Categoría: Energía y Medio Ambiente

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, dispone en su artículo 10 que las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollen en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares podrán ser objeto de una reglamentación singular debido a las especificidades que presentan respecto al sistema peninsular, derivadas de su ubicación territorial y de su carácter aislado, así como de su reducido tamaño.
Así, en lo que se refiere a la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en estos sistemas, la citada ley 24/2013, de 26 de diciembre establece, entre otras particularidades, la posibilidad de exención del sistema de ofertas hasta que dichos sistemas estén efectivamente integrados con el sistema peninsular, si bien podrán recibir una retribución por venta de energía equivalente al precio marginal para cada periodo de programación y la percepción de una eventual retribución adicional o específica, a determinar por el Gobierno, la última aplicable si la actividad se desarrolla a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia o residuos.
Las singularidades previstas por la citada Ley del Sector Eléctrico en estos territorios fueron desarrolladas por 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.
En relación con la financiación del extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, la disposición adicional decimoquinta de la meritada Ley 24/2013, de 26 de diciembre, establece que, desde el 1 de enero de 2014, los extracostes derivados de la actividad de producción de energía eléctrica cuando se desarrollen en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, serán financiados en un 50 por ciento con cargo a los Presupuestos Generales del Estado (PGE). Este crédito presupuestario debe incluir la estimación de los extracostes a financiar del ejercicio, así como, en su caso, el saldo resultante de la liquidación definitiva de la compensación presupuestaria correspondiente a ejercicios anteriores. Para ello en la citada disposición adicional se establece la obligación de que reglamentariamente, con la participación de la Intervención General de la Administración del Estado, se determine un mecanismo de control y reconocimiento de las compensaciones presupuestarias, así como el procedimiento de liquidación de las mismas.
El Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto, por el que se regula el procedimiento de presupuestación, reconocimiento, liquidación y control de los extracostes de la producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, desarrolla este mecanismo.
En relación con el procedimiento de liquidación, está establecido en el artículo 72 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. De acuerdo al mismo, el operador del sistema realiza la liquidación de la energía en cada uno de los despachos de producción de los territorios no peninsulares para las instalaciones generadoras allí ubicadas. Adicionalmente, la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) realiza liquidaciones provisionales con carácter mensual a partir de los cálculos de costes de generación de las instalaciones, de los ingresos percibidos en los despachos, de las previsiones de la orden de peajes correspondiente, así como la cuantía consignada con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, aprobándose la cuantía definitiva anual por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Asimismo, el artículo 5 del Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto, establece que para proceder a la aprobación de la liquidación definitiva del extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares se requerirá resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. El procedimiento a seguir para dictar la citada resolución será el siguiente:
a) El operador del sistema llevará a cabo las liquidaciones del despacho de producción con medidas definitivas.
b) El órgano encargado de las liquidaciones elaborará una memoria con la propuesta de liquidación definitiva que será remitida a la Dirección General de Política Energética y Minas.
c) La Dirección General de Política Energética y Minas, sobre la base de lo anterior, elaborará una propuesta de resolución y la remitirá junto con el expediente completo a la Oficina Nacional de Auditoría de la Intervención General de la Administración del Estado.
d) Una vez informado de forma favorable por la Intervención General, la Dirección General de Política Energética y Minas dictará la resolución por la que se apruebe la cuantía de los costes de generación y la compensación definitiva correspondiente al extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
En relación con la determinación de las cuantías a reconocer, el título IV del antedicho Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, establece la metodología de la retribución por costes fijos y costes variables para las instalaciones que tengan otorgado régimen retributivo adicional.
Así, los costes de generación de liquidación reconocidos a los generadores con este régimen retributivo están compuestos por las siguientes partidas:
a) La retribución por costes fijos que incluye tanto la retribución por inversión como por operación y mantenimiento fijo.
b) La retribución por costes variables que comprende los siguientes conceptos:
– Retribución por combustible, que está compuesta por la retribución por los costes variables de funcionamiento, retribución por costes de arranque asociados al combustible, la retribución por costes de banda de regulación, y factor de corrección por factura de combustible.
– Retribución por costes variables no asociados al combustible, que incluye la retribución por costes variables de operación y mantenimiento de funcionamiento, la retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque y otros costes operativos de la central.
– Retribución por costes de los derechos de emisión.
En la determinación del precio de combustible a efectos de liquidación es de aplicación la disposición transitoria tercera del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, tanto en la determinación del precio del producto, del coste de logística, como en la determinación del precio de combustible gas natural de acuerdo al método establecido en al Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
Asimismo, la disposición transitoria tercera establece que, adicionalmente, el precio del combustible incluirá, en su caso, los costes derivados de la aplicación del impuesto especial sobre el carbón y del impuesto sobre hidrocarburos definidos en la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales.
Por otro lado, la disposición transitoria segunda del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio establece que en tanto no se autoricen las mezclas de combustible habitual por la Dirección General de Política Energética y Minas, el despacho de las instalaciones de producción categoría A, se realizará teniendo en cuenta el combustible principal del grupo, y en la liquidación de estos grupos se reconocerá en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación la mezcla de combustible utilizada, previa inspección.
En relación con la retribución por otros costes operativos que incluye los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica resultantes de la aplicación de la normativa en vigor, los pagos para la financiación del operador del sistema y, en su caso, del mercado y del Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica derivado de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, el artículo 36 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, establece que serán reconocidos, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, en la resolución del Director General de Política Energética y Minas por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación.
De conformidad con dichas disposiciones se determina la retribución de las centrales con régimen retributivo adicional para el año 2016.
Por otro lado, el artículo 59 del precitado real decreto establece que, en aquellos casos en los que el operador del sistema ponga de manifiesto riesgos de cobertura de la demanda en el corto plazo, la comunidad o ciudad autónoma afectada deberá solicitar al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en virtud de lo establecido en el artículo 7.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, el reconocimiento de las repercusiones económicas para la adopción de las medidas que vaya a adoptar para la garantía del suministro, con carácter previo a su adopción. El coste asociado a estas medidas se integrará como extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
En virtud de lo anterior, el 21 de abril de 2016 se publicó en el BOE la Orden IET/575/2016, de 7 de abril, por la que se acuerda el reconocimiento de las repercusiones económicas derivadas de la adopción de medidas temporales y extraordinarias para garantizar la seguridad del suministro en la isla de Formentera.
En cumplimiento de la normativa anteriormente expuesta, con fecha 29 de diciembre de 2017, Endesa, SA, remitió al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital escrito solicitando el reconocimiento de las cuantías definitivas de 2016 de los costes de las instalaciones de generación titularidad de las empresas del grupo Endesa, SA, en los territorios no peninsulares.
En el citado escrito, Endesa, SA, en adelante Endesa y en representación de los titulares de los grupos, solicita partidas de coste adicionales a las cuantías reconocidas por el operador del sistema en las liquidaciones del despacho de producción llevadas a cabo en esa fecha. Estas partidas se dividen en costes de generación del operador del sistema ajustados a unos parámetros no disponibles a fecha de emisión del escrito de Endesa, y una serie de costes a añadir a los calculados por el operador del sistema.
Los costes de generación ajustados a los que hace referencia Endesa, son los siguientes:
– Efecto actualización de parámetros pendientes (precios de combustible).
– Modificación de los costes por arranques, en relación por un lado con los arranques para pruebas, y por otro con los arranques de los ciclos combinados.
Por su parte, los costes adicionales a añadir a los calculados por el operador del sistema y solicitados por Endesa son los siguientes:
‒ Costes fijos de grupos pendientes de la resolución de parámetros.
‒ Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad.
‒ Coste de medidas extraordinarias.
‒ Coste de mezclas de combustibles.
‒ Coste de peajes de generación.
‒ Coste de financiación del operador del sistema.
‒ Coste de nuevas inversiones.
‒ Coste de tributos derivados de la Ley 15/2012.
Además, Endesa señala que, si bien el importe solicitado como costes adicionales ha sido calculado conforme a lo establecido en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se trataría de una estimación, al no haber publicado el operador del sistema, a la fecha de redacción de su solicitud, la liquidación del año 2016 que resultaría de la aplicación del citado real decreto.
Esta solicitud fue remitida a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con fecha 9 de abril de 2018.
Asimismo, en fechas 18 de junio y 13 de noviembre de 2018, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia recibió del operador del sistema, de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, las liquidaciones que dan lugar al cierre del año 2016 para las instalaciones de generación en los territorios no peninsulares.
Con fecha 11 de septiembre de 2019, en cumplimiento de lo previsto en la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos y teniendo en cuenta lo establecido en la disposición adicional primera, segunda y cuarta y en la disposición transitoria tercera y cuarta de la Ley 3/2013, de 4 de junio de creación de la CNMC, la Comisión emitió órdenes de inspección a GESA, UNELCO y Endesa Generación, SA. La Comisión ha realizado las inspecciones de los despachos de los sistemas eléctricos aislados gestionados por el operador del sistema para realizar las comprobaciones necesarias de las partidas de costes de los grupos con régimen retributivo adicional no recogidas por el operador del sistema en sus liquidaciones y que han sido solicitadas por Endesa, bien en su solicitud de fecha 27 de diciembre de 2017 bien en durante las inspecciones realizadas por dicha Comisión, para su consideración en las compensaciones definitivas correspondientes al año 2016.
Por último, con fecha 16 de julio de 2020 la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha aprobado el «Acuerdo por el que se aprueba el Informe sobre reconocimiento de los costes definitivos de las instalaciones de generación en los territorios no peninsulares de Endesa, SA, correspondientes al ejercicio 2016» (INF/DE/126/17), remitiéndolo a la Dirección General de Política Energética y Minas.
