200 ok I La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, dispuso que las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollaran en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (hoy sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares) serían objeto de una reglamentación singular, debido a las características específicas que presentan respecto al sistema peninsular, derivadas de su ubicación territorial y de su carácter aislado. A su vez la citada ley, con el fin de mantener precios equivalentes a los que resultan del sistema de ofertas peninsular, y teniendo en cuenta el mayor coste de generación previsible, derivado de la propia estructura de los sistemas aislados, estableció un mecanismo de compatibilidad económica, que garantizara el fin perseguido, evitando la discriminación a los consumidores, y comercializadores, sin perjudicar la eficiencia energética y económica de cada uno de los sistemas. Por ello, se preceptuó que la actividad de producción de energía eléctrica, pudiera estar excluida del sistema de ofertas y ser retribuida tomando como referencia la estructura de precios del sistema peninsular a lo que se podría añadir un concepto retributivo adicional que tuviera en consideración todos los costes específicos de estos sistemas y los costes de esta actividad de producción de energía eléctrica que no pudieran ser sufragados con cargo a los ingresos obtenidos en dichos ámbitos territoriales. Esta ley fue objeto de desarrollo principalmente por el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares así como por la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se establece el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Con esta regulación se adaptaron sus principios a las peculiaridades de estos sistemas con el doble objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad, para que se realizase al menor coste posible. De esta forma y en relación con la generación, se creó un mecanismo de despacho de las unidades de producción por orden de mérito económico hasta cubrir la demanda prevista, teniendo en cuenta los niveles de seguridad y calidad establecidos. El operador del sistema realiza el despacho económico de las unidades de producción en cada sistema, con base en los costes variables de las centrales de producción. La referida normativa estableció los siguientes conceptos de coste variable: el coste variable de funcionamiento, el coste de arranque, el coste variable de operación y mantenimiento por funcionamiento, el coste de reserva caliente y el coste de la banda de regulación. Como contrapartida al sistema de despacho económico y retribución de la generación, en el lado de la demanda se estableció un mecanismo de compatibilidad económica para los compradores de energía para evitar que se produjeran discriminaciones respecto a sus homólogos del sistema peninsular. Adicionalmente a los costes variables de las centrales, utilizados para realizar el despacho, en la actividad de producción se previó también una retribución por otros conceptos de naturaleza fija, llamados en su día garantía de potencia. La garantía de potencia buscaba retribuir los costes de inversión y de operación y mantenimiento fijos, teniendo en cuenta el nivel específico de reserva que es necesario mantener en estos sistemas eléctricos y el sobrecoste de las tecnologías específicas utilizadas. Asimismo la normativa específica de estos territorios desarrolló el procedimiento de liquidación de la energía contemplando las condiciones específicas del despacho económico de la generación y de la compra de la energía señaladas anteriormente. II Sin embargo, la falta de convergencia entre los ingresos y los costes de las actividades con retribución regulada en el sector eléctrico generó una deuda creciente del sistema eléctrico. En el seno de la reforma del sector eléctrico que el Ministerio de Industria, Energía y Turismo está llevando a cabo para suprimir de manera definitiva los desajustes entre ingresos y costes, la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Turismo encargó a la Comisión Nacional de Energía que elaborara un informe sobre medidas de ajuste regulatorio que se pudieran adoptar en los sectores energéticos. Fruto de ese encargo la citada Comisión realizó el informe sobre el sector energético español de 7 de marzo de 2012, donde se analizan, entre otras cuestiones, la evolución de la compensación por la actividad de generación en los territorios no peninsulares y se proponen una serie de medidas, que pasan por la revisión de la normativa en vigor. La primera de las medidas adoptadas fue la aprobación del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, donde se establecen los criterios a tener en cuenta a la hora de determinar la retribución de la generación en régimen ordinario en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares así como un mandato al Gobierno para revisar el modelo retributivo de costes fijos y variables de las centrales de generación en estos sistemas eléctricos teniendo en cuenta dichos criterios. En segundo lugar, y en esa misma línea el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, determinó que las revisiones normativas del modelo retributivo de las centrales de producción en estos sistemas que se desarrollen serían de aplicación desde el 1 de enero de 2012. A estos efectos, se adelantan algunas de estas modificaciones del modelo retributivo, incorporando las propuestas recogidas en el Informe de la Comisión Nacional de Energía sobre el sector energético español de fecha 7 de marzo de 2012, relativas a la eliminación de la retribución de los gastos de naturaleza recurrente, y a la revisión de la tasa de retribución financiera. En tercer lugar, y debido a que la configuración de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares presentaba una serie de carencias que amenazaban la seguridad de suministro y dificultaban la reducción de los costes de las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica, se aprobó 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. Finalmente, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que deroga la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, establece los mecanismos que deberán ser desarrollados en la reglamentación singular de dichos territorios no peninsulares. Como novedades con respecto a la ley anterior, en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, se recoge expresamente por un lado que la reglamentación de desarrollo de la ley en estos territorios tendrá presente el fomento de energías renovables cuando sean técnicamente asumibles y supongan una reducción de costes del sistema; la aplicación de criterios técnicos y de mercado para el despacho de la energía hasta la integración de estos sistemas en el mercado peninsular cuando exista una interconexión con la península de capacidad comercial suficiente; establecerá incentivos económicos al operador del sistema para que, manteniendo la seguridad, se reduzca progresivamente el coste de generación; e incorporará señales de precios eficientes al consumidor para que pueda adaptar su consumo a la curva de carga de cada sistema. Igualmente, en lo que se refiere al régimen retributivo de la actividad de producción, la citada Ley 24/2013, de 26 de diciembre, determina que para el cálculo de la retribución de la actividad de producción en estos sistemas eléctricos con régimen retributivo adicional se considerarán los costes necesarios para realizar la actividad por una empresa eficiente y bien gestionada, mediante la aplicación de criterios homogéneos en todo el territorio español, sin perjuicio de las especificidades previstas para los territorios no peninsulares. Estos regímenes económicos permitirán la obtención de una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo. Así, los parámetros de retribución de esta actividad se fijarán teniendo en cuenta la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada para estas actividades por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años. Estos parámetros retributivos podrán revisarse antes del comienzo de cada periodo regulatorio de seis años. Si no se llevara a cabo esta revisión se entenderán prorrogados para todo el periodo regulatorio siguiente. En la citada revisión podrá modificarse la tasa de retribución aplicable a dichas actividades que se fijará legalmente. El concepto retributivo adicional se basará en los siguientes principios:

1. a)Se tendrán en consideración exclusivamente los extracostes específicos de estos sistemas eléctricos asociados a su ubicación territorial y, en su caso, a su carácter aislado.
2. b)Para la determinación de los costes de inversión y explotación de la actividad de producción de energía eléctrica se considerará una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada.
3. c)Al efecto de permitir una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo, la tasa de retribución financiera de la inversión neta reconocida estará referenciada al rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario incrementado con un diferencial adecuado. III El presente real decreto da cumplimiento al mandato establecido en el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de abril, estableciendo el régimen económico de las instalaciones de producción en estos sistemas en virtud de lo previsto en el mismo y en el Real Decreto- ley 20/2012, de 13 de julio. Igualmente contempla el desarrollo de determinados aspectos de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, y de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. Este real decreto establece el régimen administrativo de las instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares, especificando las competencias administrativas y procediendo a una reordenación de los procedimientos administrativos que afectan a las instalaciones de generación. Se diferencian claramente aquellos procedimientos relativos a la asignación del régimen económico o a la gestión del despacho de producción, de competencia estatal; de aquellos otros necesarios para su puesta en funcionamiento, en la mayoría de los casos de competencia autonómica. Por otra parte, se determina el procedimiento de reconocimiento de los datos técnicos y económicos de las centrales, necesarios para el correcto desarrollo del despacho de producción. Asimismo se establece la regulación básica relativa a los procedimientos de inscripción y, en su caso, cancelación en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, y se prevén determinados aspectos aplicables a los casos en que resulte competente la Administración General del Estado. En los sistemas eléctricos aislados, especialmente vulnerables, se hace necesario distinguir entre instalaciones de producción gestionables de aquellas que no lo son, razón por la que en este real decreto se regula la actividad de producción de energía eléctrica y su retribución, distinguiendo entre aquellas instalaciones gestionables de aquellas que no lo son. Así pues, las nuevas instalaciones de cogeneración de potencia neta superior a 15 MW y aquellas que utilicen como energía primaria biomasa, biogás, geotermia, residuos y energías residuales ubicadas en los territorios no peninsulares serán programadas de forma análoga al resto de instalaciones térmicas, siendo a su vez, retribuidas como estas últimas, no percibiendo el régimen retributivo específico aplicable a las instalaciones de generación a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. De este modo se regulan los procedimientos para la asignación eficiente de los distintos regímenes económicos, en desarrollo de lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre y de la Ley 17/2013, de 29 de octubre. Asimismo se procede al establecimiento de mecanismos de control y de comprobación por parte de la Administración General del Estado de la subsistencia de las condiciones determinantes para la percepción del régimen económico, sin perjuicio de las competencias del resto de órganos afectados. En esta línea, al objeto de garantizar el suministro de energía eléctrica, se establece un procedimiento que, dentro del libre ejercicio de la actividad de generación, permita la instalación de la potencia necesaria para el correcto suministro de energía, con lo niveles de calidad y de seguridad adecuados y al menor coste para el sistema eléctrico en su conjunto. Con este objetivo, se incluye la obligación al operador del sistema de realizar informes periódicos en los que se analice la cobertura de estos sistemas y se detecten posibles carencias de potencia instalada, según unos criterios que serán establecidos por el Gobierno. Además, se desarrolla un procedimiento de concurrencia competitiva para la concesión de la resolución de compatibilidad prevista en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, que será concedida teniendo en cuenta las necesidades de potencia puestas de manifiesto por el operador del sistema, las características técnicas que sean más apropiadas para estos sistemas y la opción económicamente más ventajosa para el conjunto del sistema. Asimismo, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se podrán establecer concursos para la instalación de nueva potencia adicional que reduzca los costes de generación en dicho sistema. Este real decreto regula determinados aspectos de las instalaciones hidroeléctricas de bombeo. Estas instalaciones son elementos fundamentales para dotar a los sistemas eléctricos de capacidad de respuesta rápida y segura facilitando su adecuada gestión, asimismo mejoran la seguridad de suministro y favorecen la penetración de las energías renovables no gestionables, que por una parte tienen un menor impacto medioambiental y por otra provocan una reducción de costes en estos sistemas. El Consejo de Ministros declarará qué instalaciones de bombeo tienen 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 y que en virtud de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, serán de titularidad del operador del sistema de acuerdo con el procedimiento establecido en este real decreto. Por otra parte, este real decreto contempla las características técnicas de las instalaciones y su modificación, que además de afectar a la correcta gestión del despacho de producción, influyen de modo significativo en el régimen retributivo adicional y serán previamente aprobadas, garantizándose así que subsisten las condiciones técnicas de las instalaciones a las que se les otorgó un determinado régimen económico. Los parámetros técnicos necesarios para el cálculo de la retribución por costes variables de las instalaciones con derecho a la percepción del régimen retributivo adicional, se obtendrán a partir de las pruebas de rendimiento de los grupos. Asimismo, se desarrolla la metodología para el cálculo de la retribución que percibirán las instalaciones con derecho al régimen retributivo adicional, la cual incluirá tanto los conceptos previstos en los párrafos a),
