III. Otras disposiciones. MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA Y EL RETO DEMOGRÁFICO. Sector eléctrico. (BOE-A-2020-11586)
Resolución de 19 de septiembre de 2020, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba la cuantía definitiva de los costes de generación de liquidación y del extracoste de la actividad de producción en los territorios no peninsulares correspondiente al ejercicio 2015, para los grupos titularidad del Grupo Endesa.
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BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Jueves 1 de octubre de 2020
Sec. III. Pág. 83159
Añadiendo que, en ninguno de estos años se hubiera cumplido con la reserva necesaria
para seguridad de la cobertura establecida en los procedimientos de operación de los
territorios no peninsulares, comprometiendo con ello la capacidad del sistema para hacer
frente a la cobertura de la demanda.
En virtud de lo anterior, procede el reconocimiento de los costes operativos en los
que han incurrido estas centrales en el periodo del año 2015 hasta la entrada en vigor
del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, periodo en el que sería de aplicación la
disposición transitoria séptima.5.
Con el fin de poder determinar esta cuantía se ha solicitado al operador del sistema
mediante oficio de 22 de noviembre de 2018 que calcule las cuantías de aquellos costes
operativos que no habían podido ser incluidos en la liquidación de estos grupos, siendo
contestada esta solicitud con fecha 19 de diciembre de 2018.
Los costes por operación de los grupos Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19 entre
el 1 de enero y el 31 de agosto del año 2015 han sido valorados por el operador del
sistema en 16.560.437,21 euros, siendo 11.529.643,97 euros correspondientes a los
grupos Ibiza 25, Ibiza 26, y 5.030.793,24 euros al grupo Punta Grande 19.
c) Corrección del cálculo del coste de O&M por arranque de los CCGTs. Los
informes de inspección indican que el operador del sistema emplea una metodología
robusta y que responde a la realidad física de lo que se retribuye en los arranques de los
ciclos combinados, empleando los parámetros del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
No obstante lo anterior, de la revisión de las actas de inspección recogidas en el
Anexo I del citado Acuerdo INF/DE/026/17, se ha detectado una situación particular que
podría suponer una sobre corrección de este coste no justificada, no mermando, en todo
caso y de forma general, la robustez de la metodología empleada.
Se trata de la secuencia en la que un ciclo combinado parte del modo estable 2x1,
cambia a modo 1x1+1, y nuevamente se programa en el modo de funcionamiento 2x1.
En virtud de los valores del parámetro «d» recogidos en el Real Decreto 738/2015, de 31
de julio, y el concepto de coste adicional debido al arranque, estas transiciones no
supondrían ningún coste adicional por arranque a reconocer, sin embargo, se produce
una corrección (coste negativo) equivalente al parámetro «d» asociado al arranque de
una turbina de gas.
Tras la revisión de la documentación aportada por Endesa en el trámite de audiencia,
la valoración de este aumento de costes de operación y mantenimiento asociados al
arranque de los ciclos combinados durante el año 2015 por la anterior corrección es
de 454.244,29 euros adicionales para los ciclos de Baleares y 25.688,11 euros para los
ciclos de Canarias, con el siguiente desglose:
Denominación del Ciclo Combinado Corrección (€)
Son Reus CCGT2.
357.397
Son Reus CCGT1.
21.036
Cas Tresorer CCGT1.
21.660
Cas Tresorer CCGT2.
54.151
Total Baleares.
454.244,29
Barranco Tirajana CCGT 1.
0
Barranco Tirajana CCGT 2.
0
Granadilla CCGT 1.
12.844
Granadilla CCGT 2.
12.844
Total Canarias.
25.688,11
Cabe destacar que se ha analizado principalmente la secuencia anteriormente
descrita, en la que el ciclo combinado parte de un modo de funcionamiento estable 2x1,
cve: BOE-A-2020-11586
Verificable en https://www.boe.es
Núm. 260
Jueves 1 de octubre de 2020
Sec. III. Pág. 83159
Añadiendo que, en ninguno de estos años se hubiera cumplido con la reserva necesaria
para seguridad de la cobertura establecida en los procedimientos de operación de los
territorios no peninsulares, comprometiendo con ello la capacidad del sistema para hacer
frente a la cobertura de la demanda.
En virtud de lo anterior, procede el reconocimiento de los costes operativos en los
que han incurrido estas centrales en el periodo del año 2015 hasta la entrada en vigor
del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, periodo en el que sería de aplicación la
disposición transitoria séptima.5.
Con el fin de poder determinar esta cuantía se ha solicitado al operador del sistema
mediante oficio de 22 de noviembre de 2018 que calcule las cuantías de aquellos costes
operativos que no habían podido ser incluidos en la liquidación de estos grupos, siendo
contestada esta solicitud con fecha 19 de diciembre de 2018.
Los costes por operación de los grupos Ibiza 25, Ibiza 26 y Punta Grande 19 entre
el 1 de enero y el 31 de agosto del año 2015 han sido valorados por el operador del
sistema en 16.560.437,21 euros, siendo 11.529.643,97 euros correspondientes a los
grupos Ibiza 25, Ibiza 26, y 5.030.793,24 euros al grupo Punta Grande 19.
c) Corrección del cálculo del coste de O&M por arranque de los CCGTs. Los
informes de inspección indican que el operador del sistema emplea una metodología
robusta y que responde a la realidad física de lo que se retribuye en los arranques de los
ciclos combinados, empleando los parámetros del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
No obstante lo anterior, de la revisión de las actas de inspección recogidas en el
Anexo I del citado Acuerdo INF/DE/026/17, se ha detectado una situación particular que
podría suponer una sobre corrección de este coste no justificada, no mermando, en todo
caso y de forma general, la robustez de la metodología empleada.
Se trata de la secuencia en la que un ciclo combinado parte del modo estable 2x1,
cambia a modo 1x1+1, y nuevamente se programa en el modo de funcionamiento 2x1.
En virtud de los valores del parámetro «d» recogidos en el Real Decreto 738/2015, de 31
de julio, y el concepto de coste adicional debido al arranque, estas transiciones no
supondrían ningún coste adicional por arranque a reconocer, sin embargo, se produce
una corrección (coste negativo) equivalente al parámetro «d» asociado al arranque de
una turbina de gas.
Tras la revisión de la documentación aportada por Endesa en el trámite de audiencia,
la valoración de este aumento de costes de operación y mantenimiento asociados al
arranque de los ciclos combinados durante el año 2015 por la anterior corrección es
de 454.244,29 euros adicionales para los ciclos de Baleares y 25.688,11 euros para los
ciclos de Canarias, con el siguiente desglose:
Denominación del Ciclo Combinado Corrección (€)
Son Reus CCGT2.
357.397
Son Reus CCGT1.
21.036
Cas Tresorer CCGT1.
21.660
Cas Tresorer CCGT2.
54.151
Total Baleares.
454.244,29
Barranco Tirajana CCGT 1.
0
Barranco Tirajana CCGT 2.
0
Granadilla CCGT 1.
12.844
Granadilla CCGT 2.
12.844
Total Canarias.
25.688,11
Cabe destacar que se ha analizado principalmente la secuencia anteriormente
descrita, en la que el ciclo combinado parte de un modo de funcionamiento estable 2x1,
cve: BOE-A-2020-11586
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Núm. 260
