BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 260 Jueves 1 de octubre de 2020 Sec. III.   Pág. 83148
III. OTRAS DISPOSICIONES
MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA
Y EL RETO DEMOGRÁFICO
11586 Resolución de 19 de septiembre de 2020, 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 correspondiente al ejercicio 2015, para los 
grupos titularidad del Grupo Endesa.
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, sistemas aislados y 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.
Adicionalmente, la disposición adicional décima establece que el régimen retributivo 
para la generación del anteriormente denominado régimen ordinario en los sistemas 
eléctricos aislados de los territorios no peninsulares que se desarrolle en aplicación de lo 
dispuesto en el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen 
directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de 
comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las 
desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y 
gasista y el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la 
estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad (esto es, la revisión del 
modelo retributivo que modifica el cálculo de los costes fijos y variables), será de 
aplicación a dichas centrales desde el 1 de enero de 2012.
Por otro lado, y 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  e.
anteriores. Para ello en la citada disposición adicional se establece la obligación de que  w.b
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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.
Las singularidades previstas por la citada Ley del Sector Eléctrico en estos territorios 
fueron objeto de desarrollo posterior 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, que entró en vigor 
el 1 de septiembre de 2015. Igualmente, este real decreto da cumplimiento al mandato 
previsto  en  el  Real  Decreto-ley  13/2012,  de  30  de  abril,  estableciendo  el  régimen 
económico de las instalaciones de producción en estos sistemas en virtud de lo previsto 
en el mismo, en el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio y en la Ley 17/2013, de 29 
de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los 
sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
En relación al procedimiento de liquidación, éste estaba regulado en el artículo 18 del 
Real  Decreto  1747/2003,  de  19  de  diciembre,  por  el  que  se  regulan  los  sistemas 
eléctricos insulares y extrapeninsulares y el capítulo IV de la Orden ITC/913/2006, de 30 
de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los 
combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los 
sistemas  eléctricos  insulares  y  extrapeninsulares  (actualmente  sistemas  eléctricos 
aislados  de  los  territorios  no  peninsulares),  vigente  a  estos  efectos  hasta  el  1  de 
septiembre de 2015.
Así,  se  regulaba  un  mecanismo  de  liquidación  del  coste  de  generación  a  las 
instalaciones de producción en el entonces denominado régimen ordinario (en adelante 
instalaciones de producción en régimen ordinario) en los sistemas eléctricos aislados de 
los territorios no peninsulares, en varias fases. En primer lugar, el operador del sistema 
procedía a una liquidación de la energía vendida en el despacho económico de cada 
sistema eléctrico aislado por las instalaciones de producción en régimen ordinario a los 
precios  medios  finales  peninsulares  de  cada  tipo  de  sujeto  comprador  en  dicho 
despacho. Posteriormente, la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia 
(CNMC) realizaba una liquidación-compensación provisional con carácter mensual de 
estas instalaciones, que completaba la liquidación anterior a partir de las previsiones de 
la  orden  de  peajes.  Finalmente  se  procedería  a  una  liquidación  definitiva  de  las 
instalaciones por años naturales. Para ello los interesados deberían solicitarlo a la 
Dirección General de Política Energética y Minas, indicando la cuantía que se demanda 
debidamente  acreditada.  La  Dirección  General  de  Política  Energética  y  Minas, 
anualmente, previo informe e inspección de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, procedería a aprobar la cuantía definitiva que determinase.
El  nuevo  procedimiento  de  liquidación  establecido  en  el  artículo  72  del  Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, resulta aplicable desde el 1 de septiembre de 2015. 
Análogamente al procedimiento anterior, 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 realiza liquidaciones provisionales con carácter 
mensual a partir de los cálculos de costes de generación de las instalaciones, 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  s
producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares se requerirá  oe.
resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. El procedimiento a  w.
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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.
Por su parte, la disposición transitoria séptima establece el método de determinación de 
los costes de generación de liquidación en estos territorios, desde el 1 de enero de 2012 y 
hasta la entrada en vigor del citado real decreto, de las centrales que tenían la condición de 
régimen ordinario hasta la entrada en vigor de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.
Los costes de generación de liquidación reconocidos a los generadores del antiguo 
régimen ordinario hasta el 1 de septiembre de 2015 están compuestos por las siguientes 
partidas:
a)  La retribución por combustible que está compuesta por la retribución por los 
costes variables de funcionamiento, retribución por costes de arranque asociados al 
combustible y la retribución por costes de banda de regulación,
b)  La 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.
c)  La retribución por costes de los derechos de emisión.
d)  La retribución por costes fijos que incluye tanto la retribución por inversión como 
por operación y mantenimiento fijo.
A  partir  del  1  de  septiembre  de  2015  y  de  acuerdo  al  artículo  31  del  Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, se añade como concepto retributivo por combustible el 
coste variable del factor de corrección por factura de combustible.
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, 
indicándose  en  el  anexo  XIV  que  la  anterior  disposición  transitoria  tercera  resulta 
igualmente aplicable para el año 2015 hasta la entrada en vigor del meritado real 
decreto, 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,  s
de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales. oe.
Por otro lado, la disposición transitoria segunda del Real Decreto 738/2015, de 31 de  6ww.
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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 2015.
Por otro lado, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre del Sector Eléctrico, en su artículo 7. 
Garantía del suministro establece que en el caso de que en los territorios no peninsulares 
se produjeran situaciones de riesgo cierto para la prestación del suministro de energía 
eléctrica o situaciones de las que se pueda derivar amenaza para la integridad física o la 
seguridad de las personas, de aparatos o instalaciones o para la integridad de la red de 
transporte o distribución de energía eléctrica, las comunidades o ciudades autónomas 
afectadas podrán adoptar las medidas previstas en la citada ley, siempre que se restrinjan 
a  su  respectivo  ámbito  territorial.  En  dicho  supuesto,  tales  medidas  no  tendrán 
repercusiones económicas en el sistema eléctrico, salvo que existiera acuerdo previo del 
Ministerio de Industria, Energía y Turismo que así lo autorice.
En virtud de lo anterior, el 30 de mayo de 2015 se publicó en el BOE la Orden 
IET/997/2015, de 27 de mayo, por la que se acuerda el reconocimiento de los costes en 
los que se incurra por el Gobierno Balear por la adopción de las medidas necesarias 
para garantizar el suministro en la isla de Formentera.
II
En cumplimiento de la normativa anteriormente expuesta, con fecha 21 de diciembre 
de 2016, Endesa, S.A., remitió al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital escrito 
solicitando la liquidación definitiva de los costes de producción incurridos en el año 2015 
por las instalaciones en los territorios no peninsulares titularidad de las empresas Gas y 
Electricidad Generación, S.A., (GESA), Unión Eléctrica de Canarias, S.A.U, (UNELCO) y 
Endesa Generación, S.A., todas ellas empresas del grupo Endesa, S.A.
En el citado escrito, Endesa, S.A., 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).
– Costes Guía de Isora.
– Costes por arranques para pruebas. e.e
– Coste de O&M por arranque (parámetro «d») CCGTs. b
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– Costes fijos de grupos pendientes de la resolución de parámetros.
– Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad. Bc
– Coste de medidas extraordinarias.
– Coste neto por derechos de emisión.
– 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 2015 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 30 de enero de 2017.
Con fecha 24 de marzo de 2017, 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 segunda y en la disposición 
transitoria 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, S.A. La CNMC 
ha realizado las inspecciones de los despachos de los sistemas eléctricos aislados 
gestionados por el operador del sistema para realizar las comprobaciones necesarias a 
las partidas de coste de la generación en régimen ordinario no recogidas por el operador 
del  sistema  en  sus  liquidaciones  y  que  han  sido  solicitadas  por  Endesa  para  su 
consideración en las compensaciones definitivas correspondientes al año 2015.
En fechas 30 y 31 de mayo, y 24 de octubre de 2017, el operador del sistema ha 
realizado, de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, las 
liquidaciones que dan lugar al cierre del año 2015 para las instalaciones de generación 
en los territorios no peninsulares.
Con fecha 21 de septiembre de 2018 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,  S.A., 
correspondientes al ejercicio 2015» (INF/DE/026/17), remitiéndolo a la Secretaría de 
Estado de Energía.
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 2015 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 a reconocer 
que  propone  para  las  centrales  titularidad  del  grupo  Endesa  asciende  a  1.690,914 
Millones de euros correspondiente a las liquidaciones del despacho de producción C6 y 
C7 realizadas por el operador del sistema.
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  e.e
liquidados por el operador del sistema, como otros costes a añadir a los anteriores, a fin  b
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a)  Costes de generación ajustados. Precios de combustible y costes de Guía de
Isora. Entre las observaciones que recoge el informe de la Comisión se destaca que los
informes de inspección confirman que, como consecuencia de las últimas reliquidaciones 
del ejercicio 2015 realizadas por el operador del sistema en 2017, no es procedente el 
reconocimiento de los costes solicitados por Endesa en concepto de actualización de 
precios de combustible, así como por costes de la instalación Guía de Isora, al estar 
ambos reconocidos en las liquidaciones de cierre efectuadas por el operador del sistema 
en aplicación de lo dispuesto en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
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.
O&M por arranque (parámetro «d») CCGTs. Por otra parte, dentro de los costes de 
generación ajustados, Endesa solicita en su escrito del 21 de diciembre de 2016, 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 CNMC señala que en las liquidaciones realizadas por 
el operador del sistema se han considerado los valores que figuran en el 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 21 de diciembre de 2016, y tampoco se plantearon durante 
la visita de inspección. De la información adicional solicitada por la Comisión para valorar 
estos costes en el trámite de alegaciones a las actas de inspección, en el informe se 
concluye lo siguiente:
– Corrección del cálculo del coste de O&M por arranque de los CCGTs. Error en la 
rutina de cálculo del coste de O&M por arranque en los modos de estado.
Los  informes  de  inspección  indican  que  el  operador  del  sistema  emplea  una  e.
metodología robusta y que responde a la realidad física de lo que se retribuye en los  w.b
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En su propuesta, la Comisión reconoce 12.182.882 euros como coste adicional en 
concepto de componente fijo del precio de gas natural, de acuerdo a lo establecido en la 
Resolución de 19 de junio de 2017, de la Dirección General de Política Energética y 
Minas por la que se fijan los precios definitivos del combustible gas natural del segundo 
semestre de 2015 a aplicar en la liquidación de cada grupo generador en los sistemas 
eléctricos de los territorios no peninsulares para dicho período, al confirmar que esta 
cantidad no ha sido incorporada en las liquidaciones realizadas por el operador del 
sistema.
– Sobre la aplicación de la formulación contenida en el artículo 22 del RD 738/2015.
La aplicación del artículo 22 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se ha 
realizado de acuerdo a lo establecido, y no puede ser atendida la solicitud de Endesa de 
no aplicarlo en estos meses al ser contrario a la normativa vigente.
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 1.607.657 euros, frente a los 1.643.081 euros solicitados, en concepto 
de retribución por costes de inversión de la instalación Ibiza 24, Turbina de gas N.º 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 2015, no habiendo sido liquidados sus costes fijos por dicho operador al 
estar pendiente la publicación del valor reconocido a la inversión y sus parámetros.
Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad. Endesa solicita el 
reconocimiento  de  19.095.015  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 2015. En concreto, 
las instalaciones que se encuentran en esta situación son las turbinas de Gas Ibiza 25, 
Ibiza 26 y Punta Grande 19, pertenecientes a los sistemas eléctricos no peninsulares de 
Baleares y Canarias, respectivamente.
La Ley 17/2013, de 29 de octubre establece que las instalaciones que a fecha 1 de 
marzo de 2013 contaban con autorización administrativa pero no estaban inscritas en el 
Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente 
del Ministerio de Industria, Energía y Turismo requerirán, para tener derecho al régimen 
retributivo  adicional  destinado  a  la  actividad  de  producción  en  los  territorios  no 
peninsulares de resolución favorable de la Dirección General de Política Energética y 
Minas.
De  acuerdo  a  lo  establecido  en  la  disposición  transitoria  primera  del  Real 
Decreto  738/2015,  de  31  de  julio  las  solicitudes  de  resolución  de  compatibilidad 
presentadas al amparo de lo previsto en el apartado anterior serán tramitadas junto con 
las  solicitudes  que  se  presenten  a  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, procedimiento que a fecha de esta 
resolución no ha sido iniciado. Por ello, estas centrales no pueden tener aún ningún tipo 
de retribución por las inversiones realizadas.
Los informes de inspección confirman que Endesa presentó las correspondientes 
solicitudes de compatibilidad para los grupos anteriores en el plazo establecido en la 
Ley 17/2013, de 29 de octubre, pero no sería procedente el reconocimiento de ningún 
coste  adicional  por  este  concepto  en  tanto  no  se  obtenga  resolución  favorable  de 
compatibilidad.
Coste  de  medidas  extraordinarias.  De  conformidad  con  lo  establecido  en  la  e.
disposición transitoria séptima.5 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, la CNMC  w.b
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ad u1r.a4n7t8e. 4su9 7e xepulrootsa cpióonr .los costes en los que han incurrido los titulares de estas centrales
Coste neto por derechos de emisión. Endesa solicita el reconocimiento de 5.627.106 
euros  en  concepto  de  costes  por  derechos  de  emisión  de  CO2  adicionales  a  los 
liquidados por el operador del sistema, ya que conforme al Real Decreto 738/2015, de 31 
de julio, los costes de derechos de emisión se obtendrán como producto del precio 
medio de los derechos por las emisiones, calculadas éstas aplicando a la producción en 
barras de central (producción neta), y los factores de emisión del Plan Nacional de 
Asignación (PNA), definidos en base a la producción bruta (en bornes de alternador). Por 
tanto,  ambos  factores  están  referidos  a  unidades  distintas,  siendo  necesario  su 
referencia a la potencia en barras de central.
A este respecto, los informes de inspección confirman que los costes variables de 
generación  determinados  por  el  operador  del  sistema  ya  recogen  el  valor 
correspondiente a costes netos por derechos de emisión, en aplicación de la normativa 
vigente, por lo que no sería procedente el reconocimiento de ningún coste adicional.
Coste de mezclas de combustibles. Endesa solicita el reconocimiento de 8.618.522 
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 CNMC propone que se reconozcan 6.414.486 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 CNMC propone que se reconozcan 6.202.076 
euros por este concepto, cuantía ligeramente inferior a lo solicitado por Endesa.
Coste  de  financiación  del  operador  del  sistema.  La  CNMC  propone  que  se 
reconozcan 1.644.544 euros por este concepto, cuantía coincidente con lo solicitado por 
Endesa.
Coste de nuevas inversiones. Endesa solicita el reconocimiento de 31.012.596 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  e
este  apartado  en  tanto  no  exista  un  marco  económico  vigente  para  las  nuevas  bo
instalaciones o para las renovaciones de las existentes. 6w
de lEal  aLretyíc u1lo7 /21091 d3e, l dRee a2l 9D edcer eotoct u7b3r8e/ 2d0e1f5in, ed el a3s1  nduee jvualiso , inbvaesrásniodnoesse  ecno meol  aartqícuuellola 2s   2020-1158n https://w
aecno eml eretigdiasstr o« paodrm reinnisotvraactiivóon ,d me oindsiftiaclaacciióonn eos  mdeej oprrao dduecl crieónnd dimei eennteor gdíea  uenlé gctrruicpao,  ivnasycari too 
no a finalizar su vida útil regulatoria.
Asimismo,  en  el  citado  Real  Decreto  738/2015,  de  31  de  julio  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 CNMC indica que a fecha de esta resolución no procede 
reconocer coste adicional alguno por nuevas inversiones sobre grupos existentes.
Coste  de  tributos  derivados  de  la  Ley  15/2012.  La  CNMC  propone  que  se 
reconozcan 159.574.388 euros por este concepto, cantidad inferior a lo solicitado por Endesa.
El  importe  propuesto  por  la  Comisión  incluye  la  cantidad  de  27.973.059  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.
En este sentido, los informes de inspección señalaron un valor de 131.601.329 euros 
como importe satisfecho por Endesa por este concepto.
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, es la siguiente:
Propuesta de la CNMC Total (euros)
Costes de generación OS. 1.690.914.462 es
Actualización de los precios de combustible. 0 w.b
CCoosstteess  daerr aGnuqíuae dse p Irsuoerbaa.s. 00 2020-1158n https://w
Costes O&M por arranque (parámetro «d») CCGTs. 0
Coste O&M por arranque de los CCGTs. Error cálculo del cambio de modo. 0
Propuesta de la CNMC Total (euros)
Coste por componente fijo gas natural. 12.182.882
Aplicación formulación art. 22 del RD 738/2015. 0
Costes de generación OS ajustados. 1.703.097.344
Costes fijos de grupos pendientes reconocimiento parámetros. 1.607.657
Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad (Ibiza 25, Ibiza 26 y 
0
Punta Grande 19).
Coste de medidas extraordinarias (Grupos de alquiler). 1.478.497
Coste por derechos de emisión. 0
Coste por mezclas de combustibles. 6.414.486
Coste por peajes de generación. 6.202.076
Coste por financiación del OS. 1.644.544
Coste por nuevas inversiones. 0
Coste de tributos derivados de la Ley 15/2012. 159.574.388
Impuestos especiales combustible. 27.973.059
Impuesto sobre el valor de la producción. 131.601.329
Costes adicionales al cálculo del OS. 176.921.648
    Costes totales a reconocer. 1.880.018.992
IV
Posteriormente a la aprobación y notificación del informe INF/DE/026/17 con la 
propuesta de la CNMC de costes definitivos de las instalaciones de generación en los 
territorios no peninsulares de Endesa, el operador del sistema ha remitido un escrito al 
Ministerio para la Transición Ecológica en el que se incluye el impacto económico 
ocasionado  por  la  liquidación  excepcional  por  otros  motivos  (C7)  realizada  en  los 
territorios no peninsulares para los meses de septiembre a diciembre del ejercicio 2015.
Como resultado de esta liquidación excepcional, los costes de generación definidos 
en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, así como los ingresos provenientes del 
despacho de producción para algunas instalaciones de empresas titularidad de Endesa 
varían en relación con los valores con los que se elaboró la propuesta de la Comisión 
Nacional de los Mercados y la Competencia.
Por otra parte, la propuesta de resolución fue remitida a Endesa con fecha 1 de 
agosto de 2019, misma fecha en la que fue puesta a disposición de los interesados en la 
sección de participación pública de la web del Ministerio para la Transición Ecológica, 
(https://energia.gob.es/es-es/Participacion/Paginas/Index.aspx)  dando  cumplimiento  al 
trámite de audiencia previsto en la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento 
Administrativo Común de las Administraciones Públicas.
De  acuerdo  a  lo  anterior,  los  costes  de  generación  para  aquellas  instalaciones 
titularidad de Endesa con régimen retributivo adicional calculados por el operador del 
sistema tras la liquidación excepcional, teniendo en consideración las modificaciones  e
propuestas y nueva información aportada por el operador del sistema en el trámite de  bo
audiencia, ascenderían a 1.680.483.330,56 euros. 6w
que Asdei ctoiomnaa lmune nvatelo ar  dloif earnetnetreio ar,l  sreef earnidaoli zpaonr  ad icchoan tCinoumacisióiónn u enna  ssue rpiero dpeu ecsotsat:es para los  2020-1158n https://w
a)  Costes  fijos  de  grupos  pendientes  de  la  resolución  de  parámetros.  Se  ha
aprobado mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de  Bc
fecha 5 de junio de 2019, los valores de la anualidad de la retribución por inversión para 
los años del 2014 al 2019 de la instalación Ibiza 24, Turbina de gas N.º 6B (RO2‐0208).
Asimismo, la resolución del 30 de junio de 2017 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 correspondiente al ejercicio 2014 para los grupos titularidad del grupo 
Endesa, establecía en su apartado sexto que:
«…la retribución por costes de inversión correspondientes al año 2014 del grupo 
Ibiza  24  Turbina  de  gas  N.º  6B  (RO2‐0208),  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».
En virtud de lo anterior, 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 los años 2014 y 2015. De acuerdo a la información aportada por ese operador, 
se  reconocen  3.505.875,59  euros,  como  coste  por  este  concepto  en  la  presente 
resolución.
b)  Coste de grupos pendientes de resolución de compatibilidad. Endesa solicita el 
reconocimiento  de  19.095.015  euros  adicionales  en  concepto  de  coste  de  grupos 
pendientes de resolución de compatibilidad despachados por el operador del sistema 
durante 2015 para cubrir la demanda del sistema, en concreto, coste asociado a la 
operación de las turbinas de Gas Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19.
La Ley 17/2013, de 29 de octubre establece que las instalaciones que a fecha 1 de 
marzo de 2013 contaban con autorización administrativa pero no estaban inscritas en el 
Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente 
del Ministerio de Industria, Energía y Turismo requerirán, para tener derecho al régimen 
retributivo  adicional  destinado  a  la  actividad  de  producción  en  los  territorios  no 
peninsulares de resolución favorable de la Dirección General de Política Energética y 
Minas.
Asimismo, la disposición transitoria primera del Real Decreto 738/2015, de 31 de 
julio,  establece  que  las  solicitudes  de  resolución  de  compatibilidad  presentadas  al 
amparo de lo previsto en el apartado anterior serán tramitadas junto con las solicitudes 
que se presenten a 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, procedimiento que a fecha de esta resolución no ha sido 
iniciado.
Por otro lado, la disposición transitoria séptima.5 contempla que la retribución por la 
instalación de potencia como consecuencia de la necesidad de adoptar medidas de 
carácter temporal y extraordinario, aconsejadas por razones de seguridad de suministro, 
consistirá, para el periodo definido desde el 1 de enero de 2012 hasta el 31 de agosto 
de 2015, en el reconocimiento de los costes en que hayan incurrido los titulares de estas 
centrales durante su explotación.
Con  fecha  14  de  octubre  de  2016,  Endesa  ha  aportado  documentación  que 
considera adecuada para acreditar que estos grupos eran necesarios por seguridad de 
suministro  y  que  este  hecho  había  sido  reconocido  tanto  por  los  correspondientes 
gobiernos autonómicos como por el operador del sistema, por lo que procede reconocer 
los costes de las turbinas de Gas Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19, pertenecientes a 
los sistemas eléctricos no peninsulares de Baleares y Canarias, respectivamente. e
Con fecha 18 de octubre de 2016 el citado operador ha presentado sendos informes  bo
para  justificar  la  necesidad  de  los  citados  grupos  para  garantizar  la  seguridad  de  6w
sinufmorimniesstr os ee cno nloclsu ysei sqteume assin  elalé pcutreicsotas  eanis slaedrovisc iod ódned Ieb izsae  Thuarbni nain sdtea laGdaos.  nE.ºn 7 Adi cyh does   2020-1158n https://w
I(bDiizéas eTl u1rb1i)n ad edl es isGteams an .dº e7 BL adnezla rsoistete, meal  ídned icIeb izdae‐ Fcoorbmeerntuterara h yu bdieer aP uensttaa dGo ramnudye  p1o9r 
debajo del fijado durante el periodo 1 de enero de 2012 a 31 de agosto de 2015.
Añadiendo que, en ninguno de estos años se hubiera cumplido con la reserva necesaria 
para seguridad de la cobertura establecida en los procedimientos de operación de los 
territorios no peninsulares, comprometiendo con ello la capacidad del sistema para hacer 
frente a la cobertura de la demanda.
En virtud de lo anterior, procede el reconocimiento de los costes operativos en los 
que han incurrido estas centrales en el periodo del año 2015 hasta la entrada en vigor 
del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, periodo en el que sería de aplicación la 
disposición transitoria séptima.5.
Con el fin de poder determinar esta cuantía se ha solicitado al operador del sistema 
mediante oficio de 22 de noviembre de 2018 que calcule las cuantías de aquellos costes 
operativos que no habían podido ser incluidos en la liquidación de estos grupos, siendo 
contestada esta solicitud con fecha 19 de diciembre de 2018.
Los costes por operación de los grupos Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19 entre 
el 1 de enero y el 31 de agosto del año 2015 han sido valorados por el operador del 
sistema en 16.560.437,21 euros, siendo 11.529.643,97 euros correspondientes a los 
grupos Ibiza 25, Ibiza 26, y 5.030.793,24 euros al grupo Punta Grande 19.
c)  Corrección del cálculo del coste de O&M por arranque de los CCGTs. Los 
informes de inspección indican 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, de la revisión de las actas de inspección recogidas en el 
Anexo I del citado Acuerdo INF/DE/026/17, se ha detectado 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 2x1, 
cambia a modo 1x1+1, y nuevamente se programa en el modo de funcionamiento 2x1. 
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.
Tras la revisión de la documentación aportada por Endesa en el trámite de audiencia, 
la valoración de este aumento de costes de operación y mantenimiento asociados al 
arranque de los ciclos combinados durante el año 2015 por la anterior corrección es 
de 454.244,29 euros adicionales para los ciclos de Baleares y 25.688,11 euros para los 
ciclos de Canarias, con el siguiente desglose:
Denominación del Ciclo Combinado Corrección (€)
Son Reus CCGT2. 357.397
Son Reus CCGT1. 21.036
Cas Tresorer CCGT1. 21.660
Cas Tresorer CCGT2. 54.151
  Total Baleares. 454.244,29
Barranco Tirajana CCGT 1. 0
Barranco Tirajana CCGT 2. 0 s
Granadilla CCGT 1. 12.844 b
G  rTaontaadl iCllaa nCaCriGasT. 2. 25.1628.88,4141 2020-1158n https://w
Cabe  destacar  que  se  ha  analizado  principalmente  la  secuencia  anteriormente
descrita, en la que el ciclo combinado parte de un modo de funcionamiento estable 2x1,
y  en  la  que  los  cambios  de  modo  posteriores  no  venían  precedidos  de  un 
desacoplamiento debido a averías de los grupos, de acuerdo a lo establecido en 35.2 del 
Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
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 26 de enero de 2016 el listado de los grupos que presentaron indisponibilidades 
totales superiores al 30% en 2015.
De  los  grupos  incluidos  en  el  anterior  listado,  el  grupo  Jinamar  4,  diésel  3 
(RO2-0083)  percibió  retribución  por  operación  y  mantenimiento  fijo  dentro  de  las 
liquidaciones realizadas por el operador del sistema.
Con el fin de poder determinar la nulidad de la anterior retribución desde la entrada 
en vigor del meritado real decreto, se solicitó al operador del sistema en oficio de fecha 5 
de marzo de 2019 la indisponibilidad total, tanto programada como fortuita, del grupo 
Jinamar 4, diésel 3 (RO2-0083), entre los meses de septiembre a diciembre de 2015. De 
acuerdo a la respuesta de dicho operador del sistema de fecha 5 de marzo de 2019, la 
indisponibilidad del grupo Jinamar 4, diésel 3 (RO2-0083) entre el 1 de septiembre y 
el  31  de  diciembre  de  2015  fue  del  28%.  En  tanto  no  se  rebasa  el  umbral  de 
indisponibilidad  establecido  en  el  periodo  en  el  que  tuvo  efectos  el  Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, no procede declarar la nulidad de la retribución por 
operación y mantenimiento fijo del grupo Jinamar 4, diésel 3 (RO2-0083).
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,  aplicándose  esta 
corrección a partir del ejercicio 2015, año en el que entra en vigor el citado real decreto.
En el documento INF/DE/026/17 de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia «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, S.A., correspondientes al ejercicio 2015», no se incluye propuesta de corrección 
por  este  concepto,  no  existiendo  en  la  fecha  de  elaboración  del  anterior  informe 
metodología para asignación de los aprovisionamientos de combustible a cada grupo  s
para la determinación de este factor. oe.
Con fecha 17 de julio de 2019 se ha aprobado, a propuesta de la CNMC, resolución  w.
dgdeee n laaes rDaigcinrieóacncc ióidónen   dGleoe sln oetser ararli ptdoreori voPisso iolnítnoica amp Eeiennnientorsgsué ladticreea sc y o pmMabirnaua ssdti ebpfloeinr  iarla   ecqal udfeaa cs tueon reo s dtdeae b cleloocrser e gecrlcu mipóonés to pddoeor    2020-1158n https://w
fjualciotu.ra de combustible de acuerdo al artículo 31 del Real Decreto 738/2015, de 31 de  BOE-A-cable e
De la aplicación de la anterior metodología, considerando las alegaciones y la nueva 
información  aportada  por  Endesa  en  el  trámite  de  audiencia,  resulta  un  factor  de 
corrección a aplicar de 1.516.776,42 euros en los grupos de Baleares, 3.533.131,63 
euros en los grupos de Canarias, y 1.078.162,80 euros en los grupos de Ceuta y Melilla.
Finalmente, cabe destacar que en las alegaciones presentadas en el trámite de 
audiencia Endesa reitera las solicitudes de reconocimiento de costes ya referidas en el 
informe INF/DE/026/17 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 
sobre los siguientes conceptos:
– Aplicación de la formulación contenida en el artículo 22 del RD 738/2015. Se 
reitera que la aplicación del artículo 22 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se ha 
realizado de acuerdo a lo establecido, y no puede ser atendida la solicitud de Endesa de 
no aplicarlo en estos meses al ser contrario a la normativa vigente.
– Mix de combustible en Punta Grande 2, 3 y 7 (diésel 1, 2 y 3): 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.
– Costes asociados a pruebas de cumplimiento de normativa estatal: Endesa aporta 
información  solicitando  el  reconocimiento  de  costes  asociados  a  pruebas  de 
cumplimiento de normativa estatal, en concreto por medidas de emisiones que no han 
sido reconocidas por el operador del sistema.
Se ha realizado consulta al operador del sistema sobre la anterior información, 
respondiendo ese operador que 5 de los 7 acoplamientos reclamados ya habían sido 
retribuidos, no disponiéndose de información adicional sobre el resto de arranques y 
funcionamientos ajenos a despacho que permita el reconocimiento de costes adicionales 
asociados.
De acuerdo con lo anterior, no procede el reconocimiento de costes adicionales por 
este concepto.
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 131.780.423,03 euros.
V
La liquidación-compensación definitiva se calcula para el año 2015 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.
Los ingresos netos obtenidos provisionalmente por estos generadores 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, la liquidación 
extraordinaria para los meses de septiembre a diciembre (C6 y C7), y la información 
aportada en el trámite de audiencia, resulta ser de 802.802.463,50 euros.
b)  La  compensación  extrapeninsular  de  las  liquidaciones  de  las  actividades  s
reguladas  determinadas  conforme,  con  lo  dispuesto  en  el  régimen  anterior  al  Real  oe.
Decreto 738/2015, de 31 de julio. La CNMC, como órgano encargado de la liquidación,  w.
Eresctoacnd)o oc (LióPa G8 8Ec8o)..m 4E5pn9ed.n8es0sa4ac  ieóhunar  opsee,x rdtcreaib peidexontr ian5cs5ou0sl.a0ter0  6pa.o 7r2 ce3as rtegeuo cr oodsne ce enPp trcoeo sanulc pgeurpuetopst ood sEe  nlGdiqeeusnidaea.raciloens esd eal   2020-1158n https://w
cargo de PGE del año 2015 por su producción en los territorios no peninsulares en dicho
ejercicio. Bc
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 2015 alcanzan 
un total de 2.241.268.990,50 euros, todo ello de acuerdo con la documentación aportada 
por el operador del sistema y la que obra en poder de la CNMC.
De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 5 del Real Decreto 680/2014, de 1 de 
agosto, tal y como se ha indicado anteriormente, 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)  Una vez obtenidas las medidas definitivas correspondientes a cada una de las 
liquidaciones horarias del despacho que a estos efectos lleva a cabo el operador del 
sistema,  el  órgano  encargado  de  las  liquidaciones  elaborará  una  memoria  con  la 
propuesta de liquidación definitiva de conformidad con lo previsto en el artículo 3.2 b) del 
Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto, que será remitida a la Dirección General de 
Política Energética y Minas. La misma contemplará la determinación de la cuantía de la 
liquidación definitiva, ya sean a favor de los sujetos o de la Administración General del 
Estado.
A estos efectos, el órgano encargado de las liquidaciones podrá recabar tanto del 
operador del sistema como del resto de sujetos cuanta información sea precisa para la 
correcta verificación de los datos aportados.
b)  La  Dirección  General  de  Política  Energética  y  Minas,  sobre  la  base  de  la 
memoria y propuesta de liquidación definitiva enviada por el órgano encargado de las 
liquidaciones, 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 con la finalidad de que la liquidación definitiva sea objeto de 
auditoría  pública,  con  el  alcance  que  se  determine  en  el  correspondiente  Plan  de 
Auditorías.
c)  Una  vez  informado  de  forma  favorable  por  la  Intervención  General  en  los 
términos indicados en el apartado anterior 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  a  que  se  refiere  el 
artículo 3.2.b) del citado real decreto.
Con fecha 14 de noviembre de 2019 se remiten a la Oficina Nacional de Auditoría las 
propuestas de resolución anteriores a fin de realizar la auditoría pública establecida en el 
artículo 5 del Real Decreto 680/2014, habiéndose emitido informe definitivo en fecha 7 
de abril de 2020.
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 2015:
a)  De conformidad con lo establecido en la Resolución de 19 de junio de 2017, de 
la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se fijan los precios 
definitivos del combustible gas natural del segundo semestre de 2015 a aplicar en la  e.
liquidación de cada grupo generador en los sistemas eléctricos de los territorios no  w.b
psceoepnntcinieesmputbloar rede esa   dpcioacmrieapm dobincreehn odt eep  e2fir0joí1o 5dd.oe,l  sper erceioc odneo cgea lsa  ncaatnutriadla dc odrree s1p2o.1n8d2ie.n8t8e1 ,a9 0l oesu rmoes seens   2020-1158n https://w
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Gobierno Balear por la adopción de las medidas necesarias para garantizar el suministro 
en la isla de Formentera, se reconocen 1.478.497,00 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 6.414.486,00 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 6.202.076,00 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 1.644.544,00 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  131.780.423,03  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 27.973.059,00 
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), se reconocen los costes por este concepto para los 
años 2014 y 2015, que ascienden 3.505.875,59 euros.
i)  De conformidad con lo establecido en la disposición transitoria séptima.5 se 
reconoce  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 para el año 2015, hasta el 31 de agosto, que 
asciende a 16.560.437,21 euros por los costes en que han incurrido los titulares de los 
grupos Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19 durante su explotación.
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 2015, por una cantidad que asciende a 
-6.128.070,85 euros.
k)  De  acuerdo  con  los  valores  establecidos  en  el  Anexo  XII  del  Real  s
Decreto 738/2015, de 31 de julio, y la metodología empleada por el operador del sistema  oe.
para  el  cálculo  de  los  valores  de  retribución  por  costes  variables  de  operación  y  w.
rmeaconnteonciem iuenn tcoo satdei caidoincaiolensa l dpeobr iedsotse  acol nccaempbtoio d ed e4 7m9o.9d3o2 ,d4e0  elousr ocsi.clos combinados, se  2020-1158n https://w
Segundo.
Aprobar la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación del año 2015 
para las centrales que tienen reconocido un régimen retributivo adicional de los grupos 
titularidad de Endesa que asciende a:
Baleares Canarias Ceuta y Melilla Total
Euros
GESA UNELCO Endesa Grupo Endesa
Los costes de generación de liquidación Operador del Sistema. 503.946.595,37 1.092.312.782,85 84.223.952,34 1.680.483.330,56
Coste por componente fijo gas natural. 12.182.881,90 0,00 0,00 12.182.881,90
Coste de medidas extraordinarias (Grupos de alquiler). 1.478.497,00 0,00 0,00 1.478.497,00
Coste por mezclas de combustibles. 5.251.149,00 1.000.807,00 162.530,00 6.414.486,00
Coste por peajes de generación. 2.009.769,00 3.987.943,00 204.364,00 6.202.076,00
Coste por financiación del OS. 735.440,00 854.862,00 54.242,00 1.644.544,00
Impuesto sobre el valor de la producción (*). 42.718.845,71 82.771.593,68 6.289.983,64 131.780.423,03
Impuestos especiales combustible. 27.973.059,00 0,00 0,00 27.973.059,00
Coste de medidas extraordinarias (Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19). 11.529.643,97 5.030.793,24 0,00 16.560.437,21
OyM por arranques de ciclos combinados. 454.244,29 25.688,11   479.932,40
OyM grupos con alta indisponibilidad. 0,00 0,00 0,00 0,00
Factor de corrección por factura de combustible. -1.516.776,42 -3.533.131,63 -1.078.162,80 -6.128.070,85
Ibiza 24. 3.505.875,59 0,00 0,00 3.505.875,59
  Total importes a añadir al cálculo del O.S. 106.322.629,04 90.138.555,40 5.632.956,85 202.094.141,29
  Costes de generación definitivos a reconocer Endesa. 610.269.224,41 1.182.451.338,25 89.856.909,19 1.882.577.471,85
(*) 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 2015 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:
Baleares Canarias Ceuta y Melilla Total
Euros
GESA UNELCO Endesa Grupo Endesa
Costes de generación definitivos a reconocer Endesa. 610.269.224,41 1.182.451.338,25 89.856.909,19 1.882.577.471,85
Ingresos por ventas de energía del despacho de generación. 279.100.831,97 498.289.604,84 25.412.026,69 802.802.463,50
Extracoste Endesa. 331.168.392,44 684.161.733,41 64.444.882,50 1.079.775.008,35 es
Extracoste Endesa con cargo al sistema eléctrico. 165.584.196,22 342.080.866,71 32.222.441,25 539.887.504,17 w.b
Extracoste Endesa con cargo a PGE. 165.584.196,22 342.080.866,71 32.222.441,25 539.887.504,17 2020-1158n https://w
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 2015, que son los 
que figuran en el siguiente cuadro:
Baleares Canarias Ceuta y Melilla Total
Euros
GESA UNELCO Endesa Grupo Endesa
Extracoste con cargo al sistema eléctrico. 165.584.196,22 342.080.866,71 32.222.441,25 539.887.504,17
Liquidaciones de actividades reguladas realizadas. 222.156.319,00 609.989.043,00 56.314.442,00 888.459.804,00
Cuantía pendiente cobro sistema eléctrico. -56.572.122,78 -267.908.176,29 -24.092.000,75 -348.572.299,83
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 2015, 
desagregadas de acuerdo con el cuadro siguiente:
Baleares Canarias Ceuta y Melilla Total
Euros
GESA UNELCO Endesa Grupo Endesa
Extracoste con cargo a PGE. 165.584.196,22 342.080.866,71 32.222.441,25 539.887.504,17
Liquidaciones con cargo PGE 2015 realizadas a Endesa. 139.100.294,00 375.345.063,00 35.561.366,00 550.006.723,00
Cuantía pendiente cobro con cargo PGE. 26.483.902,22 -33.264.196,29 -3.338.924,75 -10.119.218,83
Sexto.
Las cuantías por retribución por costes de inversión, tanto de grupos nuevos como 
de grupos existentes, que eventualmente pudieran reconocerse 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  regulada  en  la  disposición  transitoria  primera  del  Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio 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  de  Endesa,  S.A.,  para  el 
año 2015, aprobada en el apartado cuarto, se realizará en la Liquidación Definitiva de las 
Actividades Reguladas del Sector Eléctrico correspondiente al ejercicio 2019.
Contra la presente resolución que no pone fin a la vía administrativa de acuerdo con  oe.
lo dispuesto en el artículo 112 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento  w.
aAcoldznmatdainar i sdaternastdteive eo el  lC tdiotíuamla súrin gd udeiee ln alta eSs a eAlc ddreemt alianrí isant ordatiefci cioEanscetióasnd P od úedb ellai c Eapnsre,e srpgeoínadt,re á er enins teoellr uppcoliaónzneo.r sdee r eucnu rmsoe sd ea   2020-1158n https://w
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, 19 de septiembre de 2020.–El Director General de Política Energética y 
Minas, Manuel García Hernández.
2020-1158n https://w