Procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la Resolución favorable de compatibilidad a efectos de reconocimiento del régimen retributivo adicional para los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares

El artículo 14.2. de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, establece que las personas jurídicas se encuentran entre los sujetos que, en todo caso, están obligados a relacionarse a través de medios electrónicos con las Administraciones Públicas para la realización de cualquier trámite de un procedimiento administrativo.

Por lo tanto, deben dirigir su solicitud vía telemática a la Dirección General de Política Energética y Minas, como órgano instructor del procedimiento, empleando la Sede del Punto de Acceso General electrónico.

Si no resultase posible incorporar toda la documentación debido al tamaño de la misma, se deberá señalar este extremo en la solicitud y deberá procederse a entregar la documentación adicional por los siguientes medios:

• Mediante dispositivo físico tipo en el registro, dejando constancia de a que instancia telemática va asociado.
• Solicitando habilitación para presentar la documentación adicional mediante la aplicación Almacén.
• Registrando “varias” entradas telemáticas dejando constancia de que forman parte de la misma solicitud. (cartografías, planos, etc.)

En todo caso, la totalidad de la documentación presentada deberá estar entregada antes del fin del plazo establecido en la convocatoria.

La limitación a la que está sometida el grupo empresarial con más del 40% de la potencia de generación actual afecta al otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad, no a la presentación de ofertas. 

La retribución que corresponde a un grupo con régimen retributivo adicional está establecida en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, y comprende unos costes fijos y unos costes variables.

Dentro de este modelo y dentro de los costes variables, hay determinados conceptos asociados al combustible, que se cuantifican en función de unos parámetros técnicos y del precio de combustible, entre otros. En el caso del combustible gas natural, el precio se determina según lo dispuesto en el artículo 8 de la Orden TED/1315/2022, siendo diferente para Baleares y para Canarias y Melilla. Para Canarias y Melilla se añade en la memoria de la citada orden que: “De esta forma, los costes de logística reconocerán los costes operativos asociados a posibles instalaciones de regasificación y almacenamiento, si bien aquellos costes fijos asociados a las instalaciones deberán ser reconocidos, en su caso, dentro de un procedimiento de concurrencia competitiva.”

La petición de horas previstas de funcionamiento en la convocatoria obedece a lo establecido en el RD 738/2015. En el anexo V de la convocatoria se solicita información adicional sobre posibles limitaciones de funcionamiento, que pueden tener origen administrativo, ambiental, entre otros.

Si bien las horas de funcionamiento dependerán del despacho que realice el operador del sistema, esta información puede ser orientativa a la hora de la valoración desde un punto de vista técnico y económico de las solicitudes, donde previsiblemente se realicen simulaciones de despacho.

En el caso en el que se otorgue resolución favorable de compatibilidad (RFC) exclusivamente por la potencia convocada, una vez de obtenga la puntuación mínima (30 puntos) y atendiendo a las observaciones que haya realizado el operador del sistema, el criterio de selección es minimización de costes.

Se puede otorgar RFC a más potencia de la convocada, según lo previsto en el caso 1.c), bien por reducción de costes, o excepcionalmente cuando se obtenga una puntuación por encima de 70 puntos y el aumento del coste medio de generación no sea mayor del 30 % del coste medio de generación de los grupos a los que se haya otorgado resolución favorable de compatibilidad en dicho sistema eléctrico de acuerdo a los supuestos 1b) y 1c).

La valoración económica de solicitudes que empleen combustibles para los que actualmente no exista un marco retributivo aprobado se realizará utilizando los valores de los combustibles que sí tienen un marco regulador aprobado. No se liquidarán valores específicos para esos combustibles hasta que no se regule por Orden Ministerial el marco retributivo de esos combustibles.

Todo lo referente al reconocimiento y empleo de mezclas de combustibles está regulado en el artículo 40 y el anexo VI del RD 738/2015, no tratándose, en todo caso, de un reconocimiento directo de costes por el empleo de combustible alternativo. 

La normativa de aplicación (anexos XII y XIII del RD 738/2015 y Orden TEC/1260/2019) definen los parámetros técnicos de los ciclos combinados en función de sus posibles configuraciones.

De acuerdo con ello, en el procedimiento de concurrencia competitiva la potencia se ha de referir a los distintos modos de funcionamiento en los que pueda operar el ciclo combinado de forma estable y continuada.

La retribución por costes variables está regulada en el Título IV, capítulo III del RD 738/2015, y más detalladamente en los artículos 31 a 37, siendo los costes de funcionamiento asociado al combustible uno de los conceptos de costes variables que aplican a los grupos generadores con régimen retributivo adicional.

Por otro lado, las instalaciones tipo definidas para los territorios no peninsulares se encuentran en la DF1ª del RD 738/2015, y en la Orden TED/430/2024, de 8 de mayo. Actualmente, las instalaciones tipo definidas para los ciclos combinados en Canarias son IT-0065 e IT-0066, ambas para ciclos de potencias superiores a los 200MW. Según el Anexo I.2.c) de la convocatoria del procedimiento, la participación en el mismo requiere que se asigne una instalación tipo existente.

Por lo tanto, con respecto a su pregunta, no cabe la posibilidad de estimar estos coeficientes de cara al procedimiento, para aplicar otros distintos estos habrán de ser aprobados mediante orden ministerial.

El precio de combustible ha de definirse como resultado del procedimiento de subasta definido en la orden TED/1315/2022, donde se parte de unos precios de referencia sobre los que los posibles suministradores han de realizar ofertas.

En tanto no exista un resultado de la subasta, el titular de los grupos ha de aprovisionarse del combustible que emplee en sus grupos generadores, percibiendo como precio de combustible (a excepción del GN en Baleares) el precio del combustible en puerto y unos costes de logística.

Los costes de logística son los definidos en el anexo II de la citada orden, y el precio del combustible en puerto a retribuir se corresponderá con los precios de referencia definidos en el artículo 13 de la misma.

En el caso de los grupos que operen con combustible gasóleo de automoción 10 ppm de contenido de azufre (GOA) la referencia es el rango alto de cotizaciones ULSD 10 ppm en el CIF NWE Platts + 10$/t.

El régimen retributivo adicional parte de unos parámetros de retribución que se revisan por periodos regulatorios de 6 años (excepto el primer periodo regulatorio, que fue algo menor).

La retribución por O&MVLI, como indica el artículo 35 del RD 738/2015, se calcula a partir de valores estándares. Para el segundo periodo regulatorio (2020-2025) se aplicarían los valores revisados de la Orden TEC/1260/2019, y para siguientes periodos regulatorios los que se establezcan en siguientes revisiones. La retribución por costes variables de operación y mantenimiento, por tanto, no se calcula anualmente con los costes auditados por este concepto en cada ejercicio.

Por otro lado, el otorgamiento de este régimen retributivo conlleva para el titular la obligación del envío de los costes auditados, no solo por operación y mantenimiento variable. Esta información de costes auditados será empleada, tal y como indica la misma Orden TED/1260/2019, en la revisión de los parámetros retributivos en cada periodo regulatorio.

Como se ha indicado anteriormente, el régimen retributivo adicional parte de unos parámetros de retribución que se revisan por periodos regulatorios, el otorgamiento del régimen retributivo adicional supone la aceptación de este esquema retributivo. Y en lo referente a los costes de inversión estarán determinados por unos valores estándares y los valores auditados tras la puesta en servicio de cada grupo, con la metodología recogida en el artículo 26 del RD 738/2015.

En relación con los grupos que comparten instalaciones, el RD 738/2015 prevé en los artículos 26 y 29 un coeficiente de corrección y factores de corrección que aplican respectivamente a los costes de inversión y a los costes de operación y mantenimiento fijos. Actualmente estos parámetros tienen valor 1. Por otro lado, no se prevé su aplicación en los costes variables.

No existe tal obligación.

Los grupos generadores que tengan otorgado régimen retributivo adicional reciben una retribución que se calcula en función de la instalación tipo dentro de la que se encuentren.

Las instalaciones tipo definidas actualmente para los territorios no peninsulares se encuentran en la DF1ª del RD 738/2015, y en la Orden TED/430/2024, de 8 de mayo. La definición de nuevas instalaciones tipo ha de hacerse mediante orden ministerial. Por tanto, no se pueden crear nuevas instalaciones tipo dentro del procedimiento de concurrencia competitiva.

Por otro lado, según el Anexo I.2.c) de la convocatoria del procedimiento, la participación en el mismo requiere que se asigne una instalación tipo existente.