4. b)y
5. c)del artículo 14.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, como el concepto retributivo adicional. Dicha retribución incluirá una retribución por coste fijo con una tasa de retribución similar al del resto de actividades de retribución regulada y una retribución por coste variable de generación que tiene en cuenta los costes de combustible, de operación y mantenimiento y los modos de funcionamiento de un grupo con un rendimiento medio, reforzando el concepto de instalación tipo de titularidad de una empresa eficiente y bien gestionada. La principal novedad introducida por este real decreto es que, partiendo de los mismos informes técnicos que motivaron la normativa anterior, se cambia el enfoque dado al régimen retributivo adicional de la actividad de generación en estos sistemas, pasando de un modelo basado en el reconocimiento de los costes incurridos para el ejercicio de la actividad, a un modelo que prime la eficiencia tecnológica y de gestión e incentive la mejora continua de las instalaciones. Así, se establecen mecanismos para incentivar el mantenimiento de las centrales, la renovación de las centrales menos eficientes, bien mediante nuevas inversiones o bien siendo desplazadas por centrales nuevas, todo ello dentro un marco que tiene como finalidad retribuir de forma homogénea las actividades con retribución regulada y en el que el concepto retributivo adicional en estos territorios establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, tenga en consideración exclusivamente los extracostes específicos de estos sistemas asociados a su carácter aislado y a su no peninsularidad. Se determinan unos periodos regulatorios de seis años de duración para la revisión de la retribución por costes fijos y por costes variables, así como para la revisión de la tasa de retribución para adaptarla al ciclo económico y a las tasas de retribución de actividades con un nivel de riesgo análogo. Los nuevos estándares de inversión que se definan tendrán además en cuenta los ahorros derivados de las economías de escala. En ningún caso se tendrán en consideración los costes o inversiones que vengan determinados por normas o actos administrativos que no sean de aplicación en todo el territorio español y, del mismo modo, sólo se tendrán en cuenta aquellos costes e inversiones que respondan exclusivamente a la actividad de producción de energía eléctrica. Como ya se ha indicado, el nuevo modelo retributivo incentiva el mantenimiento y renovación de las centrales en funcionamiento, por ello se contempla expresamente que las inversiones de renovación y mejora de las centrales se reconocerán y retribuirán como el resto de inversiones. Por un lado, se modifica la determinación de la retribución por costes variables de generación, en el que se seguirán teniendo en cuenta los conceptos de costes de combustible, de operación y mantenimiento, modos de funcionamiento del grupo y costes medioambientales pero teniendo en cuenta los costes de un grupo con un rendimiento medio y de titularidad de una empresa eficiente y bien gestionada, con el fin de incentivar la correcta gestión y mantenimiento de las instalaciones. Por otro lado, se establecen unos mecanismos de control a través de los cuales se pueda comprobar que la retribución por costes fijos se destina al correcto mantenimiento de las centrales, para lo que el operador del sistema podrá dar órdenes de arranque a centrales que tengan un funcionamiento reducido para comprobar su efectiva disponibilidad. Asimismo, se condiciona la percepción del concepto por operación y mantenimiento fijos a unos valores mínimos de disponibilidad. Además, se fija la obligación de autorización de la mezcla de combustible utilizada en las centrales de tal forma que se evite el incremento de los costes de generación en estos sistemas debidos a las modificaciones en la utilización de los combustibles no justificada por razones técnicas. En efecto, los precios de los combustibles son una de las partidas más importantes de la retribución por costes variables de las centrales con repercusión en el extracoste de generación de estos sistemas con cargo a los costes de todo el sistema eléctrico. Así, se establece un mecanismo que permita el suministro de combustibles a todos los sujetos productores que quieran instalarse en los sistemas no peninsulares a un precio competitivo. Se opta por un mecanismo de subastas que se ajuste a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación que será desarrollado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. Transitoriamente se establece un precio del producto a partir de la cotización de los combustibles en mercados internacionales. Con el objetivo de mejorar la eficiencia en la gestión de los sistemas eléctricos aislados y la detección de los puntos críticos en el suministro de energía con niveles de calidad y seguridad adecuados, se establecen tres fases en el despacho de producción, una en la que se cubra exclusivamente la demanda a partir de la información comunicada por los sujetos, una segunda fase en la que se tengan en cuenta los criterios de seguridad y previsiones de desvíos y una tercera fase en la que se incluyan las restricciones de la red. Adicionalmente, se reconoce un incentivo al operador del sistema para que, manteniendo los niveles de calidad, se minimice el consumo de combustibles por energía generada. Finalmente, se define el extracoste de la actividad de producción de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares como la diferencia entre los costes de generación de todas las centrales en estos sistemas independientemente de su tecnología o potencia y las cantidades percibidas en el despacho procedentes de la demanda. El presente real decreto, en aplicación de la Ley 2/2015, de 30 de marzo, de desindexación de la economía española, suprime las actualizaciones existentes en el marco anterior a partir de índices generales de precios. En lo relativo al reconocimiento de los costes de combustibles y emisiones, se mantiene el criterio vigente hasta la fecha de compensación de los mismos, modificando, tan solo, los índices de referencia aplicables. En todo caso, las actualizaciones a partir de estos índices se encuentran amparadas en la Ley 2/2015, de 30 de marzo, citada. Las revisiones de los parámetros retributivos a que hace referencia el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, quedarán sometidas a los límites previstos en la Ley 2/2015, de 30 de marzo, y su normativa de desarrollo. IV Por otro lado, desde la entrada en vigor del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, se ha puesto de manifiesto la necesidad de proceder a la modificación de determinados aspectos de carácter operativo, concretamente se modifica la disposición transitoria octava de dicho real decreto, en lo relativo el plazo de devolución de cantidades consecuencia de las liquidaciones que deban realizarse a las instalaciones de acuerdo a lo dispuesto en la disposición transitoria tercera 2 del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Por otro lado, se determina que a las instalaciones de cogeneración de hasta 15 MW de potencia neta ubicadas en los territorios no peninsulares les será de aplicación el régimen retributivo específico regulado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, al considerar que por su reducido tamaño, el servicio que pueden prestar a estos sistemas es limitado, y por tanto resulta más adecuada la aplicación de dicho régimen retributivo que el régimen retributivo adicional. Finalmente, en línea con el desarrollo de la administración electrónica prevista en la Ley 11/2007, de 22 de junio, de acceso electrónico, de los ciudadanos a los Servicios Públicos y con el objetivo de agilizar y simplificar a los ciudadanos y empresas la tramitación de determinados procedimientos administrativos regulados en la normativa sectorial se procede a establecer la obligación de su tramitación electrónica. De acuerdo con lo establecido en el artículo 5.2
6. a)de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, lo dispuesto en el presente real decreto ha sido informado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. El trámite de audiencia de este real decreto ha sido evacuado mediante consulta a los representantes en el Consejo Consultivo de Electricidad, de acuerdo con lo previsto en la disposición transitoria décima de la citada Ley 3/2013, de 4 de junio. El real decreto ha sido informado por las comunidades autónomas de Canarias y las Illes Balears y las ciudades de Ceuta y Melilla en cuanto que forman parte de su consejo consultivo. Aconsejado por el Consejo de Estado en su dictamen núm. 381/2015 de 7 de mayo, se ha remitido el texto del proyecto a la Comisión Europea a los efectos de apreciar su conformidad con la política comunitaria. Por ello, y ateniendo al propio dictamen se incluye una disposición adicional en el proyecto que condiciona la plena efectividad del régimen económico a la constatación de su conformidad con el ordenamiento comunitario. Este texto se informó a la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos en fecha 29 de julio. En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Energía y Turismo, con la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 31 de julio de 2015, DISPONGO: TÍTULO I Disposiciones Generales Artículo 1. Objeto. 1. Este real decreto regula la actividad de producción de energía eléctrica destinada al suministro de energía eléctrica en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. 2. Igualmente, constituye el objeto de este real decreto la regulación del régimen jurídico y económico de las instalaciones de bombeo que tengan 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. 3. Asimismo, constituye el objeto de este real decreto la regulación de la gestión económica y técnica de cada uno de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, de acuerdo con lo establecido en Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Artículo 2. Ámbito de aplicación. Este real decreto es de aplicación a todos los sujetos definidos en el artículo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que ejerzan sus actividades en alguno de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. A los efectos de lo establecido en este real decreto se distinguen dos tipos de instalaciones:
7. a)Instalaciones categoría A. Dentro de esta categoría se incluyen los grupos de generación hidroeléctricos no fluyentes y térmicos que utilicen como fuentes de energía carbón, hidrocarburos, biomasa, biogás, geotermia, residuos y energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica, así como las instalaciones de cogeneración de potencia neta superior a 15 MW.
8. b)Instalaciones categoría B. Dentro de este grupo se incluyen las instalaciones de generación no incluidas en el párrafo anterior que utilicen fuentes de energía renovables e instalaciones de cogeneración de potencia neta inferior o igual a 15 MW. Artículo 3. Definición de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares. 1. A los efectos de este real decreto se consideran territorios no peninsulares los de las comunidades autónomas de Canarias y las Illes Balears y los de las ciudades de Ceuta y Melilla. 2. Los sistemas eléctricos aislados de los cuatro territorios no peninsulares son los siguientes: Canarias Las Illes Balears Ceuta Melilla Gran Canaria. Mallorca-Menorca. Ceuta. Melilla. Tenerife. Ibiza-Formentera. Lanzarote-Fuerteventura. La Palma. La Gomera. El Hierro. 3. En aquellos casos en los que se produzca una unión mediante redes eléctricas de dos o más sistemas eléctricos aislados de tal manera que se permita la integración en un único sistema, por Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se procederá a revisar la definición de los sistemas eléctricos aislados. 4. Los sistemas eléctricos aislados dejarán de considerarse como tales cuando estén efectivamente integrados con el sistema peninsular, es decir, cuando la capacidad de conexión con la península sea tal, que permita su incorporación en el mercado de producción peninsular y existan los mecanismos de mercado que permitan integrar su energía, hecho que deberá establecerse por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe del operador del sistema y del operador del mercado. Artículo 4. Planificación. A los efectos de la planificación definida en el artículo 4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en estos sistemas eléctricos, la estimación de la potencia que deba ser instalada para cubrir la demanda en cada sistema eléctrico aislado será aquella que proporcione un valor mensual de probabilidad de déficit de cobertura de menos de un día en 10 años. Del mismo modo, y sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 10.2.
