Preambulo único Normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, adapta los principios de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, a las peculiaridades de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (SEIE) con el objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad, para que se realice con el menor coste posible.

En su artículo 6.5, el citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, dispone que mediante orden ministerial se establecerá el método de cálculo de coste de cada uno de los combustibles utilizados en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

De acuerdo con lo anterior, 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, aprueba el método de cálculo de coste para cada uno de estos combustibles en los SEIE, sin incluir entre ellos, sin embargo, el gas natural, dado que este último no estaba disponible en la fecha de publicación de dicha orden en ninguno de los SEIE.

No obstante, la puesta en marcha del gasoducto submarino península-Baleares va a permitir a determinados grupos de generación de estas islas utilizar gas natural, por lo que se hace necesario regular el método de cálculo de su precio.

Con este fin, y con fundamento en lo dispuesto por el artículo 7 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, en cuya virtud, en caso de que se utilizaran nuevos combustibles distintos de los contemplados por la propia orden, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades afectadas, aprobará el método de cálculo del precio correspondiente al nuevo combustible, la presente orden establece un procedimiento de cálculo del precio del combustible gas natural consumido por los grupos de generación en el sistema eléctrico insular balear.

El procedimiento para el cálculo del precio del combustible gas natural, se establece en función del coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en el mes de consumo, publicado por la Comisión Nacional de Energía en el «Informe Mensual de supervisión del mercado mayorista del gas» considerando las mermas de regasificación y transporte, y el coste medio de los peajes de acceso, incluyendo el coste de almacenamiento subterráneo. Respecto al término de conducción del peaje de transporte y distribución, se reconoce la cantidad efectivamente abonada en dicho mes por el comercializador que suministre el gas a la instalación en concepto de término de conducción (fijo y variable) del peaje de transporte y distribución.

Asimismo, para poder utilizar gas natural como combustible, es necesario realizar ciertos trabajos técnicos de reconversión de los grupos de generación, durante los cuales éstos deberán estar parados.

Teniendo en cuenta la reducción del coste de combustible que esto supone para el sistema eléctrico, y que esta indisponibilidad es causada por motivos ajenos a los titulares de los grupos, se considera adecuado que durante este tiempo sigan siendo retribuidos por el concepto de garantía de potencia.

Por otra parte, como consecuencia de las exigencias impuestas en las autorizaciones ambientales integradas emitidas por las autoridades competentes en la materia, determinadas instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, en concreto, de Canarias, que hasta la fecha venían consumiendo Fuel Oil BIA 1% (porcentaje de azufre del 1%), han de pasar a consumir en un breve plazo de tiempo Fuel Oil BIA con un contenido en azufre del 0,73%, combustible actualmente no recogido en la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo. En esta situación se encuentran grupos de las centrales de Gran Canaria (Jinámar), Tenerife (Candelaria), Lanzarote (Punta Grande) y Fuerteventura (Salinas).

Es necesario por tanto incluir este nuevo combustible, más caro por la mayor calidad (menor contenido de azufre), en el sistema de liquidaciones. Actualmente no existe una referencia específica en el mercado CIF. No obstante, sí existen cotizaciones FOB en el mercado europeo cuya diferencia refleja el diferencial derivado de la mayor calidad del combustible (son las cotizaciones FOB NWE del Fuel Oil 1% y del Fuel Oil 0,5/0,7%).

El diferencial entre ambas cotizaciones sería la prima a añadir a la cotización internacional High CIF MED actualmente existente para el Fuel Oil BIA 1%. Los costes de logística serían los mismos que los del Fuel Oil BIA 1%.

El artículo 6.2 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, establece para las empresas propietarias de los grupos de generación la obligación de realizar pruebas de rendimiento para la determinación de los parámetros aplicables a los costes variables. Estas pruebas responderán a un procedimiento único, por tipo de tecnología, el cual será aprobado próximamente por la Dirección General de Política Energética y Minas.

Teniendo en cuenta que la realización de las pruebas implica una elevada disposición de medios materiales y humanos, así como separar temporalmente los grupos de generación de la operación del sistema, lo que en algunos de estos sistemas aislados es un asunto sensible desde el punto de vista de la seguridad del suministro; se considera más adecuado no realizar las pruebas a todas las instalaciones, sino únicamente a una muestra representativa de los grupos, previa autorización de la Dirección General de Política Energética y Minas.

Se establece, a su vez, que la información relativa a los parámetros a'', b'' y d -correspondientes a los costes de arranque y a los costes de operación y mantenimiento-, que no se obtiene de las pruebas técnicas de rendimiento de los grupos dado su carácter puramente económico, sea remitida directamente a la Dirección General de Política Energética y Minas para su aprobación.

Para mayor claridad en la redacción de los anteriores aspectos, se deroga el artículo 6.2 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, y se añade un nuevo artículo 6 bis, que comprende cuatro apartados, y en el que se puntualizan además algunos aspectos del proceso de realización de las pruebas de rendimiento. En él se establece asimismo la disponibilidad de las instalaciones a efectos de su retribución por garantía de potencia durante el tiempo en que se realicen las pruebas de rendimiento, considerando que ésta es una obligación ajena a los titulares de los grupos y que no va a afectarles a todos por igual.

Teniendo en cuenta que el procedimiento para realizar las pruebas de rendimiento no ha sido aprobado hasta la fecha, se introduce un nuevo plazo de dos años para realizar las mismas en las instalaciones existentes.

Los apartados 3.3 y 3.4 del artículo 7 de 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, establecen las referencias para la fijación del precio del Fuel 1250", Redwood, del Fuel Oil n.° 1 y del Diesel Oil consumidos en los SEIE, interviniendo para ello la cotización del Gasoil 0,2 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan.

Mediante el Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, por el que se determinan las especificaciones de gasolinas, gasóleos, fuelóleos y gases licuados del petróleo y se regula el uso de determinados biocarburantes, se introdujeron limitaciones, derivadas de las nuevas exigencias comunitarias, en el contenido de azufre del gasoil, lo que obligaba a que el gasoil a consumir por las instalaciones de generación de estos sistemas tenga un contenido de azufre del 0,1 por ciento.

Debido a la necesidad de utilizar Gasoil 0,1 por ciento, mediante la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008, se modificó la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, para recoger este nuevo combustible. Al mismo tiempo, no se modificaron las referencias al Gasoil 0,2 por ciento incluidas en la determinación de los recios del Fuel 1250" Redwood, del Fuel Oil n.° 1 y del Diesel Oil, por mantenerse aún la cotización del mismo en el Platts European Marketscan.

No obstante, y dado que en Europa ha dejado de consumirse, esta referencia ha dejado de ser líquida y desde enero de 2010 el Gasoil 0,2 por ciento ha dejado de cotizarse en el Platts European Marketscan. Por tanto, es necesario modificar todas las referencias del apartado 3 del artículo 7 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, que incluyeran para su determinación el Gasoil 0,2 por ciento, debiendo sustituirlas por el Gasoil 0,1 por ciento.

Por otra parte, la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, establece que la demanda de los SEIE paga el precio medio de la demanda peninsular, el cual incluye el coste medio de los desvíos de toda la demanda peninsular, por lo que toda la demanda en SEIE soporta coste por desvío, con independencia de que incurra en él o no.

Asimismo, la citada orden establece un coste financiero para los comercializadores que se desvíen, que supone un coste adicional al coste medio de desvíos implícito en el coste medio peninsular y tenía sentido cuando el distribuidor actuaba como agente de cierre en la liquidación sin medidas, situación que ya no es de aplicación con la entrada en vigor del comercializador de último recurso.

Para resolver esta discriminación negativa para la demanda en SEIE en comparación con la demanda peninsular, se propone modificar la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, para aplicar a la demanda en SEIE el mismo mecanismo de coste de desvíos aplicado actualmente al régimen especial en los SEIE. El mecanismo consiste en eliminar la componente de coste de desvíos del precio medio peninsular y aplicar al valor absoluto del desvío de la demanda en SEIE el coste medio de desvíos de la demanda peninsular.

La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, establece asimismo que el precio de adquisición del consumo de servicios auxiliares de las instalaciones de generación en los SEIE es el precio medio de la demanda peninsular, excluidos los pagos por capacidad, pero incluyendo los costes por los servicios de ajustes del sistema y el coste de la banda de secundaria. Las adquisiciones de servicios auxiliares en la península no soportan estos costes, por lo que se elimina esta discriminación modificando la citada orden para que el precio del consumo de servicios auxiliares del régimen ordinario y especial en los SEIE sea el precio del mercado diario.

Las modificaciones normativas relativas al traspaso de funciones del Operador del Mercado al Operador del Sistema en los SEIE asignadas por la Ley 17/2007, de 4 de julio, así como las novedades introducidas con la comercialización de último recurso y el cambio de la figura de los distribuidores, no han sido totalmente incorporadas a la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, hasta la fecha. Por este motivo se eliminan aspectos obsoletos y se actualizan las referencias a estos asuntos en la citada orden.

En este sentido, se puntualiza en el nuevo texto que la obligación de pago por capacidad y por coste de desvíos definidas en los apartados cuarto y quinto del artículo 12 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, no será de aplicación a los comercializadores de último recurso por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso, debido a que estos conceptos ya están incluidos en el precio de adquisición de la energía que les aplica, regulado en la disposición adicional decimoquinta del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril.

Con el objeto de mejorar la comprensión para los participantes en los SEIE del artículo 11 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, se simplifica -sin introducir cambios en su contenido- su redacción, que aparecía con una formulación excesivamente compleja en comparación con la normativa peninsular.

Por último, se modifica el artículo 14 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, de forma que se tenga en cuenta la existencia de la producción del régimen especial, ajustándose a los cálculos que se vienen realizando para la Comisión Nacional de Energía.

Las medidas contenidas en esta orden suponen en su conjunto un ahorro en los costes de generación de los SEIE, ahorro que repercute directamente en la compensación de estos sistemas realizada a través de los Presupuestos Generales del Estado y los costes permanentes del sistema eléctrico que recogen las tarifas de acceso de los consumidores.

De acuerdo con lo prescrito en la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, en fecha 20 de mayo de 2010, esta orden ha sido objeto de informe por la Comisión Nacional de Energía. Para la elaboración de este informe se han tenido en consideración las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia efectuado a través del Consejo Consultivo de Electricidad.

Finalmente, la orden ha sido objeto de informe por la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, en su reunión de 10 de junio de 2010.

En su virtud, dispongo: