el precio del combustible incluirá, en su caso, los costes derivados de la aplicación del impuesto sobre hidrocarburos definidos en la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales, si bien no resulta necesario incluir este coste en el precio del combustible gas natural puesto que, tras la entrada en vigor del Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas energéticos destinados a la producción de electricidad en centrales eléctricas.
Por su parte, la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, establece que el precio del combustible gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico Balear será fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo a la metodología recogida en su artículo 2. De acuerdo a esta metodología, el cálculo del coste mensual de combustible gas natural para cada grupo generador de las islas Baleares alimentado por este combustible, tendrá en cuenta el coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en el mes de consumo, así como el coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas.
Adicionalmente, la orden establece que, a efectos del despacho de costes variables de generación, el valor del precio de combustible a utilizar en el semestre siguiente será el que resulte del cálculo de la media de los últimos valores de precios aprobados con carácter definitivo de todos los grupos pertenecientes a un mismo territorio no peninsular. Por lo tanto, en virtud de lo anterior las resoluciones de precios del combustible gas natural a efectos de la retribución definirán, además el precio del combustible gas natural a aplicar en el despacho de producción.
Por otro lado, mediante la Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre, por la que 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, con objeto de su adaptación a la nueva estructura de peajes, cánones y cargos del sistema gasista, se ha procedido a modificar el cálculo del precio de gas natural establecido en la precitada Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio.
En efecto, la profunda modificación en la estructura de peajes y cargos del sistema gasista derivada de lo establecido en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, tiene efecto en el cálculo del precio del combustible gas natural en el territorio no peninsular de Islas Baleares puesto que, como se ha indicado, en el mismo se considera el coste medio de los peajes de acceso a las instalaciones gasistas.
Conviene señalar que uno de los cambios en la estructura de peajes y cargos del sistema gasista es el establecimiento como periodo tarifario de referencia el año de gas, que será el período comprendido entre el 1 de octubre de un año y el 30 de septiembre del año siguiente, por lo que el cálculo del precio del gas natural en Baleares correspondiente al segundo semestre de cada año atenderá a los peajes, cánones y cargos establecidos en los diferentes años gas incluidos en dicho segundo semestre.
Adicionalmente, lo previsto en la Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre, tiene efectos desde el 1 de octubre de 2021, a excepción de lo establecido en su disposición transitoria única, de acuerdo a la cual tendrán efectos desde el 1 de octubre de 2020, los siguientes peajes:
«[…] lo relativo al coste variable del peaje de descarga de buques, el coste fijo y variable del peaje de regasificación y el coste fijo y variable del peaje de almacenamiento de GNL, incorporando igualmente la media ponderada de las primas de las subastas de asignación de capacidad anual que sean de aplicación […]»
Asimismo, desde el 1 de enero de 2021 tendrá efectos lo recogido en la citada orden sobre el coste variable del canon de almacenamiento subterráneo, cuya retribución para el año 2021 fue establecida mediante la Orden TED/1286/2020, de 29 de diciembre, por la que se establecen la retribución y cánones de acceso de los almacenamientos subterráneos básicos para el año 2021.
Adicionalmente, la disposición transitoria única de la Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre, añade que, para los anteriores casos, serán de aplicación los valores de los correspondientes términos de peajes y cánones aprobados para el periodo de cálculo correspondiente, según la normativa en vigor.
De acuerdo con todo lo anterior, la presente resolución aprueba en cada uno de los meses del primer y segundo semestre de 2021 el precio del combustible gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico Balear según la metodología de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, y las modificaciones obradas en la anterior mediante la Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre. Asimismo, aprueba el precio del combustible gas natural a efectos del despacho de costes variables de generación en el sistema eléctrico aislado de Islas Baleares.
El cálculo del precio del combustible gas natural recogido en la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, requiere de distinta información elaborada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, así como por el Gestor Técnico del Sistema Gasista.
Además, tal y como se ha indicado anteriormente, los valores de los distintos peajes y cánones aplicables serán diferentes para el periodo comprendido entre enero y septiembre de 2021 y para el periodo entre octubre y diciembre de 2021.
De esta forma, entre enero y septiembre resultarán de aplicación los valores recogidos en la resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación de gas para el año octubre 2020-septiembre 2021, de 22 de septiembre de 2020, en la Orden TED/1286/2020, de 29 de diciembre, en lo referente a los cánones de acceso de los almacenamientos subterráneos, y en la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, en relación a los valores de las mermas de regasificación y transporte.
Por su parte, los valores aplicables al periodo entre octubre y diciembre de 2021 serán los establecidos en la resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación de gas para el año de gas 2022, de 27 de mayo de 2021, en la Orden TED/1023/2021, de 27 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2022, y en la Circular 7/2021, de 28 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo, supervisión, valoración y liquidación de mermas en el sistema gasista.
Finalmente, el artículo 2 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio establece que a los efectos del cálculo del precio de combustible el valor del poder calorífico inferior (pci(i,h,j)) será el dato medio mensual proporcionado por el Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de entrega del grupo i del sistema eléctrico aislado j.
El Informe de supervisión del mercado mayorista y aprovisionamiento de gas del periodo de diciembre de 2021 publicado por la Comisión Nacional los Mercados y la Competencia, fija el coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (Pm), expresado en €/MWh, para cada uno de los meses siguientes, en los valores que se relacionan a continuación:
Los valores de poder calorífico (PC) en kWh/m3, el volumen mensual del gas natural consumido (V) en MWh y el caudal diario (Qf) en kWh/día, que se han considerado para el cálculo del precio del gas natural son los indicados en el anexo de esta resolución y coinciden con los aplicados en la facturación mensual de cada grupo, tal y como se indica en el artículo 2 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, y en la Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre.
Los valores de densidad relativa del gas natural consumido por el grupo en el periodo de facturación, el porcentaje de entradas de gas natural en forma de Gas Natural Licuado en relación con el total (54,52 % para el año 2021), el tamaño medio de buque (894.413 MWh para el año 2021), y el número de días medio de almacenamiento de GNL en plantas de regasificación (19,37 para el año 2021) que se han considerado para el cálculo del precio del gas natural son obtenidos de los datos proporcionados por el Gestor Técnico del Sistema Gasista. En relación con el número de días medio de almacenamiento de GNL en plantas de regasificación, para su cálculo es necesario conocer el volumen de gas talón almacenado en las plantas regasificadoras. Este dato, según la información proporcionada por el Gestor Técnico del Sistema Gasista, se considera constante en unidades de volumen (m3) con respecto al dato proporcionado para los años precedentes, por lo que es preciso para su conversión a kWh el empleo del factor de conversión (fconv) aprobado en la resolución de 26 de septiembre de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural, con un valor de 7.071 kWh/m3.
A partir de la información del Gestor Técnico del Sistema Gasista, los valores de densidad relativa del gas natural tomando una temperatura ambiente de 0.º y una humedad relativa del 0% son los siguientes:
Adicionalmente, cabe destacar que para el cálculo del coste variable del peaje de descarga de buques resulta necesario, desde el 1 de octubre de 2020, establecer un valor medio del peaje fijo de descarga de buques en función de los buques de cada rango de tamaño descargados, y considerar asimismo las primas de cada mes resultantes de las subastas de capacidad anual, de acuerdo a lo establecido en la precitada Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre. De esta forma, se calcula el valor medio del peaje fijo de la descarga de buques en los periodos enero a septiembre de 2021 y octubre a diciembre de 2021, a partir de información proporcionada por el Gestor Técnico del Sistema Gasista sobre los tamaños de las descargas efectuadas en dichos periodos. Por otra parte, se calculan dos primas de descarga de buques para los años gas octubre 2020-septiembre 2021 y octubre 2021-septiembre 2022 ponderando las primas mensuales aplicables a dichos periodos en las distintas subastas anuales celebradas, y que serán incorporadas al coste variable del peaje de descarga de buques del año 2021 en los meses que correspondan a cada año gas.
Los valores así obtenidos son los siguientes:
Por otra parte, para el cálculo del coste variable del canon de almacenamiento subterráneo resultan necesarios el término de volumen del peaje de entrada y del peaje de salida de la red de transporte. Estos peajes resultan de aplicación a partir de octubre de 2021 según se recoge en la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural.
En relación a los componentes fijos mensuales del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, el cálculo del coste fijo del peaje de entrada a la red de transporte requiere calcular el parámetro TEN, expresado en €/(kWh/día)/año, como la media ponderada de los diferentes términos de capacidad de este peaje aplicados en los puntos de entrada de acuerdo a la distribución de entradas de gas producidas. De acuerdo a la información proporcionada por el Gestor Técnico del Sistema Gasista de la energía en las distintas entradas a la red de transporte para el periodo octubre a diciembre de 2021, este término tomaría el valor de 0,107577 €/(kWh/día)/año.
Asimismo, a partir del 1 de octubre de 2020, de acuerdo a lo previsto en la citada Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre, resulta necesario definir un factor de carga en el peaje fijo del almacenamiento de GNL que represente la contratación de capacidad de almacenamiento de GNL. Se tomarán distintos valores para los periodos enero a septiembre y octubre a diciembre de 2021 que resulten representativos de este factor de carga para el conjunto del sistema gasista, calculados en función de la capacidad equivalente contratada y el nivel medio de existencias de GNL referidos para los distintos años gas en la Memoria justificativa de la propuesta de resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación de gas para el año de gas 2023, expediente RAP/DE/019/21, de 7 de abril de 2022. De esta forma, de acuerdo a los datos de la citada Memoria justificativa, resultaría un factor de carga de 1,648 para los meses enero a septiembre de 2021, y de 1,572 para los meses de octubre a diciembre a 2021.
Adicionalmente a lo anterior, la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, establecía como uno de los términos a reconocer dentro del componente fijo mensual del coste de acceso a terceros a las instalaciones gasistas el término FC, correspondiente a la facturación mensual del término de conducción del peaje de transporte y distribución, que es aplicable hasta septiembre de 2021. Desde octubre de 2021 se ha de reconocer el término Pfred, facturación mensual de los peajes y cargos aplicados en el punto de salida.
Finalmente, la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, dispone que tanto el componente variable como el componente fijo del coste de acceso a las instalaciones gasistas incluirán los cargos unitarios allí donde sean de aplicación. En este sentido, han de incorporarse a estos componentes, a excepción de lo reconocido dentro del término Pfred, la tasa de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecida en la Orden TED/1023/2021, de 27 de septiembre, y la tasa del Gestor Técnico del Sistema establecida en la Resolución de 17 de diciembre de 2020, de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del gestor técnico del sistema para 2021 y la cuota para su financiación.
La propuesta de resolución fue sometida al preceptivo trámite de audiencia previsto en la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, mediante notificación a Endesa, SA, como representante de las instalaciones de producción ubicadas en los territorios no peninsulares con régimen retributivo adicional.
En virtud de lo anterior, esta Dirección General de Política Energética y Minas, resuelve:
Aprobar el precio del combustible, prc (c,i,h,j) en euros/tonelada, del gas natural definitivo para el primer y segundo semestre de 2021 a aplicar en la liquidación de cada grupo generador en el territorio no peninsular de Baleares fijando su valor:
Aprobar los factores de carga de la contratación de capacidad de almacenamiento de GNL a aplicar en la determinación del componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, con los valores de 1,648 para los meses enero a septiembre de 2021, y de 1,572 para los meses de octubre a diciembre a 2021.
Aprobar las cuantías a reconocer a cada grupo en concepto del componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el primer y segundo semestre de 2021 a aplicar en las liquidaciones realizadas por el operador del sistema de cada grupo generador en el territorio no peninsular de Baleares fijando su valor:
Aprobar el valor definitivo del poder calorífico inferior, pci, para el primer y segundo semestre de 2021 a aplicar en la liquidación de cada grupo generador en el territorio no peninsular de Baleares, fijando sus valores expresados en te/tm en:
Aprobar como valor provisional, hasta la aprobación de los correspondientes valores definitivos, de las cuantías a reconocer a cada grupo en concepto del componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas a aplicar en las liquidaciones realizadas por el operador del sistema de cada grupo generador en el territorio no peninsular de Baleares:
Aprobar el precio del combustible, prc (c,i,h,j) del gas natural a efectos de despacho a aplicar, desde que surta efecto esta resolución, en el territorio no peninsular de Baleares fijando su valor en 560,93 euros/tonelada.
Aprobar el valor del poder calorífico inferior, pci, del gas natural a efectos de despacho a aplicar, desde que surta efecto esta resolución, en el territorio no peninsular de Baleares fijando su valor en 11.187,39 te/tm.
La presente resolución surtirá efectos el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Contra la presente resolución que no pone fin a la vía administrativa de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 112 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, podrá interponerse recurso de alzada ante el titular de la Secretaría de Estado de Energía, en el plazo de un mes a contar desde el día siguiente al de la publicación de la presente resolución.
Transcurrido dicho plazo sin haberse interpuesto el recurso, la resolución será firme a todos los efectos. Para el cómputo de los plazos por meses habrá de estarse a lo dispuesto en el artículo 30 de la citada Ley 39/2015, de 1 de octubre.
Madrid, 13 de junio de 2022.–El Director General de Política Energética y Minas, Manuel Mora Montero.