9. a)de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, se llevará a cabo una estimación de la potencia que deba ser instalada para cubrir la demanda prevista bajo criterios de seguridad de suministro, diversificación energética, mejora de la eficiencia y protección del medio ambiente, identificando los diferentes tipos de tecnología que facilitarían el cumplimiento de los citados principios. En su caso, y en colaboración con el gestor del sistema gasista, se realizará una valoración conjunta de la penetración y utilización del gas natural. Asimismo y en todos los casos, se realizará un análisis coste-beneficio para el sistema de las opciones planteadas. TÍTULO II Organización y funcionamiento de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares CAPÍTULO I Despacho de Producción Artículo 5. Participantes y funcionamiento del despacho de producción. 1. En cada uno de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, se establece un despacho de producción, basado en criterios técnicos y de mercado que aplicará en estos sistemas hasta su integración, en su caso, en el mercado peninsular. 2. El despacho de producción y las liquidaciones relativas al mismo serán realizadas por el operador del sistema en los términos previstos en el título VI. 3. En el despacho de producción deberán participar todas las instalaciones de producción, los comercializadores y los consumidores directos que operen en estos sistemas. Los representantes podrán actuar por cuenta de cualquier sujeto a los efectos de su participación en el despacho de producción y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. 4. Será condición necesaria para que las unidades de producción participen en el despacho de producción la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, sin perjuicio de que las instalaciones de producción puedan ser programadas para la realización de las pruebas pertinentes desde la inscripción previa en dicho registro. El régimen administrativo de la actividad de producción en estos sistemas se regula en el título III. Los generadores obtendrán por su energía generada el régimen económico establecido en el capítulo II de este título. 5. Los comercializadores y consumidores directos para participar en el despacho de producción, deberán contar con la certificación del operador del sistema del cumplimiento de los requisitos técnicos para poder ser dado de alta en dicho despacho y cumplir con los procedimientos del sistema de liquidaciones y garantías de pago vigentes en estos sistemas. La comercialización de la energía eléctrica se regirá por las disposiciones generales aplicables en el sistema eléctrico peninsular con las salvedades que se establecen en este real decreto y en la normativa sectorial- 6. Los comercializadores, los consumidores directos y los generadores para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador en una hora adquirirán la energía al precio de adquisición de la demanda regulado en el presente real decreto. El precio de adquisición de la demanda se obtendrá a partir del precio peninsular afectado por un coeficiente que tenga en cuenta la variación de los costes de generación en cada hora. CAPÍTULO II Régimen económico de las instalaciones de producción de energía eléctrica Artículo 6. Régimen retributivo adicional. Las instalaciones categoría A podrán percibir el régimen retributivo adicional en los términos previstos en el título IV y de acuerdo a los procedimientos de otorgamiento del mismo contemplados en el capítulo IV de dicho título. Sin perjuicio de las particularidades establecidas en el presente real decreto, los grupos a los que se haya otorgado el régimen retributivo adicional percibirán una retribución por costes fijos y una retribución por costes variables de generación. Para la determinación del régimen retributivo adicional aplicable en cada caso, a cada grupo le será asignada una instalación tipo en función de sus características técnicas. Las instalaciones tipo son las establecidas en este real decreto u otra que pudieran establecerse por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. A cada instalación tipo le corresponderá un conjunto de parámetros retributivos que se calcularán por referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada, que concreten el régimen retributivo adicional y permitan la aplicación del mismo a cada uno de los grupos generadores asociados a dicha instalación tipo. El conjunto de parámetros técnicos y económicos de cada instalación tipo se determinará atendiendo a periodos regulatorios de seis años de duración y se utilizarán durante todo el periodo regulatorio. Artículo 7. Régimen económico de las instalaciones categoría B con derecho a percibir el régimen retributivo específico. 1. Las instalaciones categoría B definidas en el artículo 2 que, de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, tengan reconocido un régimen retributivo específico, percibirán los siguientes conceptos:
10. a)El producto del precio horario de venta de la energía en el despacho del sistema aislado j, Phventa(j), definido en el anexo I, multiplicado por la energía vendida en la hora h por el grupo generador, medida en barras de central.
11. b)El régimen retributivo específico establecido en el título IV del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
12. c)En su caso, las contraprestaciones económicas que se establezcan por su participación en los servicios de ajuste. 2. Los derechos de cobro de las instalaciones de producción obtenidos según lo indicado en este artículo se verán afectados por los costes de desvíos en los que incurran dichas instalaciones, así como por aquellos que pudieran establecerse, en los términos que se determinen por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. Artículo 8. Régimen económico de las instalaciones sin derecho a la percepción de régimen retributivo adicional o específico. 1. Las instalaciones de generación ubicadas en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares a las que no se les haya reconocido el régimen retributivo adicional o el régimen retributivo específico, obtendrán por su energía generada medida en barras de central el precio horario de venta de la energía en el despacho del sistema aislado j, Phventa(j), definido en el anexo I. Asimismo percibirán dicho precio aquellas instalaciones que no tengan derecho a la percepción del régimen retributivo adicional o específico por haber superado su vida útil regulatoria o por haberle sido revocado dicho derecho. 2. Los derechos de cobro de las instalaciones de producción obtenidos según lo indicado en este artículo se verán afectados por las contraprestaciones que se establezcan por su participación en los servicios de ajuste, los costes de desvíos en los que incurran dichas instalaciones, y así como por aquellos que pudieran establecerse, en los términos que se determinen por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. 3. Cuando un grupo llegue al final de su vida útil regulatoria y no le fuera concedido nuevamente el régimen retributivo adicional en los términos establecidos en los artículos 53 o 54, o cuando una instalación haya superado el periodo con derecho a régimen retributivo específico en los términos recogidos en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, y el titular de la instalación no tuviera interés en operar la instalación percibiendo el régimen económico regulado en este artículo, este deberá comunicarlo a la Dirección General de Política Energética y Minas y al operador del sistema con un mes de antelación a la fecha de finalización de su régimen retributivo adicional o específico y declararse indisponible a efectos de participación en el despacho de producción desde la fecha de finalización de su régimen retributivo adicional o específico. Todo ello sin perjuicio de la solicitud de cancelación de la inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, que deberá presentarse una vez producido el cese de actividad y se tramitará de acuerdo con lo previsto en el artículo 17, y demás autorizaciones que pudieran resultar preceptivas. TÍTULO III Régimen administrativo de la actividad de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares Artículo 9. Competencias administrativas. Corresponden a la Administración General del Estado, en los términos establecidos en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, las siguientes competencias:
13. a)La autorización administrativa para la puesta en funcionamiento de nuevas instalaciones de producción y modificación de las existentes, así como para la transmisión, cierre temporal y cierre definitivo de las mismas, en los siguientes casos: 1.º) Instalaciones ubicadas en el mar territorial. 2.º) Instalaciones de potencia eléctrica instalada superior a 50 MW eléctricos ubicadas en territorios cuyos sistemas eléctricos se encuentren efectivamente integrados con el sistema peninsular.
14. b)La inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo y la modificación o cancelación de dichas inscripciones, de las instalaciones categoría A y de las instalaciones categoría B cuya competencia para otorgar la autorización administrativa corresponda a la Dirección General de Política Energética y Minas.
15. c)La toma de razón en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo de las inscripciones de las instalaciones categoría B no incluidas en el párrafo anterior, así como de sus modificaciones o cancelaciones.
16. d)El otorgamiento del régimen retributivo adicional regulado en el título IV, así como la verificación del cumplimiento por parte de los titulares de las instalaciones de las condiciones exigibles para tener derecho a su percepción y, en su caso, la revocación de dicho derecho.
17. e)Regular la organización y funcionamiento del despacho de producción de energía eléctrica, los términos en que se ha de desarrollar la gestión económica y técnica de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares y el sistema de liquidaciones y garantías de pago en estos sistemas. Artículo 10. Requisitos generales de autorización, inscripción y despacho. Las instalaciones de producción incluidas en el ámbito de aplicación de este real decreto, con independencia del régimen económico que les sea aplicable, deberán cumplir con lo establecido a continuación:
18. a)Obtener las autorizaciones administrativas para la puesta en funcionamiento, modificación, transmisión, cierre temporal y cierre definitivo que les sean de aplicación, cuyos procedimientos serán establecidos por la administración competente.
19. b)Una vez obtenida la autorización de explotación, deberán inscribirse en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en los términos definidos en este título.
20. c)Los titulares de las instalaciones deberán solicitar el reconocimiento de sus datos técnicos y, en su caso, económicos, que serán los utilizados en el despacho de producción, de acuerdo con lo previsto en los artículos 11,12 y 13. Artículo 11. Reconocimiento de los datos técnicos de las instalaciones de producción. 1. Los datos técnicos de las instalaciones de producción indicados en este artículo serán aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, con carácter previo o simultáneo a la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, y de acuerdo con el procedimiento previsto en el anexo II.1. 2. Los datos técnicos de las instalaciones categoría A que precisan de aprobación son los siguientes:
21. a)Potencia bruta y neta.
22. b)Mínimo técnico ordinario y extraordinario. Se entenderá por mínimo técnico ordinario y extraordinario el definido por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.
23. c)Rampas de subida y bajada de potencia.
24. d)Tiempos de arranque.
25. e)En su caso, datos técnicos de despacho definidos en los artículos 62 y 63: A (i), B (i), C (i), A’(
26. i)y B’(i). Los datos técnicos de las centrales de cogeneración tendrán en cuenta su funcionamiento condicionado al proceso de calor asociado. 3. Los datos técnicos de las instalaciones de producción categoría B que precisan de aprobación serán la potencia bruta, neta y mínima. Para estas instalaciones de producción, para las que no se hayan definido las pruebas de potencia neta, bruta y mínima en la normativa específica, se tomará como valor de la potencia neta la potencia instalada definida en el artículo 3 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, o en su caso, en la disposición transitoria primera.5 de dicho real decreto, y no será necesaria la aprobación de la potencia bruta y mínima. 4. Por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se aprobará el procedimiento para la realización de la prueba de mínimo técnico ordinario y extraordinario de las instalaciones categoría A en los territorios no peninsulares. La citada resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado». Artículo 12. Reconocimiento de los datos económicos y mezclas de combustible. 1. Los datos económicos de despacho y las mezclas de combustibles definidos en el anexo II.2 de las instalaciones de producción categoría A serán aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, con carácter previo o simultáneo a la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. 2. A estos efectos, con carácter previo o simultáneo a la presentación de la solicitud de inscripción definitiva en el registro, los titulares de las instalaciones categoría A deberán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas el reconocimiento de los datos económicos de despacho en los términos definidos en el anexo II.2, presentando una propuesta de los valores que deben tomar dichos datos basándose en las características de la instalación. Artículo 13. Modificación y revisión de los datos técnicos y económicos. 1. La modificación de los datos técnicos y económicos definidos en los artículos 11 y 12 deberá previamente ser autorizada por la Dirección General de Política Energética y Minas. La resolución de modificación se comunicará al interesado, a la Comunidad Autónoma afectada y al operador del sistema e implicará su modificación en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. La modificación de los datos técnicos requerirá la realización de las pruebas correspondientes. A estos efectos, los titulares deberán comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas los resultados de las citadas pruebas. 2. Los datos técnicos y económicos de despacho (A (i), B (i), C (i), A’(
27. i)y B’(i), D(
28. i)y O&MVDi) serán revisados de acuerdo a lo establecido en el anexo III.1. Artículo 14. Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. 1. En los territorios no peninsulares, se inscribirán de manera independiente en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica cada uno de los grupos generadores que conformen una central de producción. 2. En lo no contemplado en este real decreto serán de aplicación los capítulos I y II del Título VIII del Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, y el capítulo II del título V del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Artículo 15. Inscripción previa en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares. 1. Todas las instalaciones de producción de energía eléctrica, una vez que hayan obtenido la autorización de explotación, deberán solicitar su inscripción, con carácter previo, en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. 2. La inscripción previa en el registro será condición necesaria para poder realizar las pruebas de potencia bruta, neta, de mínimo técnico y de rendimiento de la central. 3. La formalización de la inscripción previa en el registro incluirá una anotación al margen que indique su pertenencia a un territorio no peninsular y deberá ser notificada al interesado y comunicada al operador del sistema y, en su caso, al órgano competente para autorizar la instalación. Artículo 16. Inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. 1. Para la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, los titulares de instalaciones que deseen operar en el despacho de producción de los territorios no peninsulares deberán presentar, adicionalmente de lo previsto en la normativa citada en el artículo 14.2, una certificación emitida por el operador del sistema de cumplimiento de los requisitos técnicos para poder ser dado de alta en el despacho y de cumplimiento con los procedimientos de liquidaciones y garantías de pago que rigen en estos sistemas. A estos efectos no se requerirá que su titular adquiera la condición de sujeto del mercado. 2. Será requisito imprescindible para la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción correspondiente, con independencia del órgano que resulte competente, que, con carácter previo a la misma, se hayan aprobado los datos técnicos y, en su caso, económicos de conformidad con lo dispuesto en este real decreto. La resolución de inscripción definitiva ordenará la anotación en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de los datos técnicos y, en su caso, económicos de despacho y las mezclas de combustibles aprobadas que correspondan e incluirá una anotación al margen que indique su pertenencia a un territorio no peninsular. 3. La inscripción definitiva en el registro deberá ser notificada al interesado y comunicada al operador del sistema y, en su caso, al órgano competente para autorizar la instalación. Artículo 17. Cancelación de la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. 1. La cancelación de la inscripción definitiva podrá producirse a instancia del interesado o de oficio. En este último caso, será precisa la instrucción de un procedimiento con audiencia al interesado. 2. En los casos en que resulte competente la Dirección General de Política Energética y Minas, el plazo máximo para resolver este procedimiento y notificar su resolución será de seis meses. Durante la instrucción del procedimiento se solicitará informe al operador del sistema y a la comunidad autónoma o ciudad autónoma afectada. Asimismo, se dará traslado de la cancelación de la inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo a la comunidad autónoma o ciudad autónoma correspondiente a los efectos oportunos. 3. Serán causas de cancelación de la inscripción definitiva el cese de la actividad como instalación de producción y la revocación por el órgano competente de la autorización de la instalación, de acuerdo con la normativa aplicable. A estos efectos, el titular de la instalación deberá solicitar la cancelación en el registro en el plazo de un mes desde que se produzca el hecho que la motive. Asimismo, será causa de cancelación de la inscripción definitiva la falta de comunicación de haber solucionado las causas que motivaron el incumplimiento de una orden de arranque en los términos previstos en el artículo 30.4. 4. No se podrá producir la cancelación de la inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de aquellas instalaciones que se consideren imprescindibles para garantizar el suministro en un sistema eléctrico aislado, hecho que deberá haber sido indicado por el operador del sistema en el informe establecido en el apartado 2. TÍTULO IV Régimen retributivo adicional para las instalaciones categoría A CAPÍTULO I Definición del régimen retributivo adicional Artículo 18. Definición del régimen retributivo adicional. 1. El régimen retributivo adicional regulado en este título constituye la retribución por inversión y por explotación de la actividad de producción de energía eléctrica desarrollada en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares y será de aplicación a todas las instalaciones categoría A que tengan reconocido dicho régimen. 2. El régimen retributivo adicional de cada grupo generador aplicable a las instalaciones categoría A estará compuesto por la suma de la retribución por costes fijos y la retribución por costes variables de generación definidas en los artículo 22 y 31, respectivamente, sin perjuicio de las limitaciones establecidas en el artículo 52.3 y de lo previsto en los siguientes apartados. 3. El régimen retributivo adicional de los grupos que hubieran sido adjudicatarios de un concurso de nueva capacidad de acuerdo con lo previsto en los artículos 55 y 56, será el que resulte de dicho concurso. 4. Se podrá otorgar un régimen retributivo adicional por las nuevas inversiones realizadas en un grupo inscrito en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, vaya o no a finalizar su vida útil regulatoria. Este régimen retributivo será el definido en el artículo 19. 5. Asimismo, se podrá otorgar nuevamente un régimen retributivo adicional a los grupos que vayan a finalizar su vida útil regulatoria, aunque no realicen nuevas inversiones de acuerdo con lo previsto en el artículo 54. Este régimen retributivo será el definido en el artículo 20. 6. Cuando un sistema eléctrico pierda su carácter de aislado, el régimen retributivo adicional o específico que haya sido otorgado con posterioridad a la entrada en vigor de este real decreto a las instalaciones ubicadas en dicho sistema, pasará a ser el mismo que el establecido para las centrales ubicadas en el territorio peninsular. Las resoluciones de reconocimiento del régimen retributivo adicional que se dicten desde la entrada en vigor de este real decreto deberán recoger esta salvedad. 7. El operador del sistema calculará los valores de la retribución que corresponda percibir a cada instalación de acuerdo con lo dispuesto en este título. Artículo 19. Régimen retributivo adicional por las nuevas inversiones. 1. A los efectos de este real decreto, tendrán la consideración de nuevas inversiones, las inversiones por renovación, modificación o mejora del rendimiento de un grupo inscrito en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, vaya o no a finalizar su vida útil regulatoria. En ningún caso tendrán la consideración de nuevas inversiones aquellas asociadas a modificaciones que no precisen de la autorización administrativa previa establecida en el artículo 53 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, ni aquellas cuya cuantía sea inferior al 5 por ciento del valor de la inversión reconocida al grupo sobre el que se realiza la nueva inversión. Asimismo, tendrán la consideración de nuevas inversiones las inversiones en sistemas automáticos de control de generación necesarios para ofrecer el servicio de banda de regulación. El procedimiento de otorgamiento del régimen retributivo adicional por las nuevas inversiones será el establecido en el artículo 53. 2. El régimen retributivo adicional por las nuevas inversiones que culminen con la inscripción de un nuevo grupo en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica será el establecido en el presente título, como si de un grupo nuevo se tratara. 3. A los grupos que tengan reconocido con carácter previo un régimen retributivo adicional y que realicen nuevas inversiones cuya vida útil regulatoria sea inferior a la anterior, se les podrá reconocer la retribución de acuerdo con lo establecido a continuación:
29. a)La retribución por costes variables de generación será la que resulte de aplicar el capítulo III de este título de acuerdo a la instalación tipo que le corresponda teniendo en cuenta la nueva inversión durante la vida útil regulatoria que tuvieran reconocida previamente.
30. b)La anualidad de la retribución por inversión se verá incrementada por la anualidad de la retribución de la nueva inversión durante la vida útil regulatoria de dicha nueva inversión. Asimismo, la retribución por costes fijos será la que resulte de aplicar el capítulo II con las particularidades establecidas en el anexo IV.5 durante la vida útil regulatoria que tuvieran reconocida previamente. 4. Los grupos a los que se les reconozca el régimen retributivo adicional por nuevas inversiones cuya vida útil regulatoria supere la anterior, percibirán la retribución por costes variables de generación y la retribución por costes fijos establecida en el apartado anterior durante la vida útil regulatoria de la nueva inversión. 5. En aquellos casos en que los datos técnicos y económicos de despacho se vean modificados por la realización de una nueva inversión, éstos deberán ser autorizados de acuerdo con lo previsto en el presente real decreto. Artículo 20. Retribución de los grupos que les sea otorgado un régimen retributivo adicional tras la finalización de su vida útil regulatoria. Para los grupos de generación cuya vida útil regulatoria haya finalizado y se les haya otorgado nuevamente el régimen retributivo adicional sin realizar nuevas inversiones se estará a lo dispuesto a continuación: 1.º La vida útil regulatoria durante la cual el grupo tendrá derecho a percibir el régimen retributivo adicional será de 5 años. 2.º La anualidad de la retribución fija definida en el artículo 24 se compondrá exclusivamente del término de la retribución por costes fijos de operación y mantenimiento. 3.º La retribución por costes variables de generación será la que resulte de aplicar el capítulo III de este título. El procedimiento de otorgamiento de un nuevo régimen retributivo adicional a los grupos que vayan a finalizar su vida útil regulatoria será el establecido en el artículo 54. Artículo 21. Establecimiento de parámetros técnicos y económicos para el cálculo del régimen retributivo adicional en cada periodo regulatorio. 1. Los periodos regulatorios serán consecutivos y tendrán una duración de seis años. Antes del 15 de julio del año anterior al del inicio de cada periodo regulatorio, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, se establecerá el conjunto de parámetros técnicos y económicos de cada una de las instalaciones tipo que se utilizarán para el cálculo de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica desarrollada en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares con régimen retributivo adicional durante todo el periodo regulatorio siguiente. A estos efectos, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, remitirá un informe al Ministerio de Industria, Energía y Turismo antes del 15 de febrero del último año de cada periodo regulatorio. Dicho informe incluirá una propuesta del conjunto de parámetros de cada instalación tipo. 2. Las empresas titulares de los grupos deberán presentar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia antes del 30 de abril de cada año los valores auditados de los costes incurridos en el año anterior de acuerdo con los criterios para la realización de auditorías de los grupos de generación en estos sistemas que hayan sido aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. La Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia podrán solicitar a los titulares de los grupos la información económica que pudiera ser necesaria para la revisión de los parámetros de las instalaciones tipo. Para la revisión de los valores de los parámetros técnicos y económicos de liquidación utilizados para el cálculo de los componentes de la retribución por costes variables de generación se tendrá en cuenta lo indicado en los artículos 38 y 39. 3. Durante el periodo regulatorio no podrán ser revisados los parámetros técnicos y económicos que se relacionan a continuación. En todo caso, para que surtan efecto en el referido periodo regulatorio, conforme a lo dispuesto en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, la revisión se llevará a cabo antes del inicio del mismo. Los parámetros técnicos y económicos que podrán ser revisados antes del inicio de cada periodo regulatorio son los siguientes:
31. a)Los valores unitarios de referencia y el coeficiente de corrección para el cálculo del valor estándar de la inversión definidos en el capítulo II de este título, aplicables a aquellos grupos para los que no se haya dictado resolución de reconocimiento del régimen retributivo adicional.
32. b)Los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijo y los factores de corrección definidos en el capítulo II de este título.
33. c)Los valores de los parámetros técnicos de liquidación (a(i), b(i), c(i), a’(
34. i)y b’(i)) y económicos de liquidación (O&MVLI y
35. d)utilizados para el cálculo de los componentes de la retribución por costes variables de generación establecidos en el artículo 31. 4. La tasa de retribución financiera anual se revisará de acuerdo con lo establecido en el artículo 28 antes del inicio de cada periodo regulatorio. CAPÍTULO II Determinación de la Retribución por costes fijos Artículo 22. Retribución por costes fijos. La retribución por costes fijos de cada grupo de generación i se calculará para cada periodo anual n como el mínimo del término de anualidad de la retribución fija y la suma en cada hora de la retribución por coste horario fijo en esa hora afectada por la disponibilidad en esa hora del grupo, conforme a la expresión siguiente. Siendo: RCFn (i): Retribución por costes fijos para el grupo i en el año n, expresada en euros. CFn (i): Anualidad de la retribución fija del grupo i, en el año n expresada en euros. Pdisponible (i,h): Potencia disponible del grupo i en la hora h, expresada en MW. CFn (i, h): Retribución por coste horario fijo del grupo i en la hora h del año n, expresada en €/MW. Xi= Nº de horas total del año, que tomará el valor de 8760 en año normal y 8784 en año bisiesto, excepto para el último año de vida útil regulatoria del grupo i Para el último año de retribución por costes fijos del grupo i, Xi será el número total de horas comprendidas desde el día uno de enero de ese año hasta el día en el que finaliza la vida útil regulatoria de dicho grupo i. Yi=1, excepto para el primer año de retribución por costes fijos del grupo i, que será el número total de horas comprendidas desde el día uno de enero de ese año hasta el día en el que se inicia la vida útil regulatoria de dicho grupo i. Artículo 23. Componentes de la retribución por costes fijos. 1. La potencia disponible de cada grupo en cada hora expresada en MW (Pdisponible (i,h)) vendrá determinada por la diferencia entre la potencia neta del grupo i expresada en MW y la potencia indisponible del grupo i en dicha hora, expresada en MW. La potencia neta del grupo será la que conste en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. El valor de la potencia indisponible de cada grupo i en cada hora será establecida por el operador del sistema de acuerdo con lo previsto en la normativa de aplicación. 2. El valor de la retribución por coste horario fijo para cada grupo en una hora concreta de un año determinado se calculará de la siguiente forma: Donde: CFn (i,h): retribución por coste horario fijo del grupo i en la hora h del año n, expresado en €/MW PN(i): potencia neta del grupo i en MW obtenida del registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. CFn (i): Anualidad de la retribución fija del grupo i, en el año n expresada en euros. f esth: Factor de estacionalidad horario para cada uno de los territorios no peninsulares y para cada periodo horario, punta, llano y valle, que tomará el valor establecido en el anexo V. 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. Hi: Horas anuales de funcionamiento estándar del grupo i, teniendo en cuenta las horas anuales estándar de fallo y mantenimiento del grupo. Las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo, en función de la tecnología y tamaño, serán los indicados en el anexo V. La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del operador del sistema, podrá revisar los periodos de punta, valle y llano, los valores del factor de estacionalidad f est 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; así como las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo, estableciendo diferentes valores en función de la tecnología, combustible y tamaño. Esta resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado». Artículo 24. Anualidad de la retribución fija. 1. La anualidad de la retribución fija de cada grupo se calculará como suma de un término de retribución por inversión y de un término de retribución por costes fijos de operación y mantenimiento, conforme a la expresión siguiente: CFn (
36. i)= CIn (
37. i)+ OMFn (
38. i)Donde: CIn (i): es la anualidad de la retribución por inversión de un grupo i, en el año n, expresada en euros. OMFn(i): es la anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo, en el año n, del grupo i, expresada en euros, que se calculará de acuerdo con lo previsto en el artículo 29. 2. 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: CIn (
39. i)= Ain + Rin Donde: Ain: Retribución por amortización de la inversión del grupo i en el año n, expresada en euros, que se calculará de acuerdo con lo previsto en el artículo 25. Rin: Retribución financiera en el año n de la inversión del grupo i, expresada en euros, que se calculará de acuerdo con lo previsto en el artículo 27. 3. Por resolución del Director General de Política Energética y Minas se aprobará anualmente el valor de la anualidad de la retribución por inversión (CIn) correspondiente a cada una de las instalaciones categoría A que tengan reconocido el régimen retributivo adicional para ese año. Esta resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado». Artículo 25. Retribución por amortización de la inversión. 1. La retribución por amortización de la inversión de cada grupo i en un año n, Ain, expresada en euros, se obtendrá a partir del valor de la inversión reconocida y de su vida útil, de acuerdo con la siguiente expresión: Donde:
40. a)αin, es el coeficiente que refleja el número de meses en el año n en los cuales el grupo i devenga retribución por amortización, que, vendrá determinado por la siguiente fórmula: Siendo αim: En el primer año: el conjunto de meses completos comprendidos entre el día en el que se inicia la vida útil regulatoria del grupo i y el 1 de enero del año siguiente al de la inscripción definitiva en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica. En el último año de vida útil regulatoria del grupo su valor será igual al número de meses completos de ese año que restan hasta la finalización de la vida útil regulatoria dicho grupo. En el resto de años αim es igual a 12.
41. b)Vli: valor de la inversión reconocida al grupo i, expresada en euros, definida en el artículo 26.
42. c)VUi: vida útil regulatoria del grupo i, expresada en años, que comenzará a computar desde el día uno del mes siguiente a la fecha de inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. Se considerará una vida útil regulatoria de 25 años para las instalaciones térmicas y equipos de instalaciones hidroeléctricas y de 65 años para la obra civil de instalaciones hidroeléctricas. Artículo 26. Cálculo del valor de la inversión reconocida. 1. El valor de la inversión reconocida al grupo i, Vli expresada en euros será aprobado en la resolución de reconocimiento del régimen retributivo adicional de acuerdo con lo previsto en el artículo 57 y se calculará mediante su comparación con el valor estándar de la inversión, sin perjuicio de lo establecido en la disposición adicional segunda para el primer periodo regulatorio, de acuerdo con la siguiente expresión: Donde:
43. a)VIi, auditada: valor auditado de inversión del grupo i. No obstante lo anterior, se establece un tope al valor máximo de VIi, auditada que será el 125 por ciento del valor estándar de la inversión.
44. b)VIi, estándar: valor estándar de la inversión del grupo i en el año de su puesta en servicio calculado multiplicando los valores unitarios de referencia en función de su tecnología y potencia, por la potencia neta del grupo que conste en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
45. c)AYi: valor de las ayudas públicas percibidas por el grupo i. En el caso de que estas ayudas públicas provengan de organismos de la Unión Europea, este valor será el 90 por ciento del importe percibido. 2. En los supuestos en los que el valor auditado sea superior al estándar, de tal manera que se deberá aportar una auditoría técnica que justifique que los costes incurridos son superiores a los valores unitarios de referencia por sus especiales características.. Asimismo, en los casos en los que el valor de la inversión auditado sea inferior al valor de la inversión estándar, la expresión (VIi, estándar – VIi, auditada) podrá tomar como valor máximo el 25 por ciento de VIi, auditada. Los valores unitarios de referencia, expresados en €/MW serán aprobados por el Ministro de Industria, Energía y Turismo, de acuerdo a lo establecido en el artículo 21 y deberán representar el valor medio de inversión en cada sistema eléctrico aislado de los territorios no peninsulares, desglosado en función de la tecnología y la potencia del grupo. Los valores unitarios de referencia estarán afectados por un coeficiente de corrección en aquellos supuestos en los que se instalen nuevos grupos de generación aprovechando infraestructuras existentes. Para la determinación de los valores unitarios de referencia y para la obtención del valor auditado de inversión no se tendrán en cuenta aquellos impuestos indirectos que sean deducibles o recuperables conforme a la normativa fiscal vigente y aquellos tributos a los que se hace referencia en el artículo 16.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Asimismo, para la obtención del valor auditado de inversión, se descontarán las instalaciones financiadas y cedidas por terceros, así como los conceptos que no sean susceptibles de ser amortizados. Artículo 27. Retribución financiera de la inversión. 1. La retribución financiera de la inversión de cada grupo i, Rin, expresada en euros, se calculará cada año n a partir del valor neto de la inversión y la tasa de retribución financiera, de acuerdo con lo siguiente:
46. a)Para todos los años de la vida útil del grupo con excepción del primer y último año: Rin = VNIin • Trn
47. b)Para el primer y último año de la vida útil del grupo: Rin = VNIin • [(1 + Trm)mes – 1] Siendo: 1.º VNIin: valor neto de la inversión del grupo i en el año n, expresada en euros, calculado de acuerdo con lo establecido en el apartado 2. 2.º Trn: tasa de retribución financiera del año n a aplicar al grupo durante el periodo regulatorio calculada de acuerdo a lo dispuesto en el apartado 3. 3.º Trm: tasa de retribución financiera mensual equivalente a la tasa de retribución financiera anual, que se calculará mediante la siguiente expresión: 4.º mes: En el año 1 su valor será igual al número de meses completos comprendidos desde el inicio de la vida útil regulatoria del grupo i y el 1 de enero del año siguiente al de la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. En el último año de vida útil regulatoria de la central su valor será igual al número de meses completos de ese año que restan hasta la finalización de la vida útil regulatoria de la central. 2. El valor neto de la inversión del grupo i en el año n (VNIin) se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula: VNIin= VIi - Aain-1 Donde: VIi: valor de la inversión reconocida del grupo i, expresada en euros, aprobado en la resolución de reconocimiento del régimen retributivo adicional. Aain-1: amortización acumulada hasta el año n-1 del grupo i, expresada en euros, calculada de acuerdo a la siguiente expresión: Siendo Aix: retribución por amortización de la inversión del grupo i en el año x, expresada en euros. 3. La tasa de retribución financiera anual, Trn, se corresponderá con el rendimiento medio de las cotizaciones mensuales en el mercado secundario de las obligaciones del Estado a diez años de los 24 meses previos al mes de mayo del año anterior al del inicio del periodo regulatorio, incrementada en un diferencial que se calculará de acuerdo con lo previsto en el siguiente artículo y estará vigente durante todo el periodo regulatorio. Artículo 28. Revisión de la tasa de retribución financiera. 1. La tasa de retribución financiera podrá modificarse antes del inicio de cada periodo regulatorio de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y según el procedimiento establecido en este artículo. Para el cálculo del diferencial, antes del 1 de enero del último año del período regulatorio correspondiente, el Ministro de Industria, Energía y Turismo, elevará al Consejo de Ministros un anteproyecto de ley en el que se recogerá una propuesta del valor que tomará el diferencial en el periodo regulatorio siguiente. Para fijar este valor, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo podrá recabar informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia que deberá emitirse antes del 1 de julio del penúltimo año del periodo regulatorio correspondiente, así como contratar los servicios de una entidad especializada. Asimismo, y antes del 1 de marzo del penúltimo año del periodo regulatorio correspondiente, los interesados podrán remitir al Ministerio de Industria, Energía y Turismo de forma detallada y motivada una propuesta que deberá incluir una cuantificación numérica del resultado de la misma con los datos conocidos en ese momento, indicando qué información es estimada o supuesta y cuál se deriva de datos reales auditados de la empresa proponente o del sector. 2. De acuerdo a lo previsto en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, para la determinación de la propuesta del valor que tomará el diferencial se atenderá a los siguientes criterios:
48. a)Retribución adecuada para una actividad de bajo riesgo considerando la situación financiera del sistema eléctrico y la situación cíclica de la economía española.
49. b)Coste de financiación de las empresas de producción de energía eléctrica de nuestro entorno con regímenes retributivos regulados, basados en el reconocimiento de una retribución financiera a la inversión y unos gastos operativos de empresas eficientes y bien gestionadas. En ningún caso, la propuesta de variación de la tasa de retribución financiera empleada entre dos años consecutivos podrá ser superior en valor absoluto a 50 puntos básicos. En el caso de que resultara una variación superior, la propuesta de cambio del valor en la tasa de retribución se efectuará en el número de años que resulte necesario a fin de no superar dicho límite. Artículo 29. Método de cálculo de la anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo. 1. La anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo de un grupo, OMFn(i), retribuirá los siguientes conceptos de costes operativos de la central que son independientes de la producción, soportados por una empresa eficiente y bien gestionada: los costes de personal, costes de mantenimiento y conservación, costes de seguros, alquileres, costes de naturaleza recurrente, inversiones por modificaciones no sustanciales de la central y otros gastos de explotación. La anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo de un grupo, OMFn(i), se calculará, para cada grupo, como el producto de los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de la instalación tipo por la potencia neta de dicho grupo que conste en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo y, en su caso, por los factores de corrección a aplicar en aquellos grupos que estén ubicados en la misma central de producción. 2. Los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos de la instalación tipo, expresados en €/MW, y los factores de corrección serán aprobados, antes del inicio de cada periodo regulatorio de acuerdo a lo establecido en el artículo 21. 3. La anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo de los grupos que presenten indisponibilidades totales, tanto programadas como fortuitas, en un año superiores al 30 por ciento de las horas será nula para ese año. A estos efectos, con anterioridad al 1 de febrero de cada año, el operador del sistema remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un listado de los grupos que presenten dicho nivel de indisponibilidad. El Director General de Política Energética y Minas, previo trámite de audiencia, resolverá en la resolución por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación para las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional y la cuantía de los costes de generación de las instalaciones que tengan reconocido un régimen retributivo específico a la que hace referencia el artículo 72.3.e), los grupos cuya anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo sea nula al amparo de lo previsto en este apartado. Artículo 30. Órdenes de arranque. 1. De acuerdo a lo establecido en la disposición adicional primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, el operador del sistema dará en cualquier momento y sin necesidad de preaviso instrucciones de arranque-parada a aquellas instalaciones de producción categoría A en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares que presenten un índice de funcionamiento reducido para comprobar su correcto funcionamiento. 2. Los criterios por los que se considera que un grupo tiene un índice de funcionamiento reducido deben ser aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas y publicados en el «Boletín Oficial del Estado». Asimismo, deben ser aprobadas por resolución de dicha Dirección General, en su caso, los grupos a los que el operador del sistema deba remitir estas instrucciones y el plazo en el que deben darse las mismas. 3. Ante una instrucción de arranque del operador del sistema el grupo deberá cumplir dicha instrucción con una desviación máxima del 10 por ciento respecto del dato técnico de tiempo de arranque que tuviera aprobado. El grupo deberá, asimismo, mantener durante 24 horas adicionales una potencia equivalente de, al menos, el 60 por ciento de su potencia neta y durante al menos 1 hora, a instrucción del operador del sistema, el 100 por cien de su potencia neta. Tras la prueba, el operador del sistema deberá remitir un informe de cumplimiento a la Dirección General de Política Energética y Minas y a los órganos competentes de las comunidades autónomas y ciudades autónomas afectadas. 4. La Dirección General de Política Energética y Minas declarará el incumplimiento de la instrucción de arranque, previa la tramitación de un procedimiento que garantizará, la audiencia al interesado. El plazo máximo para resolver este procedimiento y notificar su resolución será de un año. El incumplimiento de la instrucción de arranque conllevará la supresión de la retribución por costes fijos durante un periodo mínimo de un año desde la notificación del incumplimiento de acuerdo con lo previsto a continuación. En el caso de que el productor corrigiera las causas que motivaron su incumplimiento, deberá notificar este hecho a la Dirección General de Política Energética y Minas. Dicho grupo podrá percibir, en su caso, retribución por costes fijos, una vez transcurrido el plazo mínimo de un año de supresión, y previa comprobación del cumplimiento de las instrucciones de arranque-parada por parte del operador del sistema. La comisión de un segundo incumplimiento supondrá la pérdida definitiva del derecho al cobro de la retribución por costes fijos. En el caso de que en el plazo máximo de un año a contar desde la notificación de la resolución de declaración del incumplimiento, el productor no haya solucionado las causas que motivaron el incumplimiento, el productor deberá solicitar la baja del grupo en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en el plazo máximo de un mes a contar desde la finalización del citado plazo para solucionar las causas que motivaron el incumplimiento de la instrucción de arranque. En el caso de que en el plazo máximo de un año a contar desde la notificación de la resolución de declaración del incumplimiento, el productor no notifique a la Dirección General de Política Energética y Minas que se han solucionado las causas que motivaron el incumplimiento y el productor no haya solicitado la baja en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en el plazo dado en el párrafo anterior, se procederá de oficio a cancelar la inscripción de la instalación en el registro administrativo de instalaciones de producción, previa incoación de un procedimiento que garantizará la audiencia al interesado. Todo ello sin perjuicio de la concurrencia de las sanciones que pudieran corresponder de acuerdo a la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. CAPÍTULO III Metodología de determinación de la retribución por costes variables Artículo 31. Retribución por costes variables de generación. 1. La retribución por costes variables de generación, expresada en euros, se calculará para cada uno de los grupos generadores que conformen una central de producción y estará compuesta por la suma de los siguientes componentes:
50. a)La retribución por combustible.
51. b)La retribución por costes variables no asociados al combustible, que incluye la retribución por costes variables de operación y mantenimiento de funcionamiento, la retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque y otros costes operativos de la central.
52. c)La retribución por costes de los derechos de emisión. 2. La retribución por combustible estará compuesta por la suma de los siguientes conceptos:
53. a)La retribución por costes variables de funcionamiento.
54. b)La retribución por costes de arranque asociados al combustible.
55. c)La retribución por costes de banda de regulación.
56. d)Factor de corrección por factura de combustible. El factor de corrección por factura de combustible será nulo si la retribución por combustible del grupo obtenida como la suma de las retribuciones definidas en los párrafos a),
57. b)y
58. c)anteriores es inferior al coste adquisición de combustible de dicho grupo. En el resto de supuestos, el factor de corrección por factura de combustible será la semidiferencia entre el coste de adquisición de combustible de dicho grupo y la retribución por combustible del grupo obtenida como la suma de las retribuciones definidas en de los párrafos a),
59. b)y
60. c)anteriores. 3. El coste de adquisición de combustibles será obtenido a partir de las facturas de adquisición de combustibles, que incluirán todos los conceptos del precio del combustible, incluida la logística. A estos efectos, la empresa titular de la central deberá remitir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, con copia al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en el primer trimestre del año posterior a la entrega del combustible, copia de las facturas correspondientes a esos suministros que sean necesarias para determinar los costes de combustible, así como, copia de la totalidad de los contratos de aprovisionamiento de combustible correspondientes a los suministros del año incluyendo aquellos que estén firmados con otras empresas del mismo grupo empresarial. Esta información se presentará en formato electrónico que permita su tratamiento en hoja de cálculo. El desglose de esta información y, en su caso, el método de asignación de los aprovisionamientos a cada uno de los grupos de generación, así como el método de medida para comprobar los combustibles efectivamente introducidos en las centrales y el mecanismo de control, serán establecidos por Resolución del Director General de Política Energética y Minas a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 4. El Ministerio de Industria, Energía y Turismo y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrán solicitar a las empresas titulares de las centrales la información necesaria para la determinación del factor de corrección. 5. Los parámetros utilizados para el cálculo de la retribución por costes variables de generación para cada grupo serán los establecidos para la instalación tipo que tengan asignada. 6. La retribución por costes variables de funcionamiento en los periodos en que el grupo haya funcionado como consecuencia de circunstancias ajenas al resultado del despacho económico realizado por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 60.3, y que no vengan derivadas del cumplimiento de las obligaciones establecidas en la normativa estatal, se realizará valorando la energía cedida a la red al precio horario de venta de la energía en el sistema aislado j, Phventa (j), definido en el Anexo I. 7. Para la determinación de los parámetros de la retribución por costes variables de generación de las instalaciones tipo de cogeneración o residuos se tendrá en cuenta, según corresponda, lo siguiente:
61. a)Los ingresos estándares indirectamente procedentes de la producción de calor útil asociado, para las instalaciones de cogeneración.
62. b)Los ingresos o costes evitados estándares, para las instalaciones cuya fuente de energía primaria sean residuos. La determinación de estos ingresos o costes evitados estándares se establecerá por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. Artículo 31. Retribución por costes variables de generación. 1. La retribución por costes variables de generación, expresada en euros, se calculará para cada uno de los grupos generadores que conformen una central de producción y estará compuesta por la suma de los siguientes componentes:
63. a)La retribución por combustible.
64. b)La retribución por costes variables no asociados al combustible, que incluye la retribución por costes variables de operación y mantenimiento de funcionamiento, la retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque y otros costes operativos de la central.
65. c)La retribución por costes de los derechos de emisión. 2. La retribución por combustible estará compuesta por la suma de los siguientes conceptos:
66. a)La retribución por costes variables de funcionamiento.
67. b)La retribución por costes de arranque asociados al combustible.
68. c)La retribución por costes de banda de regulación. 3. Las empresas titulares de las centrales deberán remitir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, con copia al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en el primer trimestre del año posterior a la entrega del combustible, copia de las facturas correspondientes a los suministros, así como, copia de la totalidad de los contratos de aprovisionamiento de combustible correspondientes a los suministros del año incluyendo aquellos que estén firmados con otras empresas del mismo grupo empresarial. Esta información se presentará en formato electrónico que permita su tratamiento en hoja de cálculo. 4. (Suprimido) 5. Los parámetros utilizados para el cálculo de la retribución por costes variables de generación para cada grupo serán los establecidos para la instalación tipo que tengan asignada. 6. La retribución por costes variables de funcionamiento en los periodos en que el grupo haya funcionado como consecuencia de circunstancias ajenas al resultado del despacho económico realizado por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 60.3, y que no vengan derivadas del cumplimiento de las obligaciones establecidas en la normativa estatal, se realizará valorando la energía cedida a la red al precio horario de venta de la energía en el sistema aislado j, Phventa (j), definido en el Anexo I. 7. Para la determinación de los parámetros de la retribución por costes variables de generación de las instalaciones tipo de cogeneración o residuos se tendrá en cuenta, según corresponda, lo siguiente:
69. a)Los ingresos estándares indirectamente procedentes de la producción de calor útil asociado, para las instalaciones de cogeneración.
70. b)Los ingresos o costes evitados estándares, para las instalaciones cuya fuente de energía primaria sean residuos. La determinación de estos ingresos o costes evitados estándares se establecerá por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. Se modifican los apartados 2 y 3 y se suprime el 4 por la disposición final 1.1 del Real Decreto 446/2023, de 13 de junio. Ref. BOE-A-2023-14048 Téngase en cuenta que esta modificación surte efectos desde el 1 de enero de 2023, al calcularse este factor con carácter anual, según establece la disposición final 3.2 del citado Real Decreto. Artículo 32. Retribución por costes variables de funcionamiento. La retribución por costes variables de funcionamiento de cada grupo generador i es la asociada a los consumos de combustibles derivados del funcionamiento del grupo. Para un periodo determinado, se calculará como sumatorio de la retribución por costes variables de funcionamiento de dicho grupo en cada hora h de dicho periodo. La retribución por costes variables de funcionamiento de cada grupo generador i en cada hora h del sistema eléctrico aislado j, CcombL(i,h,j), expresado en €, se calcularán de acuerdo con la siguiente expresión: CcombL(i,h,
71. j)= [a(
72. i)+ b(
73. i)* p(i,h,
74. j)+ c(
75. i)* p2(i,h,j)] * pr(i,h,
76. j)Siendo: p(i,h,j): Potencia horaria en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en estado de marcha. a(i), b(
77. i)y c(i): Parámetros técnicos de liquidación de la instalación tipo, expresados en th/h, th/h.MW y th/h.MW2, respectivamente, que serán aprobados de acuerdo con lo establecido en el artículo 21.3. pr(i,h,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados en estado de marcha por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, valorado en €/th PCI, calculado de acuerdo con lo indicado en el artículo 40. Artículo 33. Retribución por costes de arranque asociados al combustible. 1. La retribución por costes de arranque asociados al combustible es la relativa al consumo de combustible en el proceso por el cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. 2. La retribución por costes de arranque asociados al combustible se obtiene de multiplicar los valores unitarios de arranque de combustible de liquidación por el número de arranques del grupo, excluidos los arranques realizados por desacoplamiento debido a averías de los grupos. Los valores unitarios de arranque de combustible de liquidación de un grupo i del sistema eléctrico aislado j, CarL(i,j), expresados en €/arranque, se calculan de acuerdo a la siguiente formulación: CarL (i,
78. j)= a’(
79. i)* [1- exp(-t/b’ (i))] * prar (i,
80. j)Donde: t: tiempo transcurrido desde la última parada, en horas. En aquellos casos en que dicho valor sea superior a 14 horas, se tomará un valor de t constante igual a 14 horas. Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se podrá modificar este valor tope de 14 horas. a’(
81. i)y b’(i): Parámetros técnicos de liquidación de la instalación tipo, expresados en th y h, respectivamente, que serán aprobados para cada periodo regulatorio de acuerdo con lo establecido en el artículo 21. prar(i,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados en periodos de arranque parada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en ese arranque, valorado en €/th PCI, calculado de acuerdo con lo indicado en el artículo 40. Artículo 33. Retribución por costes de arranque asociados al combustible. 1. La retribución por costes de arranque asociados al combustible es la relativa al consumo de combustible en el proceso por el cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. 2. La retribución por costes de arranque asociados al combustible se obtiene de multiplicar los valores unitarios de arranque de combustible de liquidación por el número de arranques del grupo, excluidos los arranques realizados por desacoplamiento debido a averías de los grupos. Los valores unitarios de arranque de combustible de liquidación de un grupo i del sistema eléctrico aislado j, CarL(i,j), expresados en €/arranque, se calculan de acuerdo a la siguiente formulación: CarL (i,
82. j)= a’(
83. i)* [1- exp(-t/b’ (i))] * prar (i,
84. j)Donde: t: tiempo transcurrido desde la última parada, en horas. En aquellos casos en que dicho valor sea superior a 14 horas, se tomará un valor de t constante igual a 14 horas. Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se podrá modificar este valor tope de 14 horas. Asimismo, por orden ministerial, se podrá establecer y modificar un valor tope diferente del general para distintas instalaciones tipo. a’(
85. i)y b’(i): Parámetros técnicos de liquidación de la instalación tipo, expresados en th y h, respectivamente, que serán aprobados para cada periodo regulatorio de acuerdo con lo establecido en el artículo 21. prar(i,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados en periodos de arranque parada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en ese arranque, valorado en €/th PCI, calculado de acuerdo con lo indicado en el artículo 40. Se modifica el apartado 2 por la disposición final 3.1 del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. Ref. BOE-A-2020-7439#df-3 Artículo 34. Retribución por costes de banda de regulación. 1. La retribución por costes de banda de regulación en una hora se corresponde con el sobrecoste de explotación de un grupo generador por la banda de potencia a subir y a bajar asignada por el operador del sistema para la regulación del equilibrio entre generación y demanda. 2. La retribución por costes de banda de regulación en una hora CbrL(i,h,j), será el 1% de la retribución por costes variables de funcionamiento, CcombL(i,h,j), del grupo. Artículo 35. Retribución por costes variables de operación y mantenimiento. 1. La retribución por costes variables de operación y mantenimiento de funcionamiento es la destinada a cubrir a los costes de materiales y de los trabajos realizados en relación con las revisiones programadas de cada grupo, que se realizan en función de sus horas de funcionamiento, teniendo en cuenta el régimen de funcionamiento y de acuerdo con los planes de mantenimiento de los mismos. Se incluyen en este concepto los consumos de fungibles y aditivos. La retribución por costes variables de operación y mantenimiento de funcionamiento de un grupo, expresados en euros, se calculará para un periodo determinado como producto de la energía generada medida en barras de central en dicho periodo por los valores unitarios de operación y mantenimiento variable de liquidación de la instalación tipo. Los valores unitarios de operación y mantenimiento variable de liquidación de la instalación tipo, O&MVLI, se expresarán en €/MWh, y serán, para cada periodo regulatorio, los aprobados de acuerdo con lo establecido en el artículo 21. 2. La retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque es la asociada al coste adicional de operación y mantenimiento derivado del arranque del grupo. La retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque se obtiene de multiplicar el parámetro económico «d» por el número de arranques del grupo, excluidos los arranques realizados por desacoplamiento debido a averías de los grupos, siendo «d» el parámetro que refleja la retribución por costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque de la instalación tipo, valorado en euros. El parámetro económico d de la instalación tipo será aprobado para cada periodo regulatorio de acuerdo con lo establecido en el artículo 21. Artículo 36. Retribución por otros costes operativos. La retribución por otros costes operativos incluye los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica resultantes de la aplicación de la normativa en vigor, los pagos para la financiación del operador del sistema y, en su caso, del mercado y del Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica derivado de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética. A estos efectos, los titulares de las centrales que tengan reconocido un régimen retributivo adicional remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas junto con la solicitud de aprobación de la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación establecida en el artículo 72.3.
86. c)los costes auditados en los que incurran los grupos por estos conceptos. Estos costes adicionales serán reconocidos, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, en la resolución del Director General de Política Energética y Minas por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación a la que hace referencia el artículo 72.3.e). 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. Artículo 37. Retribución por costes de los derechos de emisión. 1. La retribución por costes de los derechos de emisión de un grupo, expresado en euros, para un periodo determinado, se calculará como sumatorio de la retribución por costes de los derechos de emisión horario, CCO2Lh. 2. La retribución por costes de los derechos de emisión horario en € es: CCO2Lh = p(i,h,
87. j)* PCO2L * fie Siendo: p(i,h,j): Potencia horaria en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en estado de marcha. PCO2L: Precio de los derechos de emisión de liquidación, expresado en €/tCO2. La Dirección General de Política Energética y Minas aprobará el precio de los derechos de emisión de liquidación, que se calculará anualmente como la media del precio diario de las subastas de dichos derechos en el mercado secundario de derechos de emisión de la plataforma Común celebradas en el año para el que se efectúa la liquidación. fie: Factores de emisión (fie) establecidos en el apartado 4.a del Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, 2008-2012, aprobado por Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, o norma que lo sustituya. 3. Esta retribución no será de aplicación a las tecnologías no definidas en el Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero vigente. Artículo 37. Retribución por costes de los derechos de emisión. 1. La retribución por costes de los derechos de emisión de un grupo, expresado en euros, para un periodo determinado, se calculará como sumatorio de la retribución por costes de los derechos de emisión horario, CCO2Lh. 2. La retribución por costes de los derechos de emisión horario en € es: CCO2 Lh = p(i,h,
88. j)*PCO2L*fie * Cor_p * Cor_e Siendo: p(i,h,j): Potencia horaria en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en estado de marcha. P_CO2L: Precio de los derechos de emisión de liquidación, expresado en €/tCO2. La Dirección General de Política Energética y Minas aprobará el precio de los derechos de emisión de liquidación, que se calculará anualmente como la media del precio diario de las subastas de dichos derechos en el mercado secundario de derechos de emisión de la plataforma Común celebradas en el año para el que se efectúa la liquidación. fie: Factores de emisión (fie) establecidos en el apartado 4.
89. a)del Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, 2008-2012, aprobado por Real Decreto 1370/2006, de 24 de noviembre, o norma que lo sustituya. Cor_p: Factor de correlación entre energía bruta, a la que están referidos los anteriores factores de emisión (fie), y la energía neta referenciada a barras de central, siendo estos valores de correlación los establecidos en el anexo XVII. Cor_e: Factor de correlación entre los anteriores factores de emisión (fie) establecidos en el apartado 4.
90. a)del Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, 2008-2012, y los niveles de emisiones que registran los grupos de generación. Estos valores serán aprobados mediante orden ministerial. 3. Esta retribución no será de aplicación a las tecnologías no definidas en el Plan Nacional de Asignación de derechos de emisión de gases de efecto invernadero vigente. Se modifica el apartado 2 por la disposición final 1.2 del Real Decreto 446/2023, de 13 de junio. Ref. BOE-A-2023-14048 Téngase en cuenta que esta modificación surte efectos desde el 1 de julio de 2023, según establece la disposición final 3.1 del citado Real Decreto. Artículo 38. Revisión de parámetros técnicos de liquidación. Pruebas de rendimiento de las centrales. 1. La revisión de parámetros técnicos de liquidación de la instalación tipo se realizará a partir del resultado de las pruebas de rendimiento correspondientes siguiendo el procedimiento establecido en el anexo III.2 y de acuerdo a lo establecido a continuación. A estos efectos se tendrán en cuenta los resultados de las pruebas de rendimiento realizadas sobre los grupos cuyos informes de supervisión de las pruebas hayan sido remitidos a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia durante los 6 años anteriores al 30 de septiembre del penúltimo año del periodo regulatorio. La revisión de los parámetros técnicos de liquidación se realizará por tecnología y rango de potencia, es decir, se tomarán los resultados obtenidos de las pruebas de rendimiento de todos los grupos asignados a instalaciones tipo de igual tecnología y rango de potencia, con independencia del territorio no peninsular en el que estén ubicados. Los valores revisados de los parámetros técnicos de cada tecnología y rango de potencia serán aplicables a todas las instalaciones tipo de dicha tecnología y rango de potencia. 2. Los parámetros técnicos de liquidación se calcularán atendiendo a los siguientes principios, de acuerdo con la metodología establecida en el anexo III:
91. a)Los parámetros técnicos de la retribución por costes variables de funcionamiento, a, b y c, se calcularán a partir de los ensayos de consumo específico realizados a los distintos grupos de igual tecnología y rango de potencia y una curva de consumo específico estándar, de acuerdo con lo establecido en el anexo III.2.
92. b)Los parámetros técnicos de los valores unitarios de arranque de combustible, a’ y b’, se calcularán mediante el ajuste exponencial de la curva de coste en termias frente a tiempo de arranque, a partir de los ensayos de coste de arranque de los grupos de igual tecnología y rango de potencia. 3. La Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrán solicitar al operador del sistema la información técnica necesaria para el cálculo de estos parámetros, obtenida de las pruebas de rendimiento y del funcionamiento ordinario de los grupos. El operador del sistema realizará un seguimiento de los costes del despacho de producción, analizando las diferencias de los costes resultantes entre la aplicación de los parámetros técnicos de liquidación y los datos técnicos de despacho de las centrales. 4. Cualquier actuación tendente a la alteración o falseamiento del resultado de las pruebas de rendimiento por parte del titular de la instalación será, en su caso, sancionada de acuerdo con el régimen sancionador previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Artículo 39. Revisión de parámetros económicos de liquidación. 1. En la revisión de los parámetros económicos de liquidación se tendrán en cuenta los conceptos de coste indicados en este real decreto en los que incurriría una empresa eficiente y bien gestionada. Los valores unitarios de operación y mantenimiento variable de liquidación, y el parámetro económico «d» de la retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque, se revisarán según lo establecido en el anexo III. 2 y teniendo en cuenta las auditorías de coste presentadas por las empresas titulares de las instalaciones de generación indicadas en el artículo 21. 2. Para la revisión de estos parámetros la Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrán solicitar al operador del sistema la información técnica necesaria obtenida tanto en las pruebas de rendimiento, como en el funcionamiento ordinario de los grupos. Artículo 40. Cálculo de los precios de combustible. 1. El precio medio de la termia de los combustibles, pr(i,h,j), y el precio medio de la termia de los combustibles utilizados en periodos de arranque parada, prar(i,j), serán calculados, a partir del consumo de cada uno de los combustibles utilizados y de su poder calorífico, según lo indicado en el anexo VI.1. La mezcla de combustible autorizadas por la Dirección General de Política Energética y Minas para el estado de funcionamiento normal y la mezcla de combustible para el arranque de cada uno de los grupos serán las que se reconozcan en el proceso de programación del despacho y de liquidación de la retribución por costes de generación de las centrales. A estos efectos, los sujetos productores deberán declarar mensualmente al operador del sistema los combustibles almacenados, las adquisiciones y los consumos de combustible de cada grupo junto con los resultados de los análisis de comprobación de las especificaciones técnicas de cada partida de producto adquirida. Las desviaciones respecto a las mezclas aprobadas serán puestas en conocimiento de la Dirección General de Política Energética y Minas por parte del operador del sistema. A los efectos de la infracción muy grave tipificada en el artículo 64.38 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, la utilización de un combustible distinto del autorizado será considerada como una manipulación tendente a alterar el precio de la energía eléctrica. 2. Excepcionalmente, en aquellos grupos para los que no sea posible determinar a priori una mezcla de combustible habitual, al utilizar combustibles procedentes de otros procesos asociados o combustibles cuyas características técnicas no sean estándares, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, podrá autorizar la utilización de una mezcla de combustible variable dentro de un rango. En este caso, el titular de la instalación deberá declarar al operador del sistema la mezcla de combustible que se prevea utilizar en cada hora, la cual será utilizada tanto a efectos de despacho como de liquidación. 3. Sin perjuicio de lo anterior, cuando un sujeto generador detecte la necesidad de utilizar, en cualquiera de sus unidades generadoras, un combustible o mezcla de combustibles distinta de las autorizadas para mantener el programa previsto de producción, lo pondrá en conocimiento del operador del sistema indicando las características del combustible o mezcla de combustible y la duración prevista del cambio. Excepcionalmente el operador del sistema podrá autorizar temporalmente el uso de un combustible o mezcla de combustible distinta de la autorizada de acuerdo a lo establecido en el anexo VI.2. El operador del sistema deberá notificar anualmente a la Dirección General de Política Energética y Minas las autorizaciones de uso excepcional de combustible indicando las causas que motivaron el cambio de combustible o mezcla, las características técnicas del combustible o mezcla autorizada y la duración de la autorización. 4. En el caso de restricciones en la utilización de combustibles derivadas de normativa autonómica o local que supongan unos mayores costes de generación, el titular de la instalación de producción podrá establecer convenios u otros mecanismos con las Administraciones Autonómicas y locales para cubrir el sobrecoste ocasionado. En caso contrario, el titular de la instalación de producción deberá comunicarlo al operador del sistema y declarar indisponible el grupo en todos los periodos en que se produzca este sobrecoste. El operador del sistema solo podrá programar estos grupos cuando resulte imprescindible para la garantía de suministro, reconociéndose, en este caso, el sobrecoste derivado. 5. Los componentes del precio de los combustibles fósiles a efectos de liquidación, prc (c,i,h,j), entre los que se incluirá la retribución por costes de logística, y la metodología para la determinación de dicho precio y su poder calorífico inferior pci(i,h,j), serán aprobados por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, teniendo en cuenta las diferentes tecnologías implantadas en cada sistema y la información remitida por los titulares de las instalaciones de producción correspondientes a las facturas del suministro de combustible. Para la determinación del citado precio del combustible fósil se llevaran a cabo subastas de combustible. El precio de combustible a utilizar a efectos de despacho será el que se establezca por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. 6. El precio del combustible prc(c,i,h,
93. j)a efectos de despacho y a efectos de liquidación, así como el poder calorífico inferior pci(i,h,
94. j)de los combustibles de biomasa, biogás y residuos serán aprobados por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, teniendo en cuentas las diferentes tecnologías implantadas en cada sistema. Artículo 41. Procedimiento de subasta para el suministro de combustible fósil. 1. El suministro de combustible fósil será objeto de un procedimiento de subasta en los términos y supuestos que se establezcan por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. En todo caso, el procedimiento estará sometido a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación. El mecanismo de subastas al que hace referencia este artículo deberá cumplir con los siguientes requisitos:
95. a)El objeto de las subastas será el suministro de combustible y la determinación de su precio.
96. b)Se realizarán subastas diferenciadas para cada uno de los tipos de combustible utilizados y para cada uno de los territorios no peninsulares.
97. c)Las empresas propietarias de las centrales de producción presentarán la propuesta de pliego de bases por el que habrá de regirse la convocatoria y del borrador de contrato que haya que suscribirse con el adjudicatario de los que serán responsables.
98. d)Se establecerá un precio de referencia del combustible a partir del cual se calculará el precio de salida para la realización de la subasta de combustible y que será el subsidiario para la fijación del precio de combustible en aquellos supuestos en los que no se pudiera fijar dicho precio mediante la subasta establecida en el presente artículo. 2. Los componentes del precio de referencia de cada uno de los combustibles utilizados y la metodología para su determinación serán aprobados por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, teniendo en cuenta las diferentes tecnologías implantadas en cada sistema y la información remitida por los titulares de las instalaciones de producción a los que hace referencia el artículo 31. Asimismo, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, se designará el gestor encargado de la tramitación y gestión de las subastas. 3. En los supuestos en los que la subasta quedara desierta los sujetos productores deberán proceder a la contratación particular del suministro. En estos casos el precio del combustible a retribuir será el precio de referencia del combustible a partir del cual se haya calculado el precio de salida para la realización de la subasta. Artículo 42. Excepciones de aplicación de la subasta para el suministro de combustible fósil. Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se podrán establecer excepciones a la adquisición de determinados combustibles mediante el mecanismo de subastas definido en el artículo anterior para aquellas instalaciones cuyo combustible no represente un volumen significativo para llevar a cabo dicho proceso. En estos supuestos el titular deberá presentar a la Secretaría de Estado de Energía al menos tres presupuestos de suministro de combustible, a partir de los cuales se determinará el suministro y el precio del combustible. En todo caso, el procedimiento de determinación del precio estará sometido a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación. CAPÍTULO IV Procedimientos relativos al otorgamiento y revocación del régimen retributivo adicional Sección 1.ª Procedimientos aplicables y cobertura de la demanda Artículo 43. Procedimientos de otorgamiento del régimen retributivo adicional. 1. El otorgamiento del régimen retributivo adicional se llevará a cabo mediante procedimientos de concurrencia competitiva. 2. Cuando sea necesaria la instalación de nueva potencia para cubrir un déficit de potencia en el largo plazo, se realizará una convocatoria de un procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad, que se realizará conforme a lo dispuesto en la sección 2. Los grupos que obtengan resolución favorable de compatibilidad tendrán derecho a la percepción del régimen retributivo adicional, en los términos regulados en el presente título. En este procedimiento podrán participar instalaciones nuevas e instalaciones inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica que, bien realicen nuevas inversiones, o bien, finalizando su vida útil regulatoria pretendan que les sea otorgado nuevamente el régimen retributivo adicional porque supongan un ahorro para el sistema sin realizar nuevas inversiones. Las solicitudes relativas a estos tres tipos de instalaciones se valorarán de forma conjunta. 3. Sin perjuicio de lo anterior, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, se podrán convocar concursos para el otorgamiento del régimen retributivo adicional, con la finalidad de reducir los costes del sistema eléctrico conforme a lo dispuesto en la sección 3. Artículo 44. Informe anual de cobertura de la demanda. Conforme a lo previsto en el artículo 2.4 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, el operador del sistema remitirá al Ministerio de Industria, Energía y Turismo y al organismo competente en materia de energía de la comunidad autónoma o ciudad autónoma que corresponda, en la primera quincena del mes de enero de cada año, un informe anual de la cobertura de la demanda, que abarcará un horizonte temporal de 5 años desde el año siguiente al del informe. En este informe, el operador del sistema determinará las potencias necesarias para garantizar la cobertura de la demanda, teniendo en cuenta las redes existentes y planificadas y la implantación prevista de instalaciones de generación y, en su caso de bombeos. Para la elaboración de este informe, se seguirán los criterios previstos en el anexo VII.1. Artículo 45. Riesgos de cobertura de la demanda en el corto plazo. En aquellos casos en los que el operador del sistema detecte riesgos sobre la seguridad y continuidad de suministro en el horizonte anual, remitirá un informe al Ministerio de Industria, Energía y Turismo y al organismo competente en materia de energía de la comunidad autónoma o ciudad autónoma que corresponda, que ponga de manifiesto esta situación así como la propuesta concreta de equipos de generación necesarios. En estos casos se procederá de acuerdo a lo establecido en el artículo 59. Para la elaboración del informe, se tendrá en cuenta la metodología prevista en el anexo VII.2. Sección 2.ª Procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad Artículo 46. Convocatoria del procedimiento para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad. 1. Cuando el operador del sistema ponga de manifiesto en su informe anual de cobertura la existencia de un riesgo de falta de cobertura en el horizonte del análisis, el Secretario de Estado de Energía convocará previo informe de las comunidades autónomas y ciudades autónomas afectadas, mediante resolución, un procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad para instalaciones de producción de energía eléctrica categoría A. El informe solicitado a las comunidades autónomas y ciudades autónomas afectadas deberá ser evacuado en el plazo de 15 días desde la recepción de la solicitud. En la resolución de la convocatoria el Secretario de Estado de Energía establecerá la potencia prevista adicional térmica y en su caso, de instalaciones hidroeléctricas no fluyentes que deba ser instalada para asegurar la cobertura de la demanda en cada uno de los sistemas eléctricos aislados para cada uno de los siguientes 5 años. Asimismo, en esta resolución se podrán dar señales de localización por nudos y se podrán establecer limitaciones técnicas relativas, entre otros aspectos, al tamaño y tecnología de los grupos. Dicha resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado». 2. El procedimiento se desarrollará conforme a lo dispuesto en los artículos siguientes y será resuelto por la Dirección General de Política Energética y Minas. 3. La resolución favorable de compatibilidad tendrá los efectos a los que hace referencia el artículo 2.1 de 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. Artículo 47. Presentación de solicitudes y criterios de admisión. 1. Tras la publicación en el «Boletín Oficial del Estado» de la resolución de convocatoria del procedimiento de concurrencia competitiva, los titulares de nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica categoría A, los titulares de grupos de la categoría A inscritos en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica que realicen nuevas inversiones y los titulares de grupos de la categoría A que finalicen su vida útil regulatoria y pretendan que se les conceda nuevamente el régimen retributivo sin realizar nuevas inversiones, podrán solicitar el otorgamiento de la resolución de compatibilidad favorable a efectos de reconocimiento del régimen retributivo adicional a la Dirección General de Política Energética y Minas. El plazo de presentación de la solicitud será de dos meses desde la publicación de la citada resolución de la Secretaría de Estado de Energía. La solicitud deberá incluir la información establecida en el anexo VIII.1, así como cualquier otra información que pudiera incluirse en la resolución de convocatoria, y deberá ir acompañada del resguardo de la Caja General de Depósitos acreditativo de haber depositado la garantía económica establecida en el artículo 50. 2. La titularidad de las instalaciones para las que se solicite la resolución de compatibilidad estará sujeta a las limitaciones establecidas en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares