Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se establece el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Artículo 1. Objeto. Esta orden tiene por objeto fijar el valor inicial para el año 2001 de la retribución por garantía de potencia correspondiente a las instalaciones de producción insulares y extrapeninsulares en régimen ordinario existentes a 31 de diciembre de 2001, conforme a lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y el método de cálculo de la retribución por garantía de potencia aportada al sistema por los grupos generadores en régimen ordinario que hayan entrado o entren en funcionamiento a partir del 1 de enero de 2002, así como el procedimiento de actualización de dicha garantía de potencia en los años siguientes.

Artículo 2. Ámbito de aplicación. 1. Lo dispuesto en esta orden es de aplicación a las instalaciones de generación en régimen ordinario puestas en explotación en los sistemas insulares y extrapeninsulares en el momento de su entrada en vigor. 2. También será de aplicación, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a aquellas instalaciones en régimen ordinario que se pongan en explotación en el futuro siempre que la potencia total existente en cada uno de los sistemas que conforman los sistema eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante, SEIE) no supere los límites máximos de potencia necesaria establecidos en cada uno de ellos. 3. Anualmente, o cuando las circunstancias de explotación lo aconsejen y sin perjuicio de los valores que en su caso se fijen en la Planificación Energética Nacional, la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe del Operador del Sistema y de acuerdo con la Comunidad Autónoma o Ciudad afectadas revisará dichos límites.

Artículo 3. Cálculo de la retribución por garantía de potencia. Téngase en cuenta que se dejan sin efecto los apartados 3, 4 y 6, en lo referente a los factores de estacionalidad, los periodos y las horas anuales de funcionamiento estándar, por el punto 5 de la Resolución de 28 de septiembre de 2010. Ref. BOE-A-2010-15437 . 1. La retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular se calculará, para cada grupo i y para un período anual n, de acuerdo con la siguiente fórmula: Siendo: RGpot n (i): Retribución por garantía de potencia para el grupo i en el año n, expresada en euros. Pdisponible (i,h): Potencia disponible del grupo i en la hora h, expresada en MW. Su valor vendrá determinado en cada hora por la diferencia entre la potencia neta instalada del grupo i expresada en MW y la potencia indisponible del grupo i expresada en MW en dicha hora. El valor de la potencia indisponible para cada hora y para cada grupo i será establecida por el operador del sistema. Gpot n (i,h): Garantía de potencia en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW. X= Nº de horas total del año. 8760 en año normal y 8784 en año bisiesto. 2. El valor de la garantía de potencia horaria por MW reconocida a cada una de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (Gpot (i,h)) se calcula de la siguiente forma: Donde: Gpot n (i,h): Garantía de potencia horaria en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW, Gpot n (i): Garantía de potencia anual del grupo i, en el año n expresada en euros/MW. f est h : Factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares y para cada periodo horario, punta, llano y valle. Hi: Horas anuales de funcionamiento equivalentes del grupo i, teniendo en cuenta las horas anuales estándar de fallo y mantenimiento del grupo 3. Los factores de estacionalidad, para cada sistema, f est h , de punta, valle y llano que se aplicarán son los siguientes PERIODO Factores de estacionalidad Baleares Canarias Ceuta Melilla Punta 1,15 1,05 1,05 1,07 Llano 1,00 1,00 1,00 1,00 Valle 0,85 0,95 0,95 0,93 4. Los períodos punta, llano y valle, para cada uno de los sistemas a efectos de la aplicación del factor de estacionalidad, que se aplicarán son los siguientes: PERÍODOS Baleares Canarias Ceuta Melilla Punta Junio, julio, agosto, septiembre Agosto, septiembre, octubre, noviembre Julio, agosto, septiembre, diciembre Junio, julio, agosto, septiembre Llano Enero, febrero, mayo, octubre Febrero, marzo, julio, diciembre Enero, junio, octubre, noviembre Enero, octubre, noviembre, diciembre Valle Marzo, abril, noviembre, diciembre Enero, abril,mayo, junio Febrero, marzo, mayo, abril Febrero, marzo, abril, mayo El operador del sistema controlará, mediante la aprobación de los planes de indisponibilidad programada, que no se produzca un exceso de revisiones programadas en un determinado período estacional. 5. La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema podrá revisar los periodos de punta, valle y llano, así como los valores del factor de estacionalidad f est h para cada uno de los bloques definidos en función de la evolución de las curvas de carga de cada sistema y de sus niveles de reserva de capacidad. 6. Las horas anuales de funcionamiento estándar se fijan para todos los grupos en 7.709 horas en año normal y 7.730 horas en año bisiesto. La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema, podrá revisar las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo, estableciendo diferentes valores en función de la tecnología, combustible y tamaño. A estos efectos el Operador del Sistema presentará a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el plazo máximo de 6 meses desde la entrada en vigor de esta orden, una primera propuesta de revisión de las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo donde se establezcan diferentes valores en función de al menos la tecnología y el combustible.

Artículo 4. Valor unitario de la garantía de potencia anual para las instalaciones de generación en régimen ordinario. 1. El valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpot n (i)) de un grupo i en el año n se obtendrá mediante la siguiente fórmula: Gpot n (i) = CIT in + COMT in Donde: CIT in : Anualidad (en el año n) del coste de inversión del grupo i, expresada en euros/MW COMT in : Anualidad (en el año n) de los costes de operación y mantenimiento fijos del grupo i, expresada en euros/MW. 2. La anualidad (en el año n) del coste por inversión para cada grupo se compondrá de dos términos, la retribución por amortización y la retribución financiera, y se calculará de acuerdo con la siguiente formula: CIT in = A i + R in Donde: CIT in : Anualidad (en el año n) por inversión de un grupo i de una central con una tecnología concreta, expresada en euros/MW. A i : Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW. R in : Retribución financiera en el año n de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW. 3. La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá el valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpot n (i)) reconocida a cada una de las instalaciones del régimen ordinario que, de acuerdo con el artículo 6.3 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, hayan sido adjudicadas mediante concurso promovido por las Comunidades Autónomas o las Ciudades afectadas, siempre que las bases del concurso relativas a la retribución máxima por garantía de potencia hayan sido previamente acordadas entre la Administración que las promueva y el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. En estos casos la retribución anual por garantía de potencia reconocida se fijará en los términos en que hayan sido adjudicadas mediante el concurso.

Artículo 5. Método de cálculo de la anualidad del coste por inversión y del coste por operación y mantenimiento para las instalaciones de generación en régimen ordinario. 1. La retribución por amortización de la inversión de cada grupo i (A i ), expresada en euros/MW, se obtendrá a partir de los valores de inversión, de acuerdo con la siguiente formula: A i = VI i / VU i Donde: – VI i : Valor de la inversión reconocida al grupo i, expresada en euros/MW. El valor de la inversión reconocida a cada instalación de generación será fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas en el momento de su entrada en explotación y será el valor real de la inversión realizada debidamente auditada, más el 50 por ciento de la diferencia entre los límites máximos que se determinarán utilizando los valores unitarios fijados para los diferentes sistemas diferenciados por tecnología y tamaño de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 del anexo II de esta orden y dicho valor real. Si la diferencia fuera negativa el valor reconocido de la inversión realizada será el que resulte de aplicar los valores unitarios fijados en el citado anexo. Para el cálculo de los valores de inversión reales se descontarán aquellos impuestos indirectos en los que la normativa fiscal vigente prevea su exención o devolución. Asimismo se descontarán las subvenciones percibidas de las Administraciones públicas. La actualización y revisión de los valores máximos unitarios se establece en los apartados 3 y 4 del citado anexo II. – VU i : Vida útil del grupo i, expresada en años. Se considerará de 25 años para las instalaciones térmicas y de 65 años para las instalaciones hidráulicas. 2. La retribución financiera de la inversión de cada grupo i (R in ), expresada en euros/MW, se calculará cada año n aplicando la tasa de retribución (Tr n ) a la inversión neta (VNI in ), conforme a la siguiente formula: R in = VNI in * Tr n Donde: – VNI in : Valor neto de la inversión del grupo i en el año n, expresada en euros/MW. VNI in : VI i – Aai n-1 Donde: – VI i : Valor de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW, con el mismo significado que el del apartado anterior. – Aai n-1 : Amortización acumulada hasta el año n-1 del grupo i, expresada en euros/MW. – (Tr n ): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponderá con el valor de los Bonos del Estado a diez años más 300 puntos básicos. Para el cálculo de la tasa de retribución se tomará como valor de los Bonos del Estado a diez años la media móvil de los últimos doce meses disponibles cuando se efectúe el cálculo de la tarifa media o de referencia del año n. 3. Los valores unitarios de la anualidad a aplicar en concepto de costes de operación y mantenimiento fijos, COMT in , de los grupos en los diferentes sistemas, diferenciados por tecnología y tamaño, y sus correspondientes actualizaciones y revisiones son los establecidos en los apartados 2, 3 y 4 del anexo II de esta orden incrementados en los gastos unitarios de naturaleza recurrente. A efectos del despacho de generación de estos sistemas y sus correspondientes liquidaciones de energía y, con carácter provisional en las liquidaciones mensuales a cuenta de la anual definitiva realizadas por la Comisión Nacional de Energía, los gastos unitarios de naturaleza recurrente para cada grupo de carbón, fuel y ciclo combinado serán el 1,5% del valor unitario de la inversión reconocida al grupo. Los valores definitivos a considerar en el cálculo de la compensación definitiva de cada año serán los gastos recurrentes reales auditados que apruebe la Dirección General de Política Energética y Minas. 4. Para aquellas instalaciones de generación que posean características singulares o diferentes a las definidas en el anexo II, la Dirección General de Política Energética y Minas fijará la valoración específica de los valores máximos unitarios de inversión y de los costes unitarios de operación y mantenimiento fijos. 5. Cuando finalice la vida útil de una instalación y continúe en operación, la retribución en concepto de garantía de potencia se determinará añadiendo a los costes de operación y mantenimiento (COMT in ) el 50 por ciento de los costes de inversión correspondientes al último ejercicio (CIT in ) de la citada vida útil. A estos efectos, en el plazo de tres meses el órgano competente de la Comunidad Autónoma o Ciudad, donde radique la instalación de aquellas a las que resulta aplicable esta orden, y el Operador del Sistema, deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe técnico sobre las condiciones de la instalación. Estos costes de inversión tendrán la consideración de ingresos a cuenta correspondientes a inversiones extraordinarias o adicionales de las definidas en la disposición adicional primera cuando, en su caso, sean reconocidas a dicha instalación. 6. La Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía podrá establecer los criterios para la realización de auditorías de los grupos.

