El Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, regula el citado mecanismo y define las centrales que quedan obligadas a participar en el mismo como unidades vendedoras, así como la metodología de cálculo del precio de retribución de la energía y la manera de fijar los volúmenes máximos de producción anuales que pueden ser programados en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

El anexo II.1 del citado Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, determina:

«La Secretaría de Estado de Energía podrá fijar por resolución las distintas actuaciones que deberá llevar a cabo la Comisión Nacional de Energía para determinar el coste real de los parámetros fijados en el apartado 3.2.

Antes del 15 de julio los titulares de las centrales deberán remitir a la Comisión Nacional de Energía la auditoría de cuentas con los requisitos exigidos en el párrafo anterior. La Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con la auditoría y la metodología que se establece en el apartado 3.2, efectuará el cálculo de los costes reales correspondiente al volumen de energía eléctrica producida por la central, y lo comunicará al operador del sistema quien liquidará el exceso o defecto de retribución por este concepto a cada central.»

Para el año 2013, resultan de aplicación la Resolución de 13 de febrero de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2013, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro y la Resolución de 20 de marzo de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se modifica la de 13 de febrero de 2013.

En las mismas se establece que los parámetros contenidos en dichas resoluciones serán revisados por la Comisión Nacional de Energía, actualmente Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, quien determinará el coste real de aquellos parámetros fijados en sus anexos que requieran de los datos de la auditoría de las centrales.

Asimismo, se contempla que la Secretaría de Estado de Energía establecerá, entre otros, el procedimiento de cálculo de la liquidación definitiva de la energía producida por dichas centrales bajo el amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

En la presente resolución se da cumplimiento a lo previsto en la normativa citada, de forma que se establece el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2013, correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Por otro lado, el artículo 1 del Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero, determina que, con efectos desde el 1 de enero de 2013, en todas las metodologías que, estando vinculadas al Índice de Precios de Consumo, rigieran la actualización de las retribuciones, tarifas y primas que perciban los sujetos del sistema eléctrico por aplicación de la normativa sectorial, se sustituirá dicho índice por el Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos. En la presente resolución se tiene en cuenta lo previsto en el citado artículo 1 del Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, en la revisión del coste unitario de operación y mantenimiento fijo.

La presente resolución ha sido sometida a trámite de audiencia mediante su envío a los interesados como titulares de las instalaciones sometidas al Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, así como a Red Eléctrica de España, S.A., como operador del sistema, y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Se han recibido alegaciones de la mayor parte de las empresas titulares de las instalaciones y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

En su virtud, resuelvo:

Primero. Objeto.

La presente resolución tiene por objeto establecer el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2013, correspondiente al periodo de efectiva programación de las instalaciones en aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Segundo. Cálculo de los costes reales correspondientes a la aplicación en el año 2013 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

1. El cálculo de los costes reales correspondientes a la aplicación en el año 2013 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, será realizado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de acuerdo con lo previsto en el citado real decreto y aplicando lo dispuesto en el Anexo I de la presente resolución, así como los valores que se especifican en el Anexo II de esta resolución.

2. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará los costes unitarios reales en el año 2013 de cada una de las centrales sometidas al procedimiento de restricciones por garantía de suministro. Una vez realizado este cálculo, dicha Comisión realizará el trámite de audiencia de los valores obtenidos y procederá posteriormente a la aprobación de los costes unitarios reales definitivos.

Para el cálculo de dichos costes la citada Comisión tomará como referencia los valores previstos en las siguientes resoluciones, procediendo a su revisión:

– Resolución de 13 de febrero de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2013, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

– Resolución de 20 de marzo de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se modifica la de 13 de febrero de 2013, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2013, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

3. Una vez aprobados los costes reales definitivos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, ésta los comunicará al operador del sistema, quien los tendrá en cuenta para realizar la regularización definitiva de acuerdo con lo previsto en el Procedimiento de Operación P.O. 14.5 «Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997», aprobado por Resolución de 27 de octubre de 2010, de la Secretaría de Estado de Energía.

4. En la siguiente liquidación que se efectúe una vez realizada por el operador del sistema la liquidación definitiva prevista en el apartado 8 del Procedimiento de Operación P.O. 14.5 «Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997» y, en todo caso, en la liquidación de cierre del ejercicio 2015, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, como órgano encargado de las liquidaciones, procederá a incorporar las cuantías que resulten.

