Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado
I
El paquete de medidas sobre energía limpia de la Unión Europea, en especial el Reglamento y la Directiva sobre el mercado de la electricidad, el Reglamento sobre la gobernanza y la Directiva sobre fuentes de energía renovables, establece líneas generales para permitir el despliegue a gran escala y la integración de fuentes de energía renovables.
En lo referente al almacenamiento, la Directiva 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE, establece en el Considerando 62 que, de forma general, los gestores de redes no deben poseer, desarrollar, gestionar o explotar instalaciones de almacenamiento de energía puesto que los servicios de almacenamiento de energía deben basarse en el mercado y ser competitivos, por lo que deben evitarse las subvenciones cruzadas entre el almacenamiento de energía y las funciones reguladas de transporte y distribución.
En línea con lo anterior, en el artículo 54 de la Directiva se prohíbe, con carácter general, la posibilidad de que los gestores de redes de transporte posean instalaciones de almacenamiento, si bien se prevén algunas excepciones.
Por otra parte, el artículo 66 de la meritada Directiva establece la posibilidad de solicitar una excepción a lo previsto en el citado artículo 54 sobre la propiedad de las instalaciones de almacenamiento de energía por gestores de red de transporte en el caso de instalaciones ubicadas en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. A tal efecto, el Gobierno de España ha presentado la solicitud de excepción a dicho artículo tal y como se publica en la página web de energía de la Comisión Europea.
Tal y como se justifica en la solicitud de excepción, la posibilidad de que el operador del sistema sea el titular de instalaciones de almacenamiento en los territorios no peninsulares se justifica en las necesidades que existen en estos territorios en lo relativo a la garantía de suministro, la seguridad de los sistemas aislados y el fomento de la integración de energías renovables.
En este sentido, y dentro de la normativa nacional, 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, dispone en su artículo 5 que las instalaciones de bombeo en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares que tengan como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, serán titularidad del operador del sistema, no estando limitada la titularidad de las instalaciones de bombeo en dichos territorios en otros supuestos distintos a los anteriores.
Por tanto, lo previsto en la meritada Ley sobre la titularidad de los bombeos que tengan como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, resultaría coherente con la posibilidad de excepción prevista en la Directiva 2019/944, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019.
II
La Ley 17/2013, de 29 de octubre, en su disposición transitoria segunda establece el régimen transitorio aplicable a determinadas instalaciones de bombeo para las que, a fecha 1 de marzo de 2013, se hubiera otorgado la concesión de aprovechamiento hidráulico o la autorización administrativa para la ejecución de instalaciones y que a la fecha de entrada en vigor de la citada ley no dispusieran de autorización de puesta en servicio.
De acuerdo a dicha disposición transitoria segunda, las empresas titulares de estas instalaciones de bombeo deberán presentar una propuesta de calendario de construcción junto con una serie de garantías, requisitos y obligaciones. El incumplimiento de cualquiera de los anteriores, y siempre que las instalaciones de bombeo tengan como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, supondrá la imposición, mediante orden ministerial, de la obligación a la empresa titular de estas instalaciones de transmitirlas al operador del sistema.
En esta situación se encontraba la instalación de bombeo reversible Chira Soria, para la que en 2011 la empresa Unelco Generación S.A. (en adelante Unelco), había resultado adjudicataria del concurso de concesión de las aguas embalsadas y de los vasos de las presas de Chira y Soria con fines hidroeléctricos por parte del Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria (CIAG).
Atendiendo a la disposición transitoria segunda de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, se estableció la obligación del traspaso de la instalación Chira Soria al operador del sistema mediante la Orden IET/728/2014, de 28 de abril, por la que se resuelve aceptar la renuncia presentada por Unelco a la ejecución de la Central Hidráulica Reversible de 200 MW de Chira Soria en Gran Canaria e imponerle la obligación de transmitir al operador del sistema el proyecto, y en su caso, las instalaciones de la referida central.
Por otra parte, 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, desarrolla algunos de los preceptos establecidos en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, entre los que se encuentran determinados aspectos de las instalaciones hidroeléctricas de bombeo. De forma particular, en su título VII establece el régimen económico y administrativo de las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema.
III
Como se ha indicado, la empresa Unelco había resultado adjudicataria del concurso de concesión de las aguas embalsadas y de los vasos de las presas de Chira y Soria con fines hidroeléctricos por parte del Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria (CIAG).
El proyecto previsto por Unelco constaba básicamente de una central hidroeléctrica reversible, de turbinación y bombeo, en Soria. Esta central turbinaría agua proveniente de la presa superior de Chira, cuando fuera necesario producir energía eléctrica, mientras que cuando existieran excedentes de generación renovable, bombearía el agua desde el embalse inferior de Soria, hasta el superior, de Chira, almacenando en éste último la energía en forma de energía potencial.
Además de la instalación de turbinación-bombeo entre las dos presas, entre los requisitos que establecía el pliego del concurso se encontraba la construcción de una desalinizadora capaz de generar un volumen anual mínimo de 1,8 Hm3, así como la impulsión y conducción necesaria hasta la Presa de Soria para la elevación de los volúmenes necesarios. Por tanto, el agua almacenada en las dos presas sería agua desalinizada, y sería también aprovechada, en parte para riego en la zona. El pliego contemplaba, adicionalmente, la existencia de unos cánones por el aprovechamiento de las presas existentes.
A solicitud de Endesa Generación, S.A, y atendiendo a la normativa sectorial en vigor cuando se produjo la adjudicación del concurso convocado por el CIAG, el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y la Orden Ministerial 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, la Dirección General de Política Energética y Minas dictó resolución de fecha 15 de marzo de 2012 por la que se establecen los parámetros retributivos provisionales y máximos de la central hidráulica reversible de 200 MW de Chira Soria en Gran Canaria.
Esta resolución se basaba en la información sobre los costes del proyecto de la central hidráulica reversible de Chira Soria que estaba promoviendo Unelco.
Sin embargo, tras la transmisión de la titularidad de la instalación al operador del sistema, ha sido necesario un profundo análisis del proyecto inicial con el fin de asegurar que el funcionamiento de la instalación prioriza los objetivos de garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables. En este sentido, el operador del sistema ha tramitado ante el órgano competente diversas modificaciones del proyecto para realizar las adaptaciones necesarias que permiten priorizar estos objetivos frente a la producción de electricidad.
De acuerdo con lo anterior, la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 15 de marzo de 2012 no resultaría adecuada en relación al establecimiento de parámetros retributivos máximos toda vez que se determinaron para una instalación con diferencias sustanciales del proyecto actualmente en tramitación, siendo necesario por tanto establecer las particularidades para esta nueva instalación.
Tal y como se ha expuesto, el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, establece el régimen económico y administrativo de las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema. Así, en el artículo 74.4 se dispone el procedimiento de asignación de titularidad con la siguiente dicción:
«4. Teniendo en cuenta los informes definidos en los apartados anteriores, el Consejo de Ministros declarará, en su caso, que la instalación de bombeo propuesta sea de titularidad del operador del sistema, al tener como finalidad principal la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares.
Una vez declarada por el Consejo de Ministros la necesidad de instalar bombeos de titularidad del operador del sistema conforme a lo establecido en el artículo 5 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se aprobará la potencia de la instalación, las particularidades de su retribución y los siguientes parámetros retributivos:
a) El valor de la inversión de la instalación en el año de su puesta en servicio, VIi, diferenciando las inversiones con distinta vida útil regulatoria. Este valor de inversión tendrá la consideración, en su caso, de valor estándar de la inversión de la instalación.
b) El valor unitario de operación y mantenimiento variable.
c) El valor unitario de la anualidad de costes de operación y mantenimiento fijos.
En ningún caso se podrán aprobar valores de la inversión de la instalación, valores unitarios de operación y mantenimiento variable, ni valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de la instalación que sean superiores a los especificados en la propuesta remitida por el operador del sistema al amparo de lo previsto en el apartado 1.5. Si transcurrido un periodo superior a un año desde la aprobación de la orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo de fijación de parámetros retributivos, no se hubiera dictado autorización administrativa y se hubieran producido circunstancias o hechos que alterasen las condiciones bajo las cuales se dictó la citada orden, el operador del sistema podrá solicitar la modificación de dichos parámetros.
A tal efecto, el operador del sistema remitirá solicitud motivada aportando en su caso una nueva propuesta de valor de inversión, de valor unitario de operación y mantenimiento variable y de valor unitario de la anualidad de costes de operación y mantenimiento fijos.»
En la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, la titularidad de la instalación Chira Soria ya recaía en el operador del sistema, por lo que el procedimiento de asignación de titularidad previsto en el artículo 74 no sería de aplicación, a estos efectos, para la instalación Chira Soria. Sin embargo, si resulta aplicable lo establecido en el citado artículo en relación con la aprobación por orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico de las particularidades de la instalación y de determinados parámetros retributivos, puesto que, como se ha indicado, la retribución provisional y máxima establecida mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 15 de marzo de 2012 no puede considerarse la retribución particular para la instalación Chira Soria cuya titularidad corresponde al operador del sistema.
IV
En fecha 14 de mayo de 2021 el operador del sistema ha remitido escrito a la Dirección General de Política Energética y Minas con una propuesta de retribución para la instalación de Chira Soria.
Como se ha señalado, el operador del sistema ha proyectado la construcción de una infraestructura energética de almacenamiento en Gran Canaria, partiendo del proyecto de instalación de Chira Soria inicialmente promovido por Unelco, en el cual se turbinaría agua proveniente de la presa superior de Chira, para su integración en el despacho de producción de energía eléctrica, y se bombearía el agua desde el embalse inferior de Soria, hasta el superior, para almacenar energía en forma de energía potencial cuando así sea requerido.
La instalación proyectada cuenta principalmente con una central hidroeléctrica de bombeo reversible, una estación desalinizadora de agua de mar (EDAM), y una línea eléctrica de evacuación.
La central, denominada Central Hidroeléctrica de Bombeo Chira Soria, tiene 200 MW de potencia nominal en turbinación y 220 MW en bombeo, y está totalmente construida en caverna subterránea. En ella se sitúan 6 turbobombas, 6 transformadores, convertidores electrónicos de potencia, subestación eléctrica en tecnología GIS para salida de línea de central y los sistemas auxiliares asociados.
La EDAM desaliniza el agua marina mediante tecnología de ósmosis inversa de 7.800 m3/día de capacidad.
Por último, la línea eléctrica de tensión a 220 kV, de doble circuito y denominada «Chira Soria - Santa Águeda», tiene una longitud de línea aérea aproximada de 14,9 kilómetros y una longitud de línea subterránea en galería aproximada de 2,8 kilómetros.
El modelo retributivo propuesto por el operador del sistema para esta instalación toma como referencia los modelos retributivos de otras actividades reguladas, incluyendo entre sus componentes una retribución por inversión, una retribución por operación y mantenimiento fijo y variable y un incentivo. Adicionalmente, propone la inclusión en una retribución anual asociada a la obra en curso, teniendo en consideración la inversión acumulada en el año anterior, y que sólo se percibiría hasta el año de puesta en servicio de la instalación.
En relación con la retribución por inversión, la propuesta presentada por el operador del sistema incluye una estimación del valor de la inversión de las partidas que componen la instalación, diferenciando las inversiones con distintas vidas útiles, así como una partida dedicada exclusivamente a los gastos iniciales que deberá afrontar, principalmente debido al llenado de los embalses previo a la explotación de la instalación.
Asimismo, recoge una propuesta de los valores unitarios de operación y mantenimiento variable, de los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de la instalación, que incluirían las pérdidas de agua que deben ser repuestas mediante la desalinizadora una vez puesta en marcha la instalación.
Una vez analizada y valorada la propuesta presentada por el operador del sistema, se inició la tramitación de una propuesta de orden ministerial para definir la retribución de la instalación de Chira Soria, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 74.4 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
Esta propuesta de orden fue publicada en la página web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico entre el 10 de febrero y el 4 de marzo de 2022 para la realización del preceptivo trámite de información pública, de conformidad con el artículo 26 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno.
Asimismo, se envió para informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de acuerdo con lo establecido en los artículos 5.2 a), 5.3 y 7, de la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Durante el trámite de audiencia el operador del sistema puso de manifiesto el aumento que había venido observando en las partidas asociadas al valor de la inversión del proyecto tras la propuesta de retribución presentada en fecha 14 de mayo de 2021. Este aumento se observa en las ofertas recibidas en los distintos procesos de licitación iniciados, y deriva de la situación de escalada de precios de materias primas. Por este motivo, solicitaba el establecimiento de un nuevo valor de inversión superior al recogido en su propuesta del 14 de mayo de 2021.
Por otra parte, con fecha 16 de junio de 2022, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia acordó emitir el «Informe a la propuesta de orden por la que se aprueba la metodología de cálculo de la retribución de la instalación hidráulica reversible de 200 MW de Chira Soria en Gran Canaria, titularidad del operador del sistema» (Referencia INF/DE/025/22).
En el citado informe señala la Comisión que el valor provisional de inversión que plantea la propuesta de orden sometida a audiencia actuaría como un valor estándar a los efectos de calcular el valor de la inversión reconocida de la central, y que la propuesta de orden de fijación de parámetros retributivos no podría aprobar valores superiores a los estimados en la propuesta remitida en su día por el operador del sistema, de acuerdo al artículo 74.4 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, con independencia de la posible variación experimentada en las condiciones que llevaron a su elaboración.
No obstante lo anterior, el artículo 68 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas establece en su apartado 3 que, en los procedimientos iniciados a solicitud de los interesados, se podrá recabar del solicitante la modificación o mejora voluntarias de los términos de aquella. De acuerdo con esto, se ha incorporado la información presentada por el operador del sistema en el trámite de audiencia a la propuesta de orden inicial como una mejora de su propuesta retributiva remitida en mayo de 2021.
Analizada y valorada toda la información presentada por el operador del sistema, mediante la presente propuesta de orden se establecen las particularidades de la retribución de la instalación de Chira Soria, así como los parámetros retributivos de la instalación de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 74.4 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
V
Esta orden se adecúa a los principios de buena regulación del artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas.
Respecto de la adecuación de la misma a los principios de necesidad y eficacia, se orienta a la consecución de establecer la retribución particular de la instalación de bombeo reversible de Chira Soria, en la isla de Gran Canaria.
La norma también garantiza la proporcionalidad dado que es la única medida que permite la aprobación y establecimiento de este marco retributivo.
La seguridad jurídica y la transparencia están garantizadas pues la aplicación de la misma se hace mediante el uso de valores y fórmulas de cálculo explícitas, con la definición de los parámetros revisables donde sea requerido. Del mismo modo, se ha llevado a cabo el preceptivo trámite de audiencia e información pública del proyecto de orden, a través de la página web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en aras de asegurar la transparencia durante la tramitación de la misma.
Por último, se cumple el principio de eficiencia en el sentido de que la presente orden se circunscribe a los objetivos buscados añadiendo las mínimas cargas necesarias y racionalizando la gestión de recursos públicos.
La propuesta de orden ha sido objeto de informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, aprobado por el Pleno a fecha de 16 de junio de 2022.
Esta orden ministerial se dicta al amparo de lo establecido en el artículo 149.1. 13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y de bases del régimen minero y energético, respectivamente.
Mediante Acuerdo de 28 de noviembre de 2022, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha autorizado a la Vicepresidenta Tercera del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a dictar esta orden.
En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dispongo:
Constituye el objeto de esta orden el establecimiento de la metodología de cálculo de la retribución de la instalación hidráulica reversible de Chira Soria en Gran Canaria, titularidad del operador del sistema.
Esta orden es de aplicación al operador del sistema, como titular de la instalación de bombeo Chira Soria ubicada en el subsistema eléctrico de Gran Canaria.
1. La retribución anual de la instalación Chira Soria estará compuesta por una retribución por inversión, una retribución por operación y mantenimiento fijo, por operación y mantenimiento variable, un incentivo a la actividad de almacenamiento y una retribución asociada a la fase de construcción, de acuerdo con la siguiente formulación:
Rn = RIn + ROMfn + ROMvn + In + Rcn
Donde:
Rn es la retribución anual de la instalación Chira Soria, para el año n, en euros.
RIn es la retribución por inversión en el año n de la instalación Chira Soria, en euros.
ROMfn y ROMvn son respectivamente las retribuciones por operación y mantenimiento fijo y variable en el año n, en euros.
In es el importe económico asociado a un incentivo o penalización fijado para la actividad de almacenamiento de energía eléctrica en el año n-1, en euros.
Rcn: Retribución anual asociada a la fase de construcción, en euros.
La anualidad de la retribución por inversión se compone de la retribución por amortización y la retribución financiera, y se calculará de acuerdo con la siguiente formula:
RIn = An + RFn
Donde:
An: Retribución por amortización de la inversión en el año n, expresada en euros.
RFn: Retribución financiera en el año n de la inversión, expresada en euros.
1. La retribución por amortización de la central se obtendrá como sumatorio de la amortización de cada partida i de inversión de la central (Ai), expresadas en euros, que a su vez se obtendrán a partir de los valores de inversión (VIi), de acuerdo con la siguiente formula:
Donde:
α: es el coeficiente que refleja el número de meses en el año n en los cuales se devenga retribución por amortización. Este coeficiente tomará el valor 1 para todos los años excepto el primero y el último de la vida útil regulatoria de cada partida, en el que su valor vendrá determinado por la siguiente fórmula:
Para el primer año de vida útil regulatoria, N es el número de meses completos comprendidos entre el día en el que se inicia la vida útil regulatoria de la instalación y el 1 de enero del año siguiente.
Para el último año de vida útil regulatoria de cada partida, el valor de N será igual al número de meses completos de ese año que restan hasta la finalización de la vida útil de dicha partida.
VIi: Valor de cada partida i de la inversión reconocida de la central, expresada en euros.
VUi: Vida útil de las diferentes partidas de la central, expresada en años.
2. El valor de la inversión reconocida VI será aprobado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas como suma del valor de la inversión reconocida a cada partida (VIi), a solicitud del operador del sistema tras la autorización de explotación de la instalación.
El valor de la inversión reconocida a cada partida (VIi) se calculará de acuerdo a lo establecido en el artículo 26 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, a partir del valor real de la inversión realizada debidamente auditada y de unos valores estándar de la inversión que se corresponderán con los valores provisionales recogidos en el artículo 6.
3. Para el cálculo de los valores de inversión reales se descontarán aquellos impuestos indirectos en los que la normativa fiscal vigente prevea su exención o devolución. También se descontarán en este cálculo las instalaciones financiadas y cedidas por terceros, y los conceptos que no sean susceptibles de ser amortizados, entre los que se encuentran los terrenos.
Asimismo, se descontarán las subvenciones percibidas de las Administraciones públicas en las partidas correspondientes. En el caso de no poder asignarse cuantías procedentes de subvenciones a partidas concretas, se descontarán las subvenciones en todas las partidas que componen la inversión de forma proporcional al valor de inversión reconocido para cada una.
4. Dentro de los valores de inversión se considerarán aquellos gastos que suponen una inversión inicial necesaria para la puesta en marcha de la central destinados a la adquisición de los volúmenes de agua necesarios para su funcionamiento, entre otros.
1. El valor provisional de la inversión se establece en 588.952.781 euros.
2. El valor provisional de cada partida, que será considerado como valor estándar a los efectos de lo indicado en el apartado 2 del artículo 5 así como la vida útil regulatoria de cada partida, serán los siguientes:
| Partidas-inversión |
Valor provisional de inversión (Euros) |
Vida útil regulatoria (Años) |
|---|---|---|
| Obra civil. | 313.296.298 | 65 |
| Equipos. | 187.824.198 | 25 |
| Otros (ingeniería, desarrollo). | 44.569.153 | 20 |
| Desaladora. | 25.512.630 | 25 |
| Gastos iniciales. | 17.750.502 | 5 |
| Total. | 588.952.781 |
1. La retribución financiera de la inversión de la central (RFn), expresada en euros, se calculará cada año n como:
Donde RFn-i es la retribución financiera de cada partida i, que se calcula aplicando la tasa de retribución (Trn) a la inversión neta de cada partida (VNIn_i), conforme a la siguiente formula:
a) Para todos los años de vida útil excepto el primero y el último:
RFn_i = VNIn_i * Trn
b) Para el primer y último año de la vida útil:
RFn_i = VNIn_i * [(1 + Trm)mes – 1]
Donde:
VNIn-i: Valor neto de la inversión de la partida i de la central en el año n, expresada en euros, y calculada como:
VNIn-i = VIi – (Aan-1)i
Siendo:
– VIi: Valor de cada partida i de la inversión reconocida de la central, expresada en euros con el mismo significado que el del artículo 5.
– (Aan-1)i: Amortización acumulada para cada partida hasta el año n-1 de la central, expresada en euros, que será la suma de la amortización anual An, definida en el artículo 5, de cada año desde el inicio de vida útil hasta el año n-1.
Trn: Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. La tasa financiera de retribución a aplicar se corresponderá con la tasa de retribución financiera establecida para cada periodo regulatorio para la actividad de producción en los sistemas eléctricos no peninsulares con régimen retributivo adicional, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
Trm: tasa de retribución financiera mensual equivalente a la tasa de retribución financiera anual, que se calculará mediante la siguiente expresión:
1. La anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo, ROMfn, expresada en euros, retribuirá los costes operativos de la instalación que son independientes de la producción, soportados por una empresa eficiente y bien gestionada, y vinculados a la operación y mantenimiento fijos por los siguientes conceptos: costes de personal, costes de mantenimiento y conservación, costes de seguros y costes de la desalinizadora. Asimismo, se incluirán los costes de operación y mantenimiento fijos de la línea de evacuación y posiciones blindadas que forman parte de la infraestructura de evacuación.
2. Esta anualidad se calculará como el producto de un valor unitario de la anualidad de retribución por operación y mantenimiento fijo, RUOMfn, y la potencia de la instalación, 200 MW.
3. Se establece como valor unitario de la anualidad de retribución por operación y mantenimiento fijo, RUOMfn, la cantidad de 51.500 euros/MW, cuantía a la que hay que añadir:
a) el valor unitario de operación y mantenimiento fijo de la línea de evacuación y posiciones blindadas que correspondan de acuerdo a la Orden IET/2659/2015, de 11 de diciembre, por la que se aprueban las instalaciones tipo y los valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento por elemento de inmovilizado que se emplearán en el cálculo de la retribución de las empresas titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica de la actividad de transporte de energía eléctrica.
b) el canon fijo de explotación de las presas. Este canon se establece en un valor anual de 6.423.089,43 euros.
1. La retribución por operación y mantenimiento variable, ROMvn, expresada en euros, se calculará para un periodo determinado a partir de un valor unitario anual y de las horas reales de funcionamiento, de acuerdo a la siguiente fórmula:
Donde:
VUOMbase: valor unitario anual base de operación y mantenimiento establecido para la instalación, expresado en euros/horas.
hm,n: valor medio del número de horas de funcionamiento en fase de turbinación y en fase de bombeo de los seis grupos que componen la central durante el año n.
Narrn: valor medio del número de arranques de los seis grupos que componen la central durante el año n. Se establece como máximo, a efectos retributivos, un valor de Narrn de 1.825 para años no bisiestos, y 1.830 para años bisiestos.
2. Se establece como valor unitario anual base de operación y mantenimiento VUOMbase, la cantidad de 235 euros/h.
3. La anualidad por operación y mantenimiento variable incluirá, además de la retribución calculada de acuerdo al punto 1 anterior, el importe equivalente al impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica derivado de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, así como, en su caso, los cargos que se reconozcan en la normativa en vigor.
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.
1. El operador del sistema podrá percibir anualmente un incentivo, In,, por la actividad de almacenamiento de energía eléctrica en el año n-1, cuyo cálculo se realizará de acuerdo a la siguiente fórmula:
Donde:
Renn-1: es la energía de origen renovable, en MWh, que es posible integrar en el despacho del sistema eléctrico aislado en el que se ubica Chira Soria en el año n-1, de acuerdo a los despachos diarios realizados por el operador del sistema.
Ren_sinn-1: es la energía de origen renovable, en MWh, que hubiera sido integrada en el despacho del sistema eléctrico aislado en el que se ubica Chira Soria en el año n-1, si no se hubiera instalado Chira Soria.
Objn-1: es el objetivo de integración de energía de origen renovable, en MWh, establecido para el año n-1.
Obj_sinn-1: es el objetivo de integración de energía de origen renovable, en MWh, establecido para el año n-1 en el sistema eléctrico aislado si no se hubiera instalado Chira Soria.
P_prevn-1: es la potencia de origen renovable prevista en el año n-1, en MW, en el sistema eléctrico aislado en el que se ubica Chira Soria.
Pn-1: es la potencia de origen renovable efectivamente instalada el 31 de diciembre del año n-1, en MW, en el sistema eléctrico aislado en el que se ubica Chira Soria.
I_maxn-1: es el valor máximo de retribución anual como incentivo por la actividad de almacenamiento, que se corresponderá con el 6% de la retribución por operación y mantenimiento fijo en el año n-1.
1. La retribución anual asociada a la fase de construcción Rcn, asociada a los costes de financiación durante la fase de construcción se percibirá durante los cinco primeros años tras la puesta en explotación de la instalación, a partir de una cuantía total Rc, y calculándose para cada año n, en euros, de la siguiente forma:
Donde:
Rc: Cuantía reconocida asociada a los costes financieros incurridos durante la fase de construcción, en euros.
k: Número de años transcurridos desde la puesta en explotación de la instalación. Este parámetro tomará el valor 1 para el año de inicio de explotación de la instalación y 5 el quinto año de explotación.
Trn: Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n, de acuerdo a lo señalado en el artículo 7.
2. El valor de Rc se reconocerá en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se establezca el valor de inversión reconocida (VI) de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 5, y será calculado a partir de:
– El valor de inversión real auditado.
– Las ayudas públicas y subvenciones percibidas.
– El calendario de costes incurridos recogido en el anexo.
– Como tipo de interés se utilizará un valor igual al de la tasa de retribución financiera vigente en cada año n establecida en el artículo 7.
Si en un año el volumen de inversión supera el del calendario de costes incurridos recogido en el anexo, se reconocerá, para ese año, exclusivamente el correspondiente al del calendario de costes incurridos arriba señalado.
Adicionalmente, si se produjeran retrasos en la puesta en servicio de la central por causas no imputables al titular, se podrían valorar dentro de la determinación de Rc los costes incurridos con posterioridad al calendario definido en el anexo, sin perjuicio del máximo establecido para los años recogidos en el citado anexo.
1. De acuerdo a lo establecido en los artículos 5.2 y 11.2, la Dirección General de Política Energética y Minas establecerá el valor de inversión reconocida (VI) y la cuantía reconocida asociada a los costes financieros incurridos durante la fase de construcción (Rc) aplicables a la instalación Chira Soria tras su autorización de explotación.
2. Anualmente, se aprobarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas el valor de la anualidad de la retribución por inversión (RIn) establecido en el artículo 4, los valores hm,n y Narrn para el cálculo de la anualidad por operación y mantenimiento variable establecido en el artículo 9, y el incentivo a la actividad de almacenamiento (In) definido en el artículo 10.
3. A esos efectos, el operador del sistema enviará antes del 15 de febrero de cada año los valores de horas de funcionamiento de la instalación, diferenciando entre fase de turbinación y fase de bombeo, y los arranques de los seis grupos que componen la central del año anterior.
Asimismo, a efectos de la determinación del parámetro Ren_sinn-1, remitirá informe con la valoración del escenario de despacho que hubiera resultado, en año n-1, sin la operación de la instalación Chira Soria, con indicación de la energía de origen renovable que se hubiera integrado en el despacho en este caso y la energía de origen renovable integrable de acuerdo a los despachos diarios realizados con la operación de la instalación Chira Soria.
4. Los valores de Objn-1, Obj_sinn-1 y P_prevn-1 definidos en el artículo 10 dentro del incentivo a la actividad de almacenamiento, serán establecidos mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas y serán revisados en un plazo máximo de 3 años.
5. Estas resoluciones serán publicadas en el «Boletín Oficial del Estado».
1. El valor unitario de la anualidad por operación y mantenimiento fijo RUOMfn y el valor unitario anual base de operación y mantenimiento VUOMbase serán revisados para cada periodo regulatorio mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
2. A estos efectos, el operador del sistema deberá presentar a la Dirección General de Política Energética y Minas antes del 30 de abril de cada año los valores auditados de los costes incurridos en el año anterior, incluyendo al menos el desglose de los conceptos que componen su retribución anual.
3. Adicionalmente, deberá incluir en la anterior comunicación los valores de la energía generada por la central de Chira Soria, el porcentaje de generación destinada a cubrir la demanda, a dar servicio de banda de regulación, y la destinada a bombear, los gastos por evaporación de agua, volumen de agua bombeada que no se destine a la gestión de los despachos de producción de energía eléctrica, cantidades percibidas, en su caso, por la puesta a disposición del Cabildo Insular de Gran Canaria de agua desalada, así como información de los seguros suscritos por la central y el canon fijo de explotación pagado al Cabildo Insular de Gran Canaria.
4. De forma potestativa, por resolución de la Dirección General de Política y Minas se podrá establecer nuevo valor máximo anual para el término Narrn, y podrá revisarse al final de cada periodo regulatorio a efectos retributivos el valor anual de canon fijo de explotación de las presas.
5. Estas resoluciones serán publicadas en el «Boletín Oficial del Estado».
6. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar al titular de la instalación cualquier información adicional necesaria para el cálculo de los parámetros y conceptos regulados en la presente orden.
1. La retribución correspondiente a esta instalación será integrada por el órgano encargado de las liquidaciones como extracoste de la actividad de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, siendo de aplicación el procedimiento de liquidaciones establecido en el artículo 72 del 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, y el Real Decreto 680/2014, de 1 de agosto, por el que se regula el procedimiento de presupuestación, reconocimiento, liquidación y control de los extracostes de la producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, con las particularidades recogidas en esta orden.
2. Serán detraídos de la retribución a percibir, en su caso, la parte proporcional de los conceptos de operación y mantenimiento variable asociados al bombeo de agua que no se destine a la producción y gestión de energía eléctrica.
1. La energía que se obtenga del despacho de producción para el bombeo del agua destinada a fines hidroeléctricos al depósito superior, así como la energía aportada al despacho de producción se considerarán en los despachos a precio cero.
2. Los servicios de banda de regulación que, en su caso, aporte la instalación serán valorados a precio cero en el despacho de producción.
1. Para el primer año de operación de la instalación, se tomarán como valores provisionales de horas de funcionamiento (hm,n) 3.000 horas y número de arranques (Narrn) 365 arranques.
La diferencia que, en su caso, se derive de la retribución por operación y mantenimiento variable una vez determinados los parámetros hm,n y Narrn aplicables al primer año de operación de la instalación serán ajustadas en el sentido que corresponda en la retribución por operación y mantenimiento variable en el segundo año de funcionamiento.
2. Hasta la aprobación por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de los valores Objn-1, Obj_sinn-1 y P_prevn-1 definidos en el artículo 10, la retribución anual por incentivo a la actividad de almacenamiento, In será nula. De acuerdo con lo anterior, hasta esta aprobación, el operador del sistema no estará obligado al envío de la valoración del despacho sin la operación de la instalación Chira Soria definida en el artículo 12.3.
Se autoriza a la Dirección General de Política Energética y Minas a dictar las resoluciones necesarias para la aplicación de los preceptos contenidos en esta orden.
La presente orden ministerial entrará en vigor al día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Madrid, 2 de diciembre de 2022.–La Vicepresidenta Tercera del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera Rodríguez.
| Año |
Valor de inversión acumulado sobre el total (Porcentaje) |
|---|---|
| 2020 | 7,12 |
| 2021 | 16,09 |
| 2022 | 46,39 |
| 2023 | 60,97 |
| 2024 | 75,24 |
| 2025 | 90,82 |
| 2026 | 97,29 |
Estos porcentajes aplicarán sobre la inversión acumulada, sin considerar las ayudas públicas y/o subvenciones que pudieran percibirse.
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Avda. de Manoteras, 54 - 28050 Madrid