Artículo 6. Revisión de la retribución por garantía de potencia. 1. Por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se publicará, antes del 1 de enero de cada año (n), el valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpot n (i)) correspondiente a cada una de las instalaciones del régimen ordinario que participen en el despacho económico de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares para dicho año. 2. Cuando la media del semestre de enero a junio del año n de los Bonos del Estado a diez años experimente una variación al alza o a la baja en más de 100 puntos básicos respecto a la media utilizada para el cálculo de la garantía unitaria de potencia de las instalaciones para dicho año, los valores unitarios fijados para el año de acuerdo con el párrafo anterior se revisarán por dicha Dirección General de Política Energética y Minas, aplicando en el cálculo la variación experimentada. Los nuevos valores unitarios se aplicarán durante el segundo semestre del año n.

Artículo 7. Retribución provisional de instalaciones. 1. Las empresas propietarias de instalaciones de generación, que en el momento de su entrada en explotación su valor de la inversión reconocida no haya sido fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas, podrán solicitar a dicha Dirección General el reconocimiento de una retribución provisional, que tendrá el carácter de ingreso a cuenta de su retribución definitiva, correspondiente a los costes de Operación y Mantenimiento fijo calculados de acuerdo con lo establecido en esta orden y el resto de costes variables de generación, siempre que se cumplan los siguientes requisitos: a) Estar en posesión del acta de puesta en servicio, expedida por la Administración competente para su autorización. b) Estar incluida en los límites máximos de potencia necesaria en cada SEIE. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá indicando expresamente la fecha a partir de la cual se reconoce dicha retribución provisional. 2. A efectos de aplicación en el sistema de liquidación de la retribución de las actividades en estos sistemas, los importes ya percibidos por el titular en concepto de retribución provisional como ingreso a cuenta serán tenidos en cuenta para minorar, en su caso, el coste acreditado que finalmente se reconozca para la instalación.

Incluye la corrección de errores publicada en BOE núm.124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9085 . El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, desarrolla la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en lo relativo a la regulación de las actividades de suministro de energía eléctrica en los territorios insulares y extrapeninsulares. El sistema que se establece para retribuir las instalaciones de generación en régimen ordinario, se articula sobre la base del precio de mercado de la generación peninsular, complementado por una prima por funcionamiento y por el concepto de garantía de potencia. La garantía de potencia debe retribuir los costes de inversión y operación y mantenimiento, teniendo en cuenta el nivel específico de reserva que es necesario mantener en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y el sobrecoste de las tecnologías específicas utilizadas. Para ello, el artículo 6.4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, determina que mediante orden ministerial, de acuerdo con las Comunidades Autónomas afectadas y las Ciudades de Ceuta y Melilla, se establecerá el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia aportada al sistema por los grupos en régimen ordinario, diferenciando por tecnologías y por tamaño teniendo en cuenta las inversiones reales y un tipo de interés representativo del coste de los recursos, así como los costes de operación y mantenimiento. Por su parte, en su disposición transitoria primera, el mismo real decreto citado establece que el actual Ministerio de Industria, Turismo y Comercio fijará el valor inicial a retribuir por la garantía de potencia a las instalaciones de producción en régimen ordinario existentes o en proceso de instalación en los sistemas extrapeninsulares e insulares con anterioridad a su entrada en vigor. Dicho valor, para 2001, se determinará para cada una de las instalaciones considerando un tipo de interés equivalente al de los Bonos del Estado a 10 años más 1,5 puntos sobre valores brutos auditados a 31 de diciembre de 2001. Para los costes fijos de operación y mantenimiento se aplicarán, a la misma fecha, los valores que determine dicho Departamento ministerial, diferenciando por tecnologías. La garantía de potencia debe constituir una señal económica adecuada para la prestación del servicio de suministro en condiciones de seguridad, así como poder asegurar las necesidades de capacidad a largo plazo de estos sistemas, por lo cual debe fijarse de acuerdo con criterios objetivos que recojan todos los costes de inversión así como los costes de operación y mantenimiento que, por los menores tamaños y las distintas tecnologías respecto a unidades generadoras del parque peninsular, se produzcan. La operación y el mantenimiento del parque insular y extrapeninsular tienen una serie de peculiaridades respecto al sistema peninsular tales como la menor potencia unitaria instalada de sus unidades y el mayor número de éstas, la existencia de grupos de tecnologías inexistentes en la península y la dispersión obligada de la generación, factores todos ellos que deben quedar recogidos en la determinación de los costes correspondientes. Igualmente, la retribución en concepto de garantía de potencia deberá recoger los distintos aspectos diferenciales de cada uno de los sistemas, y ha de incentivar la disponibilidad de los grupos en períodos de máxima demanda, así como retribuir todas las horas de cada período de cálculo en que dichas unidades se encuentren disponibles. Asimismo, en la definición de los valores de garantía de potencia que recojan el reconocimiento de sobrecostes es preciso considerar las condiciones de explotación de los distintos grupos existentes a la fecha de referencia. La orden que se aprueba ha sido previamente informada por la Comisión Nacional de Energía, considerándose sustanciado el trámite de audiencia a los interesados a través de los miembros de su Consejo Consultivo de Electricidad. En su virtud, previo acuerdo con las Comunidades Autónomas y Ciudades afectadas, dispongo: CAPÍTULO I CAPÍTULO I Objeto y ámbito de aplicación Artículo 1 Artículo 1. Objeto. Esta orden tiene por objeto fijar el valor inicial para el año 2001 de la retribución por garantía de potencia correspondiente a las instalaciones de producción insulares y extrapeninsulares en régimen ordinario existentes a 31 de diciembre de 2001, conforme a lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y el método de cálculo de la retribución por garantía de potencia aportada al sistema por los grupos generadores en régimen ordinario que hayan entrado o entren en funcionamiento a partir del 1 de enero de 2002, así como el procedimiento de actualización de dicha garantía de potencia en los años siguientes. Artículo 2 Artículo 2. Ámbito de aplicación. 1. Lo dispuesto en esta orden es de aplicación a las instalaciones de generación en régimen ordinario puestas en explotación en los sistemas insulares y extrapeninsulares en el momento de su entrada en vigor. 2. También será de aplicación, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a aquellas instalaciones en régimen ordinario que se pongan en explotación en el futuro siempre que la potencia total existente en cada uno de los sistemas que conforman los sistema eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante, SEIE) no supere los límites máximos de potencia necesaria establecidos en cada uno de ellos. 3. Anualmente, o cuando las circunstancias de explotación lo aconsejen y sin perjuicio de los valores que en su caso se fijen en la Planificación Energética Nacional, la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe del Operador del Sistema y de acuerdo con la Comunidad Autónoma o Ciudad afectadas revisará dichos límites. CAPÍTULO II CAPÍTULO II Método de cálculo de la Retribución por garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario Artículo 3 Artículo 3. Cálculo de la retribución por garantía de potencia. Téngase en cuenta que se dejan sin efecto los apartados 3, 4 y 6, en lo referente a los factores de estacionalidad, los periodos y las horas anuales de funcionamiento estándar, por el punto 5 de la Resolución de 28 de septiembre de 2010. Ref. BOE-A-2010-15437 . 1. La retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular se calculará, para cada grupo i y para un período anual n, de acuerdo con la siguiente fórmula: Siendo: RGpot n (i): Retribución por garantía de potencia para el grupo i en el año n, expresada en euros. Pdisponible (i,h): Potencia disponible del grupo i en la hora h, expresada en MW. Su valor vendrá determinado en cada hora por la diferencia entre la potencia neta instalada del grupo i expresada en MW y la potencia indisponible del grupo i expresada en MW en dicha hora. El valor de la potencia indisponible para cada hora y para cada grupo i será establecida por el operador del sistema. Gpot n (i,h): Garantía de potencia en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW. X= Nº de horas total del año. 8760 en año normal y 8784 en año bisiesto. 2. El valor de la garantía de potencia horaria por MW reconocida a cada una de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (Gpot (i,h)) se calcula de la siguiente forma: Donde: Gpot n (i,h): Garantía de potencia horaria en el año n del grupo i en la hora h, expresada en euros/MW, Gpot n (i): Garantía de potencia anual del grupo i, en el año n expresada en euros/MW. f est h : Factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares y para cada periodo horario, punta, llano y valle. Hi: Horas anuales de funcionamiento equivalentes del grupo i, teniendo en cuenta las horas anuales estándar de fallo y mantenimiento del grupo 3. Los factores de estacionalidad, para cada sistema, f est h , de punta, valle y llano que se aplicarán son los siguientes PERIODO Factores de estacionalidad Baleares Canarias Ceuta Melilla Punta 1,15 1,05 1,05 1,07 Llano 1,00 1,00 1,00 1,00 Valle 0,85 0,95 0,95 0,93 4. Los períodos punta, llano y valle, para cada uno de los sistemas a efectos de la aplicación del factor de estacionalidad, que se aplicarán son los siguientes: PERÍODOS Baleares Canarias Ceuta Melilla Punta Junio, julio, agosto, septiembre Agosto, septiembre, octubre, noviembre Julio, agosto, septiembre, diciembre Junio, julio, agosto, septiembre Llano Enero, febrero, mayo, octubre Febrero, marzo, julio, diciembre Enero, junio, octubre, noviembre Enero, octubre, noviembre, diciembre Valle Marzo, abril, noviembre, diciembre Enero, abril,mayo, junio Febrero, marzo, mayo, abril Febrero, marzo, abril, mayo El operador del sistema controlará, mediante la aprobación de los planes de indisponibilidad programada, que no se produzca un exceso de revisiones programadas en un determinado período estacional. 5. La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema podrá revisar los periodos de punta, valle y llano, así como los valores del factor de estacionalidad f est h para cada uno de los bloques definidos en función de la evolución de las curvas de carga de cada sistema y de sus niveles de reserva de capacidad. 6. Las horas anuales de funcionamiento estándar se fijan para todos los grupos en 7.709 horas en año normal y 7.730 horas en año bisiesto. La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Operador del Sistema, podrá revisar las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo, estableciendo diferentes valores en función de la tecnología, combustible y tamaño. A estos efectos el Operador del Sistema presentará a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el plazo máximo de 6 meses desde la entrada en vigor de esta orden, una primera propuesta de revisión de las horas anuales de funcionamiento estándar de cada grupo donde se establezcan diferentes valores en función de al menos la tecnología y el combustible. Artículo 4 Artículo 4. Valor unitario de la garantía de potencia anual para las instalaciones de generación en régimen ordinario. 1. El valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpot n (i)) de un grupo i en el año n se obtendrá mediante la siguiente fórmula: Gpot n (i) = CIT in + COMT in Donde: CIT in : Anualidad (en el año n) del coste de inversión del grupo i, expresada en euros/MW COMT in : Anualidad (en el año n) de los costes de operación y mantenimiento fijos del grupo i, expresada en euros/MW. 2. La anualidad (en el año n) del coste por inversión para cada grupo se compondrá de dos términos, la retribución por amortización y la retribución financiera, y se calculará de acuerdo con la siguiente formula: CIT in = A i + R in Donde: CIT in : Anualidad (en el año n) por inversión de un grupo i de una central con una tecnología concreta, expresada en euros/MW. A i : Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW. R in : Retribución financiera en el año n de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW. 3. La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá el valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpot n (i)) reconocida a cada una de las instalaciones del régimen ordinario que, de acuerdo con el artículo 6.3 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, hayan sido adjudicadas mediante concurso promovido por las Comunidades Autónomas o las Ciudades afectadas, siempre que las bases del concurso relativas a la retribución máxima por garantía de potencia hayan sido previamente acordadas entre la Administración que las promueva y el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. En estos casos la retribución anual por garantía de potencia reconocida se fijará en los términos en que hayan sido adjudicadas mediante el concurso. Artículo 5 Artículo 5. Método de cálculo de la anualidad del coste por inversión y del coste por operación y mantenimiento para las instalaciones de generación en régimen ordinario. 1. La retribución por amortización de la inversión de cada grupo i (A i ), expresada en euros/MW, se obtendrá a partir de los valores de inversión, de acuerdo con la siguiente formula: A i = VI i / VU i Donde: – VI i : Valor de la inversión reconocida al grupo i, expresada en euros/MW. El valor de la inversión reconocida a cada instalación de generación será fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas en el momento de su entrada en explotación y será el valor real de la inversión realizada debidamente auditada, más el 50 por ciento de la diferencia entre los límites máximos que se determinarán utilizando los valores unitarios fijados para los diferentes sistemas diferenciados por tecnología y tamaño de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 del anexo II de esta orden y dicho valor real. Si la diferencia fuera negativa el valor reconocido de la inversión realizada será el que resulte de aplicar los valores unitarios fijados en el citado anexo. Para el cálculo de los valores de inversión reales se descontarán aquellos impuestos indirectos en los que la normativa fiscal vigente prevea su exención o devolución. Asimismo se descontarán las subvenciones percibidas de las Administraciones públicas. La actualización y revisión de los valores máximos unitarios se establece en los apartados 3 y 4 del citado anexo II. – VU i : Vida útil del grupo i, expresada en años. Se considerará de 25 años para las instalaciones térmicas y de 65 años para las instalaciones hidráulicas. 2. La retribución financiera de la inversión de cada grupo i (R in ), expresada en euros/MW, se calculará cada año n aplicando la tasa de retribución (Tr n ) a la inversión neta (VNI in ), conforme a la siguiente formula: R in = VNI in * Tr n Donde: – VNI in : Valor neto de la inversión del grupo i en el año n, expresada en euros/MW. VNI in : VI i – Aai n-1 Donde: – VI i : Valor de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW, con el mismo significado que el del apartado anterior. – Aai n-1 : Amortización acumulada hasta el año n-1 del grupo i, expresada en euros/MW. – (Tr n ): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponderá con el valor de los Bonos del Estado a diez años más 300 puntos básicos. Para el cálculo de la tasa de retribución se tomará como valor de los Bonos del Estado a diez años la media móvil de los últimos doce meses disponibles cuando se efectúe el cálculo de la tarifa media o de referencia del año n. 3. Los valores unitarios de la anualidad a aplicar en concepto de costes de operación y mantenimiento fijos, COMT in , de los grupos en los diferentes sistemas, diferenciados por tecnología y tamaño, y sus correspondientes actualizaciones y revisiones son los establecidos en los apartados 2, 3 y 4 del anexo II de esta orden incrementados en los gastos unitarios de naturaleza recurrente. A efectos del despacho de generación de estos sistemas y sus correspondientes liquidaciones de energía y, con carácter provisional en las liquidaciones mensuales a cuenta de la anual definitiva realizadas por la Comisión Nacional de Energía, los gastos unitarios de naturaleza recurrente para cada grupo de carbón, fuel y ciclo combinado serán el 1,5% del valor unitario de la inversión reconocida al grupo. Los valores definitivos a considerar en el cálculo de la compensación definitiva de cada año serán los gastos recurrentes reales auditados que apruebe la Dirección General de Política Energética y Minas. 4. Para aquellas instalaciones de generación que posean características singulares o diferentes a las definidas en el anexo II, la Dirección General de Política Energética y Minas fijará la valoración específica de los valores máximos unitarios de inversión y de los costes unitarios de operación y mantenimiento fijos. 5. Cuando finalice la vida útil de una instalación y continúe en operación, la retribución en concepto de garantía de potencia se determinará añadiendo a los costes de operación y mantenimiento (COMT in ) el 50 por ciento de los costes de inversión correspondientes al último ejercicio (CIT in ) de la citada vida útil. A estos efectos, en el plazo de tres meses el órgano competente de la Comunidad Autónoma o Ciudad, donde radique la instalación de aquellas a las que resulta aplicable esta orden, y el Operador del Sistema, deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe técnico sobre las condiciones de la instalación. Estos costes de inversión tendrán la consideración de ingresos a cuenta correspondientes a inversiones extraordinarias o adicionales de las definidas en la disposición adicional primera cuando, en su caso, sean reconocidas a dicha instalación. 6. La Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía podrá establecer los criterios para la realización de auditorías de los grupos. Artículo 6 Artículo 6. Revisión de la retribución por garantía de potencia. 1. Por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se publicará, antes del 1 de enero de cada año (n), el valor unitario de la garantía de potencia anual (Gpot n (i)) correspondiente a cada una de las instalaciones del régimen ordinario que participen en el despacho económico de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares para dicho año. 2. Cuando la media del semestre de enero a junio del año n de los Bonos del Estado a diez años experimente una variación al alza o a la baja en más de 100 puntos básicos respecto a la media utilizada para el cálculo de la garantía unitaria de potencia de las instalaciones para dicho año, los valores unitarios fijados para el año de acuerdo con el párrafo anterior se revisarán por dicha Dirección General de Política Energética y Minas, aplicando en el cálculo la variación experimentada. Los nuevos valores unitarios se aplicarán durante el segundo semestre del año n. Artículo 7 Artículo 7. Retribución provisional de instalaciones. 1. Las empresas propietarias de instalaciones de generación, que en el momento de su entrada en explotación su valor de la inversión reconocida no haya sido fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas, podrán solicitar a dicha Dirección General el reconocimiento de una retribución provisional, que tendrá el carácter de ingreso a cuenta de su retribución definitiva, correspondiente a los costes de Operación y Mantenimiento fijo calculados de acuerdo con lo establecido en esta orden y el resto de costes variables de generación, siempre que se cumplan los siguientes requisitos: a) Estar en posesión del acta de puesta en servicio, expedida por la Administración competente para su autorización. b) Estar incluida en los límites máximos de potencia necesaria en cada SEIE. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá indicando expresamente la fecha a partir de la cual se reconoce dicha retribución provisional. 2. A efectos de aplicación en el sistema de liquidación de la retribución de las actividades en estos sistemas, los importes ya percibidos por el titular en concepto de retribución provisional como ingreso a cuenta serán tenidos en cuenta para minorar, en su caso, el coste acreditado que finalmente se reconozca para la instalación. Disposición adicional primera Disposición adicional primera. Medidas de carácter extraordinario e inversiones adicionales. 1. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar una retribución específica por la instalación de potencia como consecuencia de la necesidad de adoptar medidas de carácter extraordinario, aconsejadas por razones de seguridad de suministro o eficiencia técnica y económica del sistema. 2. Dicha Dirección General de Política Energética y Minas podrá reconocer inversiones adicionales a las instalaciones en explotación, previa justificación de las mismas, estableciendo la anualidad de los costes fijos correspondientes. Disposición adicional segunda Disposición adicional segunda. Instalaciones existentes a 31 de diciembre de 2005. Los valores brutos de inversión reconocidos a las instalaciones de generación en régimen ordinario en explotación a 31 de diciembre de 2005, sus valores netos en la misma fecha considerando una amortización lineal de las instalaciones y sus fechas de puesta en funcionamiento se establecen en el anexo III de la presente orden. El valor neto en años sucesivos se actualizará cada año descontando la amortización lineal correspondiente. Disposición adicional tercera Disposición adicional tercera. Retribución de la inversión y de los costes de operación y mantenimiento fijos durante los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 para las instalaciones de generación en régimen ordinario. La retribución total de la inversión para los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 de las instalaciones de generación en régimen ordinario se establece en el anexo IV de esta orden. La retribución de los costes de operación y mantenimiento fijos y variables para los años 2001, 2002, 2003, 2004 se establece en el anexo IV de esta orden. Para el año 2005, estos costes serán los reales auditados. Asimismo, se incluirán como costes de operación y mantenimiento los costes de operación y mantenimiento correspondientes a gastos de naturaleza recurrente auditados de los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 que sean autorizados por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Disposición adicional cuarta Disposición adicional cuarta. Valor unitario del coste por inversión y de los costes de operación y mantenimiento aplicables en el año 2006 para las instalaciones de generación en régimen ordinario. El valor unitario del coste por inversión y de los costes de operación y mantenimiento aplicable en el año 2006 a las instalaciones de generación en régimen ordinario se establece en el anexo V de esta orden. Disposición transitoria primera Disposición transitoria primera. Límites máximos de la potencia inicial necesaria en cada SE/E. 1. En tanto se define la potencia necesaria en cada SEIE que será objeto de retribución, de acuerdo con lo previsto en el artículo 2 de esta orden, en términos de un determinado valor mensual de probabilidad de pérdida de carga, fijado en menos de un día en 10 años, tal como establece el artículo 2.3 del Real Decreto 174712003, de 19 de diciembre, dicha potencia vendrá limitada por los índices de cobertura. Los límites máximos de este índice de cobertura para cada uno de los SEIE se fijan inicialmente en el anexo 1 de esta orden. Anualmente, o cuando las circunstancias de explotación lo aconsejen y sin perjuicio de los valores que en su caso se fijen en la Planificación Energética Nacional, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del Operador del Sistema y previo acuerdo con la Comunidad Autónoma o Ciudad afectadas, revisará dichos índices. 2. Las instalaciones de generación en régimen ordinario que figuran en los anexos III y VI de la presente orden quedan incluidas dentro de la potencia necesaria definida en el anexo I, por lo que pueden devengar retribución por garantía de potencia de acuerdo con lo previsto en dicha orden. Disposición transitoria segunda Disposición transitoria segunda. Determinación del cálculo de los costes específicos definitivos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares correspondientes a los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005. Para efectuar la revisión definitiva de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional para 2001; 2002, 2003, 2004 y 2005 en los correspondientes reales decretos por los que se aprueba la tarifa correspondiente para cada año, de acuerdo con lo establecido en la disposición transitoria cuarta del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, se procederá de la siguiente forma: 1. En los apartados 1, 2 y 3 del anexo VI se detallan los grupos con entrada en explotación desde el 1 de enero de 2002 así como las bajas llevadas a cabo en los ejercicios 2002, 2003, 2004 y 2005. 