📄 Texto legal
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Norma derogada por la disposición derogatoria única.c) del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. Ref. BOE-A-2015-8646.
Incluye la corrección de errores publicada en BOE núm.124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9085.
El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, desarrolla la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en lo relativo a la regulación de las actividades de suministro de energía eléctrica en los territorios insulares y extrapeninsulares.
El sistema que se establece para retribuir las instalaciones de generación en régimen ordinario, se articula sobre la base del precio de mercado de la generación peninsular, complementado por una prima por funcionamiento y por el concepto de garantía de potencia.
La garantía de potencia debe retribuir los costes de inversión y operación y mantenimiento, teniendo en cuenta el nivel específico de reserva que es necesario mantener en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y el sobrecoste de las tecnologías específicas utilizadas.
Para ello, el artículo 6.4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, determina que mediante orden ministerial, de acuerdo con las Comunidades Autónomas afectadas y las Ciudades de Ceuta y Melilla, se establecerá el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia aportada al sistema por los grupos en régimen ordinario, diferenciando por tecnologías y por tamaño teniendo en cuenta las inversiones reales y un tipo de interés representativo del coste de los recursos, así como los costes de operación y mantenimiento.
Por su parte, en su disposición transitoria primera, el mismo real decreto citado establece que el actual Ministerio de Industria, Turismo y Comercio fijará el valor inicial a retribuir por la garantía de potencia a las instalaciones de producción en régimen ordinario existentes o en proceso de instalación en los sistemas extrapeninsulares e insulares con anterioridad a su entrada en vigor.
Dicho valor, para 2001, se determinará para cada una de las instalaciones considerando un tipo de interés equivalente al de los Bonos del Estado a 10 años más 1,5 puntos sobre valores brutos auditados a 31 de diciembre de 2001. Para los costes fijos de operación y mantenimiento se aplicarán, a la misma fecha, los valores que determine dicho Departamento ministerial, diferenciando por tecnologías.
La garantía de potencia debe constituir una señal económica adecuada para la prestación del servicio de suministro en condiciones de seguridad, así como poder asegurar las necesidades de capacidad a largo plazo de estos sistemas, por lo cual debe fijarse de acuerdo con criterios objetivos que recojan todos los costes de inversión así como los costes de operación y mantenimiento que, por los menores tamaños y las distintas tecnologías respecto a unidades generadoras del parque peninsular, se produzcan.
La operación y el mantenimiento del parque insular y extrapeninsular tienen una serie de peculiaridades respecto al sistema peninsular tales como la menor potencia unitaria instalada de sus unidades y el mayor número de éstas, la existencia de grupos de tecnologías inexistentes en la península y la dispersión obligada de la generación, factores todos ellos que deben quedar recogidos en la determinación de los costes correspondientes.
Igualmente, la retribución en concepto de garantía de potencia deberá recoger los distintos aspectos diferenciales de cada uno de los sistemas, y ha de incentivar la disponibilidad de los grupos en períodos de máxima demanda, así como retribuir todas las horas de cada período de cálculo en que dichas unidades se encuentren disponibles.
Asimismo, en la definición de los valores de garantía de potencia que recojan el reconocimiento de sobrecostes es preciso considerar las condiciones de explotación de los distintos grupos existentes a la fecha de referencia.
La orden que se aprueba ha sido previamente informada por la Comisión Nacional de Energía, considerándose sustanciado el trámite de audiencia a los interesados a través de los miembros de su Consejo Consultivo de Electricidad.
En su virtud, previo acuerdo con las Comunidades Autónomas y Ciudades afectadas, dispongo:
CAPÍTULO I
Objeto y ámbito de aplicación
Artículo 1. Objeto.
Esta orden tiene por objeto fijar el valor inicial para el año 2001 de la retribución por garantía de potencia correspondiente a las instalaciones de producción insulares y extrapeninsulares en régimen ordinario existentes a 31 de diciembre de 2001, conforme a lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y el método de cálculo de la retribución por garantía de potencia aportada al sistema por los grupos generadores en régimen ordinario que hayan entrado o entren en funcionamiento a partir del 1 de enero de 2002, así como el procedimiento de actualización de dicha garantía de potencia en los años siguientes.
Artículo 2. Ámbito de aplicación.
1. Lo dispuesto en esta orden es de aplicación a las instalaciones de generación en régimen ordinario puestas en explotación en los sistemas insulares y extrapeninsulares en el momento de su entrada en vigor.
2. También será de aplicación, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a aquellas instalaciones en régimen ordinario que se pongan en explotación en el futuro siempre que la potencia total existente en cada uno de los sistemas que conforman los sistema eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante, SEIE) no supere los límites máximos de potencia necesaria establecidos en cada uno de ellos.
3. Anualmente, o cuando las circunstancias de explotación lo aconsejen y sin perjuicio de los valores que en su caso se fijen en la Planificación Energética Nacional, la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe del Operador del Sistema y de acuerdo con la Comunidad Autónoma o Ciudad afectadas revisará dichos límites.
CAPÍTULO II
Método de cálculo de la Retribución por garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario
Artículo 3. Cálculo de la retribución por garantía de potencia.
1. La retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular se calculará, para cada grupo i y para un período anual n, de acuerdo con la siguiente fórmula:
Siendo:
RGpotn (i):
Retribución por garantía de potencia para el grupo i en el año n, expresada en euros.
Pdisponible (i,h):
Potencia disponible del grupo i en la hora h, expresada en MW. Su valor vendrá determinado en cada hora por la diferencia entre la potencia neta instalada del grupo i expresada en MW y la potencia indisponible del grupo i expresada en MW en dicha hora. El valor de la potencia indisponible para cada hora y para cada grupo i será establecida por el operador del sistema.
Gpotn (i,h):
Garantía de potencia en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW.
X=
Nº de horas total del año. 8760 en año normal y 8784 en año bisiesto.
2. El valor de la garantía de potencia horaria por MW reconocida a cada una de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (Gpot (i,h)) se calcula de la siguiente forma:
Donde:
Gpotn (i,h):
Garantía de potencia horaria en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW,
Gpotn (i):
Garantía de potencia anual del grupo i, en el año n expresada en euros/MW.
f est h:
Factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares y para cada periodo horario, punta, llano y valle.
Hi:
Horas anuales de funcionamiento equivalentes del grupo i, teniendo en cuenta las horas anuales estándar de fallo y mantenimiento del grupo
3. Los factores de estacionalidad, para cada sistema, f est h, de punta, valle y llano que se aplicarán son los siguientes
PERIODO
Factores de estacionalidad
Baleares
Canarias
Ceuta
Melilla
Punta
1,15
1,05
1,05
1,07
Llano
1,00
1,00
1,00
1,00
Valle
0,85
0,95
0,95
0,93
4. Los períodos punta, llano y valle, para cada uno de los sistemas a efectos de la aplicación del factor de estacionalidad, que se aplicarán son los siguientes:
PERÍODOS
Baleares
Canarias
Ceuta
Melilla
Punta
Junio, julio, agosto, septiembre
Agosto, septiembre, octubre, noviembre
Julio, agosto, septiembre, diciembre
Junio, julio, agosto, septiembre
Llano
Enero, febrero, mayo, octubre
Febrero, marzo, julio, diciembre
Enero, junio, octubre, noviembre
Enero, octubre, noviembre, diciembre
Valle
Marzo, abril, noviembre, diciembre
Enero, abril,mayo, junio
Febrero, marzo, mayo, abril
Febrero, marzo, abril, mayo
El operador del sistema controlará, mediante la aprobación de los planes de indisponibilidad programada, que no se produzca un exceso de revisiones programadas en un determinado período estacional.
5. La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema podrá revisar los periodos de punta, valle y llano, así como los valores del factor de estacionalidad f esth para cada uno de los bloques definidos en función de la evolución de las curvas de carga de cada sistema y de sus niveles de reserva de capacidad.
6. Las horas anuales de funcionamiento estándar se fijan para todos los grupos en 7.709 horas en año normal y 7.730 horas en año bisiesto.
