Categoría: Energía y Medio Ambiente

tenida esta densidad de análisis realizados por una entidad acreditada.
4. Los costes de logística establecidos para el gas natural en Canarias y Melilla, Clog, se podrán revisar por orden ministerial cada tres años, con anterioridad al inicio del nuevo periodo de tres años, y previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La primera revisión, en su caso, se realizará coincidiendo con el inicio del siguiente periodo regulatorio.
Esta revisión se efectuará a partir de los datos disponibles de las facturas y contratos correspondientes a los suministros que el titular de los grupos con régimen retributivo adicional presenta atendiendo a lo establecido en el artículo 31.3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
5. En el cálculo del precio de combustible gas natural en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla únicamente se contemplarán costes asociados a la producción de energía eléctrica, y podrán detraerse, en su caso, posibles ingresos por parte de los titulares de los grupos derivados del empleo de las instalaciones del gas natural ajenos a la producción de energía eléctrica.
1. El poder calorífico inferior pci (c,i,h,j) de los combustibles fósiles utilizados, a excepción del gas natural en Baleares, se calculará mensualmente como la media ponderada de los poderes caloríficos inferiores reales de cada partida de combustible consumido, obtenidos los poderes caloríficos reales de los análisis realizados en cada partida de combustible consumido.
2. Los titulares de las centrales deberán declarar mensualmente el valor del poder calorífico inferior de cada partida de combustible al órgano encargado de las liquidaciones, quien realizará inspecciones aleatorias para verificar los datos declarados. A estos efectos, los titulares deberán presentar los resultados de las pruebas realizadas por una entidad acreditada.
3. En aquellos casos en los que no se disponga de información suficiente o adecuada para calcular el poder calorífico inferior a efectos de liquidación según los apartados anteriores, se tomarán como valores los recogidos en el anexo III.
4. Los poderes caloríficos de los combustibles fósiles, a excepción del gas natural en Baleares, a efectos de liquidaciones se aprobarán por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, y serán publicados en el «Boletín Oficial del Estado».
5. El valor del poder calorífico inferior del combustible gas natural en Baleares a efectos de liquidación para cada grupo será el dato medio mensual proporcionado por el Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de entrega del grupo.
1. El precio de cada uno de los combustibles fósiles líquidos y hulla utilizados a efectos de despacho se calculará como la suma del precio de combustible en puerto de despacho, los costes de logística, y, en su caso, los impuestos que sean de aplicación de acuerdo a lo previsto en el artículo 5.
2. El precio de combustible gas natural en Baleares a efectos de despacho se calculará de acuerdo a la fórmula establecida en el artículo 8, con las siguientes consideraciones:
Pm: Precio de la materia prima, a efectos de despacho, en €/MWh, definida en el apartado 4.
Clog: Costes de logística a efectos de despacho, en €/MWh, se corresponde con la parte de la facturación mensual de los peajes aplicados en el punto de salida que se corresponda con la componente variable de los mismos, expresados en €/MWh.
PC: Poder calorífico del gas natural, a efectos de despacho, en kWh/m3.
ρr: Densidad relativa del gas natural, a efectos de despacho.
ρaire: Densidad del aire, para la que se tomará el valor de 1,2215 kg/m3.
Los valores de los parámetros Clog, PC y ρr, a efectos de despacho, se corresponderán con la media de los últimos valores aprobados para estos términos a efectos de liquidación de acuerdo a lo establecido en el artículo 8.
3. El precio de combustible gas natural en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla, a efectos de despacho, se calculará de acuerdo a la fórmula establecida en el artículo 8, dónde el precio de combustible en puerto (Pcp) de despacho será el definido en el apartado siguiente, y los parámetros PC, poder calorífico del gas natural, y ρGN, densidad del gas natural, a efectos de despacho, se corresponderán con la media de los últimos valores aprobados.
4. El precio del combustible en puerto, así como el precio de la materia prima en el caso del gas natural en Baleares (Pm), a efectos de despacho indicados en los apartados anteriores, serán publicados antes de la finalización de la segunda quincena de cada mes por el operador del sistema. Estos precios se calcularán mensualmente como la media aritmética de las cotizaciones diarias de los índices y primas establecidos como resultado de la subasta de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 21, o, en su caso, de los índices y primas establecidos como precios de referencia en el artículo 13 de la presente orden para el periodo correspondientes al mes móvil que comprende la segunda quincena del mes anterior al de la publicación y la primera quincena del propio mes de publicación considerando.
5. Los costes de logística a efectos de despacho serán los últimos aprobados de acuerdo a lo establecido en los artículos 7 y 8.
6. 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 de liquidación según lo indicado en este capítulo y los utilizados para realizar el despacho.
1. Los valores del poder calorífico inferior de los combustibles líquidos y hulla utilizados a efectos de despacho de producción, y valorado en th/t, será la media de los últimos valores de poder calorífico inferior a efectos de liquidación aprobados con carácter definitivo para cada territorio no peninsular.
2. En el caso del combustible gas natural el poder calorífico inferior a efectos de despacho se calculará como la media ponderada de los últimos valores de poder calorífico a efectos de liquidación aprobados con carácter definitivo para cada sistema eléctrico de cada territorio no peninsular.
1. El objeto de la subasta será el suministro de combustible para cada uno de los tipos de combustible utilizados y para cada uno de los territorios no peninsulares, así como la determinación de su precio, de acuerdo a lo establecido en el artículo 41 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
2. Las subastas de combustible se realizarán con carácter bienal.
3. La resolución de la Secretaría de Estado de Energía por la que se convoque la subasta establecerá el volumen para cada producto a subastar en cada territorio no peninsular.
4. Asimismo, la resolución establecerá un precio de salida para la realización de la subasta de combustible, a partir de los precios de referencia aprobados en el artículo 13 para el componente del precio del combustible en puerto, o para el precio de la materia prima, en el caso del gas natural en Baleares.
5. Los costes de logística señalados en el artículo 6 no se incluirán dentro del procedimiento de subasta. Estos serán responsabilidad de la empresa productora y serán retribuidos a la misma de acuerdo con los artículos 7 y 8.
1. Los precios de referencia para cada uno de los combustibles fósiles utilizados se establecen para el componente del precio del combustible en puerto, a excepción del gas natural en Baleares, donde el precio de referencia se establece para el precio de la materia prima.
2. Los precios de referencia a considerar como precio de combustible en puerto para hidrocarburos líquidos y hulla en el procedimiento de subasta de combustible se calcularán mensualmente como la media aritmética de los índices y cotizaciones diarios siguientes:
a) Para la hulla importada, será igual al índice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus, con un diferencial de +1 $/t.
b) Para el fueloil BIA (1 por ciento), consumido en los territorios no peninsulares de Baleares, Melilla y Ceuta será igual al rango bajo de cotizaciones de fueloil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera), publicada en el Platts European Marketscan. Para el fueloil BIA (1 por ciento), consumido en el territorio no peninsular de Canarias será igual al rango alto de cotizaciones de fueloil 1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan con un diferencial de +22 $/t.
c) Para el fueloil BIA 0,73 por ciento del territorio no peninsular de Canarias se tomará el rango alto de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan con un diferencial de −95 $/t.
d) Para el diésel oil del territorio no peninsular de Canarias, se establecerá con un porcentaje del 0,95 sobre el rango alto de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan y un diferencial de +25 $/t. Para el diésel oil del territorio no peninsular de Ceuta, se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética del rango bajo de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento (83 por ciento) y fueloil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera), publicada en el Platts European Marketscan.
e) Para el gasoil 0,1 por ciento consumido en los territorios no peninsulares de Baleares, Melilla y Ceuta se tomará el rango bajo de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. Para el gasoil 0,1 por ciento consumido en el territorio no peninsular de Canarias se tomará el rango alto de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan.
f) Para el gasóleo de automoción 10 ppm de contenido en azufre (GOA) en los territorios no peninsulares de Canarias, Ceuta y Melilla, se tomará como índice el rango alto de cotizaciones del ULSD 10 ppm en el mercado CIF NWE publicado en el Platts European Marketscan, con un diferencial de 10$/t.
g) Para el fueloil BIA 0,3 por ciento del territorio no peninsular de Canarias será igual al rango alto 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 tomarán los tipos de cambio diarios dólar USA-euro publicados por el Banco Central Europeo y correspondientes al periodo de cálculo del precio de referencia.
3. El precio de referencia a considerar como precio de la materia prima para el combustible gas natural en Baleares y como precio de combustible en puerto para el gas natural en Canarias y Melilla dentro del procedimiento de subasta de combustible se calculará mensualmente como la media aritmética del precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS).
4. Estos precios de referencia serán los subsidiarios para la fijación del precio de combustible a retribuir en aquellos supuestos en los que no se pudiera fijar dicho precio mediante el procedimiento de subasta de combustible.
Los precios de salida necesarios para la convocatoria de subasta se establecerán, con carácter general, como un aumento de hasta un 10 % sobre los precios de referencia definidos en el artículo anterior para los combustibles líquidos y hulla, así como para el gas natural en Canarias y Melilla, y como un aumento de hasta un 3 % para el gas natural en Baleares.
De conformidad con lo dispuesto en el artículo 41 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se designa como gestor encargado de la tramitación y gestión de las subastas al Operador del Mercado Organizado de Gas, MIBGAS, SA.
El gestor de las subastas desarrollará las siguientes funciones para la tramitación y gestión de las subastas, de forma no exhaustiva:
a) Proceder a la precalificación de los eventuales participantes en la subasta en la fase previa a la convocatoria. Para ello verificará la documentación aportada por los interesados, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 16.
b) Trasladar los resultados de la fase previa a la Dirección General de Política Energética y Minas.
c) Recibir y analizar las ofertas de los participantes en la subasta de acuerdo con lo dispuesto en esta orden ministerial y en la convocatoria.
d) Ordenar las ofertas de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 20.
e) Trasladar las ofertas recibidas, así como las ofertas ordenadas en la etapa de desarrollo de la subasta a la Dirección General de Política Energética y Minas.
1. Con periodicidad bienal, la Dirección General de Política Energética y Minas publicará en la página web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico el acuerdo de inicio del procedimiento de la subasta de combustible con las estimaciones de necesidades de consumo de combustible para los dos años siguientes por tipo de combustible y territorio no peninsular, junto con los pliegos de bases y borradores de contratos aportados por las empresas propietarias de las centrales de producción.
En este acuerdo de inicio deberán figuran expresamente aquellos combustibles exceptuados de la aplicación de la subasta de acuerdo con lo previsto en el artículo 26 de esta orden.
2. A estos efectos, el operador del sistema remitirá en la primera quincena del mes de enero de cada periodo bienal, un informe con la estimación de los consumos de combustible, diferenciando por tipo de combustible y territorio no peninsular para cubrir las necesidades de demanda en cada territorio no peninsular en los dos años siguientes.
3. Esta información será trasladada por la Dirección General a las empresas propietarias de las centrales de producción para que, en su caso, en el plazo de diez días desde su notificación, presenten observaciones y/o nuevas estimaciones de consumo de los combustibles que habrán de participar en la subasta.
4. A partir de la información disponible, la Dirección General de Política Energética y Minas estimará las necesidades de consumo de combustible que trasladará a las empresas propietarias de las centrales de producción en base a las cuales dichas empresas deberán remitir en el plazo de quince días la propuesta de pliego de bases por el que habrá de regirse la convocatoria y del borrador de contrato que haya que suscribirse con el adjudicatario de los que serán responsables.
Las propuestas de pliego de bases presentadas por los titulares podrán ser objeto de modificación con la finalidad de que se cumplan los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación. Los pliegos de bases definitivos que finalmente se aprueben motivarán los cambios respecto de las propuestas remitidas.
En todo caso, la propuesta de pliegos y los pliegos de bases definitivos contendrán las garantías y medidas necesarias para asegurar la seguridad de suministro.
En los borradores de contrato de suministro se deberá hacer mención de forma clara y expresa al menos, a los siguientes elementos: el volumen y la calidad del combustible, calendario, punto de entrega y condiciones de entrega del combustible.
5. En el plazo de un mes desde la publicación establecida en el apartado 1, y tomando en consideración la información publicada, los posibles suministradores presentarán ante el gestor de las subastas una declaración de voluntad de participar en la subasta de combustible con la documentación que acredite su capacidad legal, técnica y económica para asumir el total o una parte del suministro de combustible de acuerdo a los criterios recogidos en el anexo IV.
Recibida la declaración de voluntad acompañada de la documentación acreditativa, en un plazo de quince días el gestor de las subastas podrá requerir al interesado para que, en un plazo de diez días adicionales a la remisión de dicho requerimiento del gestor de las subastas, subsane o mejore la documentación presentada. Se podrá requerir información adicional para la acreditación de la capacidad legal, técnica y/o económica o para la subsanación de la solicitud en los términos indicados, con indicación de que, si así no lo hiciera, no se podrá tomar en consideración información distinta.
6. Recibida toda la documentación adicional en el plazo establecido o transcurrido el mismo sin que se hubiera remitido la documentación requerida por el gestor de las subastas, dicho gestor, en el plazo máximo de un mes desde la fecha de finalización del plazo para contestar al requerimiento que, en su caso, haya efectuado, realizará una precalificación inicial de los mismos en la que identifique los ofertantes con capacidad legal, técnica y económica para asumir el total o una parte del suministro de combustible en cada territorio no peninsular.
Mediante este proceso de precalificación se obtendrá el derecho a recibir información relacionada con la subasta y a participar con posterioridad, en su caso, en la subasta.
El gestor de la subasta trasladará los resultados a la Dirección General de Política Energética y Minas, la cual resolverá la fase previa declarando los sujetos precalificados y los no precalificados. Esta resolución será publicada en la web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
7. En aquellos casos en los que no se hubieran recibido solicitudes en esta fase previa, la Dirección General de Política Energética y Minas resolverá la finalización del procedimiento de subasta para ese combustible y ese territorio no peninsular y se estará a lo dispuesto en el artículo 24 para la determinación del precio de los combustibles. Esta resolución será publicada en la web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
1. En el plazo máximo de un mes tras la publicación de la resolución que recoge los agentes precalificados en la fase previa, por resolución de la Secretaría de Estado de Energía se convocará el procedimiento de subasta para el suministro de combustibles y la determinación de su precio, cuyo objeto será el suministro de combustible en puerto para cada uno de los tipos de combustibles utilizados y para cada uno de los territorios no peninsulares, a excepción del gas natural en Baleares cuyo objeto será el precio de la materia prima, tal y como se definen en el artículo 6.
2. El procedimiento se desarrollará conforme a lo dispuesto en el artículo 41 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y a lo previsto esta orden.
3. Para la participación en la subasta, los oferentes precalificados deberán constituir una garantía ante la Caja General de Depósitos de acuerdo a lo previsto en el artículo 25, y que responda al mantenimiento de la oferta hasta la firma del contrato con el titular de los grupos de producción.
4. La convocatoria junto con los pliegos de bases que hayan de regir las subastas y los borradores de contrato a suscribir será publicada en el «Boletín Oficial del Estado» y deberá detallar al menos:
a) La forma y plazo en que han de presentarse las solicitudes de participación y podrá contener la exigencia del pago de una tasa.
b) Los precios de salida para la realización de la subasta.
c) Los precios a considerar para determinar el valor de la garantía para la participación en la subasta.
1. Podrán participar en la subasta aquellos sujetos que hubieran sido precalificados por el gestor de las subastas para, al menos, un combustible y territorio no peninsular, y que acrediten el debido depósito de la garantía establecida ante el gestor de la subasta, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 25.
2. Los oferentes podrán efectuar sus ofertas para los combustibles y territorio no peninsular para los que hubieran sido precalificados. Se considerará una única oferta diferente por cada producto y territorio no peninsular, según se establezca en la resolución. En caso de presentar varias ofertas por producto y territorio no peninsular, se tomará como válida la última presentada dentro del plazo.
3. El gestor será el responsable de la fase previa y de la fase de presentación de ofertas, para lo que habilitará un sitio web para la presentación de la documentación y/u ofertas correspondientes a ambas fases.
4. Las ofertas presentadas consistirán en un porcentaje de reducción respecto al precio de salida. Las ofertas se realizarán por tramos de reducción de 1 punto básico. Dichas ofertas serán irrevocables e incondicionales.
1. En la forma y plazo establecidos en la convocatoria, y dentro de las funciones otorgadas al gestor de la subasta, se iniciará un periodo de presentación de ofertas según los siguientes pasos:
1.º Se habilitará un periodo de tiempo durante el cual los oferentes puedan insertar sus ofertas.
2.º Una vez terminado el periodo de inserción de ofertas se procederá al cierre de la etapa de ofertas.
3.º Concluida dicha etapa, los participantes en la misma dispondrán de un periodo de diez días para presentar reclamaciones ante el gestor de la subasta en caso de que así lo requiriesen.
1. Una vez terminado el proceso de recepción de ofertas, para cada producto incluido en la subasta, el gestor encargado de la subasta realizará el proceso de ordenación basado en los siguientes pasos:
a) No se considerarán las solicitudes que no hayan justificado la constitución de la garantía de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 25.
b) Resultarán descartadas aquellas ofertas que no se ajusten a los tipos de combustibles en cada uno de los territorios no peninsulares establecidos en la convocatoria de subasta.
c) Resultarán descartadas aquellas ofertas presentadas por oferentes que no hayan sido precalificados.
d) Resultarán descartadas aquellas ofertas cuyo precio sea superior al precio de salida, así como aquellas cuyo porcentaje de reducción no sea directamente aplicable a las referencias o índices establecidos en el precio de salida.
e) Para cada combustible, las ofertas serán ordenadas comenzando por aquella que presente mayor coeficiente de reducción sobre el precio de partida de la subasta que les resulta de aplicación y continuando en sentido descendente.
f) En caso de ofertas con igual coeficiente de reducción sobre el precio de partida, el gestor ordenará las ofertas empatadas atendiendo al criterio de prelación temporal en la presentación de la oferta considerando fecha, hora, minuto y segundo de presentación. En caso de existir subsanaciones o entregas de documentación adicional se considera la fecha de última entrega.
2. En el plazo de quince días tras la finalización del proceso de recepción de ofertas, el gestor encargado de la subasta remitirá los resultados ordenados de la subasta a la Dirección General de Política Energética y Minas.
1. La Dirección General de Política Energética y Minas finalizará el procedimiento de subasta mediante resolución en el plazo máximo de tres meses tras la recepción de las ofertas ordenadas trasladadas por el gestor de la subasta.
2. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar informe, no vinculante, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el que valore si la subasta se ha desarrollado de forma objetiva, transparente y no discriminatoria en sus distintas etapas, así como otros aspectos de las distintas fases del procedimiento de subastas. Transcurrido el plazo sin que se hubiera emitido el mismo se podrá continuar con el procedimiento de subasta de combustible.
3. La Dirección General de Política Energética y Minas, a partir de los resultados del proceso de selección trasladados por el gestor de la subasta, dictará resolución por la que se resuelve la subasta, que será publicada en el «Boletín Oficial del Estado».
4. La resolución establecerá:
a) La adjudicación del suministro de combustible a los oferentes.
b) El precio del combustible en puerto y/o de la materia prima resultante de la subasta por combustible y territorio no peninsular, que será el que resulte de aplicar al precio de salida el porcentaje de reducción obtenido en la subasta.
Asimismo, esta resolución declarará, en su caso, los combustibles y territorios no peninsulares para los que la subasta hubiera quedado desierta.
5. La resolución de la subasta de combustible incluirá un plazo para la firma de los contratos entre los suministradores adjudicatarios del suministro y los titulares de los grupos de generación, así como su remisión a la Dirección General de Política Energética y Minas.
6. La no acreditación de la firma de estos contratos entre los suministradores adjudicatarios del suministro y los titulares de los grupos de generación supondrá el decaimiento de los resultados de la subasta para el suministro del combustible y territorio no peninsular correspondiente.
7. En los supuestos en los que la subasta quede desierta, sea declarada nula, o no exista un contrato de suministro en vigor, se estará a lo dispuesto en el artículo 24 para el cálculo del precio de los combustibles, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 23.3.
1. La persona titular de la Dirección General de Política Energética y Minas podrá resolver la anulación del procedimiento de subasta por combustible y territorio no peninsular en los siguientes casos:
a) Si para un combustible y territorio no peninsular existe una única oferta y el precio ofertado se encuentra por encima del precio de referencia.
b) Si para un combustible y territorio no peninsular existen varias ofertas que, encontrándose por encima del precio de referencia, corresponden a distintas empresas del mismo grupo empresarial.
c) Si existe algún impedimento para la resolución de la misma, o si se detecta que no existe suficiente presión competitiva que asegure el resultado de la misma.
1. El adjudicatario de la subasta adquiere el compromiso de vender el combustible al precio obtenido en la subasta, cumpliendo con las características y garantías recogidas en los pliegos de bases, así como con las condiciones establecidas en los borradores de contratos de suministro que se publicaron junto con la convocatoria de la subasta, y que habrá de firmar con los titulares de las centrales.
2. Por su parte, los titulares de las centrales de producción deberán abonar al suministrador de combustible la contraprestación correspondiente por el combustible efectivamente entregado al precio resultante de la subasta, en las condiciones establecidas en el contrato de suministro publicado con la convocatoria de la subasta y que habrá de firmar con los adjudicatarios de la misma.
3. Una vez celebrada la subasta, aquellos titulares de instalaciones que no acreditasen la firma del contrato para ese tipo de combustible y en ese territorio no peninsular en los plazos establecidos con el adjudicatario correspondiente, verán reconocido como precio del combustible en puerto y/o de la materia prima a efectos de liquidación para esas centrales los calculados de acuerdo a lo previsto en el artículo 24 multiplicados por un coeficiente de 0,9.
No obstante lo anterior, por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se podrá exceptuar de la aplicación de este coeficiente a aquellos titulares cuyo incumplimiento en la acreditación de la firma del contrato no se deba a causas directamente imputables a los mismos, y se comunique dicha circunstancia a la Dirección General de Política Energética y Minas con anterioridad al vencimiento del plazo que vaya a incumplirse.
1. En los casos en los que, como resultado de la fase previa no se haya convocado subasta, se declare la subasta desierta, se anule la subasta, en las excepciones de aplicación de la subasta previstas en el artículo 26, o en cualquier otro supuesto en el que no sea posible aplicar un resultado de la subasta, los sujetos productores deberán establecer contratos particulares de suministro de combustible.
2. En los supuestos sin resultado de subasta, los precios del combustible en puerto, así como el precio de la materia prima para el gas natural en Baleares, a efectos de liquidación se calcularán como los precios de referencia mensuales establecidos en el artículo 13, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 23.3.
1. Para la participación en la subasta de combustible será necesaria la presentación, ante el gestor de la subasta de los resguardos de la Caja General de Depósitos acreditativo de haber depositado una garantía económica por cada uno de los combustibles en cada uno de los territorios no peninsulares para los que pretenda presentar oferta. En cada uno de los resguardos presentados deberá de constar el objeto de constitución de la garantía, con indicación expresa de este artículo.
El objeto de la garantía será el mantenimiento de la oferta hasta la resolución del procedimiento o, para el adjudicatario de la subasta, hasta la firma del contrato con el titular de los grupos, cumpliendo, en todo caso, los requisitos establecidos en la convocatoria de subasta.
2. El valor de esta garantía será del uno por ciento del resultado de multiplicar:
a) El volumen publicado para cada uno de los combustibles en cada uno de los territorios no peninsulares.
b) El último precio de combustible a efectos de despacho según lo establecido en el artículo 10. Para los nuevos combustibles aprobados en el capítulo II de la presente orden se tomará el precio de despacho establecido en la disposición transitoria segunda. Estos precios serán publicados en la convocatoria del procedimiento de subasta referido en el artículo 17.
3. Con anterioridad a que la Dirección General de Política Energética y Minas resuelva el procedimiento de subasta, el interesado podrá desistir de su solicitud y solicitar la cancelación de la garantía.
Asimismo, para aquellas ofertas no seleccionadas en el procedimiento de subasta, se procederá a la cancelación de la garantía, sin el requerimiento de solicitud por el interesado.
Para las ofertas adjudicatarias de acuerdo a la resolución del procedimiento de subasta de combustible, la garantía se cancelará sin requerimiento de solicitud del adjudicatario una vez acreditada la firma del contrato con el titular de los grupos de generación.
4. El incumplimiento de la firma del contrato por parte del adjudicatario de la subasta en el plazo establecido supondrá la ejecución de la garantía.
1. De acuerdo con lo previsto en el artículo 42 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se exceptúa de la aplicación del mecanismo de subastas para el aprovisionamiento de combustible y la determinación del precio de combustible en puerto o precio de la materia prima a aquellos combustibles que supongan un aprovisionamiento menor de 2.000 toneladas anuales para los territorios no peninsulares de Baleares y Canarias, y de 1.000 toneladas anuales para los territorios no peninsulares de Ceuta y Melilla.
2. Los titulares de los grupos que consuman estos combustibles deberán presentar a la Secretaría de Estado de Energía, en el plazo de dos meses tras la publicación de la convocatoria de subasta establecida en el artículo 17, al menos tres presupuestos de suministro de los combustibles exceptuados de la subasta para los grupos de su titularidad y para los dos años siguientes.
3. La Dirección General de Política Energética y Minas determinará el suministro de los combustibles y el precio en el puerto o precio de la materia prima de los mismos, a partir de los anteriores presupuestos. Para ello, podrá requerir cuanta información considere necesaria al titular de los grupos y/o a los responsables de las ofertas de suministro de combustible presentadas, así como de informe a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
En todo caso, el procedimiento de determinación del precio estará sometido a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación.
La resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas deberá establecer el adjudicatario con base en el menor precio de los presupuestos presentados. En aquellos casos en los que todas las ofertas presentadas superen en más de un 10 % el precio de referencia y en aquellos en los que no se hayan presentado al menos tres presupuestos, la resolución declarará nulo el procedimiento.
4. Los titulares de los grupos deberán establecer contratos particulares de suministro de combustible con el suministrador adjudicatario y al precio determinado en el presupuesto presentado, de acuerdo con la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
5. Si no se hubiera resuelto el suministro de los combustibles exceptuados de la subasta en el plazo de seis meses desde la presentación de las ofertas del apartado 2 por parte del titular de los grupos, este deberá establecer contratos particulares de suministro de combustible, siendo calculado el precio de combustible en puerto o materia prima de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 24.
6. Asimismo, en todos aquellos supuestos en los que los precios de los combustibles exceptuados no hayan podido ser establecidos según el anterior procedimiento, los precios de combustible en puerto o materia prima a efectos de liquidación se calcularán de acuerdo al artículo 24.
7. Por orden ministerial se podrán modificar las anteriores excepciones a las subastas o establecer nuevas excepciones atendiendo a las necesidades de consumo de combustibles de los grupos con régimen retributivo adicional en el ejercicio de su actividad de producción de energía eléctrica.
1. Los valores unitarios de referencia, en €/kW, definidos en el artículo 26 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, para el cálculo del valor estándar de la inversión se obtendrán, para una determinada tecnología, a partir de la siguiente expresión:
Siendo:
PN: potencia neta de la instalación en MW que conste en el registro administrativo de instalaciones de producción.
Los parámetros k y l para el segundo periodo regulatorio, serán los definidos en el anexo V.
2. El coeficiente de corrección de los valores unitarios de referencia en aquellos supuestos en los que se instalen nuevos grupos de generación aprovechando infraestructuras existentes definido en el artículo 26 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, será 1 para el segundo periodo regulatorio.
1. El valor tope del término, «t» tiempo transcurrido desde la última parada, en horas, definido en el artículo 33.2 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se establece con valores distintos del general para las siguientes instalaciones tipo:
En ejecución de la Sentencia del Tribunal Supremo 1337/2021 de fecha 16 de noviembre de 2021 recaída en el recurso contencioso-administrativo número 301/2020 interpuesto contra la Orden TED/776/2020, de 4 de agosto, se reconoce a Endesa Generación, SAU los costes incurridos en concepto de cuotas extraordinarias a abonar a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES) en virtud de la Orden TED/456/2020, de 27 de mayo, por la que se aprueban cuotas extraordinarias a abonar a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos como consecuencia de los efectos de la crisis ocasionada por el COVID-19.
Estos costes ascienden a 1.092.726,93 euros. Esta cuantía será retribuida por el organismo encargado de las liquidaciones con cargo al extracoste de producción de los territorios no peninsulares, en las primeras liquidaciones del sector eléctrico y con cargo a Presupuestos Generales del Estado disponibles.
En aquellos nuevos combustibles que, en su caso sean autorizados, el precio del combustible se determinará de acuerdo a esta disposición hasta la convocatoria de la siguiente subasta de combustible. En particular, el precio se establecerá de acuerdo a lo dispuesto en la orden ministerial por la que se autorice el nuevo combustible.
1. En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de esta orden, los titulares de los grupos con régimen retributivo adicional remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas información con los contratos de suministro de combustible a los grupos generadores en vigor, junto con la fecha de finalización de los mismos.
2. Aquellos combustibles y territorios no peninsulares que dispongan de contrato de aprovisionamiento en vigor, estarán exceptuados de aplicación de la subasta para el suministro de combustible fósil hasta la finalización del mismo, siendo el precio de combustible en puerto o el coste de la materia prima establecido de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 24 de esta orden.
3. Previamente a la convocatoria de la primera subasta de combustible, la Dirección General de Política Energética y Minas solicitará al operador del sistema la estimación de los consumos de combustible para los siguientes años considerando la información disponible de acuerdo al apartado anterior. Hasta que la anterior información sea solicitada, el operador del sistema queda exceptuado de la presentación de información en aplicación de lo dispuesto en el artículo 16 de esta orden.
4. Asimismo, una vez recibida la anterior información del operador del sistema, se estará a lo establecido en el artículo 16 de esta orden, convocándose la primera subasta de combustible por el periodo restante hasta el inicio de los periodos de convocatoria bienales establecidos en el artículo 16.1.
1. Hasta la resolución de la primera subasta de combustible que determine el precio del combustible en puerto de cada uno de los combustibles fósiles utilizados y el precio de la materia prima para el gas natural en Baleares, definidos en los artículos 7 y 8, los anteriores se calcularán a partir de los precios de referencia establecidos en esta orden de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 24.
Asimismo, estos precios de referencia serán de aplicación para el cálculo del precio del combustible en puerto y para el cálculo del precio de la materia prima desde el 27 de enero de 2022.
2. Para los combustibles autorizados en la disposición transitoria tercera del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y hasta las actualizaciones establecidas en los artículos 10 y 11 de esta orden, se emplearán a efectos de despacho los precios de combustible y valores de poder calorífico inferior vigentes.
3. Para la determinación de los precios del combustible gas natural a efectos de despacho según lo previsto en el artículo 10 se tomarán los siguientes valores de poderes caloríficos y densidades, hasta su actualización a partir de los últimos valores aprobados de acuerdo a lo establecido en esta orden:
1. Para el gas natural en Baleares, PC = 11,66677 kWh/m3, ρr= 0,62577.
2. Para el gas natural en Canarias y Melilla, PC = 11,66677 kWh/m3, ρGN= 0,80905, PCI = 11.100 th/t.
4. Asimismo, para el precio del combustible gasóleo de automoción 10 ppm contenido en azufre (GOA) a efectos de despacho en Canarias, Ceuta y Melilla y hasta que sea actualizado de acuerdo a lo establecido en esta orden, el precio de combustible en puerto se calculará según los índices y cotizaciones establecidos en el artículo 13, correspondientes al mes anterior al de entrada en vigor de la presente orden.
El poder calorífico inferior del combustible gasóleo de automoción 10 ppm contenido en azufre (GOA) a efectos de despacho de producción hasta su actualización de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 11 tomará el valor de 10.373 th/t.
Queda derogado expresamente el artículo 2 de 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.
Se autoriza a la Secretaría de Estado de Energía a dictar las resoluciones necesarias para la aplicación de los preceptos contenidos en esta orden.
1. Se modifica el apartado 2.c) del anexo VIII «Procedimiento para el otorgamiento de la resolución de compatibilidad» del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, quedando redactado como sigue:
«c) Se establecerá, para cada sistema eléctrico aislado y año de inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, una prelación de las instalaciones en función de las características favorables que su tecnología, potencia y nudo de conexión presentan para el sistema, desde el punto de vista de la seguridad de suministro y de la eficiencia técnico-económica del sistema, tomando en consideración los criterios técnicos y de seguridad establecidos en la convocatoria del procedimiento de concurrencia competitiva. Para la justificación de esto último, se aportarán resultados de la simulación del despacho de producción anual en lo relativo a la variación de los costes de generación y servicios de ajuste definidos en el artículo 71 y de la energía generada por cada grupo generador, teniendo en cuenta el nuevo grupo generador propuesto, el incremento de potencia o la mejora de la eficiencia propuesta o las instalaciones que van a finalizar su vida útil regulatoria y solicitan nuevamente el régimen retributivo.»
2. Se modifica el apartado 3 del anexo VIII «Procedimiento para el otorgamiento de la resolución de compatibilidad» del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, quedando redactado como sigue:
«3. Criterios a aplicar para la resolución del procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad.
La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá el procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad establecido en el artículo 49 y aplicará los siguientes criterios para la determinación de las instalaciones a las que procede el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad. Para ello se comparará el valor resultante de la suma de potencia de las instalaciones térmicas de un sistema eléctrico aislado con un determinado año previsto de inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, excluidas las instalaciones no admitidas a trámite o que presenten algún impedimento para su ejecución, con la potencia térmica prevista adicional publicada en la resolución definida en el artículo 46, para dicho sistema eléctrico aislado y dicho año:
a) Si el primer valor es igual o inferior a la citada potencia térmica prevista adicional, se podrá otorgar resolución favorable de compatibilidad a todas las instalaciones, sin perjuicio de que la Dirección General de Política Energética y Minas pueda dictar, motivadamente, resolución desfavorable de compatibilidad para aquellas instalaciones que no reduzcan los costes de generación y servicios de ajuste definidos en el artículo 71 del sistema eléctrico aislado en el que pretendan ubicarse, o que supongan incumplimiento de objetivos medioambientales derivados de normativa estatal o procedente de la Unión Europea.
b) Si el valor de la suma es superior a la citada potencia térmica prevista adicional, se podrá otorgar resolución favorable de compatibilidad únicamente para el valor de potencia térmica prevista adicional publicada, sin perjuicio de lo establecido en el apartado c). Para ello, se seleccionarán las instalaciones atendiendo a la minimización a largo plazo de los costes del sistema eléctrico puestos de manifiesto en el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia definido en el artículo 48.4 y al fomento de la eficiencia técnica en la operación del mismo puesto de manifiesto en el informe del operador del sistema definida en el artículo 48.3.
c) Si el valor de la suma es superior a la citada potencia térmica prevista adicional, se podrá otorgar resolución favorable de compatibilidad a toda la potencia solicitada siempre que se reduzcan los costes de generación del sistema eléctrico aislado en el que se ubiquen, al desplazar a instalaciones de generación más caras. Para ello, se seleccionarán las instalaciones atendiendo a la minimización a largo plazo de los costes del sistema eléctrico puestos de manifiesto en el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia definido en el artículo 48.4 y al fomento de la eficiencia técnica en la operación del mismo puesto de manifiesto en el informe del operador del sistema definida en el artículo 48.3.
Adicionalmente a lo anterior, se podrá otorgar resolución favorable de compatibilidad, de forma justificada, a una potencia mayor de la potencia térmica prevista adicional, aunque no suponga una reducción de costes del sistema eléctrico, para cumplir con objetivos medioambientales o criterios técnicos y de seguridad establecidos en la convocatoria del procedimiento de concurrencia competitiva, así como para garantizar el cumplimiento de normativa estatal o europea de carácter medioambiental.
La resolución de compatibilidad deberá justificar adecuadamente la aplicación de los anteriores criterios, y en particular, los motivos que determinan el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad en los casos definidos en el párrafo b) y c).
Para las instalaciones hidroeléctricas no fluyentes se aplicarán los mismos criterios que para las instalaciones térmicas, considerando las solicitudes de esta tecnología presentadas y los valores de potencia hidráulica no fluyente prevista adicional publicados.
Podrá otorgarse resolución favorable de compatibilidad a parte de la potencia de un grupo, en el supuesto de que otorgar resolución favorable a la totalidad de la potencia implicara la superación de la potencia térmica, o hidráulica no fluyente, prevista adicional publicada para determinado sistema eléctrico y año. El régimen retributivo adicional otorgado, en su caso, a estas instalaciones presentará las particularidades motivadas por las diferencias entre la potencia autorizada y la potencia neta que se inscriba en el registro, definidas en el apartado 5 de este anexo. En este caso, si el titular de la instalación no tuviera interés en ejecutarla en estas condiciones retributivas, lo pondrá de manifiesto en el trámite de audiencia, procediéndose a resolver desfavorablemente su solicitud. En caso de no realizar ninguna alegación al respecto, se considerará que acepta las condiciones retributivas descritas en este apartado y procederá la cancelación de la fracción de la garantía correspondiente a la potencia para la que no haya sido otorgada resolución favorable de compatibilidad.
En cualquier caso, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá dictar resolución desfavorable de compatibilidad de forma motivada cuando exista algún impedimento para su ejecución, y este haya sido puesto de manifiesto por el operador del sistema o por la Comunidad Autónoma o Ciudad de Ceuta o Melilla afectada en los informes definidos en los apartados 3 y 5 del artículo 48, respectivamente.»
3. Se modifica la definición del parámetro desv (e,h,j) de los apartados 4 y 5 del anexo XI del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, con la siguiente dicción:
«desv (e,h,j): Valor absoluto de la diferencia en la hora h entre la energía medida en barras de central del generador e del sistema eléctrico aislado j y la producción prevista comunicada para la realización del despacho diario, en esa hora para ese sistema. No se considerarán en el cálculo de los desvíos aquellas diferencias en la producción prevista que se deban a limitaciones impuestas en tiempo real por el operador del sistema.»
4. Se añade el siguiente párrafo al final del anexo XIII «Datos técnicos y económicos de despacho» del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio:
«En el caso de que en una transición entre modos de operación de un ciclo combinado el coste de la misma calculado a partir de los valores A’, B’ y D de las tablas anteriores resultará un valor negativo, se tomará para dicha transición un coste de transición nulo con el objeto de no distorsionar el despacho económico.»
Advertidos errores en la Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión, publicada en el «Boletín Oficial del Estado» número 208 de 1 de agosto de 2020, se procede a efectuar las siguientes rectificaciones:
Uno. En la página 62418, Apartado 1.8, segundo párrafo, letra b), donde dice: «b) Insensibilidad de respuesta con la variación de frecuencia |Δf1| igual al 10 mHz», debe decir: «b) Insensibilidad de respuesta con la variación de frecuencia |Δfi| igual al 10 mHz».
Dos. En la página 62419, figura 5, donde dice:
Figura 1. Característica estática potencia-frecuencia continúa resultado de acumular las características estáticas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF.
Debe decir:
Figura 2. Característica estática potencia-frecuencia continúa resultado de acumular las características estáticas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF.
Tres. En la página 62421, primer párrafo, donde dice: «… gestor de la red de transporte, en función de las características del punto de conexión o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexión por la evolución a futuro de las características de las red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el módulo de generación de electricidad», debe decir: «… operador del sistema, en función de las características del punto de conexión o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexión por la evolución a futuro de las características de la red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el módulo de generación de electricidad».
Cuatro. En la página 62426, figura 9, donde dice:
Figura 3. Ejemplo ilustrando los tiempos de respuesta.
Debe decir:
Figura 4. Ejemplo ilustrando los tiempos de respuesta.
Cinco. En la página 62436, subapartado 3.3.1., letras b) y c), donde dice:
«b) si la tensión residual en el punto de conexión baja de 0,5 pu, pero no baja de 0,2 pu, el módulo de generación de electricidad síncrono deberá alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbación en un tiempo inferior a 2 segundos una vez la tensión alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbación en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.
c) si la tensión residu