Legislación › Orden TED/1232/2022, de 2 de diciembre, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al año 2022.
ANEXO IV
ANEXO IV
Hipótesis de cálculo consideradas para la actualización de los parámetros retributivos
1. Precio medio anual del mercado diario e intradiario de los años 2020 y 2021:
Precio medio anual del mercado diario e intradiario del año 2020 facilitado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) = 33,94 €/MWh.
Precio medio anual del mercado diario e intradiario del año 2021 facilitado por la CNMC = 111,90 €/MWh.
2. De acuerdo con el artículo 5 del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, el precio de mercado para los años 2022, 2023 y 2024, ha sido calculado para cada uno de esos años como media aritmética (redondeada a dos decimales) de los precios, para periodos de suministro anuales, de los Contratos de Futuros anuales, carga Base, para España, en los días que han estado abiertos a negociación entre el 1 de julio de 2021 y el 31 de diciembre de 2021, de acuerdo con los datos publicados por OMIP. Para el año 2025 y posteriores se considerará el mismo valor que para el año 2024. Son los siguientes:
| Año | Precio de mercado €/MWh |
|---|---|
| 2022 | 121,92 |
| 2023 | 71,10 |
| 2024 y posteriores | 56,29 |
Los valores del precio estimado del mercado y de los límites anuales superiores e inferiores del precio medio anual del mercado diario e intradiario para el año 2022, para la aplicación de lo dispuesto en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, son los siguientes:
| 2022 | |
|---|---|
| Precio estimado del mercado (€/MWh) | 121,92 |
| LS2 (€/MWh) | 129,73 |
| LS1 (€/MWh) | 125,83 |
| LI1 (€/MWh) | 118,01 |
| LI2 (€/MWh) | 114,11 |
Estos límites han sido calculados de modo que la diferencia entre los límites y el precio estimado del mercado se mantenga invariable en valor absoluto frente a la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero.
3. Coeficientes de apuntamiento tecnológico.
Los coeficientes de apuntamiento tecnológico estimados para el año 2022 y posteriores corresponden a los coeficientes de apuntamiento calculados por la CNMC para el año 2021, último año para el que disponen de la información completa necesaria para hacer los cálculos.
A su vez, para el cálculo del valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado de los años 2020 y 2021, se usan los coeficientes de apuntamiento tecnológico reales de 2020 y 2021 respectivamente, calculados por la CNMC.
Los coeficientes de apuntamiento tecnológico son los siguientes:
| Tecnología | 2020 | 2021 |
|---|---|---|
| Tecnologías de cogeneración (grupos a.1 y a.2). | 1,0215 | 1,0180 |
| Tecnología solar fotovoltaica (subgrupo b.1.1). | 0,9555 | 0,9069 |
| Tecnología solar termoeléctrica (subgrupo b.1.2). | 0,9555 | 0,9069 |
| Tecnología eólica (grupo b.2). | 0,9431 | 0,9303 |
| Tecnología hidroeléctrica (grupos b.4 y b.5). | 0,9735 | 0,8585 |
| Tecnologías que utilicen como combustible principal biomasa, biogás o biolíquidos (grupos b.6, b.7 y b.8). | 1,0038 | 1,0232 |
| Tecnologías de los grupos c.1, c.2 y c.3. | 1,0215 | 1,0180 |
| Tecnologías del grupo b.3. | 0,9859 | 1,0104 |
| Tecnologías de plantas de tratamiento de residuos. | 1,0215 | 1,0180 |
4. Valor para la rentabilidad razonable.
Se ha utilizado como valor de la rentabilidad razonable el mismo que el aplicado en la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero.
De esta forma, en virtud de lo dispuesto en la disposición final tercera bis.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, para las instalaciones que tenían derecho a la percepción de régimen económico primado a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, el valor de la rentabilidad razonable utilizado es del 7,398 %. Las instalaciones tipo a las que aplica este valor de la rentabilidad son las recogidas en el apartado A.1 del anexo I de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero.
Para las instalaciones tipo recogidas en el apartado C del anexo I de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, el valor de la rentabilidad razonable utilizado es del 7,09 %.
Para las instalaciones a las que les ha sido otorgado el derecho a la percepción del régimen retributivo específico en convocatorias posteriores al Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, el valor de la rentabilidad razonable utilizado es del 7,09 %. Las instalaciones tipo a las que aplica este valor de la rentabilidad son las recogidas en el apartado A.2 del anexo I de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero.
5. Costes de explotación y su evolución a partir de 2022.
Como valores de costes de explotación, y su evolución a partir de 2022, se han tomado las mismas hipótesis utilizadas en la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero.
De esta forma, se han tomado las mismas hipótesis que las empleadas cuando se generaron cada una de las instalaciones tipo, salvo las excepciones expuestas en la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, relativas a la variación del coste derivado del impuesto de generación sobre los nuevos valores de precio de mercado, retribución a la inversión y retribución a la operación, y las modificaciones derivadas de la Circular 4/2019, de 27 de noviembre, sobre retribución del operador del sistema eléctrico y la Circular 3/2020, de 15 de enero, sobre peajes de transporte y distribución de electricidad.
En esta orden además se ha tenido en cuenta como coste la aportación para la financiación del bono social que deben realizar los sujetos obligados que desarrollen la actividad de producción, con el valor unitario medio de 0,909696 €/MWh aplicado al año 2022. Este valor se obtiene de la media ponderada de aplicar el valor de cero del 1 de enero al 31 de marzo de 2022, el valor de 1,030790 €/MWh del 1 de abril de 2022 al 30 de junio de 2022 y el valor de 1,294768 €/MWh del 1 de julio de 2022 al 30 de diciembre de 2022, de acuerdo con el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, y con la Orden TED/733/2022, de 22 de julio, por la que se aprueba el reparto de las cantidades a financiar relativas al bono social y al coste del suministro de electricidad de los consumidores a que hacen referencia los artículos 52.4.j) y 52.4.k) de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico, correspondiente al año 2022.
6. Se han mantenido invariables los datos del canon por utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica previstos en la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, y la exención del impuesto de hidrocarburos al biogás.
7. Se ha llevado a cabo una estimación de los precios de combustible aplicables al primer semestre de 2022 considerando las variaciones semestrales del coste de las materias primas y, en su caso, de los peajes de acceso, previstas en la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio.
Los datos relacionados con la evolución del precio del combustible, necesarios para la actualización de la retribución a la operación correspondiente al primer semestre natural del año 2022 de las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible son los siguientes:
7.1 Datos para la estimación del precio de gas natural e hidrocarburos líquidos.
A. Suministros por regasificación y mermas
| Suministros cubiertos por regasificación - β (p.u.). | 0,72 |
| Mermas de regasificación - mr (p.u.). | 0,00000 |
| Mermas de transporte - mt (p.u.). | 0,002 |
| RC (€/MWhPCS). | 35,192 |
| Br ($/bbl). | 73,9323 |
| T ($/€). | 1,1304 |
| RL (€/MWhPCS). | 24,406 |
B. Tasas y cuotas CNMC y GTS
| Tasa de la CNMC. | 0,140% |
| Cuota del GTS. | 1,093% |
C. Regasificación
| Término fijo de capacidad de regasificación - TCR (€/(kWh/dia)/año) (1). | 0,177397 |
| Término variable peaje de regasificación - TVR (€/kWh) (1). | 0,000071 |
| Término fijo capacidad otros costes regasificación - TCOCR (€/(kWh/dia)/año) (1). | |
| Peaje RL6. | 0,000908 |
| Peaje RL7. | 0,000256 |
| Peaje RL8. | 0,000096 |
| Peaje RL9. | 0,000035 |
| Peaje RL10. | 0,000013 |
| Peaje RL11. | 0,000002 |
D. Almacenamiento GNL
| Término fijo capacidad almacenamiento GNL - TCGNL (€/(kWh/dia)/año) (1). | 0,005391 |
| Factor de carga - FC. | 0,611542 |
| Término variable capacidad almacenamiento GNL - TVGNL (€/kWh) (1). | 0,000001 |
| Coste medio de almacenamiento de GNL - CMGNL (€/kWh). | 0,000178 |
E. Descarga de buques
| Término fijo del peaje de descarga de buques - TFdescarga (€/buque) (1). | 48.236 |
| Primas de subastas para asignación de slots (€/buque) (2). | 328.439 |
| Término variable del peaje de descarga - TVdescarga (€/kWh) (1). | 0,000010 |
| Tamaño medio del buque - Tmbuque (m3). | 135.205 |
| Factor de conversión - fconv (kWh/m3). | 7.071 |
| Coste medio de descarga de buques - CMDB (€/kWh). | 0,000405 |
F. Transporte
| Media término fijo capacidad entrada a transporte - TCEN (€/(kWh/dia)/año) (1). | 0,109630 |
| Media término fijo capacidad salida a transporte - TCSA (€/(kWh/dia)/año) (1). | 0,204626 |
| Término variable entrada a transporte - TVEN (€/kWh) (1). | 0,000017 |
| Término variable salida a transporte - TVSA (€/kWh) (1). | 0,000017 |
G. Términos de peajes de redes locales
| Cargos unitarios (€/(kWh/dia)/año) | Término fijo capacidad - TCRL (€/(kWh/dia)/año) (3) | Término variable - TVRL (€/kWh) (1) | |
|---|---|---|---|
| Peaje RL6. | 0,015405 | 0,648404 | 0,001296 |
| Peaje RL7. | 0,015381 | 0,362479 | 0,001029 |
| Peaje RL8. | 0,015375 | 0,397097 | 0,000634 |
| Peaje RL9. | 0,015373 | 0,173468 | 0,000539 |
| Peaje RL10. | 0,015372 | 0,153554 | 0,000435 |
| Peaje RL11. | 0,015371 | 0,155010 | 0,000112 |
H. Almacenamiento subterráneo
| Número de días existencias mínimas de seguridad - DRS (dias). | 20 |
| Canon almacenamiento - CAS (€/(kWh/dia)/año) (1). | 0,003114 |
| Canon inyección - CI (€/(kWh/dia)/año) (1). | 0,081094 |
| Canon extracción - CE (€/(kWh/dia)/año) (1). | 0,075563 |
| Coste de almacenamiento subterráneo - CMAS (€/kWh). | 0,000180 |
Notas a las tablas:
(1) Valor que ha de ser incrementado con la tasa de la CNMC y con la cuota del GTS.
(2) Valor que en la ecuación del coste medio de descarga de buques ha de ser sumado al término fijo del peaje de descarga de buques.
(3) Valor que ha de ser incrementado con la tasa de la CNMC y con la cuota del GTS, y adicionalmente con los cargos unitarios incrementados estos últimos con la tasa de la CNMC.
7.2 Datos para la estimación del precio de biomasa.
A partir del precio de la biomasa en el segundo semestre de 2021 se ha obtenido el precio de la biomasa para el primer semestre de 2022, resultando los siguientes valores que definen el incremento del combustible para la actualización de la retribución a la operación en el primer semestre del año 2022:
| Tipo de combustible | Unidad | Valor primer semestre 2022 |
|---|---|---|
| Coste biomasa b.6. | €/t | 50,35 |
| Coste biomasa b.8. | €/t | 41,97 |
8. Para la estimación del coste de explotación por la compra de derechos de emisión de CO2 se ha considerado la media aritmética de las cotizaciones diarias durante los últimos seis meses de 2021 para entrega en los meses de marzo, junio, septiembre y diciembre de 2022 del mercado de futuros de derechos de emisión publicados por Intercontinental Exchange Endex European Union Allowance. De acuerdo a lo anterior, el precio del derecho de emisión empleado a partir de 2022 es de 63,19 €/t CO2.
Por otro lado, se mantiene el mismo criterio de asignación de derechos de emisión que el empleado en la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero.
De esta forma, para el cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo del apartado A del anexo I de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, se ha considerado que la instalación desarrolla su actividad en un sector o subsector que figura en la lista de sectores y subsectores que se consideran en riesgo de fuga de carbono.
Para el cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo del apartado B del anexo I de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, se ha considerado que la instalación desarrolla su actividad en un sector o subsector que no figura en la lista de sectores y subsectores que se consideran en riesgo de fuga de carbono.
Para el cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo del apartado C del anexo I de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, se mantiene el mismo criterio de asignación de derechos de emisión que el empleado para las instalaciones tipo equivalentes del apartado A.1 y B del anexo I.
Para el cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo del anexo I de la Orden TED/989/2022, de 11 de octubre, se mantiene el mismo criterio de asignación de derechos de emisión que el empleado para las instalaciones tipo equivalentes de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero.
9. Costes variables de generación en cada sistema eléctrico para el establecimiento del incentivo a la inversión por reducción del coste de generación previsto en el artículo 18 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
A continuación, se recogen los costes variables de generación por unidad de energía (Cvg/Egbc), expresados en €/MWh, aplicables a 2022.
| Sistema |
Coste variable de generación anual por unidad de energía aplicable en 2022 (€/MWh) Cvg/Egbc expresado en €/MWh (1) |
|---|---|
| Mallorca-Menorca. | 93,98 |
| Ibiza-Formentera. | 176,12 |
| Gran Canaria. | 119,03 |
| Tenerife. | 126,48 |
| Lanzarote-Fuerteventura. | 125,90 |
| La Palma. | 154,13 |
| La Gomera. | 210,11 |
| El Hierro. | 185,17 |
| Ceuta. | 131,01 |
| Melilla. | 135,88 |
|
(1) El coste variable de generación anual en cada sistema eléctrico ha sido calculado como la suma de la retribución por costes variables de generación de las centrales en 2020, publicada por el operador del sistema, más los costes variables de generación de las centrales, no contemplados por el operador del sistema aprobados por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se aprueba la compensación definitiva de estos sistemas para 2016. |
|
De conformidad con lo establecido en el artículo 18 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, para el cálculo de los valores del incentivo a la inversión por reducción del coste de generación se ha considerado el precio medio estimado del mercado en 2022, y se ha aplicado el coeficiente de apuntamiento de 2021 para cada tecnología.