La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema, podrá revisar las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo, estableciendo diferentes valores en función de la tecnología, combustible y tamaño.
A estos efectos el Operador del Sistema presentará a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el plazo máximo de 6 meses desde la entrada en vigor de esta orden, una primera propuesta de revisión de las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo donde se establezcan diferentes valores en función de al menos la tecnología y el combustible.
Artículo 3. Cálculo de la retribución por garantía de potencia.
Téngase en cuenta que se dejan sin efecto los apartados 3, 4 y 6, en lo referente a los factores de estacionalidad, los periodos y las horas anuales de funcionamiento estándar, por el punto 5 de la Resolución de 28 de septiembre de 2010. Ref. BOE-A-2010-15437.
1. La retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular se calculará, para cada grupo i y para un período anual n, de acuerdo con la siguiente fórmula:
Siendo:
RGpotn (i):
Retribución por garantía de potencia para el grupo i en el año n, expresada en euros.
Pdisponible (i,h):
Potencia disponible del grupo i en la hora h, expresada en MW. Su valor vendrá determinado en cada hora por la diferencia entre la potencia neta instalada del grupo i expresada en MW y la potencia indisponible del grupo i expresada en MW en dicha hora. El valor de la potencia indisponible para cada hora y para cada grupo i será establecida por el operador del sistema.
Gpotn (i,h):
Garantía de potencia en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW.
X=
Nº de horas total del año. 8760 en año normal y 8784 en año bisiesto.
2. El valor de la garantía de potencia horaria por MW reconocida a cada una de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (Gpot (i,h)) se calcula de la siguiente forma:
Donde:
Gpotn (i,h):
Garantía de potencia horaria en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW,
Gpotn (i):
Garantía de potencia anual del grupo i, en el año n expresada en euros/MW.
f est h:
Factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares y para cada periodo horario, punta, llano y valle.
Hi:
Horas anuales de funcionamiento equivalentes del grupo i, teniendo en cuenta las horas anuales estándar de fallo y mantenimiento del grupo
3. Los factores de estacionalidad, para cada sistema, f est h, de punta, valle y llano que se aplicarán son los siguientes
PERIODO
Factores de estacionalidad
Baleares
Canarias
Ceuta
Melilla
Punta
1,15
1,05
1,05
1,07
Llano
1,00
1,00
1,00
1,00
Valle
0,85
0,95
0,95
0,93
4. Los períodos punta, llano y valle, para cada uno de los sistemas a efectos de la aplicación del factor de estacionalidad, que se aplicarán son los siguientes:
PERÍODOS
Baleares
Canarias
Ceuta
Melilla
Punta
Junio, julio, agosto, septiembre
Agosto, septiembre, octubre, noviembre
Julio, agosto, septiembre, diciembre
Junio, julio, agosto, septiembre
Llano
Enero, febrero, mayo, octubre
Febrero, marzo, julio, diciembre
Enero, junio, octubre, noviembre
Enero, octubre, noviembre, diciembre
Valle
Marzo, abril, noviembre, diciembre
Enero, abril,mayo, junio
Febrero, marzo, mayo, abril
Febrero, marzo, abril, mayo
El operador del sistema controlará, mediante la aprobación de los planes de indisponibilidad programada, que no se produzca un exceso de revisiones programadas en un determinado período estacional.
5. La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema podrá revisar los periodos de punta, valle y llano, así como los valores del factor de estacionalidad f esth para cada uno de los bloques definidos en función de la evolución de las curvas de carga de cada sistema y de sus niveles de reserva de capacidad.
6. Las horas anuales de funcionamiento estándar se fijan para todos los grupos en 7.709 horas en año normal y 7.730 horas en año bisiesto.
La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema, podrá revisar las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo, estableciendo diferentes valores en función de la tecnología, combustible y tamaño.
A estos efectos el Operador del Sistema presentará a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el plazo máximo de 6 meses desde la entrada en vigor de esta orden, una primera propuesta de revisión de las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo donde se establezcan diferentes valores en función de al menos la tecnología y el combustible.
Se dejan sin efecto los apartados 3, 4 y 6, en lo referente a los factores de estacionalidad, los periodos y las horas anuales de funcionamiento estándar, por el punto 5 de la Resolución de 28 de septiembre de 2010. Ref. BOE-A-2010-15437.
Artículo 4. Valor unitario de la garantía de potencia anual para las instalaciones de generación en régimen ordinario.
1. El valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpot n (i)) de un grupo i en el año n se obtendrá mediante la siguiente fórmula:
Gpotn (i) = CITin + COMTin
Donde:
CITin:
Anualidad (en el año n) del coste de inversión del grupo i, expresada en euros/MW
COMTin:
Anualidad (en el año n) de los costes de operación y mantenimiento fijos del grupo i, expresada en euros/MW.
2. La anualidad (en el año n) del coste por inversión para cada grupo se compondrá de dos términos, la retribución por amortización y la retribución financiera, y se calculará de acuerdo con la siguiente formula:
CITin = Ai + Rin
Donde:
CITin:
Anualidad (en el año n) por inversión de un grupo i de una central con una tecnología concreta, expresada en euros/MW.
Ai:
Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW.
Rin:
Retribución financiera en el año n de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW.
3. La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá el valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpotn (i)) reconocida a cada una de las instalaciones del régimen ordinario que, de acuerdo con el artículo 6.3 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, hayan sido adjudicadas mediante concurso promovido por las Comunidades Autónomas o las Ciudades afectadas, siempre que las bases del concurso relativas a la retribución máxima por garantía de potencia hayan sido previamente acordadas entre la Administración que las promueva y el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. En estos casos la retribución anual por garantía de potencia reconocida se fijará en los términos en que hayan sido adjudicadas mediante el concurso.
Artículo 5. Método de cálculo de la anualidad del coste por inversión y del coste por operación y mantenimiento para las instalaciones de generación en régimen ordinario.
1. La retribución por amortización de la inversión de cada grupo i (Ai), expresada en euros/MW, se obtendrá a partir de los valores de inversión, de acuerdo con la siguiente formula:
Ai = VIi / VUi
Donde:
– VIi: Valor de la inversión reconocida al grupo i, expresada en euros/MW. El valor de la inversión reconocida a cada instalación de generación será fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas en el momento de su entrada en explotación y será el valor real de la inversión realizada debidamente auditada, más el 50 por ciento de la diferencia entre los límites máximos que se determinarán utilizando los valores unitarios fijados para los diferentes sistemas diferenciados por tecnología y tamaño de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 del anexo II de esta orden y dicho valor real. Si la diferencia fuera negativa el valor reconocido de la inversión realizada será el que resulte de aplicar los valores unitarios fijados en el citado anexo.
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. Asimismo se descontarán las subvenciones percibidas de las Administraciones públicas.
La actualización y revisión de los valores máximos unitarios se establece en los apartados 3 y 4 del citado anexo II.
– VUi: Vida útil del grupo i, expresada en años. Se considerará de 25 años para las instalaciones térmicas y de 65 años para las instalaciones hidráulicas.
2. La retribución financiera de la inversión de cada grupo i (Rin), expresada en euros/MW, se calculará cada año n aplicando la tasa de retribución (Trn) a la inversión neta (VNIin), conforme a la siguiente formula:
Rin = VNIin * Trn
Donde:
– VNIin : Valor neto de la inversión del grupo i en el año n, expresada en euros/MW.
VNIin : VIi – Aain-1
Donde:
– VIi : Valor de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW, con el mismo significado que el del apartado anterior.
– Aain-1 : Amortización acumulada hasta el año n-1 del grupo i, expresada en euros/MW.
– (Trn): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponderá con el valor de los Bonos del Estado a diez años más 300 puntos básicos. Para el cálculo de la tasa de retribución se tomará como valor de los Bonos del Estado a diez años la media móvil de los últimos doce meses disponibles cuando se efectúe el cálculo de la tarifa media o de referencia del año n.
3. Los valores unitarios de la anualidad a aplicar en concepto de costes de operación y mantenimiento fijos, COMTin, de los grupos en los diferentes sistemas, diferenciados por tecnología y tamaño, y sus correspondientes actualizaciones y revisiones son los establecidos en los apartados 2, 3 y 4 del anexo II de esta orden incrementados en los gastos unitarios de naturaleza recurrente.
A efectos del despacho de generación de estos sistemas y sus correspondientes liquidaciones de energía y, con carácter provisional en las liquidaciones mensuales a cuenta de la anual definitiva realizadas por la Comisión Nacional de Energía, los gastos unitarios de naturaleza recurrente para cada grupo de carbón, fuel y ciclo combinado serán el 1,5% del valor unitario de la inversión reconocida al grupo. Los valores definitivos a considerar en el cálculo de la compensación definitiva de cada año serán los gastos recurrentes reales auditados que apruebe la Dirección General de Política Energética y Minas.
4. Para aquellas instalaciones de generación que posean características singulares o diferentes a las definidas en el anexo II, la Dirección General de Política Energética y Minas fijará la valoración específica de los valores máximos unitarios de inversión y de los costes unitarios de operación y mantenimiento fijos.
5. Cuando finalice la vida útil de una instalación y continúe en operación, la retribución en concepto de garantía de potencia se determinará añadiendo a los costes de operación y mantenimiento (COMTin) el 50 por ciento de los costes de inversión correspondientes al último ejercicio (CITin) de la citada vida útil.
A estos efectos, en el plazo de tres meses el órgano competente de la Comunidad Autónoma o Ciudad, donde radique la instalación de aquellas a las que resulta aplicable esta orden, y el Operador del Sistema, deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe técnico sobre las condiciones de la instalación.
Estos costes de inversión tendrán la consideración de ingresos a cuenta correspondientes a inversiones extraordinarias o adicionales de las definidas en la disposición adicional primera cuando, en su caso, sean reconocidas a dicha instalación.
6. La Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía podrá establecer los criterios para la realización de auditorías de los grupos.
Redactado el apartado 3 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm.124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9085.
Artículo 6. Revisión de la retribución por garantía de potencia.
1. Por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se publicará, antes del 1 de enero de cada año (n), el valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpotn (i)) correspondiente a cada una de las instalaciones del régimen ordinario que participen en el despacho económico de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares para dicho año.
2. Cuando la media del semestre de enero a junio del año n de los Bonos del Estado a diez años experimente una variación al alza o a la baja en más de 100 puntos básicos respecto a la media utilizada para el cálculo de la garantía unitaria de potencia de las instalaciones para dicho año, los valores unitarios fijados para el año de acuerdo con el párrafo anterior se revisarán por dicha Dirección General de Política Energética y Minas, aplicando en el cálculo la variación experimentada. Los nuevos valores unitarios se aplicarán durante el segundo semestre del año n.
Artículo 7. Retribución provisional de instalaciones.
1. Las empresas propietarias de instalaciones de generación, que en el momento de su entrada en explotación su valor de la inversión reconocida no haya sido fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas, podrán solicitar a dicha Dirección General el reconocimiento de una retribución provisional, que tendrá el carácter de ingreso a cuenta de su retribución definitiva, correspondiente a los costes de Operación y Mantenimiento fijo calculados de acuerdo con lo establecido en esta orden y el resto de costes variables de generación, siempre que se cumplan los siguientes requisitos:
a) Estar en posesión del acta de puesta en servicio, expedida por la Administración competente para su autorización.
b) Estar incluida en los límites máximos de potencia necesaria en cada SEIE.
La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá indicando expresamente la fecha a partir de la cual se reconoce dicha retribución provisional.
2. A efectos de aplicación en el sistema de liquidación de la retribución de las actividades en estos sistemas, los importes ya percibidos por el titular en concepto de retribución provisional como ingreso a cuenta serán tenidos en cuenta para minorar, en su caso, el coste acreditado que finalmente se reconozca para la instalación.
Disposición adicional primera. Medidas de carácter extraordinario e inversiones adicionales.
1. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar una retribución específica por la instalación de potencia como consecuencia de la necesidad de adoptar medidas de carácter extraordinario, aconsejadas por razones de seguridad de suministro o eficiencia técnica y económica del sistema.
2. Dicha Dirección General de Política Energética y Minas podrá reconocer inversiones adicionales a las instalaciones en explotación, previa justificación de las mismas, estableciendo la anualidad de los costes fijos correspondientes.
Disposición adicional segunda. Instalaciones existentes a 31 de diciembre de 2005.
Los valores brutos de inversión reconocidos a las instalaciones de generación en régimen ordinario en explotación a 31 de diciembre de 2005, sus valores netos en la misma fecha considerando una amortización lineal de las instalaciones y sus fechas de puesta en funcionamiento se establecen en el anexo III de la presente orden.
El valor neto en años sucesivos se actualizará cada año descontando la amortización lineal correspondiente.
Disposición adicional tercera. Retribución de la inversión y de los costes de operación y mantenimiento fijos durante los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 para las instalaciones de generación en régimen ordinario.
La retribución total de la inversión para los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 de las instalaciones de generación en régimen ordinario se establece en el anexo IV de esta orden. La retribución de los costes de operación y mantenimiento fijos y variables para los años 2001, 2002, 2003, 2004 se establece en el anexo IV de esta orden. Para el año 2005, estos costes serán los reales auditados.
Asimismo, se incluirán como costes de operación y mantenimiento los costes de operación y mantenimiento correspondientes a gastos de naturaleza recurrente auditados de los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 que sean autorizados por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Disposición adicional cuarta. Valor unitario del coste por inversión y de los costes de operación y mantenimiento aplicables en el año 2006 para las instalaciones de generación en régimen ordinario.
El valor unitario del coste por inversión y de los costes de operación y mantenimiento aplicable en el año 2006 a las instalaciones de generación en régimen ordinario se establece en el anexo V de esta orden.
Disposición transitoria primera. Límites máximos de la potencia inicial necesaria en cada SE/E.
1. En tanto se define la potencia necesaria en cada SEIE que será objeto de retribución, de acuerdo con lo previsto en el artículo 2 de esta orden, en términos de un determinado valor mensual de probabilidad de pérdida de carga, fijado en menos de un día en 10 años, tal como establece el artículo 2.3 del Real Decreto 174712003, de 19 de diciembre, dicha potencia vendrá limitada por los índices de cobertura.
Los límites máximos de este índice de cobertura para cada uno de los SEIE se fijan inicialmente en el anexo 1 de esta orden.
Anualmente, o cuando las circunstancias de explotación lo aconsejen y sin perjuicio de los valores que en su caso se fijen en la Planificación Energética Nacional, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del Operador del Sistema y previo acuerdo con la Comunidad Autónoma o Ciudad afectadas, revisará dichos índices.
2. Las instalaciones de generación en régimen ordinario que figuran en los anexos III y VI de la presente orden quedan incluidas dentro de la potencia necesaria definida en el anexo I, por lo que pueden devengar retribución por garantía de potencia de acuerdo con lo previsto en dicha orden.
Disposición transitoria segunda. Determinación del cálculo de los costes específicos definitivos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares correspondientes a los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005.
Para efectuar la revisión definitiva de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional para 2001; 2002, 2003, 2004 y 2005 en los correspondientes reales decretos por los que se aprueba la tarifa correspondiente para cada año, de acuerdo con lo establecido en la disposición transitoria cuarta del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, se procederá de la siguiente forma:
1. En los apartados 1, 2 y 3 del anexo VI se detallan los grupos con entrada en explotación desde el 1 de enero de 2002 así como las bajas llevadas a cabo en los ejercicios 2002, 2003, 2004 y 2005.
2. La retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular, para cada grupo i y para el período anual n, será el fijado en el anexo IV. Para la determinación de los gastos que tengan el carácter de recurrentes de acuerdo con lo establecido en el artículo 5, se reconocerán los valores auditados correspondientes a cada año.
3. Para la determinación del coste variable de generación de cada grupo de generación en régimen ordinario se considerarán como costes de combustible los valores auditados correspondientes a cada año.
4. Para la determinación de las diferencias que resulten de la revisión de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional para 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 los interesados, en el plazo de tres meses desde la entrada en vigor de esta orden, deberán solicitarlas a la Dirección General de Política Energética y Minas, indicando la cuantía de las diferencias positivas o negativas que se obtengan en cada año, detallando cada uno de los costes de generación en régimen ordinario resultantes calculados de acuerdo con lo establecido en la misma orden, así como el resto de costes de actividades en estos sistemas, transporte, distribución, comercialización a tarifa y adquisiciones de energía al régimen especial, incluyendo el efecto de la elevación a barras de central de la energía facturada a cliente final, descontando los ingresos recibidos en concepto de compensación percibida con cargo a los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional en la tarifa, los ingresos netos de los clientes a tarifa y, en su caso, por tarifas de acceso y energía de clientes en mercado, los importes que en su caso hayan sido percibidos con carácter provisional con cargo a las actividades reguladas y el déficit provisional liquidado para estos sistemas correspondientes a los años 2001 y 2002.
A estos efectos, la Comisión Nacional de Energía calculará el valor correspondiente de la energía adquirida para el suministro de clientes en mercado de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. Este valor será al que deberán liquidar los sujetos adquirentes a los generadores y el que se considerará como ingresos correspondientes a la energía de clientes en mercado a efectos de la compensación para estos sistemas. A las diferencias que resulten de la revisión de los costes de compensación de los sistemas extrapeninsulares de los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 se añadirán los costes financieros que se devenguen para cada uno de ellos calculados con un tipo de interés que será igual a la media anual del EURIBOR a tres meses. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe e inspección de la Comisión Nacional de Energía, que ésta realizará en el plazo máximo de seis meses, procederá a aprobar la cuantía definitiva que se determine.
5. La Comisión Nacional de Energía liquidará las diferencias correspondientes entre las cuantías definitivas aprobadas y las provisionales en los términos y con cargo a las cantidades que se determinen en el real decreto por el que se apruebe anualmente la tarifa eléctrica.
Redactados los apartados 2 y 4 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm.124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9085.
Disposición transitoria tercera. Cálculo de las liquidaciones para el ejercicio 2006.
1. Los valores y parámetros contemplados en esta orden serán de aplicación desde el 1 de enero de 2006, a los efectos del cálculo del coste de generación definido en el artículo 7 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y, consiguientemente, de las liquidaciones a practicar por la Comisión Nacional de Energía a los generadores en virtud del artículo 18 del citado real decreto.
2. Desde el 1 de enero de 2006, los costes de generación en concepto de garantía de potencia serán los resultantes de la aplicación de los valores y parámetros establecidos en esta orden a los datos de efectivo funcionamiento de los grupos de generación y considerando asimismo los valores de energía suministrada tanto a clientes a tarifa como a clientes que hayan ejercido su condición de cualificados.
3. Hasta la fecha de entrada en vigor de la presente orden, si no se dispusiera de datos suficientes de efectivo funcionamiento de los grupos de generación la retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular se calculará, para cada grupo i y para el período, aplicando la potencia disponible de cada grupo en cada hora considerando un factor de disponibilidad de 0,88 constante para todas las horas de la potencia neta y un factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares igual a la unidad.
Disposición derogatoria única. Derogación normativa.
Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en esta orden.
Disposición final primera. Aplicación de la orden.
Se autoriza a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a dictar las resoluciones precisas para la aplicación de lo dispuesto en esta orden.
Disposición final segunda. Entrada en vigor.
Esta orden entrará en vigor el día 10 de abril de 2006.
Madrid, 30 de marzo de 2006.
MONTILLA AGUILERA
ANEXO I
Valores iniciales de los índices de cobertura máximos en los sistemas insulares y extrapeninsulares.
Los valores iniciales de los índices de cobertura máximos en los sistemas insulares y extrapeninsulares son los siguientes:
• Sistema Illes Balears:
– Mallorca: 1,40
– Menorca: 1,80
– Ibiza-Formentera:1,50
• Sistema Canarias:
– Gran canaria:1,50
– Tenerife:1,50
– Lanzarote:1,60
– Fuerteventura: 1,70
– La Palma: 1,80
– La Gomera: 1,80
– El Hierro: 1,80
• Sistema Ceuta: 1,80
• Sistema Melilla: 1,90
ANEXO II
Valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento fijo de los grupos de generación
1. Valores unitarios máximos de inversión a 31 de diciembre de 2006.
Tecnología
Potencia (Mw)
Valores unitarios de inversión (Euros/Mw)
Baleares
Canarias
Ceuta y Melilla
Grupos Diesel - 4T
< 5
N/A
2.169.133
2.169.133
Grupos Diesel - 4T
≥ 5 y < 14
N/A
2.160.451
2.160.451
Grupos Diesel - 4T
≥ 14 y < 24
1.478.284
1.759.158
1.759.158
Grupos Diesel - 2T
≥ 24
1.747.161
2.079.121
N/A
Turbinas de gas aeroderivadas
<50
720.683
857.612
857.612
Turbinas de gas heavy duty
≥20 y ≤ 50
692.054
823.544
N/A
Turbinas de gas heavy duty
> 50
660.382
785.855
N/A
Ciclo combinado configuración 2x1
≥ 200 y ≤ 250
1.040.310
1.110.054
N/A
Ciclo combinado configuración 3x1
≥ 200 y ≤ 250
1.111.153
1.322.272
N/A
2. Valores unitarios de los costes de operación y mantenimiento fijos a 31 de diciembre de 2006.
Tecnología
Potencia (Mw)
Valores unitarios de operación y mantenimiento de naturaleza fija (Euros/MW)
Baleares
Canarias
Ceuta y Melilla
Grupos Diesel - 4T
< 5
N/A
145.681
145.681
Grupos Diesel - 4T
≥ 5 y < 14
N/A
119.570
119.570
Grupos Diesel - 4T
≥ 14 y < 24
71.976
78.640
78.640
Grupos Diesel - 2T
≥ 24
55.691
65.120
N/A
Turbinas de gas aeroderivadas
< 50
21.694
25.367
25.367
Turbinas de gas heavy duty
≥ 20 y ≤ 50
19.208
22.461
N/A
Turbinas de gas heavy duty
> 50
13.110
15.330
N/A
Ciclo combinado configuración 2x1
≥ 200 y ≤ 250
32.949
38.527
N/A
Ciclo combinado configuración 3x1
≥ 200 y ≤ 250
32.949
38.527
N/A
Grupos Diesel - 2T
< 5
79.142
N/A
92.543
Grupos Diesel - 2T
≥ 5 y < 14
55.516
64.916
N/A
Grupos Diesel - 2T
≥ 14 y < 24
46.890
54.829
N/A
Turbinas de gas heavy duty
< 20
36.451
42.624
42.624
Vapor Carbón
46.392
N/A
N/A
Vapor Fuel
≤ 40
21.852
25.552
N/A
Vapor Fuel
> 40 y ≤ 60
N/A
23.771
N/A
Vapor Fuel
> 60 y ≤ 80
N/A
22.540
N/A
Hidráulica
N/A
133.403
N/A
*N/A = No aplica
3. Índices de actualización.
Los valores unitarios máximos definidos en el apartado 1 anterior se actualizarán cada año con la variación anual del índice de precios industriales correspondiente a la clasificación por destino económico de los componentes de bienes de equipo. Los valores unitarios definidos en el apartado 2 anterior se actualizarán cada año con la variación anual del índice de precios al consumo menos cien puntos básicos.
Para el cálculo de la variación de los índices de precios del apartado anterior en el año n se tomará como valor de dichos índices la media móvil de los últimos doce meses disponibles cuando se efectúe el cálculo de la tarifa media o de referencia de dicho año n.
4. Revisión de los valores unitarios.
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, cada cuatro años, efectuará la revisión de los valores unitarios máximos de inversión y los costes de operación y mantenimiento fijados en el presente anexo atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías y sus costes, pudiendo añadir nuevas clasificaciones por tecnologías y tamaños así como modificar las existentes.
A estos efectos las empresas propietarias de estas instalaciones deberán presentar a la Dirección General de Política Energética y Minas, antes de que finalice el primer trimestre de cada año los valores auditados de los costes de operación y mantenimiento fijos realizados en el año anterior.
La primera revisión se realizará en 2008. Para ello la Comisión Nacional de Energía presentará antes del 31 de diciembre de 2007 una propuesta de revisión.
ANEXO III
Valores brutos reconocidos a las instalaciones de generación en régimen ordinario en explotación a 31 de diciembre de 2005 valores netos a 31 de diciembre de 2005 y fechas de puesta en funcionamiento
1. Grupos con entrada en explotación antes del 1 de enero de 2002.
GESA GENERACIÓN-SISTEMA BALEARES
Grupo
Denominación Registro
Tipo
Potencia nominal
Potencia NETA
Fecha entrada
MILLONES DE EUROS
Valor bruto de la inversión
Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005
ALCUDIA 1
GRUPO 1
C
125,00
113,60
12/1981
95,600
3,505
ALCUDIA 2
GRUPO 2
C
125,00
113,60
8/1982
95,600
6,055
ALCUDIA 3
TURBINA GAS 1
TG
37,50
32,70
2/1989
7,712
2,493
ALCUDIA 4
TURBINA GAS 2
TG
37,50
32,70
2/1989
7,338
2,372
ALCUDIA 5
GRUPO 3
C
130,00
120,60
8/1997
154,490
102,478
ALCUDIA 6
GRUPO 4
C
130,00
120,60
12/1997
154,000
104,207
FORMENTERA 1
TURBINA GAS 1
TG
14,00
11,50
3/1966
6,269
0,000
IBIZA 3
SULZER 1
D
3,00
1,90
5/1971
1,493
0,000
IBIZA 4
SULZER 2
D
3,00
1,90
7/1971
1,493
0,000
IBIZA 5
BURMEISTER 1
D
8,30
7,10
4/1973
3,630
0,000
IBIZA 6
BURMEISTER 2
D
8,30
7,10
11/1973
3,630
0,000
IBIZA 7
BURMEISTER 3
D
8,30
7,10
10/1974
3,630
0,000
IBIZA 8
BURMEISTER 4
D
8,30
7,10
12/1974
3,630
0,000
IBIZA 9
BURMEISTER 5
D
15,50
14,20
7/1982
9,253
0,555
IBIZA 10
BURMEISTER 6
D
15,50
14,20
9/1982
9,253
0,617
IBIZA 11
BURMEISTER 7
D
15,50
14,20
6/1986
10,178
2,205
IBIZA 12
TURBINA GAS 1
TG
25,00
21,10
7/1988
4,855
1,457
IBIZA 13
BURMEISTER 8
D
16,00
14,50
10/1993
16,894
8,616
IBIZA 14
BURMEISTER 9
D
16,00
14,50
12/1993
15,208
7,857
IBIZA 15
TURBINA GAS 2
TG
14,00
11,50
1/1968
2,814
0,000
IBIZA 16
MAN 1
D
18,40
17,40
7/2001
17,784
14,583
IBIZA 17
MAN 2
D
18,40
17,40
8/2001
18,322
15,085
MAHÓN 9
BURMEISTER 1
D
15,80
13,60
6/1991
18,159
7,566
MAHÓN 10
BURMEISTER 2
D
15,80
13,60
4/1991
17,425
7,144
MAHÓN 11
BURMEISTER 3
D
15,80
13,60
3/1991
17,788
7,234
MAHÓN 12
TURBINA GAS 2
TG
37,50
32,70
1/1994
8,126
4,225
MAHÓN 13
TURBINA GAS 1
TG
38,50
33,70
7/1999
9,531
7,053
SAN JUAN DE DIOS 3 (2)
FUEL 3
F
40,00
38,00
4/1972
11,924
0,000
SAN JUAN DE DIOS 4 (2)
FUEL 4
F
40,00
38,00
10/1972
11,924
0,000
SAN JUAN DE DIOS 5 (2)
FUEL 5
F
40,00
38,00
3/1973
15,150
0,000
SON MOLINAS 5 (1)
TURBINA GAS 1
TG
14,00
8,60
1/1966
0,055
0,000
SON MOLINAS 4
TURBINA GAS 3
TG
25,00
17,70
11/1980
3,316
0,000
SON MOLINAS 5
TURBINA GAS 4
TG
25,00
17,70
12/1980
3,316
0,000
SON REUS 1
TURBINA GAS 1
TG
38,50
33,70
7/2000
12,067
9,412
SON REUS 2
TURBINA GAS 2
TG
38,50
33,70
7/2000
12,039
9,391
SON REUS 3
TURBINA GAS 3
TG
38,50
33,70
7/2000
12,039
9,390
SON REUS 4
TURBINA GAS 4
TG
38,50
33,70
8/2000
12,034
9,427
SON REUS 5 (3)
TURBINA GAS 5
TG
52,80
48,70
7/2001
41,758
0,000
SON REUS 6 (3)
TURBINA GAS 6
TG
52,80
48,70
7/2001
41,758
0,000
SON REUS 7 (3)
TURBINA GAS 7
TG
52,80
48,70
8/2001
41,758
0,000
1.412,30
1.262,60
933,239
342,928
(1) Traslado en 2003 a Ibiza 18.
(2) bajas 2003.
(3) A mitad de año se incorporan al CC en 2002.
UNELCO GENERACIÓN-SISTEMA CANARIAS
Grupo
Denominación Registro
Tipo
Potencia nominal
Potencia NETA
Fecha entrada
MILLONES DE EUROS
Valor bruto de la inversión
Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005
BCO. TIRAJANA 1
GAS 1
TG
37,50
32,34
7/1992
9,198
4,231
BCO. TIRAJANA 2
GAS 2
TG
37,50
32,34
5/1995
11,181
6,411
BCO. TIRAJANA 3
VAPOR 1
F
80,00
74,24
1/1996
143,557
86,134
BCO. TIRAJANA 4
VAPOR 2
F
80,00
74,24
6/1996
125,821
77,590
JINAMAR 1
VAPOR 1
F
33,15
28,02
12/1972
13,862
0,000
JINAMAR 2
DIESEL 1
D
12,00
8,51
2/1973
4,781
0,000
JINAMAR 3
DIESEL 2
D
12,00
8,51
9/1973
4,158
0,000
JINAMAR 4
DIESEL 3
D
12,00
8,51
2/1974
4,870
0,000
JINAMAR 5
VAPOR 2
F
40,00
37,28
6/1975
11,745
0,000
JINAMAR 6
VAPOR 3
F
40,00
37,28
12/1978
11,354
0,000
JINAMAR 7
GAS 1
TG
23,45
17,64
5/1981
3,879
0,052
JINAMAR 8
VAPOR 4
F
60,00
55,56
8/1982
41,875
2,652
JINAMAR 9
VAPOR 5
F
60,00
55,56
11/1985
52,731
10,195
JINAMAR 10
GAS 2
TG
37,50
32,34
2/1989
8,502
2,749
JINAMAR 11
GAS 3
TG
37,50
32,34
5/1989
8,378
2,793
JINAMAR 12
DIESEL 4
D
24,00
20,51
6/1990
36,973
13,926
JINAMAR 13
DIESEL 5
D
24,00
20,51
8/1990
39,198
15,026
SALINAS, LAS 1
DIESEL 1
D
4,32
3,82
10/1975
2,336
0,000
SALINAS, LAS 2
DIESEL 2
D
4,32
3,82
2/1976
2,503
0,000
SALINAS, LAS 3
DIESEL 3
D
5,04
4,11
2/1980
2,652
0,000
SALINAS, LAS 4
DIESEL 4
D
7,52
6,21
11/1981
3,967
0,132
SALINAS, LAS 5
DIESEL 5
D
7,52
6,21
10/1981
4,648
0,139
SALINAS, LAS 6
DIESEL 6
D
24,00
20,51
6/1990
40,228
15,152
SALINAS, LAS 7
GAS 1
TG
25,00
21,85
10/1992
8,486
3,988
SALINAS, LAS 8
GAS 2
TG
37,50
29,40
7/2000
15,965
12,453
PUNTA GRANDE 2
DIESEL 1
D
7,52
6,49
6/1986
7,912
1,714
PUNTA GRANDE 3
DIESEL 2
D
7,52
6,49
12/1986
7,773
1,840
PUNTA GRANDE 7
DIESEL 3
D
7,52
6,49
10/1987
5,392
1,456
PUNTA GRANDE 9
GAS 1
TG
25,00
19,60
6/1988
5,964
1,769
PUNTA GRANDE 11
DIESEL 4
D
15,50
12,85
7/1989
17,172
5,839
PUNTA GRANDE 12
DIESEL 5
D
15,50
12,85
5/1989
16,959
5,653
PUNTA GRANDE 13
DIESEL 6
D
24,00
20,51
9/1992
35,052
16,358
PUNTA GRANDE 14
GAS 2
TG
37,50
32,34
1/1998
13,512
9,188
CANDELARIA 3
DIESEL 1
D
12,00
8,51
5/1972
4,027
0,000
CANDELARIA 4
DIESEL 2
D
12,00
8,51
2/1972
3,983
0,000
CANDELARIA 5
GAS 3
TG
17,20
14,70
12/1972
3,512
0,000
CANDELARIA 6
DIESEL 3
D
12,00
8,51
11/1973
3,954
0,000
CANDELARIA 7
VAPOR 3
F
40,00
37,28
5/1975
14,080
0,000
CANDELARIA 8
VAPOR 4
F
40,00
37,28
1/1976
14,295
0,000
CANDELARIA 9
VAPOR 5
F
40,00
37,28
3/1979
14,161
0,000
CANDELARIA 10
VAPOR 6
F
40,00
37,28
10/1985
42,992
8,168
CANDELARIA 11
GAS 1
TG
37,50
32,34
11/1988
7,906
2,477
CANDELARIA 12
GAS 2
TG
37,50
32,34
7/1989
8,664
2,946
GRANADILLA 1
GAS 1
TG
37,50
32,34
8/1990
10,519
4,032
GRANADILLA 2
DIESEL 1
D
24,00
20,51
6/1991
25,317
10,549
GRANADILLA 3
DIESEL 2
D
24,00
20,51
8/1991
25,588
10,832
GRANADILLA 4
VAPOR 2
F
80,00
74,24
9/1995
144,155
84,571
GRANADILLA 5
VAPOR 1
F
80,00
74,24
12/1995
127,711
76,201
GUINCHOS, LOS 6
DIESEL 6
D
4,32
3,82
2/1973
2,026
0,000
GUINCHOS, LOS 7
DIESEL 7
D
4,32
3,82
12/1973
1,949
0,000
GUINCHOS, LOS 8
DIESEL 8
D
4,32
3,82
5/1975
2,443
0,000
GUINCHOS, LOS 9
DIESEL 9
D
5,04
4,30
7/1980
2,567
0,000
GUINCHOS, LOS 10
DIESEL 10
D
7,52
6,69
3/1983
3,976
0,345
GUINCHOS, LOS 11(1)
GAS 1
TG
16,60
11,74
1/1988
4,997
1,399
GUINCHOS, LOS 12
DIESEL 11
D
7,52
6,69
3/1995
8,064
4,570
GUINCHOS, LOS 13
DIESEL 12
D
12,30
11,50
2/2001
12,254
9,844
PALMAR, EL 5
DIESEL 5
D
0,50
0,48
7/1975
0,553
0,000
PALMAR, EL 11
DIESEL 11
D
0,73
0,69
5/1985
0,897
0,000
PALMAR, EL 12
DIESEL-MOV.1
D
1,28
1,06
10/1987
0,536
0,145
PALMAR, EL 13
DIESEL 12
D
1,60
1,40
5/1988
1,255
0,368
PALMAR, EL 14
DIESEL 13
D
1,60
1,40
1/1987
1,249
0,300
PALMAR, EL 15
DIESEL 14
D
2,24
1,84
8/1987
2,492
0,656
PALMAR, EL 16
DIESEL 15
D
2,24
1,84
6/1988
2,416
0,717
PALMAR, EL 17
DIESEL 16
D
2,85
2,51
3/1996
2,786
1,690
PALMAR, EL 18
DIESEL 17
D
2,85
2,51
5/2000
2,742
2,121
LLANOS BLANCOS 1
DIESEL-MOV.1
D
1,28
1,07
6/1987
0,470
0,121
LLANOS BLANCOS 9
DIESEL 7
D
0,78
0,67
8/1979
0,374
0,000
LLANOS BLANCOS 11
DIESEL 9
D
1,10
0,88
3/1986
0,716
0,148
LLANOS BLANCOS 12
DIESEL 10
D
1,46
1,07
9/1991
0,711
0,303
LLANOS BLANCOS 13
DIESEL 11
D
1,46
1,07
12/1991
0,972
0,424
LLANOS BLANCOS 14
DIESEL 12
D
1,46
1,26
2/1995
1,028
0,579
LLANOS BLANCOS 15
DIESEL 13
D
1,46
1,36
3/2000
1,160
0,889
EL MULATO
HIDRÁULICA 1
H
0,80
0,30
1/1956
0,708
0,163
1.527,21
1.338,94
1.232,793
521,999
(1) Los Guinchos 11 se traslada a Las Salinas en 2004.
(2) El Palmar 11 se cierra en 2003 y El Palmar 5 se cierra en 2004.
ENDESA GENERACIÓN-SISTEMAS CEUTA Y MELILLA
MILLONES DE EUROS
Grupo
Denominación Registro
Tipo
Potencia nominal
Potencia NETA
Fecha entrada
Valor bruto de la inversión
Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005
MELILLA 5
G-5
D
5,76
5,30
12/1980
5,413
0,000
MELILLA 6
G-6
D
5,76
5,30
11/1980
5,413
0,000
MELILLA 7
G-7
D
3,00
1,90
9/1986
2,780
0,000
MELILLA 8
G-8
D
3,00
1,90
8/1986
2,780
0,000
MELILLA 9
G-9
TG
14,70
11,50
7/1991
8,615
3,618
MELILLA 10
G-10
D
9,28
8,51
6/1997
16,710
10,973
TOTAL MELILLA
41,50
34,41
41,711
14,591
CEUTA 1
G-1
D
5,76
5,30
10/1980
4,311
0,000
CEUTA 2
G-2
D
5,76
5,30
11/1980
4,311
0,000
CEUTA 5
G-3
D
3,12
1,90
6/1985
1,853
0,000
CEUTA 6
G-6
D
5,76
5,30
11/1986
3,566
0,832
CEUTA 7
G-7
D
6,72
6,21
7/1993
5,393
2,696
CEUTA 8
G-8
D
9,28
8,51
12/1998
6,034
4,324
CEUTA 9
G-9
D
12,30
11,50
12/2001
18,332
15,338
TOTAL CEUTA
48,70
44,02
43,800
23,191
TOTAL CEUTA Y MELILLA
90,20
78,43
85,511
37,782
2. Grupos con entrada en explotación entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre de 2005.
Año
Emplazamiento
Denominación
Denominación Registro
Fecha de puesta en marcha
TIPO
Potencia bruta (MW)
Potencia neta (MW)
VAI Millones Euros
Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005
2002
Mallorca
Son Reus 8
Turbina de vapor 8 (CCGT-8C)
01/06/2002
CCGT
232,8
204,0
212,106
181,704
Tenerife
Granadilla 6
Gas 2
10/12/2001
TG
42,0
39,2
30,208
26,513
Lanzarote
Punta Grande 15
Diesel 7
21/02/2002
D
18,4
17,2
24,811
20,979
Lanzarote
Punta Grande 16
Diesel 8
21/01/2002
D
18,4
17,2
25,228
21,248
Melilla
Melilla 11
Diesel 10
01/10/2002
D
12,3
11,8
18,187
15,823
TOTAL 2002
323,9
289,5
310,5
266,3
2003
Mallorca
Son Reus 9
Turbina de Gas 9 (CC206FA)
24/06/2003
CCGT
75,0
63,3
63,361
56,975
Mallorca
Son Reus 10
Turbina de Gas 10 (CC206FA)
24/06/2003
CCGT
75,0
63,3
63,361
56,975
Gran Canaria
Bco. Tirajana 5
Gas 3 (CC1)
19/07/2003
CCGT
75,0
68,7
75,059
67,703
Gran Canaria
Bco. Tirajana 6
Gas 4 (CC1)
21/08/2003
CCGT
75,0
68,7
75,059
67,970
Tenerife
Granadilla 7
Gas 3 (CC1)
21/09/2003
CCGT
75,0
68,7
71,532
65,015
Tenerife
Arona 1
Gas 1
19/05/2003
TG
25,0
21,6
15,905
14,240
Tenerife
Arona 2
Gas 2
03/06/2003
TG
25,0
21,6
16,472
14,774
La Palma
Los Guinchos 14
Diesel 13
10/11/2003
D
12,3
11,2
28,888
26,413
Melilla
Melilla 12
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Melilla
Melilla 13
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Melilla
Melilla 14
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Melilla
Melilla 15
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Melilla
Melilla 16
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Melilla
Melilla 17
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Melilla
Melilla 18
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Melilla
Melilla 19
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Ceuta
Ceuta 10
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Ceuta
Ceuta 11
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Ceuta
Ceuta 12
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
Ceuta
Ceuta 13
G-Electrógenos
01/01/2003
D
1,0
0,8
1,653
1,455
TOTAL 2003
449,3
396,7
429,5
387,5
2004
Menorca
Mahón 14
Turbina de Gas 3
01/06/2004
TG
45,0
39,4
21,981
20,589
Gran Canaria
Bco. Tirajana 7
Turbina de vapor 3 (CC1)
22/11/2004
CCGT
75,0
68,7
75,059
71,731
Tenerife
Granadilla 8
Gas 4 (CC1)
09/04/2004
CCGT
75,0
68,7
71,532
66,588
La Palma
Los Guinchos 15
Gas Móvil 2
11/12/2004
TG
24,0
21,0
20,190
19,338
Fuerteventura
Las Salinas 10
Diesel 7
16/07/2004
D
18,4
17,2
36,193
34,082
La Gomera
El Palmar 19
Diesel 18
04/12/2004
D
3,5
3,1
6,966
6,666
TOTAL 2004
240,9
218,1
231,9
219,0
2005
Mallorca
Son Reus 11
Turbina de vapor 11 (CC206FA)
01/06/2005
CCGT
75,0
63,3
63,361
61,882
Tenerife
Granadilla 9
Vapor3 (CC1)
01/06/2005
CCGT
75,0
68,7
71,532
69,863
La Gomera
El Palmar 20
Diesel 19
03/06/2005
D
3,5
3,1
Fuerteventura
Las Salinas 11
Diesel 8
25/07/2005
D
18,4
17,2
Fuerteventura
Las Salinas 12
Diesel 9
28/09/2005
D
18,4
17,2
El Hierro
Llanos Blancos 16
Diesel 14
21/10/2005
D
2,0
1,9
El Hierro
Llanos Blancos 17
Diesel 15
01/12/2005
D
2,0
1,9
TOTAL 2005
194,3
173,3
134,9
131,7
El valor de la inversión de los grupos con entrada en explotación en 2005 que no figuran en el cuadro anterior será el valor real de la inversión auditado y el valor neto a 31 de diciembre de 2005 será el resultado de descontar la correspondiente amortización suponiendo una vida útil de la instalación de 25 años, de acuerdo con lo establecido en esta orden. A estos efectos la empresa titular deberá presentar la correspondiente auditoría junto con la solicitud de compensación a que hace referencia el apartado 4 de la disposición transitoria segunda.
Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm.124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9085.
ANEXO IV
Retribución total por inversión y de los costes de operación y mantenimiento fijos durante los años 2001, 2002 2003, 2004 y 2005 para las instalaciones de generación en régimen ordinario
1. Retribución total por inversión de los grupos de generación en régimen ordinario.
1.1 Retribución total por inversión de los grupos con entrada en explotación antes del 1 de enero de 2002.
La retribución total por inversión de estos grupos para el año 2001 se ha calculado conforme lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, aplicando la tasa de retribución (Trn) a la inversión bruta auditada a 31 de diciembre de 2001, de acuerdo con la siguiente formula:
CITin = VBAi * Trn + Ai
Donde:
– VBA: Valor bruto auditado de la inversión del grupo i a 31 de diciembre de 2001
– (Trn): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponde con el valor de los Bonos del Estado a diez años más 150 puntos básicos.
– Ai: Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW.
La retribución total por inversión de los grupos en el resto de los años se ha calculado conforme lo establecido con carácter general en esta orden considerando un factor de disponibilidad de 0,88 constante para todas las horas del año de la potencia neta y un factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares igual a la unidad.
De acuerdo con lo anterior la retribución total por inversión de los grupos con entrada en explotación antes del 1 de enero de 2002 durante los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 es la siguiente:
GESA GENERACIÓN-SISTEMA BALEARES
Grupo
Denominación Registro
Tipo
MILLONES DE EUROS
RCITi
RCITi
RCITi
RCITi
RCITi
2001
2002
2003
2004
2005
ALCUDIA 1
GRUPO 1
C
10,545
5,351
5,016
4,618
4,344
ALCUDIA 2
GRUPO 2
C
10,545
5,558
5,219
4,800
4,525
ALCUDIA 3
TURBINA GAS 1
TG
0,850
0,611
0,580
0,529
0,507
ALCUDIA 4
TURBINA GAS 2
TG
0,810
0,582
0,553
0,505
0,483
ALCUDIA 5
GRUPO 3
C
17,041
16,508
15,813
14,356
13,895
ALCUDIA 6
GRUPO 4
C
16,986
16,622
15,926
14,457
13,996
FORMENTERA 1
TURBINA GAS 1
TG
0,345
0,135
0,135
0,134
0,134
IBIZA 3
SULZER 1
D
0,082
0,032
0,032
0,032
0,032
IBIZA 4
SULZER 2
D
0,082
0,032
0,032
0,032
0,032
IBIZA 5
BURMEISTER 1
D
0,201
0,079
0,079
0,078
0,078
IBIZA 6
BURMEISTER 2
D
0,201
0,079
0,079
0,078
0,078
IBIZA 7
BURMEISTER 3
D
0,201
0,079
0,079
0,078
0,078
IBIZA 8
BURMEISTER 4
D
0,201
0,079
0,079
0,078
0,078
IBIZA 9
BURMEISTER 5
D
1,020
0,535
0,503
0,462
0,436
IBIZA 10
BURMEISTER 6
D
1,020
0,540
0,507
0,467
0,440
IBIZA 11
BURMEISTER 7
D
1,123
0,718
0,680
0,622
0,592
IBIZA 12
TURBINA GAS 1
TG
0,535
0,375
0,356
0,325
0,311
IBIZA 13
BURMEISTER 8
D
1,864
1,595
1,523
1,386
1,336
IBIZA 14
BURMEISTER 9
D
1,677
1,444
1,379
1,254
1,209
IBIZA 15
TURBINA GAS 2
TG
0,155
0,061
0,060
0,060
0,060
IBIZA 16
MAN 1
D
0,981
2,126
2,042
1,851
1,797
IBIZA 17
MAN 2
D
0,842
2,196
2,109
1,911
1,856
MAHÓN 9
BURMEISTER 1
D
2,003
1,576
1,502
1,368
1,315
MAHÓN 10
BURMEISTER 2
D
1,922
1,504
1,432
1,305
1,254
MAHÓN 11
BURMEISTER 3
D
1,962
1,530
1,458
1,328
1,276
MAHÓN 12
TURBINA GAS 2
TG
0,896
0,774
0,739
0,672
0,648
MAHÓN 13
TURBINA GAS 1
TG
1,051
1,078
1,033
0,937
0,909
SAN JUAN DE DIOS 3 (2)
FUEL 3
F
0,657
0,257
0,000
0,000
0,000
SAN JUAN DE DIOS 4 (2)
FUEL 4
F
0,657
0,257
0,000
0,000
0,000
SAN JUAN DE DIOS 5 (2)
FUEL 5
F
0,836
0,328
0,000
0,000
0,000
SON MOLINAS 1
TURBINA GAS 1
TG
0,003
0,001
0,001
0,001
0,000
SON MOLINAS 4
TURBINA GAS 3
TG
0,366
0,174
0,163
0,150
0,131
SON MOLINAS 5 (1)
TURBINA GAS 4
TG
0,366
0,175
0,164
0,151
0,136
SON REUS 1
TURBINA GAS 1
TG
1,331
1,404
1,347
1,222
1,186
SON REUS 2
TURBINA GAS 2
TG
1,328
1,401
1,345
1,219
1,183
SON REUS 3
TURBINA GAS 3
TG
1,328
1,401
1,344
1,219
1,183
SON REUS 4
TURBINA GAS 4
TG
1,327
1,403
1,346
1,221
1,184
SON REUS 5 (3)
TURBINA GAS 5
TG
2,303
2,497
0,000
0,000
0,000
SON REUS 6 (3)
TURBINA GAS 6
TG
2,303
2,497
0,000
0,000
0,000
SON REUS 7 (3)
TURBINA GAS 7
TG
1,919
2,502
0,000
0,000
0,000
TOTAL...............
89,865
76,095
64,655
58,906
56,702
(1) Traslado en 2003 a Ibiza 18.
(2) bajas 2003.
(3) A mitad de año se incorporan al CC en 2002.
UNELCO GENERACIÓN-SISTEMA CANARIAS
Grupo
Denominación Registro
Tipo
MILLONES DE EUROS
RCITi
RCITi
RCITi
RCITi
RCITi
2001
2002
2003
2004
2005
BCO. TIRAJANA 1
GAS 1
TG
1,015
0,831
0,793
0,722
0,695
BCO. TIRAJANA 2
GAS 2
TG
1,233
1,113
1,064
0,967
0,934
BCO. TIRAJANA 3
VAPOR 1
F
15,834
14,601
13,970
12,692
12,265
BCO. TIRAJANA 4
VAPOR 2
F
13,878
12,968
12,411
11,274
10,899
JINAMAR 1
VAPOR 1
F
0,764
0,300
0,299
0,297
0,297
JINAMAR 2
DIESEL 1
D
0,264
0,104
0,104
0,103
0,103
JINAMAR 3
DIESEL 2
D
0,229
0,090
0,090
0,089
0,089
JINAMAR 4
DIESEL 3
D
0,268
0,105
0,105
0,104
0,104
JINAMAR 5
VAPOR 2
F
0,648
0,254
0,254
0,252
0,252
JINAMAR 6
VAPOR 3
F
1,252
0,525
0,470
0,243
0,243
JINAMAR 7
GAS 1
TG
0,428
0,210
0,196
0,181
0,170
JINAMAR 8
VAPOR 4
F
4,619
2,434
2,286
2,102
1,982
JINAMAR 9
VAPOR 5
F
5,816
3,622
3,424
3,135
2,983
JINAMAR 10
GAS 2
TG
0,938
0,674
0,640
0,584
0,559
JINAMAR 11
GAS 3
TG
0,924
0,671
0,637
0,582
0,557
JINAMAR 12
DIESEL 4
D
4,078
3,090
2,941
2,681
2,573
JINAMAR 13
DIESEL 5
D
4,324
3,297
3,138
2,861
2,746
SALINAS, LAS 1
DIESEL 1
D
0,129
0,051
0,051
0,050
0,050
SALINAS, LAS 2
DIESEL 2
D
0,149
0,054
0,054
0,054
0,054
SALINAS, LAS 3
DIESEL 3
D
0,292
0,133
0,124
0,114
0,061
SALINAS, LAS 4
DIESEL 4
D
0,438
0,221
0,207
0,191
0,180
SALINAS, LAS 5
DIESEL 5
D
0,513
0,258
0,241
0,222
0,209
SALINAS, LAS 6
DIESEL 6
D
4,437
3,362
3,199
2,917
2,799
SALINAS, LAS 7
GAS 1
TG
0,936
0,773
0,738
0,671
0,646
SALINAS, LAS 8
GAS 2
TG
1,761
1,858
1,783
1,617
1,568
PUNTA GRANDE 2
DIESEL 1
D
0,872
0,558
0,528
0,483
0,460
PUNTA GRANDE 3
DIESEL 2
D
0,857
0,561
0,532
0,486
0,464
PUNTA GRANDE 7
DIESEL 3
D
0,595
0,404
0,383
0,350
0,335
PUNTA GRANDE 9
GAS 1
TG
0,658
0,460
0,437
0,399
0,382
PUNTA GRANDE 11
DIESEL 4
D
1,894
1,384
1,316
1,201
1,150
PUNTA GRANDE 12
DIESEL 5
D
1,870
1,357
1,290
1,177
1,128
PUNTA GRANDE 13
DIESEL 6
D
3,866
3,186
3,039
2,766
2,663
PUNTA GRANDE 14
GAS 2
TG
1,490
1,462
1,400
1,271
1,231
CANDELARIA 3
DIESEL 1
D
0,223
0,088
0,087
0,087
0,087
CANDELARIA 4
DIESEL 2
D
0,220
0,086
0,086
0,086
0,086
CANDELARIA 5
GAS 3
TG
0,193
0,076
0,076
0,075
0,075
CANDELARIA 6
DIESEL 3
D
0,218
0,085
0,085
0,085
0,085
CANDELARIA 7
VAPOR 3
F
0,777
0,305
0,304
0,302
0,302
CANDELARIA 8
VAPOR 4
F
0,788
0,309
0,309
0,306
0,306
CANDELARIA 9
VAPOR 5
F
1,562
0,666
0,619
0,354
0,303
CANDELARIA 10
VAPOR 6
F
4,742
2,942
2,781
2,546
2,422
CANDELARIA 11
GAS 1
TG
0,872
0,620
0,589
0,537
0,514
CANDELARIA 12
GAS 2
TG
0,956
0,699
0,664
0,606
0,581
GRANADILLA 1
GAS 1
TG
1,160
0,885
0,842
0,768
0,737
GRANADILLA 2
DIESEL 1
D
2,793
2,198
2,095
1,908
1,834
GRANADILLA 3
DIESEL 2
D
2,823
2,236
2,131
1,941
1,866
GRANADILLA 4
VAPOR 2
F
15,900
14,506
13,875
12,609
12,180
GRANADILLA 5
VAPOR 1
F
14,086
12,955
12,393
11,261
10,881
GUINCHOS, LOS 6
DIESEL 6
D
0,112
0,044
0,044
0,044
0,044
GUINCHOS, LOS 7
DIESEL 7
D
0,108
0,042
0,042
0,042
0,042
GUINCHOS, LOS 8
DIESEL 8
D
0,135
0,053
0,053
0,052
0,052
GUINCHOS, LOS 9
DIESEL 9
D
0,283
0,132
0,123
0,114
0,082
GUINCHOS, LOS 10
DIESEL 10
D
0,439
0,239
0,224
0,206
0,195
GUINCHOS, LOS 11(1)
GAS 1
TG
0,551
0,379
0,359
0,328
0,314
GUINCHOS, LOS 12
DIESEL 11
D
0,890
0,799
0,764
0,694
0,670
GUINCHOS, LOS 13
DIESEL 12
D
1,238
1,449
1,391
1,261
1,224
PALMAR, EL 5
DIESEL 5
D
0,030
0,012
0,012
0,000
0,000
PALMAR, EL 11
DIESEL 11
D
0,099
0,060
0,000
0,000
0,000
PALMAR, EL 12
DIE …
Explicación por IA a partir del texto oficial de la ley. Orientativa, no sustituye asesoramiento legal.