5. Dicha Comisión deberá enviar a la Secretaría de Estado de Energía:

a) La información sobre los costes reales definitivos correspondientes a 2013 comunicados al operador del sistema y sobre la liquidación que realice a cada instalación con el siguiente detalle:

– Desglose de los diferentes conceptos definidos para el cálculo del coste real.

– Tabla con la cuantía total anual, expresada en euros, que corresponde a los costes reales definitivos de 2013 con cargo a los pagos por capacidad, incluyendo el desglose de las cuantías de cada una de las empresas e instalaciones.

b) Además de lo anterior, las cuantías efectiva y realmente abonadas por los titulares de cada una de las instalaciones a los diferentes productores de carbón autóctono que les hayan suministrado correspondientes al año 2013, expresadas en euros y desglosadas por empresa e instalación.

6. La producción de energía eléctrica que no sea objeto de una retribución regulada en la liquidación definitiva del año 2013 al amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, de acuerdo con los apartados anteriores y lo previsto en la presente resolución, será valorada aplicando el precio del mercado diario de producción.

Tercero. Publicación.

La presente resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado».

Cuarto. Efectos.

La presente resolución surtirá efectos a partir del día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Madrid, 2 de agosto de 2016.–El Secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal Belda.

ANEXO I

Criterios para realizar el cálculo de los costes reales correspondientes al año 2013 en aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero

1. Para cada grupo generador i de aquellas centrales adscritas al procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro que se establecen en el anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, la retribución regulada (RRi) se calculará de acuerdo con lo siguiente:

RRi = CGi * EPRi (€)

Dónde:

RRi: retribución regulada, expresada en euros, correspondiente al grupo i en el año 2013.

EPRi es la fracción de la energía neta anual generada por el grupo i, expresada en MWh, que será objeto de una retribución regulada en la liquidación definitiva del año 2013 al amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, correspondiente a la producción en el periodo transcurrido desde el inicio de la efectiva programación de las instalaciones en aplicación del procedimiento regulado en el citado real decreto hasta el 31 de diciembre de 2013 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual establecido. A estos efectos, únicamente podrá tomarse en consideración la fracción de la energía neta anual que efectivamente haya sido producida con consumo del carbón autóctono cuya adquisición venía impuesta por las resoluciones de la Secretaria de Estado de Energía que fijan para 2013 las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro citadas en el apartado segundo.2 de la presente resolución o, en su caso, con aplicación de los stock en central en dichas resoluciones autorizados.

CGi es el coste unitario de generación, expresado en €/MWh, que se calculará de acuerdo con lo siguiente:

CGi = CFi + CVi (€/MWh)

Siendo:

CVi: Coste variable unitario, expresado en €/MWh.

CVi: Coste variable unitario, expresado en €/MWh.

2. El coste fijo unitario CFi, expresado en €/MWh, se calculará considerando, para cada grupo i, la relación entre el coste fijo anual y la producción de energía eléctrica en el año 2013, de acuerdo con lo siguiente:

CFi = CFAi/EPCi.

Dónde:

CFAi es el coste fijo anual del grupo i en el año 2013, expresado en euros, que se calculará de acuerdo con el apartado 3 de este anexo.

EPCi es la energía neta producida por el grupo i en el periodo desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2013 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen máximo anual. En el cómputo de esta producción no se tendrán en cuenta los períodos horarios con producción negativa correspondiente a paradas.

3. El coste fijo anual CFAi, expresado en euros, se calculará como la suma del coste fijo de operación y mantenimiento anual CFOMAi y un coste de inversión anualizado CITi:

CFAi = CFOMAi + CITi (€)

Dónde:

CFOMAi: Coste fijo de operación y mantenimiento anual, expresado en euros, que se obtendrá como:

CFOMAi = CFOMi * Pi (€)

Siendo:

Pi: Potencia neta de cada grupo i, expresada en MW, calculada a partir de la potencia que figura en la inscripción en el correspondiente registro administrativo de instalaciones de producción.

CFOMi: Coste fijo de operación y mantenimiento unitario, expresado en €/MW. Este coste tomará el valor previsto en el Anexo II de la presente resolución.

CITi: Coste de inversión anualizado, expresado en euros, que se obtendrá como:

CITi = Ai + Ri – Cpi (€)

Siendo:

Ai: Término de amortización anual Ain, expresado en euros, que se determinará teniendo en cuenta la información de las auditorías de las centrales participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, según lo establecido en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, y su normativa de desarrollo.

CPi: Término de pagos por capacidad efectivamente liquidados por el operador del sistema correspondientes al año 2013.

Ri: Término de retribución financiera, expresado en euros. Este término para cada grupo i se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:

Ri = VNIi * Tr (€)

Dónde:

Tr: tasa financiera de retribución a aplicar en 2013, expresada en tanto por uno, y calculada según lo previsto en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

VNIin: Valor neto de la inversión, expresado en euros, del grupo i pendiente de amortizar a 31 de diciembre del año 2012. Este valor contable será el resultante de la información de las auditorías de las centrales participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, conforme a lo establecido en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

4. El coste variable unitario CVi, expresado en €/MWh, se calculará según la siguiente expresión:

CVi = CCi + Cfk + CVOMi + CO2i + PEAJEi (€/MWh)

Dónde:

CCi: Coste variable unitario asociado al consumo de combustible, expresado en €/MWh, calculado de acuerdo con el presente anexo.

Cfk: Coste variable unitario asociado a mermas de combustible, expresado en €/MWh, que será el establecido en el Anexo II de esta resolución.

CVOMi: Coste variable unitario de operación y mantenimiento, expresado en €/MWh, obtenido según el presente anexo.

CO2i: Coste variable unitario asociado a las emisiones de CO2, expresado en €/MWh, determinado considerando lo dispuesto en el presente anexo

PEAJEi: Coste variable unitario correspondiente al peaje de la actividad de generación, expresado en €/MWh.

5. El coste variable unitario asociado al consumo de combustible CCi, expresado en €/MWh, se calculará para cada grupo i de la central k conforme a la siguiente fórmula:

CCi = FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk +

+ FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk +

+ FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk +

+ FGNi * ConsEspi * P_GNk +

+ FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk (€/MWh)

Dónde se definen los siguientes términos:

FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk: Coste variable unitario asociado al consumo de carbón autóctono (combustible principal).

FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk: Coste variable unitario asociado al consumo de carbón de importación.

FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk: Coste unitario asociado al coque (combustible principal en el caso de la central de gasificación integrada o sustitutivo del carbón de importación en el resto de centrales).

FGNi * ConsEspi * P_GNk: Coste variable unitario asociado al gas natural utilizado en la central de gasificación integrada.

FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk: Coste variable unitario asociado al consumo de combustibles auxiliares.

En el cálculo de los términos anteriores utilizados para el cálculo de CCi se tendrá en cuenta lo siguiente:

– PRCAk es el precio de adquisición del carbón autóctono para cada central k, expresado en €/tonelada. Será el establecido en el Anexo II de esta resolución.

– El poder calorífico superior del carbón autóctono (PCSk) y de los combustibles auxiliares (PCS_AUXk), expresados en te PCS/t, se calcularán como media ponderada por toneladas del poder calorífico superior de las compras anuales.

El término PCSkn será el establecido en el Anexo II de esta resolución.

El poder calorífico superior del carbón de importación (PCS_IMPk) y del coque sustitutivo (PCS_COQk), expresado en te PCS/t, se calcularán como media ponderada por toneladas del poder calorífico superior de los consumos.

En el caso particular de la central de gasificación integrada, el sumando correspondiente al coque incluirá el componente PCS_COQk calculado como media ponderada por toneladas del poder calorífico superior de las compras anuales.

– P_IMPk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de carbón de importación obtenido de acuerdo con lo siguiente:

P_IMPk = PREC_API2 /C$/€ * PCI_IMPi / PCI_IMP_REF (€/t)

Siendo:

PREC_API2 es el precio API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus International previsto en las resoluciones de la Secretaria de Estado de Energía que fijan para 2013 las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro citadas en el apartado segundo.2 de la presente resolución, expresado en $/tonelada.

C$/€ es el cambio $/€ establecido en las citadas resoluciones.

PCI_IMPi / PCI_IMP_REF: Coeficiente de calidad en el que PCI_IMPi es la media ponderada por toneladas del poder calorífico inferior de los consumos anuales de carbón de importación, y PCI_IMP_REF es el poder calorífico inferior correspondiente a la referencia API 2 (6.000 te PCI/t), ambos expresados en te PCI/tonelada.

– P_COQk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de coque sustitutivo de carbón de importación obtenido de acuerdo con la siguiente expresión: