BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 18 Viernes 21 de enero de 2022 Sec. III.   Pág. 6948
III. OTRAS DISPOSICIONES
MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA
Y EL RETO DEMOGRÁFICO
993 Resolución de 14 de enero de 2022, de la Dirección General de Política 
Energética y Minas, 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 para los grupos titularidad del grupo Endesa 
correspondiente al ejercicio 2016.
I
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  e.
presupuestación,  reconocimiento,  liquidación  y  control  de  los  extracostes  de  la  w.b
producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no  3w
mpeenciannsuislmaroe.s  con  cargo  a  los  Presupuestos  Generales  del  Estado,  desarrolla  este
ReaEl nD ereclraectioó n7 3c8o/n2 0e1l 5p,r odcee d3im1 ideen toju dlioe.  liDquei daaccuieórnd, oe satlá  mesistmabole, ceild oo peenr aedl oarr tdíceul los i7st2e mdeal 
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,  e.e
tanto en la determinación del precio del producto, del coste de logística, como en la  b
determinación del precio de combustible gas natural de acuerdo al método establecido  w
elan n aolr mOradtievna  IdTeC l/o1s5 5s9is/t2e0m1a0s,  deelé c11tr icdoes j uinnsiou,l aproers  lya  eqxutera spee nreingsuulalanr edsif.erentes aspectos de
del Acosmimbisumstoib,l ela i ndcislupiorás,i ceiónn s tur acnassitoo,r ilao st ecrocsetreas  edsetaribvlaedcoes q duee ,l aa daipcliiocnaaclimóne ndteel,  ieml ppureesctioo 
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.
II
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. s
Los costes de generación ajustados a los que hace referencia Endesa, son los  e.
siguientes: w.
––  MEfoedcitfoic aacctióuna lizdaec iólons d ec opsatreásm  eptoror sa preranndqieunetse,s  e(pnr erceiolasc dióen  copmorb uusnti bllaed).o  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.
III
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  es
fijados  en  el  citado  real  decreto  738/2015,  de  31  de  julio  y  las  actualizaciones  bo
correspondientes aprobadas por resolución. El importe total de los costes para las  w
cmdeeiln loptArnradoeliedcssui od ctnecita iueóllmunar reoiCdnsa7t.ed ,y  d eeCnl 8 gs rurue papolrio zEpanuddeaessst aap  olcaro  reCrle osomppioesnrióadndie onrret eadslei zla a s laiussnt ealimq vuaai dlaoasrcaciocieinónends e dd eae  l l1od.se4 s7cp6oa,s5cth9eo1s    OE-A-2022-99able en https://
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  s
real decreto, por lo que no resultaría procedente el reconocimiento de ninguna cantidad  oe.
por este concepto. w.
inspOFeictnrcoaióslm nce onfsutteee,rs o canaj ubspetua eddsoetsos:sta cdaer   qmuaen ifeiens toe l pporor cEesnod edsae   aolterogsa ccioonsetess  ad ela sg eancetarasc iódne   OE-A-2022-99able en https://
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  oe.
Decreto  738/2015,  de  31  de  julio,  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la  w.
Competencia propone aprobar, una vez inspeccionadas las cuantías, la retribución por la  3w
cinasrtáaclatecri ótne mdpeo rpaol tye necxiatr acoordminoa rcioo,n saeccounesnecjaiad adse p olar  rnaezcoenseids adde  dsee gaudriodpatda rd em esudmidainsis tdroe 
qeustea sa scceinetnradlee sa  d2u.r3a3n2t.e1 6su0  eexuprolost apcoiór nlo.s costes en los que han incurrido los titulares de  BOE-A-cable e
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. e
El artículo 19 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, basándose en el artículo 2  bo
de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, define las nuevas inversiones como aquellas  w
enanoco  aemA lf seirnietmiagdliiaisszsmtar ro«o  sp,a uoed rvnm ir deienanli  soúptvtrriaael ctcrieiviótgoanu d,dl oame t oroienrdiasailft» iacd.laaeccciiróoennt oeo s 7 md3ee8j /o2pr0rao1 dd5ue csl cerie óennsd tdiamebi leeenncteeo r gedílea  p uernolé cgcetrdruiicpmaoi, e ivnnastoyc ardi toeo    OE-A-2022-99able en https://
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  e.
en el caso de adeudo en cuenta, del NRC facilitado por la entidad bancaria que consta  w.
en el documento de autoliquidación. 3w
definNitoiv oosb sctaanlctuel,e  eds irpercetacimsoe nqteu el ae lc uimanptoíart ed ereficnoitnivoac iddoe  elons  ecsotast erse sdoelu cgióenn edraec icóons tdees 
rlieqauliidzaacr ióenl  yp aegl oim  pdueel stiom ptouteasl toa  rye counnoac evre. zD ea cmreoddiota dqou e sEe ndpeusead ap uepdroac epdroecr edae rs ua   BOE-A-cable e
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:
Propuesta de la CNMC Total (euros)
Costes de generación OS. 1.476.590.554,47
Actualización de los precios de combustible. 0,00
Costes arranques pruebas. 0,00
Costes O&M por arranque (parámetro «d») CCGTs. 0,00
Coste O&M por arranque de los CCGTs. Error cálculo del cambio de modo. 0,00
Coste por componente fijo gas natural. 34.604.651,23
Costes de generación OS ajustados. 1.511.195.205,70
Costes fijos de grupos pendientes reconocimiento parámetros (Ibiza 24). 1.593.000,00
Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad (Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19). 0,00
Coste de medidas extraordinarias (Grupos de alquiler). 2.332.160,00
Coste por mezclas de combustibles. 4.557.906,24
Coste por peajes de generación. 6.327.066,90 (*)
Coste por financiación del OS. 1.661.139,50
Coste por nuevas inversiones. 0,00
Factor de corrección por factura de combustible. -13.940.494,09
Coste de tributos derivados de la Ley 15/2012. 143.521.166,77
Impuestos especiales combustible. 27.513.866,20
Impuesto sobre el valor de la producción. 116.007.300,57
Costes adicionales al cálculo del OS. 146.051.945,32
Costes totales a reconocer. 1.657.247.151,02
(*) Suma de los valores recogidos por la CNMC en el cuadro 9 de su informe INF/DE/126/17, ligeramente superior de lo señalada en el texto del mismo.
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  e.
Decreto  738/2015,  de  31  de  julio.  La  Comisión,  como  órgano  encargado  de  la  w.b
liquidación, reconoció 516.938.269,91 euros, de extracoste por este concepto al grupo  3w
Endce)s a.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.
IV
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  e
Política Energética y Minas por las que se aprueban la cuantía definitiva de los costes de  bo
generación  de  liquidación  para  las  centrales  que  tengan  reconocido  un  régimen  w
retriEbunt ivviort uadd icdieo nloa l ecsotrarebslepcoidnod ieennt eesl  aap loasrt aedjeor ccicuiaorsto 2 0d1e4 l ay  r2e0s1o5lu.ción de 22 de octubre
ldiqeu i2d0a2c0ió, np orp alara q uela ss e caepnrtureableas  la dceu anEtníad edseafi nitcivoan  deré lgoism ecno sterse trdibeu tgiveon eraacdiiócnio ndael 
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,  e
cambia  a  modo  1  ×  1  +  1,  y  nuevamente  se  programa  en  el  modo  de  bo
funcionamiento 2 × 1. En virtud de los valores del parámetro «d» recogidos en el Real  w
eDsetcarse ttora 7n3s8ic/i2o0n1e5s,  ndoe  s3u1p odned jruíalion,  nyi negl úcno nccoespteto a ddeic icoonsatle p aodr icairornaanlq udee baid ore caol naorrcaenr,q usein, 
eamsobcaiargdoo,  asl ea rrparnoqduuec ed eu unnaa  ctuorrbreincac iódne  g(acos.ste negativo) equivalente al parámetro «d»
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:
Denominación del Ciclo Combinado Costes adicionales reconocidos (€)
Granadilla, CC1. 0,00
Granadilla, CC2. 51.376,22
Barranco de Tirajana, CC1. 12.844,06
Barranco de Tirajana, CC2. 51.376,22
Total Canarias. 115.596,50
Son Reus, CC1. 0,00
Son Reus, CC2. 119.132,42
CA'S Tresorer CC1. 10.830,22
CA'S Tresorer CC2. 32.490,66
  Total Baleares. 162.453,30
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: oe.
El Real Decreto 738/2015, de 31 de julio establece en el artículo 31.2 que dentro de  3w
ilnas rteatlraibciuocnióens  pcoart ecgoomríbau Ast,i bslee  cdoemboe  pcaorntes iddeer alar  ruentr ibfaucctioórn  dpeo rc coorrsetcecsi óvna rpiaobrl efsa cptaurraa  ldaes 
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:
Costes 
Costes 
Financiación OS 2016 (€) Costes solicitados adicionales-
reconocidos
alegaciones
GESA-Baleares. 752.035,50 53.412,42 805.447,92
UNELCO-Canarias. 854.861,40 26.848,99 881.710,39
Endesa G-Ceuta y Melilla. 54.242,60 0,00 54.242,6
  Total. 1.661.139,5 80.261,41 1.741.400,91
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  e
fueloil 0,73 % supone un cambio en el combustible autorizado que debe ser reconocido  bo
por  la  Dirección  General.  En  tanto  no  exista  esta  autorización,  no  procede  el  w
recoCnoonc imeli ecnatom dbeio c oesnt elso sa dciocinocneapletoss. de costes de generación reconocidos se ha de
rceucyaal ccuulaarn tlaía  ceusa netlí as iedteel  ipmopr uceiesntoto s doeb relo se l cvitaaldoor sd ec olsat epsr oddeu cgceiónne rdaeci óenn edreg ílaiq euliédcatcriiócan,, 
ascendiendo a 116.847.605,38 euros.
V
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:
Primero.
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  e.e
por  costes  debidos  a  los  pagos  efectuados  para  la  financiación  del  operador  del  b
sistema 1.741.400,91 euros. w
de jfu) lioE, ne nvi rrtuedla cai ólon  ecsotna bllae criedtor ibeunc eiól na rptíocru loot r3o6s  dceol sRteesa lo Dpeercaretivtoo s7 3s8e/ 2a0p1r5u,e dbea  3la1 
reenterirbguíaci óenlé cptorirc ac odsetreivsa ddoe bdideo lsa  aapl liIcmapcuióens tdoe  slao bLreey  e1l5 /v2a0lo1r2 ,d dee  l2a7 p droed duicccieiómnb rdee,  dlae 
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)  De conformidad con lo establecido en el artículo 31.2 del Real Decreto 738/2015, 
de 31 de julio, así como lo establecido en la Resolución de fecha 17 de julio de 2019, de 
la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el método 
de asignación de los aprovisionamientos de combustible a cada uno de los grupos de 
generación de los territorios no peninsulares para definir el factor de corrección por 
factura de combustible de acuerdo al artículo 31 del Real Decreto 738/2015, de 31 de 
julio, se reconoce la aplicación del factor de corrección por factura de combustible 
durante los meses de septiembre a diciembre de 2016, por una cantidad que asciende a 
–13.533.147,59 euros.
k)  De  acuerdo  con  los  valores  establecidos  en  el  anexo  XII  del  Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, y la metodología empleada por el operador del sistema 
para  el  cálculo  de  los  valores  de  retribución  por  costes  variables  de  operación  y 
mantenimiento adicionales debidos al cambio de modo de los ciclos combinados, se 
reconoce un coste adicional por este concepto de 278.049,80 euros.
Segundo.
Aprobar la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación del año 2016 
para las centrales que tienen reconocido un régimen retributivo adicional de los grupos 
titularidad de Endesa que asciende a:
Ceuta y Melilla 
Euros Baleares GESA Canarias UNELCO Total grupo Endesa
Endesa
Los costes de generación de liquidación Operador del 
431.207.976,57 968.148.708,11 77.233.555,78 1.476.590.240,46
Sistema.
Coste por componente fijo gas natural. 34.604.651,23 0,00 0,00 34.604.651,23 e
Coste de medidas extraordinarias (Grupos de alquiler). 2.332.160,00 0,00 0,00 2.332.160,00 w.
CCoossttee  ppoorr  mpeeazjcelsa sd ed eg ecnoemrabcuisótnib.les. 42..001856..914366,,0200 4.403386..425747,,0705 120034..560562,,2945 46..535277..900666,,2940 2022-993n https://w
Coste por financiación del OS. 805.447,92 881.710,39 54.242,60 1.741.400,91
Ceuta y Melilla 
Euros Baleares GESA Canarias UNELCO Total grupo Endesa
Endesa
Impuesto sobre el valor de la producción (*). 38.254.730,46 73.007.269,75 5.585.605,16 116.847.605,38
Impuestos especiales combustible. 27.513.866,20 0,00 0,00 27.513.866,20
Coste de RRA pendiente (Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta 
4.719.828,35 5.678.877,50 0,00 10.398.705,85
Grande 19).
OyM por arranques de ciclos combinados. 162.453,30 115.596,50   278.049,80
OyM grupos con alta indisponibilidad. 0,00 0,00 0,00 0,00
Factor de corrección por factura de combustible. –800.046,75 –9.345.897,53 –3.387.203,31 –13.533.147,59
Ibiza 24. 1.593.000,00 0,00 0,00 1.593.000,00
  Total importes a añadir al cálculo del O.S. 115.288.172,92 74.812.288,36 2.560.803,64 192.661.264,92
   Costes de generación definitivos a reconocer Endesa. 546.496.149,49 1.042.960.996,47 79.794.359,42 1.669.251.505,38
(*) El reconocimiento de esta cuantía queda condicionado a la previa acreditación del pago del impuesto 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.