Para realizar su propuesta de costes de generación de liquidación reconocidos la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha partido de la base de los cálculos realizados por el operador del sistema en estos territorios no peninsulares, en aplicación estricta del funcionamiento de las centrales en 2016 aplicando los parámetros fijados en el citado real decreto 738/2015, de 31 de julio y las actualizaciones correspondientes aprobadas por resolución. El importe total de los costes para las centrales titularidad del grupo Endesa correspondientes a las liquidaciones del despacho de producción C7 y C8 realizadas por el operador del sistema asciende a 1.476,591 millones de euros.
Adicionalmente, en su propuesta la Comisión realiza una valoración de los costes que solicita Endesa, tanto los costes de generación ajustados en relación con los costes liquidados por el operador del sistema, como otros costes a añadir a los anteriores, a fin de determinar si procede o no su reconocimiento.
La valoración que realiza la Comisión sobre los costes de generación a reconocer a las centrales titularidad del grupo Endesa es la siguiente:
a) Costes de generación ajustados.
Precios de combustible:
Entre las observaciones que recoge el informe de la Comisión se destaca que los informes de inspección confirman que, como consecuencia de las últimas liquidaciones del ejercicio 2016 realizadas por el operador del sistema, no es procedente el reconocimiento de los costes solicitados por Endesa en concepto de actualización de precios de combustible, ya que dichas reliquidaciones se han realizado con los precios de combustible correspondientes a 2016.
Arranques para pruebas:
En relación a la solicitud de Endesa del reconocimiento de costes en concepto de arranques para pruebas, conforme a los artículos 33 y 35 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, los informes de inspección a GESA y UNELCO recogen lo que sobre este particular se menciona en la Resolución de 30 de junio de 2017, por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación y del extracoste de la actividad de producción en los territorios no peninsulares correspondientes al ejercicio 2014 para los grupos titularidad del grupo Endesa, en la que se señala que «no deben ser retribuidos aquellos arranques que se han llevado a cabo a solicitud del titular de la instalación de producción para la ejecución de pruebas de diversa índole y, por tanto, ajenos al proceso de optimización de costes de la generación del despacho económico, excluyendo no obstante de entre estas pruebas las que vengan derivadas del cumplimiento de las obligaciones establecidas en la normativa estatal, esto es, las pruebas de las «100 horas», las pruebas oficiales de rendimiento de grupos, las pruebas ejecutadas como consecuencia de la consideración de un grupo como de «funcionamiento reducido» u otras que pueda establecer explícitamente la normativa estatal».
En este sentido, en las liquidaciones del operador del sistema se han considerado las anteriores pruebas, así como las derivadas del cumplimiento con el Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, por el que se aprueba el reglamento de emisiones industriales y de desarrollo de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación, no procediendo el reconocimiento de costes de arranque de grupos adicionales.
Arranques de los ciclos combinados (parámetro «d»):
Por otra parte, dentro de los costes de generación ajustados, Endesa solicita en su escrito del 27 de diciembre de 2017, el reconocimiento del coste de operación y mantenimiento asociados al arranque (parámetro «d») de ciclos combinados, debido a que, a su parecer, el operador del sistema no está aplicando los valores establecidos en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, para cada modo de operación.
Sin embargo, el informe de la Comisión señala que en las liquidaciones realizadas por el operador del sistema se han considerado los valores que figuran en el precitado real decreto, por lo que no resultaría procedente el reconocimiento de ninguna cantidad por este concepto.
Otros costes ajustados:
Finalmente, cabe destacar que en el proceso de alegaciones a las actas de inspección fueron puestos de manifiesto por Endesa otros costes de generación ajustados que no figuraban en el escrito de solicitud de reconocimiento de costes presentado en fecha 27 de diciembre de 2017. En particular, Endesa solicita el reconocimiento de 34.604.651,23 euros adicionales en concepto de componente fijo del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, ya que este componente no ha sido considerado en las liquidaciones efectuadas por el operador del sistema.
Habiendo comprobado en la inspección que esta cantidad no ha sido incorporada en las liquidaciones realizadas por el operador del sistema, la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia reconoce 34.604.651,23 euros como coste adicional en concepto de componente fijo del precio de gas natural, de acuerdo a lo establecido en la Resolución de 26 de julio de 2017, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se fijan los precios definitivos del combustible gas natural del primer y segundo semestre de 2016 a aplicar en la liquidación de cada grupo generador en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares para dicho período.
b) Costes a añadir a los calculados por el operador del sistema.
Costes fijos de grupos pendientes de la resolución de parámetros:
La Comisión indica que procede el reconocimiento de 1.593.000 euros, frente a los 1.633.234,11 euros solicitados, en concepto de retribución por costes de inversión de la instalación Ibiza 24, turbina de gas número 6B (RO2‐0208). Esta instalación cuenta con todas las autorizaciones pertinentes, ha sido despachada por motivos de seguridad y garantía de suministro por el operador del sistema durante 2016, si bien sus costes fijos no fueron liquidados por dicho operador al publicarse el valor reconocido de la inversión y sus parámetros con posterioridad a las liquidaciones correspondientes a dicho ejercicio.
Estos valores se aprobaron mediante Resolución de 5 de junio de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el valor reconocido de inversión, la vida útil regulatoria y los valores de la anualidad de la retribución por inversión para los años del 2014 al 2019 del grupo de generación de Ibiza 24 (RO2-0208) perteneciente al sistema eléctrico no peninsular de Baleares, siendo la cuantía propuesta por la Comisión la aprobada como retribución por inversión en la citada resolución para el ejercicio 2016.
Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad:
Endesa solicita el reconocimiento de 13.076.006,84 euros adicionales en concepto de coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad que han sido despachados por el operador del sistema para cubrir la demanda del sistema durante el ejercicio 2016. En concreto, se encontraban en esta situación las turbinas de Gas Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19, pertenecientes a los sistemas eléctricos no peninsulares de Baleares y Canarias, respectivamente.
El informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia concluía que, de acuerdo a la normativa de aplicación y en tanto estas instalaciones no dispongan de la resolución de compatibilidad que da derecho a la percepción del régimen retributivo adicional de acuerdo a lo dispuesto en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, no sería procedente el reconocimiento de ningún coste adicional por este concepto.
Coste de medidas extraordinarias:
De conformidad con lo establecido en la disposición transitoria séptima.5 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia propone aprobar, una vez inspeccionadas las cuantías, 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 que asciende a 2.332.160 euros por los costes en los que han incurrido los titulares de estas centrales durante su explotación.
Coste de mezclas de combustibles:
Endesa solicita el reconocimiento de 5.948.792,67 euros adicionales en concepto de coste de mezclas de combustible en el funcionamiento y arranque de determinadas instalaciones de generación, en virtud de lo establecido en la disposición transitoria segunda.1 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio:
«En tanto no se autoricen las mezclas de combustible habitual por la Dirección General de Política Energética y Minas, los costes variables de combustible de despacho y del coste de arranque de despacho de las instalaciones de producción categoría A, se calcularán teniendo en cuenta el combustible principal del grupo, y en la liquidación de estos grupos se reconocerá la mezcla de combustible utilizada, previa inspección.
Estos costes adicionales serán reconocidos en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional y la cuantía de los costes de generación de las instalaciones que tengan reconocido un régimen retributivo específico a la que hace referencia el artículo 72.3.e).»
La Comisión propone que se reconozcan 4.557.906,23 euros por este concepto, tras calcular durante las inspecciones nuevos costes por mezclas de combustible a partir de las proporciones de consumos habidas en las auditorías presentadas por Endesa, en aquellos casos en los que no eran coherentes con las proporciones solicitadas por el titular.
Asimismo, no se ha reconocido el coste por el consumo de gasoil en lugar de fueloil 0,73 % en los grupos de Punta Grande 2, 3 y 7 en tanto no haya normativa vigente que permita el reconocimiento de este combustible.
Coste de peajes de generación:
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia propone que se reconozcan 6.327.066,89 euros por este concepto, cuantía ligeramente inferior a lo solicitado por Endesa.
Coste de financiación del operador del sistema:
En relación al coste de financiación del operador del sistema, la Comisión recoge en su propuesta una cuantía de 1.661.139,50 euros por este concepto, coincidente con lo solicitado por Endesa.
Coste de nuevas inversiones:
Por su parte, Endesa solicita el reconocimiento de 42.758.511,80 euros adicionales en concepto de coste por nuevas inversiones sobre los grupos existentes.
La Ley 17/2013, de 29 de octubre, establece en su artículo 2 que para tener derecho al régimen retributivo adicional las nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica o renovaciones de las existentes en los citados territorios requerirán, con carácter previo a la autorización administrativa, de resolución favorable de la Dirección General de Política Energética y Minas. No se podrá otorgar la resolución establecida en dicho artículo en tanto no exista un marco económico vigente para las nuevas instalaciones o para las renovaciones de las existentes.
El artículo 19 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, basándose en el artículo 2 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, define las nuevas inversiones como aquellas acometidas «por renovación, modificación o mejora del rendimiento de un grupo inscrito en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, vaya o no a finalizar su vida útil regulatoria».
Asimismo, en el precitado real decreto 738/2015 se establece el procedimiento de otorgamiento del régimen retributivo adicional para estas nuevas inversiones que, de acuerdo con lo establecido en la Ley 17/2013, requerirán de resolución favorable de compatibilidad dictada con carácter previo al otorgamiento por parte del órgano competente de la autorización administrativa previa de la modificación.
Por otro lado, y en relación con los grupos que con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, hayan alcanzado la vida útil y hayan continuado en operación, el punto 4 de la disposición transitoria séptima del repetido Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, establece que la retribución por costes fijos de estos grupos podrá ser incrementada, en su caso, por las nuevas inversiones que se reconozcan en la resolución de la primera convocatoria del procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares.
Por lo tanto, de acuerdo con la normativa citada, el reconocimiento de nuevas inversiones sobre grupos existentes, hayan finalizado su vida útil regulatoria o no, está condicionado a percibir previamente la resolución favorable de compatibilidad de la Dirección General de Política Energética y Minas. Teniendo en cuenta que las nuevas inversiones que Endesa solicita sobre grupos existentes no disponen de resolución favorable de compatibilidad, la Comisión indica que no procede reconocer coste adicional alguno por nuevas inversiones sobre grupos existentes.
Aplicación del factor de corrección por factura de combustible:
Dentro de la retribución por combustible definida en el artículo 31 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se incorpora como uno de los componentes el factor de corrección por factura de combustible que, en aquellos casos en los que el coste de adquisición de combustible de un grupo sea inferior a la retribución por combustible de dicho grupo, se reduciría la retribución del mismo en la semidiferencia entre estas dos cantidades.
La propuesta de la Comisión incluye en concepto de factor de corrección por factura de combustible las cuantías de –787.978,65 euros en los grupos de Baleares, –9.764.137,01 euros en los grupos de Canarias, y –3.388.378,43 euros en los grupos de Ceuta y Melilla, de acuerdo a la Resolución de 17 de julio de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece la metodología de reparto del coste de adquisición de combustible de los grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares para definir el factor de corrección por factura de combustible.
Coste de tributos derivados de la Ley 15/2012:
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia propone que se reconozcan 143.521.166,77 euros por este concepto, cantidad inferior a lo solicitado por Endesa.
El importe propuesto por la Comisión incluye la cantidad de 27.513.866,20 euros correspondientes a impuestos especiales sobre combustibles, cantidad coincidente con la solicitada por el titular, encontrándose por tanto las diferencias en la cuantía correspondiente al impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 36 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, el Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica derivado de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, sólo se reconocerá una vez acreditado el pago del mismo mediante la presentación, en el supuesto de domiciliación bancaria, del documento de presentación de la autoliquidación y el justificante de pago bancario, y en el caso de adeudo en cuenta, del NRC facilitado por la entidad bancaria que consta en el documento de autoliquidación.
No obstante, es preciso que el importe reconocido en esta resolución de costes definitivos calcule directamente la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación y el impuesto total a reconocer. De modo que Endesa pueda proceder a realizar el pago del impuesto y una vez acreditado se pueda proceder a su reconocimiento tal y como expresamente establece el artículo 36 del citado Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
A modo de resumen, la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia de costes totales de generación a reconocer a los titulares de las centrales, pertenecientes al grupo Endesa, para el ejercicio 2016, es la siguiente:
Adicionalmente a lo anterior, el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia recoge lo ingresos netos obtenidos provisionalmente por los grupos generadores pertenecientes al grupo Endesa, que provienen de:
a) Las liquidaciones definitivas del despacho de producción realizadas por el operador del sistema a partir de los ingresos obtenidos en el despacho de producción procedentes de la demanda. Conforme a la información remitida por el operador del sistema, el importe final de este concepto según la liquidación definitiva (C7 y C8) resulta ser de 599.269.261,51 euros.
b) La compensación extrapeninsular de las liquidaciones de las actividades reguladas determinadas conforme, con lo dispuesto en el régimen anterior al Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. La Comisión, como órgano encargado de la liquidación, reconoció 516.938.269,91 euros, de extracoste por este concepto al grupo Endesa.
c) La compensación extrapeninsular a cargo de Presupuestos Generales del Estado (PGE). Endesa ha percibido 516.938.269,91 euros en concepto de liquidaciones a cargo de PGE del año 2016 por su producción en los territorios no peninsulares en dicho ejercicio.
De acuerdo a todo lo anterior, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia propone en su informe INF/DE/126/17 una compensación pendiente de liquidar a las instalaciones titularidad de Endesa correspondiente al año 2016 de 24.101.349,67 euros.
Una vez analizada la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, así como la información adicional disponible, y las alegaciones presentadas en el preceptivo trámite de audiencia, cabe destacar el tratamiento de algunos conceptos de costes de forma adicional a lo referido por dicha Comisión en su propuesta:
a) Costes fijos de grupos pendientes de la resolución de parámetros:
Como se ha indicado, mediante Resolución de 5 de junio de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, se establecieron el valor reconocido de inversión, la vida útil regulatoria y los valores de la anualidad de la retribución por inversión para los años del 2014 al 2019 del grupo de generación de Ibiza 24, turbina de gas número 6B (RO2-0208). En dicha resolución se aprobó una cuantía como retribución por inversión para el ejercicio 2016 de 1.593.000,00 euros, siendo esta la cantidad recogida en la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
La retribución por costes fijos, dentro de la que se incluye la retribución por inversión, depende de la disponibilidad horaria de cada grupo. Por ello, se ha solicitado al operador del sistema el cálculo de las cuantías por costes de inversión pendientes de retribución para Ibiza 24 (RO2-0208) durante el año 2016. De acuerdo a la información aportada por ese operador, se reconocen 1.593.000,00 euros, como coste por este concepto en la presente resolución, cifra coincidente con la propuesta por la Comisión.
b) Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad:
Mediante Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, del 22 de octubre de 2020, se otorgó resolución favorable de compatibilidad y régimen retributivo adicional a los grupos Ibiza 25 (RO2-0209), Ibiza 26 (RO2-0210) y Punta Grande 19 (RO2-0212), ubicados en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
Estos grupos venían siendo despachados desde su puesta en servicio para garantizar la seguridad de suministro en los sistemas eléctricos aislados en los que están ubicados, percibiendo por la energía suministrada el precio del mercado en virtud de lo establecido en el apartado 2 de la disposición transitoria primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre. Adicionalmente, y atendiendo a la disposición transitoria séptima.5 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, que contempla 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, estos grupos han percibido desde su puesta en servicio y hasta el 31 de agosto de 2015 el reconocimiento de los costes de explotación en los que han incurrido durante dicho periodo. Este reconocimiento se ha materializado en las resoluciones de la Dirección General de Política Energética y Minas por las que se aprueban la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional correspondientes a los ejercicios 2014 y 2015.
En virtud de lo establecido en el apartado cuarto de la resolución de 22 de octubre de 2020, por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales de Endesa con régimen retributivo adicional correspondientes al ejercicio 2015, las cuantías que estén pendiente de retribución de los grupos Ibiza 25 (RO2-0209), Ibiza 26 (RO2-0210) y Punta Grande 19 (RO2-0212), en ejercicios en los que se haya aprobado la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación, se incluirán en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se apruebe la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación del primer ejercicio que se tramite. Por tanto, procede reconocer los costes de generación correspondientes al régimen retributivo adicional otorgado desde el 1 de septiembre de 2015 hasta el 31 de diciembre de 2016.
Con el fin de poder determinar esta cuantía se ha solicitado al operador del sistema mediante oficio de 23 de diciembre de 2020 que calcule las cuantías correspondientes, a excepción de la retribución por inversión, dentro de los costes fijos que forman parte del régimen retributivo adicional, en tanto no se establezca el valor de la inversión reconocida a estos grupos mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Los costes de generación, sin considerar la retribución por inversión, de los grupos Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19 entre el 1 de septiembre de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 calculados por el operador del sistema ascienden a 19.022.871,72 euros, siendo 9.263.147,58 euros correspondientes a los grupos Ibiza 25, Ibiza 26, y 9.759.724,14 euros al grupo Punta Grande 19.
Tal y como ha puesto de manifiesto el operador del sistema en el preceptivo trámite de audiencia a la presente resolución, a estos costes de generación de acuerdo al régimen retributivo adicional otorgado a los grupos de Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19, se deben descontar los importes percibido por estos grupos en la liquidación del operador del sistema, que ya habrían sido incluidos como costes en las liquidaciones efectuadas por dicho operador.
De esta forma, los costes de generación a añadir a los costes calculados por el operador del sistema en concepto del régimen retributivo adicional otorgado a los grupos Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19 serían 10.398.705,85 euros, correspondiendo 4.719.828,35 euros a los grupos de Ibiza y 5.678.877,50 euros al grupo de Punta Grande 19, quedando pendiente el reconocimiento de la retribución por inversión a estos grupos posteriormente a la aprobación del valor reconocido de inversión y los valores de la anualidad de la retribución por inversión por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
c) Corrección del cálculo del coste de O&M por arranque de los CCGTs:
Como se ha indicado anteriormente, Endesa solicita el reconocimiento de una cantidad adicional en concepto de coste de operación y mantenimiento asociados al arranque (parámetro «d») de los ciclos combinados, debido a que, a su parecer, el operador del sistema no está aplicando correctamente los valores establecidos en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
Esta cuestión se aborda en los informes de inspección que realiza la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, y también en su informe INF/DE/126/17. En los anteriores se señala que el operador del sistema emplea una metodología robusta y que responde a la realidad física de lo que se retribuye en los arranques de los ciclos combinados, empleando los parámetros del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
No obstante lo anterior, en ejercicios pasados se detectó una situación particular que podría suponer una sobre corrección de este coste no justificada, no mermando, en todo caso y de forma general, la robustez de la metodología empleada.
Se trata de la secuencia en la que un ciclo combinado parte del modo estable 2 × 1, cambia a modo 1 × 1 + 1, y nuevamente se programa en el modo de funcionamiento 2 × 1. En virtud de los valores del parámetro «d» recogidos en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y el concepto de coste adicional debido al arranque, estas transiciones no supondrían ningún coste adicional por arranque a reconocer, sin embargo, se produce una corrección (coste negativo) equivalente al parámetro «d» asociado al arranque de una turbina de gas.
Para analizar los casos en los que se producía esta corrección se ha solicitado al operador del sistema, mediante oficio de 23 de diciembre de 2020, registro horario de los costes por operación y mantenimiento asociados al arranque de los ciclos combinados durante el año 2016. Cabe destacar que se ha analizado principalmente, pero no exclusivamente, la secuencia anteriormente descrita, así como aquellos casos en los que esta corrección (coste negativo) se había aplicado posteriormente a un desacoplamiento debido a averías de los grupos.
Tras la revisión de la información, así como la proporcionada por Endesa en el preceptivo trámite de audiencia, resulta el reconocimiento de costes de operación y mantenimiento asociados al arranque de los ciclos combinados durante el año 2016 de 162.453,30 euros adicionales para los ciclos de Baleares y 115.596,50 euros para los ciclos de Canarias, con el siguiente desglose:
d) Retribución por operación y mantenimiento a grupos con alta indisponibilidad:
El artículo 29.3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, establece que la anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo de los grupos que presenten indisponibilidades totales, tanto programadas como fortuitas, en un año superiores al 30 por ciento de las horas será nula para ese año, resolviendo la nulidad de esta retribución el Director General de Política Energética y Minas, previo trámite de audiencia, en la resolución por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional.
De acuerdo a lo dispuesto en el anterior artículo, el operador del sistema envió en fecha 27 de abril de 2017 el listado de los grupos que presentaron indisponibilidades totales superiores al 30 % en 2016.
Los grupos incluidos en el anterior listado titularidad del grupo Endesa son Candelaria 3 diésel 1, Candelaria 4, diésel 2, Candelaria 6 diésel 3, y El Mulato, no habiendo percibido ninguno de ellos retribución por operación y mantenimiento fijo dentro de las liquidaciones realizadas por el operador del sistema. Por tanto, no procede ninguna corrección en la retribución de los grupos por alta indisponibilidad durante el año 2016.
e) Aplicación del factor de corrección por factura de combustible:
El Real Decreto 738/2015, de 31 de julio establece en el artículo 31.2 que dentro de la retribución por combustible como parte de la retribución por costes variables para las instalaciones categoría A, se debe considerar un factor de corrección por factura de combustible.
Este factor de corrección por factura de combustible será nulo si la retribución por combustible del grupo es inferior al coste adquisición de combustible de dicho grupo, y será la semidiferencia entre el coste de adquisición de combustible de dicho grupo y la retribución por combustible del grupo obtenida en el resto de supuestos.
Asimismo, en su artículo 72.3 dispone que esta corrección por factura de combustible se aplicará en la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia previa a las resoluciones de la Dirección General de Política Energética y Minas por las que se aprueban la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional.
De acuerdo con lo anterior, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia incluye en su propuesta la aplicación de la Resolución de 17 de julio de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece la metodología de reparto del coste de adquisición de combustible de los grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares para definir el factor de corrección por factura de combustible, para el año 2016. De acuerdo a la información recogida en el documento INF/DE/126/17, la Comisión incluye en concepto de factor de corrección por factura de combustible la cuantía de –13.940.494,09 euros.
No obstante, la revisión y reevaluación de la anterior cantidad, aplicando lo recogido en la citada Resolución de 17 de julio de 2019, considerando aquellos costes asociados a la retribución por combustible que son aprobados en la presente resolución, resulta un factor de corrección a aplicar de –800.046,75 euros en los grupos de Baleares, –9.345.897,53 euros en los grupos de Canarias, y –3.387.203,31 euros en los grupos de Ceuta y Melilla.
Adicionalmente, en relación a los costes y a los ingresos calculados por el operador del sistema y recogidos en el informe INF/DE/126/17 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resulta necesario eliminar tanto los costes como los ingresos calculados para la instalación El Palmar diésel móvil 2, al no disponer esta instalación de régimen retributivo adicional.
Finalmente, cabe destacar que en el trámite de audiencia, el operador del sistema ha puesto de manifiesto que los costes por financiación del OS que se indicaban en la propuesta no incluían la corrección de un importe correspondiente a 2016 facturado en febrero de 2017, coste que se ha de añadir como costes reconocidos en las siguientes cuantías:
Por otra parte, dentro de las alegaciones presentadas por Endesa adicionalmente a lo expuesto, se solicita el reconocimiento del mix de combustible en los grupos de Punta Grande 2, 3 y 7 (diésel 1, 2 y 3). A este respecto, los grupos Punta Grande 2, 3 y 7 tienen como combustible autorizado fueloil 0,73 %. El consumo de gasoil en lugar de fueloil 0,73 % supone un cambio en el combustible autorizado que debe ser reconocido por la Dirección General. En tanto no exista esta autorización, no procede el reconocimiento de costes adicionales.
Con el cambio en los conceptos de costes de generación reconocidos se ha de recalcular la cuantía del impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica, cuya cuantía es el siete por ciento de los citados costes de generación de liquidación, ascendiendo a 116.847.605,38 euros.
La liquidación-compensación definitiva se calcula para el año 2016 como diferencia entre los costes de generación reconocidos a los generadores afectados en territorios no peninsulares conforme a la normativa y los ingresos obtenidos provisionalmente.
Como ya se ha indicado, los ingresos netos obtenidos provisionalmente por estos generadores provienen de:
‒ Las liquidaciones definitivas del despacho de producción para los grupos con régimen retributivo adicional 599.268.947,50 euros, al eliminar los ingresos percibidos por el grupo El Palmar diésel móvil 2.
‒ La compensación extrapeninsular de las liquidaciones de las actividades reguladas: 516.938.269,91 euros.
‒ La compensación extrapeninsular a cargo de Presupuestos Generales del Estado 2016: 516.938.269,91 euros.
En virtud de lo anterior, los ingresos netos totales recibidos por las instalaciones titularidad del grupo Endesa en los territorios no peninsulares en el año 2016 alcanzan un total de 1.633.145.487,32 euros, todo ello de acuerdo con la documentación aportada por el operador del sistema y la que obra en poder de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
En su virtud, esta Dirección General de Política Energética y Minas, resuelve:
Aprobar a los grupos titularidad de Endesa las siguientes cuantías adicionales a las incluidas en las liquidaciones del operador del sistema para el año 2016:
a) De conformidad con lo establecido en la Resolución de 26 de julio de 2017, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se fijan los precios definitivos del combustible gas natural del primer y segundo semestre de 2016 a aplicar en la liquidación de cada grupo generador en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares para dicho período, se reconoce la cantidad de 34.604.651,23 euros en concepto de componente fijo del precio de gas natural correspondiente a los meses septiembre a diciembre de 2016.
b) De conformidad con lo establecido en la Orden IET/575/2016, de 7 de abril, por la que se acuerda el reconocimiento de las repercusiones económicas derivadas de la adopción de medidas temporales y extraordinarias para garantizar la seguridad del suministro en la isla de Formentera, se reconocen 2.332.160,00 euros por la instalación de grupos de emergencia en dicha comunidad.
c) De conformidad con lo establecido en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se aprueba la cuantía de 4.557.906,24 euros en concepto de costes debidos a mezclas de combustibles.
d) En virtud a lo establecido en el artículo 36 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, en relación con la retribución por otros costes operativos se aprueba la cuantía de 6.327.066,90 euros por la retribución por costes debidos a peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica. euros.
e) En virtud a lo establecido en el artículo 36 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, en relación con la retribución por otros costes operativos se aprueba la retribución por costes debidos a los pagos efectuados para la financiación del operador del sistema 1.741.400,91 euros.
f) En virtud a lo establecido en el artículo 36 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, en relación con la retribución por otros costes operativos se aprueba la retribución por costes debidos al Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica derivado de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad que asciende a 116.847.605,38 euros. Esta cuantía queda condicionada a la justificación previa de realización de pago en la Agencia Tributaria.
g) De conformidad con lo dispuesto en la disposición transitoria tercera del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, que establece que, adicionalmente, el precio del combustible incluirá, en su caso, los costes derivados de la aplicación del impuesto especial sobre el carbón y del impuesto sobre hidrocarburos definidos en la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales, se aprueba la cantidad de 27.513.866,20 euros correspondientes a impuestos especiales sobre combustibles.
h) De acuerdo a la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de fecha 5 de junio de 2019, por la que se aprueban entre otros, los valores de la anualidad de la retribución por inversión para los años del 2014 al 2019 del grupo generador Ibiza 2014 (RO2-208), y con la información proporcionada por el operador del sistema, se reconocen los costes por este concepto para el año 2016, que ascienden a 1.593.000,00 euros.
i) De conformidad con lo establecido en el apartado cuarto de la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, del 22 de octubre de 2020, se otorgó resolución favorable de compatibilidad y régimen retributivo adicional a los grupos Ibiza 25 (RO2-0209), Ibiza 26 (RO2-0210) y Punta Grande 19 (RO2-0212), ubicados en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, se reconocen los costes de generación adicionales correspondientes al régimen retributivo adicional otorgado desde el 1 de septiembre de 2015 hasta el 31 de diciembre de 2016 a estos grupos, a excepción de la retribución por costes de inversión, que asciende a 10.398.705,85 euros.
j)