Tercero.
Aprobar la siguiente cuantía del extracoste de la actividad de producción en los 
sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares correspondiente al ejercicio 2016 de 
los  grupos  titularidad  de  Endesa,  obtenida  como  diferencia  entre  los  costes  de 
generación de liquidación indicados en el apartado anterior y los importes liquidados por 
el operador del sistema en el despacho de energía de estos sistemas:
Ceuta y Melilla 
Euros Baleares GESA Canarias UNELCO Total grupo Endesa
Endesa
Costes de generación definitivos a reconocer Endesa. 546.496.149,49 1.042.960.996,47 79.794.359,42 1.669.251.505,38
Ingresos por ventas de energía del despacho de 
206.890.094,26 373.406.702,29 18.972.150,95 599.268.947,50
generación.
Extracoste Endesa. 339.606.055,23 669.554.294,18 60.822.208,47 1.069.982.557,88
Extracoste Endesa con cargo al sistema eléctrico. 169.803.027,61 334.777.147,09 30.411.104,23 534.991.278,94
Extracoste Endesa con cargo a PGE. 169.803.027,61 334.777.147,09 30.411.104,23 534.991.278,94
Cuarto.
Aprobar la cuantía de la retribución pendiente de cobro con cargo al sistema eléctrico 
correspondiente a la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios 
no peninsulares de las empresas generadoras de Endesa para el año 2016, que son los 
que figuran en el siguiente cuadro:
Ceuta y Melilla 
Euros Baleares GESA Canarias UNELCO Total grupo Endesa
Endesa s
Extracoste con cargo al sistema eléctrico. 169.803.027,61 334.777.147,09 30.411.104,23 534.991.278,94 b
Liquidaciones de actividades reguladas realizadas. 136.408.306,71 347.939.268,43 32.590.694,77 516.938.269,91 3w
Cuantía pendiente cobro sistema eléctrico. 33.394.720,90 –13.162.121,34 –2.179.590,54 18.053.009,03
Quinto.
Aprobar la cuantía de la retribución pendiente de cobro con cargo a la cuenta 
diferenciada donde se ingresan los importes con cargo a Presupuestos Generales del 
Estado correspondiente a la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares de las empresas generadoras de Endesa para el año 2016, 
desagregadas de acuerdo con el cuadro siguiente:
Ceuta y Melilla 
Euros Baleares GESA Canarias UNELCO Total grupo Endesa
Endesa
Extracoste con cargo a PGE. 169.803.027,61 334.777.147,09 30.411.104,23 534.991.278,94
Liquidaciones con cargo PGE 2016 realizadas a Endesa. 136.408.306,71 347.939.268,43 32.590.694,77 516.938.269,91
Cuantía pendiente cobro con cargo PGE. 33.394.720,90 –13.162.121,34 –2.179.590,54 18.053.009,03
Sexto.
Las cuantías por retribución por costes de inversión correspondientes al año 2016 de 
los grupos Ibiza 25 (RO2-0209), Ibiza 26 (RO2-0210) y Punta Grande 19 (RO2-0212), 
serán introducidas como costes de generación en las cuantías definitivas de los costes 
de generación de liquidación de los territorios no peninsulares que se aprueben en los 
años sucesivos.
Séptimo.
La liquidación de la cuantía de la retribución pendiente de cobro con cargo al sistema 
eléctrico correspondiente a la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares de las empresas generadoras del grupo Endesa para el 
año 2016, aprobada en el apartado cuarto, se realizará en la primera liquidación de las 
Actividades Reguladas del Sector Eléctrico disponible correspondiente al ejercicio 2021.
Contra la presente resolución que no pone fin a la vía administrativa de acuerdo con 
lo dispuesto en el artículo 112 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento 
Administrativo Común de las Administraciones Públicas, podrá interponerse recurso de 
alzada ante el titular de la Secretaría de Estado de Energía, en el plazo de un mes a 
contar desde el día siguiente al de la publicación de la presente resolución.
Transcurrido dicho plazo sin haberse interpuesto el recurso, la resolución será firme a 
todos los efectos. Para el cómputo de los plazos por meses habrá de estarse a lo 
dispuesto en el artículo 30 de la citada Ley 39/2015, de 1 de octubre.
Madrid, 14 de enero de 2022.–El Director General de Política Energética y Minas, 
Manuel García Hernández.