2. La retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular, para cada grupo i y para el período anual n, será el fijado en el anexo IV. Para la determinación de los gastos que tengan el carácter de recurrentes de acuerdo con lo establecido en el artículo 5, se reconocerán los valores auditados correspondientes a cada año. 3. Para la determinación del coste variable de generación de cada grupo de generación en régimen ordinario se considerarán como costes de combustible los valores auditados correspondientes a cada año. 4. Para la determinación de las diferencias que resulten de la revisión de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional para 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 los interesados, en el plazo de tres meses desde la entrada en vigor de esta orden, deberán solicitarlas a la Dirección General de Política Energética y Minas, indicando la cuantía de las diferencias positivas o negativas que se obtengan en cada año, detallando cada uno de los costes de generación en régimen ordinario resultantes calculados de acuerdo con lo establecido en la misma orden, así como el resto de costes de actividades en estos sistemas, transporte, distribución, comercialización a tarifa y adquisiciones de energía al régimen especial, incluyendo el efecto de la elevación a barras de central de la energía facturada a cliente final, descontando los ingresos recibidos en concepto de compensación percibida con cargo a los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional en la tarifa, los ingresos netos de los clientes a tarifa y, en su caso, por tarifas de acceso y energía de clientes en mercado, los importes que en su caso hayan sido percibidos con carácter provisional con cargo a las actividades reguladas y el déficit provisional liquidado para estos sistemas correspondientes a los años 2001 y 2002. A estos efectos, la Comisión Nacional de Energía calculará el valor correspondiente de la energía adquirida para el suministro de clientes en mercado de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. Este valor será al que deberán liquidar los sujetos adquirentes a los generadores y el que se considerará como ingresos correspondientes a la energía de clientes en mercado a efectos de la compensación para estos sistemas. A las diferencias que resulten de la revisión de los costes de compensación de los sistemas extrapeninsulares de los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 se añadirán los costes financieros que se devenguen para cada uno de ellos calculados con un tipo de interés que será igual a la media anual del EURIBOR a tres meses. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe e inspección de la Comisión Nacional de Energía, que ésta realizará en el plazo máximo de seis meses, procederá a aprobar la cuantía definitiva que se determine. 5. La Comisión Nacional de Energía liquidará las diferencias correspondientes entre las cuantías definitivas aprobadas y las provisionales en los términos y con cargo a las cantidades que se determinen en el real decreto por el que se apruebe anualmente la tarifa eléctrica. Disposición transitoria tercera Disposición transitoria tercera. Cálculo de las liquidaciones para el ejercicio 2006. 1. Los valores y parámetros contemplados en esta orden serán de aplicación desde el 1 de enero de 2006, a los efectos del cálculo del coste de generación definido en el artículo 7 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y, consiguientemente, de las liquidaciones a practicar por la Comisión Nacional de Energía a los generadores en virtud del artículo 18 del citado real decreto. 2. Desde el 1 de enero de 2006, los costes de generación en concepto de garantía de potencia serán los resultantes de la aplicación de los valores y parámetros establecidos en esta orden a los datos de efectivo funcionamiento de los grupos de generación y considerando asimismo los valores de energía suministrada tanto a clientes a tarifa como a clientes que hayan ejercido su condición de cualificados. 3. Hasta la fecha de entrada en vigor de la presente orden, si no se dispusiera de datos suficientes de efectivo funcionamiento de los grupos de generación la retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular se calculará, para cada grupo i y para el período, aplicando la potencia disponible de cada grupo en cada hora considerando un factor de disponibilidad de 0,88 constante para todas las horas de la potencia neta y un factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares igual a la unidad. Disposición derogatoria única Disposición derogatoria única. Derogación normativa. Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en esta orden. Disposición final primera Disposición final primera. Aplicación de la orden. Se autoriza a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a dictar las resoluciones precisas para la aplicación de lo dispuesto en esta orden. Disposición final segunda Disposición final segunda. Entrada en vigor. Esta orden entrará en vigor el día 10 de abril de 2006. Madrid, 30 de marzo de 2006. MONTILLA AGUILERA ANEXO I ANEXO I Valores iniciales de los índices de cobertura máximos en los sistemas insulares y extrapeninsulares. Los valores iniciales de los índices de cobertura máximos en los sistemas insulares y extrapeninsulares son los siguientes: • Sistema Illes Balears: – Mallorca: 1,40 – Menorca: 1,80 – Ibiza-Formentera:1,50 • Sistema Canarias: – Gran canaria:1,50 – Tenerife:1,50 – Lanzarote:1,60 – Fuerteventura: 1,70 – La Palma: 1,80 – La Gomera: 1,80 – El Hierro: 1,80 • Sistema Ceuta: 1,80 • Sistema Melilla: 1,90 ANEXO II ANEXO II Valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento fijo de los grupos de generación 1. Valores unitarios máximos de inversión a 31 de diciembre de 2006. Tecnología Potencia (Mw) Valores unitarios de inversión (Euros/Mw) Baleares Canarias Ceuta y Melilla Grupos Diesel - 4T < 5 N/A 2.169.133 2.169.133 Grupos Diesel - 4T ≥ 5 y < 14 N/A 2.160.451 2.160.451 Grupos Diesel - 4T ≥ 14 y < 24 1.478.284 1.759.158 1.759.158 Grupos Diesel - 2T ≥ 24 1.747.161 2.079.121 N/A Turbinas de gas aeroderivadas <50 720.683 857.612 857.612 Turbinas de gas heavy duty ≥20 y ≤ 50 692.054 823.544 N/A Turbinas de gas heavy duty > 50 660.382 785.855 N/A Ciclo combinado configuración 2x1 ≥ 200 y ≤ 250 1.040.310 1.110.054 N/A Ciclo combinado configuración 3x1 ≥ 200 y ≤ 250 1.111.153 1.322.272 N/A 2. Valores unitarios de los costes de operación y mantenimiento fijos a 31 de diciembre de 2006. Tecnología Potencia (Mw) Valores unitarios de operación y mantenimiento de naturaleza fija (Euros/MW) Baleares Canarias Ceuta y Melilla Grupos Diesel - 4T < 5 N/A 145.681 145.681 Grupos Diesel - 4T ≥ 5 y < 14 N/A 119.570 119.570 Grupos Diesel - 4T ≥ 14 y < 24 71.976 78.640 78.640 Grupos Diesel - 2T ≥ 24 55.691 65.120 N/A Turbinas de gas aeroderivadas < 50 21.694 25.367 25.367 Turbinas de gas heavy duty ≥ 20 y ≤ 50 19.208 22.461 N/A Turbinas de gas heavy duty > 50 13.110 15.330 N/A Ciclo combinado configuración 2x1 ≥ 200 y ≤ 250 32.949 38.527 N/A Ciclo combinado configuración 3x1 ≥ 200 y ≤ 250 32.949 38.527 N/A Grupos Diesel - 2T < 5 79.142 N/A 92.543 Grupos Diesel - 2T ≥ 5 y < 14 55.516 64.916 N/A Grupos Diesel - 2T ≥ 14 y < 24 46.890 54.829 N/A Turbinas de gas heavy duty < 20 36.451 42.624 42.624 Vapor Carbón 46.392 N/A N/A Vapor Fuel ≤ 40 21.852 25.552 N/A Vapor Fuel > 40 y ≤ 60 N/A 23.771 N/A Vapor Fuel > 60 y ≤ 80 N/A 22.540 N/A Hidráulica N/A 133.403 N/A *N/A = No aplica 3. Índices de actualización. Los valores unitarios máximos definidos en el apartado 1 anterior se actualizarán cada año con la variación anual del índice de precios industriales correspondiente a la clasificación por destino económico de los componentes de bienes de equipo. Los valores unitarios definidos en el apartado 2 anterior se actualizarán cada año con la variación anual del índice de precios al consumo menos cien puntos básicos. Para el cálculo de la variación de los índices de precios del apartado anterior en el año n se tomará como valor de dichos índices la media móvil de los últimos doce meses disponibles cuando se efectúe el cálculo de la tarifa media o de referencia de dicho año n. 4. Revisión de los valores unitarios. El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, cada cuatro años, efectuará la revisión de los valores unitarios máximos de inversión y los costes de operación y mantenimiento fijados en el presente anexo atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías y sus costes, pudiendo añadir nuevas clasificaciones por tecnologías y tamaños así como modificar las existentes. A estos efectos las empresas propietarias de estas instalaciones deberán presentar a la Dirección General de Política Energética y Minas, antes de que finalice el primer trimestre de cada año los valores auditados de los costes de operación y mantenimiento fijos realizados en el año anterior. La primera revisión se realizará en 2008. Para ello la Comisión Nacional de Energía presentará antes del 31 de diciembre de 2007 una propuesta de revisión. ANEXO III ANEXO III Valores brutos reconocidos a las instalaciones de generación en régimen ordinario en explotación a 31 de diciembre de 2005 valores netos a 31 de diciembre de 2005 y fechas de puesta en funcionamiento 1. Grupos con entrada en explotación antes del 1 de enero de 2002. GESA GENERACIÓN-SISTEMA BALEARES Grupo Denominación Registro Tipo Potencia nominal Potencia NETA Fecha entrada MILLONES DE EUROS Valor bruto de la inversión Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005 ALCUDIA 1 GRUPO 1 C 125,00 113,60 12/1981 95,600 3,505 ALCUDIA 2 GRUPO 2 C 125,00 113,60 8/1982 95,600 6,055 ALCUDIA 3 TURBINA GAS 1 TG 37,50 32,70 2/1989 7,712 2,493 ALCUDIA 4 TURBINA GAS 2 TG 37,50 32,70 2/1989 7,338 2,372 ALCUDIA 5 GRUPO 3 C 130,00 120,60 8/1997 154,490 102,478 ALCUDIA 6 GRUPO 4 C 130,00 120,60 12/1997 154,000 104,207 FORMENTERA 1 TURBINA GAS 1 TG 14,00 11,50 3/1966 6,269 0,000 IBIZA 3 SULZER 1 D 3,00 1,90 5/1971 1,493 0,000 IBIZA 4 SULZER 2 D 3,00 1,90 7/1971 1,493 0,000 IBIZA 5 BURMEISTER 1 D 8,30 7,10 4/1973 3,630 0,000 IBIZA 6 BURMEISTER 2 D 8,30 7,10 11/1973 3,630 0,000 IBIZA 7 BURMEISTER 3 D 8,30 7,10 10/1974 3,630 0,000 IBIZA 8 BURMEISTER 4 D 8,30 7,10 12/1974 3,630 0,000 IBIZA 9 BURMEISTER 5 D 15,50 14,20 7/1982 9,253 0,555 IBIZA 10 BURMEISTER 6 D 15,50 14,20 9/1982 9,253 0,617 IBIZA 11 BURMEISTER 7 D 15,50 14,20 6/1986 10,178 2,205 IBIZA 12 TURBINA GAS 1 TG 25,00 21,10 7/1988 4,855 1,457 IBIZA 13 BURMEISTER 8 D 16,00 14,50 10/1993 16,894 8,616 IBIZA 14 BURMEISTER 9 D 16,00 14,50 12/1993 15,208 7,857 IBIZA 15 TURBINA GAS 2 TG 14,00 11,50 1/1968 2,814 0,000 IBIZA 16 MAN 1 D 18,40 17,40 7/2001 17,784 14,583 IBIZA 17 MAN 2 D 18,40 17,40 8/2001 18,322 15,085 MAHÓN 9 BURMEISTER 1 D 15,80 13,60 6/1991 18,159 7,566 MAHÓN 10 BURMEISTER 2 D 15,80 13,60 4/1991 17,425 7,144 MAHÓN 11 BURMEISTER 3 D 15,80 13,60 3/1991 17,788 7,234 MAHÓN 12 TURBINA GAS 2 TG 37,50 32,70 1/1994 8,126 4,225 MAHÓN 13 TURBINA GAS 1 TG 38,50 33,70 7/1999 9,531 7,053 SAN JUAN DE DIOS 3 (2) FUEL 3 F 40,00 38,00 4/1972 11,924 0,000 SAN JUAN DE DIOS 4 (2) FUEL 4 F 40,00 38,00 10/1972 11,924 0,000 SAN JUAN DE DIOS 5 (2) FUEL 5 F 40,00 38,00 3/1973 15,150 0,000 SON MOLINAS 5 (1) TURBINA GAS 1 TG 14,00 8,60 1/1966 0,055 0,000 SON MOLINAS 4 TURBINA GAS 3 TG 25,00 17,70 11/1980 3,316 0,000 SON MOLINAS 5 TURBINA GAS 4 TG 25,00 17,70 12/1980 3,316 0,000 SON REUS 1 TURBINA GAS 1 TG 38,50 33,70 7/2000 12,067 9,412 SON REUS 2 TURBINA GAS 2 TG 38,50 33,70 7/2000 12,039 9,391 SON REUS 3 TURBINA GAS 3 TG 38,50 33,70 7/2000 12,039 9,390 SON REUS 4 TURBINA GAS 4 TG 38,50 33,70 8/2000 12,034 9,427 SON REUS 5 (3) TURBINA GAS 5 TG 52,80 48,70 7/2001 41,758 0,000 SON REUS 6 (3) TURBINA GAS 6 TG 52,80 48,70 7/2001 41,758 0,000 SON REUS 7 (3) TURBINA GAS 7 TG 52,80 48,70 8/2001 41,758 0,000 1.412,30 1.262,60 933,239 342,928 (1) Traslado en 2003 a Ibiza 18. (2) bajas 2003. (3) A mitad de año se incorporan al CC en 2002. UNELCO GENERACIÓN-SISTEMA CANARIAS Grupo Denominación Registro Tipo Potencia nominal Potencia NETA Fecha entrada MILLONES DE EUROS Valor bruto de la inversión Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005 BCO. TIRAJANA 1 GAS 1 TG 37,50 32,34 7/1992 9,198 4,231 BCO. TIRAJANA 2 GAS 2 TG 37,50 32,34 5/1995 11,181 6,411 BCO. TIRAJANA 3 VAPOR 1 F 80,00 74,24 1/1996 143,557 86,134 BCO. TIRAJANA 4 VAPOR 2 F 80,00 74,24 6/1996 125,821 77,590 JINAMAR 1 VAPOR 1 F 33,15 28,02 12/1972 13,862 0,000 JINAMAR 2 DIESEL 1 D 12,00 8,51 2/1973 4,781 0,000 JINAMAR 3 DIESEL 2 D 12,00 8,51 9/1973 4,158 0,000 JINAMAR 4 DIESEL 3 D 12,00 8,51 2/1974 4,870 0,000 JINAMAR 5 VAPOR 2 F 40,00 37,28 6/1975 11,745 0,000 JINAMAR 6 VAPOR 3 F 40,00 37,28 12/1978 11,354 0,000 JINAMAR 7 GAS 1 TG 23,45 17,64 5/1981 3,879 0,052 JINAMAR 8 VAPOR 4 F 60,00 55,56 8/1982 41,875 2,652 JINAMAR 9 VAPOR 5 F 60,00 55,56 11/1985 52,731 10,195 JINAMAR 10 GAS 2 TG 37,50 32,34 2/1989 8,502 2,749 JINAMAR 11 GAS 3 TG 37,50 32,34 5/1989 8,378 2,793 JINAMAR 12 DIESEL 4 D 24,00 20,51 6/1990 36,973 13,926 JINAMAR 13 DIESEL 5 D 24,00 20,51 8/1990 39,198 15,026 SALINAS, LAS 1 DIESEL 1 D 4,32 3,82 10/1975 2,336 0,000 SALINAS, LAS 2 DIESEL 2 D 4,32 3,82 2/1976 2,503 0,000 SALINAS, LAS 3 DIESEL 3 D 5,04 4,11 2/1980 2,652 0,000 SALINAS, LAS 4 DIESEL 4 D 7,52 6,21 11/1981 3,967 0,132 SALINAS, LAS 5 DIESEL 5 D 7,52 6,21 10/1981 4,648 0,139 SALINAS, LAS 6 DIESEL 6 D 24,00 20,51 6/1990 40,228 15,152 SALINAS, LAS 7 GAS 1 TG 25,00 21,85 10/1992 8,486 3,988 SALINAS, LAS 8 GAS 2 TG 37,50 29,40 7/2000 15,965 12,453 PUNTA GRANDE 2 DIESEL 1 D 7,52 6,49 6/1986 7,912 1,714 PUNTA GRANDE 3 DIESEL 2 D 7,52 6,49 12/1986 7,773 1,840 PUNTA GRANDE 7 DIESEL 3 D 7,52 6,49 10/1987 5,392 1,456 PUNTA GRANDE 9 GAS 1 TG 25,00 19,60 6/1988 5,964 1,769 PUNTA GRANDE 11 DIESEL 4 D 15,50 12,85 7/1989 17,172 5,839 PUNTA GRANDE 12 DIESEL 5 D 15,50 12,85 5/1989 16,959 5,653 PUNTA GRANDE 13 DIESEL 6 D 24,00 20,51 9/1992 35,052 16,358 PUNTA GRANDE 14 GAS 2 TG 37,50 32,34 1/1998 13,512 9,188 CANDELARIA 3 DIESEL 1 D 12,00 8,51 5/1972 4,027 0,000 CANDELARIA 4 DIESEL 2 D 12,00 8,51 2/1972 3,983 0,000 CANDELARIA 5 GAS 3 TG 17,20 14,70 12/1972 3,512 0,000 CANDELARIA 6 DIESEL 3 D 12,00 8,51 11/1973 3,954 0,000 CANDELARIA 7 VAPOR 3 F 40,00 37,28 5/1975 14,080 0,000 CANDELARIA 8 VAPOR 4 F 40,00 37,28 1/1976 14,295 0,000 CANDELARIA 9 VAPOR 5 F 40,00 37,28 3/1979 14,161 0,000 CANDELARIA 10 VAPOR 6 F 40,00 37,28 10/1985 42,992 8,168 CANDELARIA 11 GAS 1 TG 37,50 32,34 11/1988 7,906 2,477 CANDELARIA 12 GAS 2 TG 37,50 32,34 7/1989 8,664 2,946 GRANADILLA 1 GAS 1 TG 37,50 32,34 8/1990 10,519 4,032 GRANADILLA 2 DIESEL 1 D 24,00 20,51 6/1991 25,317 10,549 GRANADILLA 3 DIESEL 2 D 24,00 20,51 8/1991 25,588 10,832 GRANADILLA 4 VAPOR 2 F 80,00 74,24 9/1995 144,155 84,571 GRANADILLA 5 VAPOR 1 F 80,00 74,24 12/1995 127,711 76,201 GUINCHOS, LOS 6 DIESEL 6 D 4,32 3,82 2/1973 2,026 0,000 GUINCHOS, LOS 7 DIESEL 7 D 4,32 3,82 12/1973 1,949 0,000 GUINCHOS, LOS 8 DIESEL 8 D 4,32 3,82 5/1975 2,443 0,000 GUINCHOS, LOS 9 DIESEL 9 D 5,04 4,30 7/1980 2,567 0,000 GUINCHOS, LOS 10 DIESEL 10 D 7,52 6,69 3/1983 3,976 0,345 GUINCHOS, LOS 11(1) GAS 1 TG 16,60 11,74 1/1988 4,997 1,399 GUINCHOS, LOS 12 DIESEL 11 D 7,52 6,69 3/1995 8,064 4,570 GUINCHOS, LOS 13 DIESEL 12 D 12,30 11,50 2/2001 12,254 9,844 PALMAR, EL 5 DIESEL 5 D 0,50 0,48 7/1975 0,553 0,000 PALMAR, EL 11 DIESEL 11 D 0,73 0,69 5/1985 0,897 0,000 PALMAR, EL 12 DIESEL-MOV.1 D 1,28 1,06 10/1987 0,536 0,145 PALMAR, EL 13 DIESEL 12 D 1,60 1,40 5/1988 1,255 0,368 PALMAR, EL 14 DIESEL 13 D 1,60 1,40 1/1987 1,249 0,300 PALMAR, EL 15 DIESEL 14 D 2,24 1,84 8/1987 2,492 0,656 PALMAR, EL 16 DIESEL 15 D 2,24 1,84 6/1988 2,416 0,717 PALMAR, EL 17 DIESEL 16 D 2,85 2,51 3/1996 2,786 1,690 PALMAR, EL 18 DIESEL 17 D 2,85 2,51 5/2000 2,742 2,121 LLANOS BLANCOS 1 DIESEL-MOV.1 D 1,28 1,07 6/1987 0,470 0,121 LLANOS BLANCOS 9 DIESEL 7 D 0,78 0,67 8/1979 0,374 0,000 LLANOS BLANCOS 11 DIESEL 9 D 1,10 0,88 3/1986 0,716 0,148 LLANOS BLANCOS 12 DIESEL 10 D 1,46 1,07 9/1991 0,711 0,303 LLANOS BLANCOS 13 DIESEL 11 D 1,46 1,07 12/1991 0,972 0,424 LLANOS BLANCOS 14 DIESEL 12 D 1,46 1,26 2/1995 1,028 0,579 LLANOS BLANCOS 15 DIESEL 13 D 1,46 1,36 3/2000 1,160 0,889 EL MULATO HIDRÁULICA 1 H 0,80 0,30 1/1956 0,708 0,163 1.527,21 1.338,94 1.232,793 521,999 (1) Los Guinchos 11 se traslada a Las Salinas en 2004. (2) El Palmar 11 se cierra en 2003 y El Palmar 5 se cierra en 2004. ENDESA GENERACIÓN-SISTEMAS CEUTA Y MELILLA MILLONES DE EUROS Grupo Denominación Registro Tipo Potencia nominal Potencia NETA Fecha entrada Valor bruto de la inversión Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005 MELILLA 5 G-5 D 5,76 5,30 12/1980 5,413 0,000 MELILLA 6 G-6 D 5,76 5,30 11/1980 5,413 0,000 MELILLA 7 G-7 D 3,00 1,90 9/1986 2,780 0,000 MELILLA 8 G-8 D 3,00 1,90 8/1986 2,780 0,000 MELILLA 9 G-9 TG 14,70 11,50 7/1991 8,615 3,618 MELILLA 10 G-10 D 9,28 8,51 6/1997 16,710 10,973 TOTAL MELILLA 41,50 34,41 41,711 14,591 CEUTA 1 G-1 D 5,76 5,30 10/1980 4,311 0,000 CEUTA 2 G-2 D 5,76 5,30 11/1980 4,311 0,000 CEUTA 5 G-3 D 3,12 1,90 6/1985 1,853 0,000 CEUTA 6 G-6 D 5,76 5,30 11/1986 3,566 0,832 CEUTA 7 G-7 D 6,72 6,21 7/1993 5,393 2,696 CEUTA 8 G-8 D 9,28 8,51 12/1998 6,034 4,324 CEUTA 9 G-9 D 12,30 11,50 12/2001 18,332 15,338 TOTAL CEUTA 48,70 44,02 43,800 23,191 TOTAL CEUTA Y MELILLA 90,20 78,43 85,511 37,782 2. Grupos con entrada en explotación entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre de 2005. Año Emplazamiento Denominación Denominación Registro Fecha de puesta en marcha TIPO Potencia bruta (MW) Potencia neta (MW) VAI Millones Euros Valor neto (amort. lineal) 31/12/2005 2002 Mallorca Son Reus 8 Turbina de vapor 8 (CCGT-8C) 01/06/2002 CCGT 232,8 204,0 212,106 181,704 Tenerife Granadilla 6 Gas 2 10/12/2001 TG 42,0 39,2 30,208 26,513 Lanzarote Punta Grande 15 Diesel 7 21/02/2002 D 18,4 17,2 24,811 20,979 Lanzarote Punta Grande 16 Diesel 8 21/01/2002 D 18,4 17,2 25,228 21,248 Melilla Melilla 11 Diesel 10 01/10/2002 D 12,3 11,8 18,187 15,823 TOTAL 2002 323,9 289,5 310,5 266,3 2003 Mallorca Son Reus 9 Turbina de Gas 9 (CC206FA) 24/06/2003 CCGT 75,0 63,3 63,361 56,975 Mallorca Son Reus 10 Turbina de Gas 10 (CC206FA) 24/06/2003 CCGT 75,0 63,3 63,361 56,975 Gran Canaria Bco. Tirajana 5 Gas 3 (CC1) 19/07/2003 CCGT 75,0 68,7 75,059 67,703 Gran Canaria Bco. Tirajana 6 Gas 4 (CC1) 21/08/2003 CCGT 75,0 68,7 75,059 67,970 Tenerife Granadilla 7 Gas 3 (CC1) 21/09/2003 CCGT 75,0 68,7 71,532 65,015 Tenerife Arona 1 Gas 1 19/05/2003 TG 25,0 21,6 15,905 14,240 Tenerife Arona 2 Gas 2 03/06/2003 TG 25,0 21,6 16,472 14,774 La Palma Los Guinchos 14 Diesel 13 10/11/2003 D 12,3 11,2 28,888 26,413 Melilla Melilla 12 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Melilla Melilla 13 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Melilla Melilla 14 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Melilla Melilla 15 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Melilla Melilla 16 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Melilla Melilla 17 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Melilla Melilla 18 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Melilla Melilla 19 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Ceuta Ceuta 10 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Ceuta Ceuta 11 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Ceuta Ceuta 12 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 Ceuta Ceuta 13 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 1,653 1,455 TOTAL 2003 449,3 396,7 429,5 387,5 2004 Menorca Mahón 14 Turbina de Gas 3 01/06/2004 TG 45,0 39,4 21,981 20,589 Gran Canaria Bco. Tirajana 7 Turbina de vapor 3 (CC1) 22/11/2004 CCGT 75,0 68,7 75,059 71,731 Tenerife Granadilla 8 Gas 4 (CC1) 09/04/2004 CCGT 75,0 68,7 71,532 66,588 La Palma Los Guinchos 15 Gas Móvil 2 11/12/2004 TG 24,0 21,0 20,190 19,338 Fuerteventura Las Salinas 10 Diesel 7 16/07/2004 D 18,4 17,2 36,193 34,082 La Gomera El Palmar 19 Diesel 18 04/12/2004 D 3,5 3,1 6,966 6,666 TOTAL 2004 240,9 218,1 231,9 219,0 2005 Mallorca Son Reus 11 Turbina de vapor 11 (CC206FA) 01/06/2005 CCGT 75,0 63,3 63,361 61,882 Tenerife Granadilla 9 Vapor3 (CC1) 01/06/2005 CCGT 75,0 68,7 71,532 69,863 La Gomera El Palmar 20 Diesel 19 03/06/2005 D 3,5 3,1 Fuerteventura Las Salinas 11 Diesel 8 25/07/2005 D 18,4 17,2 Fuerteventura Las Salinas 12 Diesel 9 28/09/2005 D 18,4 17,2 El Hierro Llanos Blancos 16 Diesel 14 21/10/2005 D 2,0 1,9 El Hierro Llanos Blancos 17 Diesel 15 01/12/2005 D 2,0 1,9 TOTAL 2005 194,3 173,3 134,9 131,7 El valor de la inversión de los grupos con entrada en explotación en 2005 que no figuran en el cuadro anterior será el valor real de la inversión auditado y el valor neto a 31 de diciembre de 2005 será el resultado de descontar la correspondiente amortización suponiendo una vida útil de la instalación de 25 años, de acuerdo con lo establecido en esta orden. A estos efectos la empresa titular deberá presentar la correspondiente auditoría junto con la solicitud de compensación a que hace referencia el apartado 4 de la disposición transitoria segunda. ANEXO IV ANEXO IV Retribución total por inversión y de los costes de operación y mantenimiento fijos durante los años 2001, 2002 2003, 2004 y 2005 para las instalaciones de generación en régimen ordinario 1. Retribución total por inversión de los grupos de generación en régimen ordinario. 1.1 Retribución total por inversión de los grupos con entrada en explotación antes del 1 de enero de 2002. La retribución total por inversión de estos grupos para el año 2001 se ha calculado conforme lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, aplicando la tasa de retribución (Tr n ) a la inversión bruta auditada a 31 de diciembre de 2001, de acuerdo con la siguiente formula: CIT in = VBA i * Tr n + A i Donde: – VBA: Valor bruto auditado de la inversión del grupo i a 31 de diciembre de 2001 – (Tr n ): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponde con el valor de los Bonos del Estado a diez años más 150 puntos básicos. – A i : Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros/MW. La retribución total por inversión de los grupos en el resto de los años se ha calculado conforme lo establecido con carácter general en esta orden considerando un factor de disponibilidad de 0,88 constante para todas las horas del año de la potencia neta y un factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares igual a la unidad. De acuerdo con lo anterior la retribución total por inversión de los grupos con entrada en explotación antes del 1 de enero de 2002 durante los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 es la siguiente: GESA GENERACIÓN-SISTEMA BALEARES Grupo Denominación Registro Tipo MILLONES DE EUROS RCIT i RCIT i RCIT i RCIT i RCIT i 2001 2002 2003 2004 2005 ALCUDIA 1 GRUPO 1 C 10,545 5,351 5,016 4,618 4,344 ALCUDIA 2 GRUPO 2 C 10,545 5,558 5,219 4,800 4,525 ALCUDIA 3 TURBINA GAS 1 TG 0,850 0,611 0,580 0,529 0,507 ALCUDIA 4 TURBINA GAS 2 TG 0,810 0,582 0,553 0,505 0,483 ALCUDIA 5 GRUPO 3 C 17,041 16,508 15,813 14,356 13,895 ALCUDIA 6 GRUPO 4 C 16,986 16,622 15,926 14,457 13,996 FORMENTERA 1 TURBINA GAS 1 TG 0,345 0,135 0,135 0,134 0,134 IBIZA 3 SULZER 1 D 0,082 0,032 0,032 0,032 0,032 IBIZA 4 SULZER 2 D 0,082 0,032 0,032 0,032 0,032 IBIZA 5 BURMEISTER 1 D 0,201 0,079 0,079 0,078 0,078 IBIZA 6 BURMEISTER 2 D 0,201 0,079 0,079 0,078 0,078 IBIZA 7 BURMEISTER 3 D 0,201 0,079 0,079 0,078 0,078 IBIZA 8 BURMEISTER 4 D 0,201 0,079 0,079 0,078 0,078 IBIZA 9 BURMEISTER 5 D 1,020 0,535 0,503 0,462 0,436 IBIZA 10 BURMEISTER 6 D 1,020 0,540 0,507 0,467 0,440 IBIZA 11 BURMEISTER 7 D 1,123 0,718 0,680 0,622 0,592 IBIZA 12 TURBINA GAS 1 TG 0,535 0,375 0,356 0,325 0,311 IBIZA 13 BURMEISTER 8 D 1,864 1,595 1,523 1,386 1,336 IBIZA 14 BURMEISTER 9 D 1,677 1,444 1,379 1,254 1,209 IBIZA 15 TURBINA GAS 2 TG 0,155 0,061 0,060 0,060 0,060 IBIZA 16 MAN 1 D 0,981 2,126 2,042 1,851 1,797 IBIZA 17 MAN 2 D 0,842 2,196 2,109 1,911 1,856 MAHÓN 9 BURMEISTER 1 D 2,003 1,576 1,502 1,368 1,315 MAHÓN 10 BURMEISTER 2 D 1,922 1,504 1,432 1,305 1,254 MAHÓN 11 BURMEISTER 3 D 1,962 1,530 1,458 1,328 1,276 MAHÓN 12 TURBINA GAS 2 TG 0,896 0,774 0,739 0,672 0,648 MAHÓN 13 TURBINA GAS 1 TG 1,051 1,078 1,033 0,937 0,909 SAN JUAN DE DIOS 3 (2) FUEL 3 F 0,657 0,257 0,000 0,000 0,000 SAN JUAN DE DIOS 4 (2) FUEL 4 F 0,657 0,257 0,000 0,000 0,000 SAN JUAN DE DIOS 5 (2) FUEL 5 F 0,836 0,328 0,000 0,000 0,000 SON MOLINAS 1 TURBINA GAS 1 TG 0,003 0,001 0,001 0,001 0,000 SON MOLINAS 4 TURBINA GAS 3 TG 0,366 0,174 0,163 0,150 0,131 SON MOLINAS 5 (1) TURBINA GAS 4 TG 0,366 0,175 0,164 0,151 0,136 SON REUS 1 TURBINA GAS 1 TG 1,331 1,404 1,347 1,222 1,186 SON REUS 2 TURBINA GAS 2 TG 1,328 1,401 1,345 1,219 1,183 SON REUS 3 TURBINA GAS 3 TG 1,328 1,401 1,344 1,219 1,183 SON REUS 4 TURBINA GAS 4 TG 1,327 1,403 1,346 1,221 1,184 SON REUS 5 (3) TURBINA GAS 5 TG 2,303 2,497 0,000 0,000 0,000 SON REUS 6 (3) TURBINA GAS 6 TG 2,303 2,497 0,000 0,000 0,000 SON REUS 7 (3) TURBINA GAS 7 TG 1,919 2,502 0,000 0,000 0,000 TOTAL............... 89,865 76,095 64,655 58,906 56,702 (1) Traslado en 2003 a Ibiza 18. (2) bajas 2003. (3) A mitad de año se incorporan al CC en 2002. UNELCO GENERACIÓN-SISTEMA CANARIAS Grupo Denominación Registro Tipo MILLONES DE EUROS RCIT i RCIT i RCIT i RCIT i RCIT i 2001 2002 2003 2004 2005 BCO. TIRAJANA 1 GAS 1 TG 1,015 0,831 0,793 0,722 0,695 BCO. TIRAJANA 2 GAS 2 TG 1,233 1,113 1,064 0,967 0,934 BCO. TIRAJANA 3 VAPOR 1 F 15,834 14,601 13,970 12,692 12,265 BCO. TIRAJANA 4 VAPOR 2 F 13,878 12,968 12,411 11,274 10,899 JINAMAR 1 VAPOR 1 F 0,764 0,300 0,299 0,297 0,297 JINAMAR 2 DIESEL 1 D 0,264 0,104 0,104 0,103 0,103 JINAMAR 3 DIESEL 2 D 0,229 0,090 0,090 0,089 0,089 JINAMAR 4 DIESEL 3 D 0,268 0,105 0,105 0,104 0,104 JINAMAR 5 VAPOR 2 F 0,648 0,254 0,254 0,252 0,252 JINAMAR 6 VAPOR 3 F 1,252 0,525 0,470 0,243 0,243 JINAMAR 7 GAS 1 TG 0,428 0,210 0,196 0,181 0,170 JINAMAR 8 VAPOR 4 F 4,619 2,434 2,286 2,102 1,982 JINAMAR 9 VAPOR 5 F 5,816 3,622 3,424 3,135 2,983 JINAMAR 10 GAS 2 TG 0,938 0,674 0,640 0,584 0,559 JINAMAR 11 GAS 3 TG 0,924 0,671 0,637 0,582 0,557 JINAMAR 12 DIESEL 4 D 4,078 3,090 2,941 2,681 2,573 JINAMAR 13 DIESEL 5 D 4,324 3,297 3,138 2,861 2,746 SALINAS, LAS 1 DIESEL 1 D 0,129 0,051 0,051 0,050 0,050 SALINAS, LAS 2 DIESEL 2 D 0,149 0,054 0,054 0,054 0,054 SALINAS, LAS 3 DIESEL 3 D 0,292 0,133 0,124 0,114 0,061 SALINAS, LAS 4 DIESEL 4 D 0,438 0,221 0,207 0,191 0,180 SALINAS, LAS 5 DIESEL 5 D 0,513 0,258 0,241 0,222 0,209 SALINAS, LAS 6 DIESEL 6 D 4,437 3,362 3,199 2,917 2,799 SALINAS, LAS 7 GAS 1 TG 0,936 0,773 0,738 0,671 0,646 SALINAS, LAS 8 GAS 2 TG 1,761 1,858 1,783 1,617 1,568 PUNTA GRANDE 2 DIESEL 1 D 0,872 0,558 0,528 0,483 0,460 PUNTA GRANDE 3 DIESEL 2 D 0,857 0,561 0,532 0,486 0,464 PUNTA GRANDE 7 DIESEL 3 D 0,595 0,404 0,383 0,350 0,335 PUNTA GRANDE 9 GAS 1 TG 0,658 0,460 0,437 0,399 0,382 PUNTA GRANDE 11 DIESEL 4 D 1,894 1,384 1,316 1,201 1,150 PUNTA GRANDE 12 DIESEL 5 D 1,870 1,357 1,290 1,177 1,128 PUNTA GRANDE 13 DIESEL 6 D 3,866 3,186 3,039 2,766 2,663 PUNTA GRANDE 14 GAS 2 TG 1,490 1,462 1,400 1,271 1,231 CANDELARIA 3 DIESEL 1 D 0,223 0,088 0,087 0,087 0,087 CANDELARIA 4 DIESEL 2 D 0,220 0,086 0,086 0,086 0,086 CANDELARIA 5 GAS 3 TG 0,193 0,076 0,076 0,075 0,075 CANDELARIA 6 DIESEL 3 D 0,218 0,085 0,085 0,085 0,085 CANDELARIA 7 VAPOR 3 F 0,777 0,305 0,304 0,302 0,302 CANDELARIA 8 VAPOR 4 F 0,788 0,309 0,309 0,306 0,306 CANDELARIA 9 VAPOR 5 F 1,562 0,666 0,619 0,354 0,303 CANDELARIA 10 VAPOR 6 F 4,742 2,942 2,781 2,546 2,422 CANDELARIA 11 GAS 1 TG 0,872 0,620 0,589 0,537 0,514 CANDELARIA 12 GAS 2 TG 0,956 0,699 0,664 0,606 0,581 GRANADILLA 1 GAS 1 TG 1,160 0,885 0,842 0,768 0,737 GRANADILLA 2 DIESEL 1 D 2,793 2,198 2,095 1,908 1,834 GRANADILLA 3 DIESEL 2 D 2,823 2,236 2,131 1,941 1,866 GRANADILLA 4 VAPOR 2 F 15,900 14,506 13,875 12,609 12,180 GRANADILLA 5 VAPOR 1 F 14,086 12,955 12,393 11,261 10,881 GUINCHOS, LOS 6 DIESEL 6 D 0,112 0,044 0,044 0,044 0,044 GUINCHOS, LOS 7 DIESEL 7 D 0,108 0,042 0,042 0,042 0,042 GUINCHOS, LOS 8 DIESEL 8 D 0,135 0,053 0,053 0,052 0,052 GUINCHOS, LOS 9 DIESEL 9 D 0,283 0,132 0,123 0,114 0,082 GUINCHOS, LOS 10 DIESEL 10 D 0,439 0,239 0,224 0,206 0,195 GUINCHOS, LOS 11(1) GAS 1 TG 0,551 0,379 0,359 0,328 0,314 GUINCHOS, LOS 12 DIESEL 11 D 0,890 0,799 0,764 0,694 0,670 GUINCHOS, LOS 13 DIESEL 12 D 1,238 1,449 1,391 1,261 1,224 PALMAR, EL 5 DIESEL 5 D 0,030 0,012 0,012 0,000 0,000 PALMAR, EL 11 DIESEL 11 D 0,099 0,060 0,000 0,000 0,000 PALMAR, EL 12 DIESEL-MOV. 1 D 0,059 0,040 0,038 0,034 0,033 PALMAR, EL 13 DIESEL 12 D 0,138 0,096 0,091 0,083 0,080 PALMAR, EL 14 DIESEL 13 D 0,138 0,091 0,086 0,078 0,075 PALMAR, EL 15 DIESEL 14 D 0,275 0,186 0,176 0,161 0,154 PALMAR, EL 16 DIESEL 15 D 0,267 0,187 0,177 0,162 0,155 PALMAR, EL 17 DIESEL 16 D 0,307 0,284 0,272 0,247 0,239 PALMAR, EL 18 DIESEL 17 D 0,303 0,318 0,305 0,277 0,268 LLANOS BLANCOS 1 DIESEL-MOV. 1 D 0,052 0,035 0,033 0,030 0,029 LLANOS BLANCOS 9 DIESEL 7 D 0,041 0,018 0,017 0,013 0,008 LLANOS BLANCOS 11 DIESEL 9 D 0,079 0,050 0,048 0,044 0,042 LLANOS BLANCOS 12 DIESEL 10 D 0,078 0,062 0,059 0,054 0,052 LLANOS BLANCOS 13 DIESEL 11 D 0,107 0,086 0,082 0,075 0,072 LLANOS BLANCOS 14 DIESEL 12 D 0,113 0,101 0,097 0,088 0,085 LLANOS BLANCOS 15 DIESEL 13 D 0,128 0,133 0,128 0,116 0,112 EL MULATO HIDRÁULICA 1 H 0,061 0,028 0,027 0,024 0,023 130,613 104,551 99,728 90,536 87,140 (1) Los Guinchos 11 se traslada a Las Salinas en 2004. (2) El Palmar 11 se cierra en 2003 y El Palmar 5 se cierra en 2004. ENDESA GENERACIÓN-SISTEMAS CEUTA Y MELILLA Grupo Denominación Registro Tipo MILLONES DE EUROS RCIT i RCIT i RCIT i RCIT i RCIT i 2001 2002 2003 2004 2005 MELILLA 5 G-5 D 0,598 0,286 0,267 0,247 0,222 MELILLA 6 G-6 D 0,598 0,284 0,266 0,245 0,212 MELILLA 7 G-7 D 0,306 0,198 0,188 0,172 0,164 MELILLA 8 G-8 D 0,306 0,198 0,187 0,171 0,163 MELILLA 9 G-9 TG 0,951 0,751 0,715 0,652 0,626 MELILLA 10 G-10 D 1,843 1,776 1,701 1,544 1,495 CEUTA 1 G-1 D 0,475 0,225 0,210 0,193 0,162 CEUTA 2 G-2 D 0,475 0,226 0,211 0,195 0,169 CEUTA 5 G-3 D 0,204 0,125 0,118 0,108 0,000 CEUTA 6 G-6 D 0,394 0,257 0,243 0,223 0,212 CEUTA 7 G-7 D 0,595 0,505 0,482 0,439 0,423 CEUTA 8 G-8 D 0,665 0,671 0,643 0,583 0,565 CEUTA 9 G-9 D 0,169 2,217 2,129 1,929 1,874 TOTAL CEUTA Y MELILLA 7,579 7,719 7,360 6,701 6,287 1.2 Grupos con entrada en explotación a partir del 1 de enero de 2002. La retribución total por inversión de los grupos estos tres años se ha calculado conforme lo establecido con carácter general en esta orden. Retribución Inversión RCITi (Millones de euros) Emplazamiento Denominación Denominación Registro Fecha de puesta en marcha 2002 2003 2004 2005 Mallorca Son Reus 8 Turbina de vapor 8 (CCGT-8C) 01/06/2002 14,924 24,976 22,631 21,989 Tenerife Granadilla 6 Gas 2 10/12/2001 3,661 3,517 3,187 3,096 Lanzarote Punta Grande 15 Diesel 7 21/02/2002 2,569 2,900 2,628 2,553 Lanzarote Punta Grande 16 Diesel 8 21/01/2002 2,885 2,941 2,666 2,589 Melilla Melilla 11 Diesel 10 01/10/2002 0,545 2,161 1,958 1,903 Mallorca Son Reus 9 Turbina de Gas 9 (CC206FA) 24/06/2003 3,915 6,952 6,760 Mallorca Son Reus 10 Turbina de Gas 10 (CC206FA) 24/06/2003 3,915 6,952 6,760 Gran Canaria Bco. Tirajana 5 Gas 3 (CC1) 19/07/2003 4,030 8,251 8,023 Gran Canaria Bco. Tirajana 6 Gas 4 (CC1) 21/08/2003 3,234 8,270 8,042 Tenerife Granadilla 7 Gas 3 (CC1) 21/09/2003 2,353 7,898 7,681 Tenerife Arona 1 Gas 1 19/05/2003 1,171 1,741 1,692 Tenerife Arona 2 Gas 2 03/06/2003 1,133 1,805 1,755 La Palma Los Guinchos 14 Diesel 13 10/11/2003 0,480 3,201 3,113 Melilla Melilla 12 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Melilla Melilla 13 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Melilla Melilla 14 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Melilla Melilla 15 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Melilla Melilla 16 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Melilla Melilla 17 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Melilla Melilla 18 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Melilla Melilla 19 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Ceuta Ceuta 10 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Ceuta Ceuta 11 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Ceuta Ceuta 12 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Ceuta Ceuta 13 G-Electrógenos 01/01/2003 0,197 0,179 0,174 Menorca Mahón 14 Turbina de Gas 3 01/06/2004 1,419 2,404 Gran Canaria Bco. Tirajana 7 Turbina de vapor 3 (CC1) 22/11/2004 0,881 8,309 Tenerife Granadilla 8 Gas 4 (CC1) 09/04/2004 5,767 7,793 La Palma Los Guinchos 15 Gas Móvil 2 11/12/2004 0,121 2,238 Fuerteventura Las Salinas 10 Diesel 7 16/07/2004 1,839 3,970 La Gomera El Palmar 19 Diesel 18 04/12/2004 0,056 0,772 Mallorca Son Reus 11 Turbina de vapor 11 (CC206FA) 01/06/2005 4,083 Tenerife Granadilla 9 Vapor 3 (CC1) 01/06/2005 4,610 La Gomera El Palmar 20 Diesel 19 03/06/2005 Fuerteventura Las Salinas 11 Diesel 8 25/07/2005 Fuerteventura Las Salinas 12 Diesel 9 28/09/2005 El Hierro Llanos Blancos 16 Diesel 14 21/10/2005 El Hierro Llanos Blancos 17 Diesel 15 01/12/2005 La retribución total por inversión de los grupos con entrada en explotación en 2005 que no figuran en el cuadro anterior se calculará conforme lo establecido con carácter general en la presente orden considerando un factor de disponibilidad de 0,88 constante para todas las horas del año de la potencia neta y un factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares igual a la unidad. A estos efectos la empresa titular deberá presentar la correspondiente auditoria junto con la solicitud de compensación a que hace referencia el apartado 4 de la disposición transitoria segunda. 2. Retribución total por operación y mantenimiento de los grupos de generación en régimen ordinario. La retribución total por los costes de operación y mantenimiento de estos grupos durante los años 2001, 2002, 2003 y 2004 es la siguiente: GESA GENERACIÓN-SISTEMA BALEARES Grupo Denominación oficinal Tipo Costes Operación y mantenimiento (euros) 2001 2002 2003 2004 ALCUDIA 1 GRUPO 1 C 4.429.669 5.938.249 5.291.851 5.905.779 ALCUDIA 2 GRUPO 2 C 4.429.669 5.938.249 5.291.851 5.905.779 ALCUDIA 3 TURBINA GAS 1 TG 1.328.901 1.781.475 1.587.555 1.771.734 ALCUDIA 4 TURBINA GAS 2 TG 1.328.901 1.781.475 1.587.555 1.771.734 ALCUDIA 5 GRUPO 3 C 4.606.855 6.175.779 5.503.525 6.142.010 ALCUDIA 6 GRUPO 4 C 4.606.855 6.175.779 5.503.525 6.142.010 FORMENTERA 1 TURBINA GAS 1 TG 17.468 26.035 21.553 33.557 IBIZA 3 SULZER 1 D 95.099 129.790 104.748 136.203 IBIZA 4 SULZER 2 D 95.099 129.790 104.748 136.203 IBIZA 5 BURMEISTER 1 D 263.108 359.086 289.802 376.828 IBIZA 6 BURMEISTER 2 D 263.108 359.086 289.802 376.828 IBIZA 7 BURMEISTER 3 D 263.108 359.086 289.802 376.828 IBIZA 8 BURMEISTER 4 D 263.108 359.086 289.802 376.828 IBIZA 9 BURMEISTER 5 D 491.347 670.583 541.197 703.715 IBIZA 10 BURMEISTER 6 D 491.347 670.583 541.197 703.715 IBIZA 11 BURMEISTER 7 D 491.347 670.583 541.197 703.715 IBIZA 12 TURBINA GAS 1 TG 792.495 1.081.585 872.898 1.135.024 IBIZA 13 BURMEISTER 8 D 507.197 692.215 558.655 726.416 IBIZA 14 BURMEISTER 9 D 507.197 692.215 558.655 726.416 IBIZA 15 TURBINA GAS 2 TG 443.797 605.688 488.823 635.614 IBIZA 16 MAN 1 D 583.276 796.047 642.453 835.378 IBIZA 17 MAN 2 D 583.276 796.047 642.453 835.378 MAHÓN 9 BURMEISTER 1 D 428.459 573.763 532.872 505.073 MAHÓN 10 BURMEISTER 2 D 428.459 573.763 532.872 505.073 MAHÓN 11 BURMEISTER 3 D 428.459 573.763 532.872 505.073 MAHÓN 12 TURBINA GAS 2 TG 1.016.911 1.361.779 1.264.727 1.198.749 MAHÓN 13 TURBINA GAS 1 TG 1.044.029 1.398.093 1.298.453 1.230.715 SAN JUAN DE DIOS 3 FUEL 3 F 1.384.295 2.387.564 0 0 SAN JUAN DE DIOS 4 FUEL 4 F 1.384.295 2.387.564 0 0 SAN JUAN DE DIOS 5 FUEL 5 F 1.384.295 2.387.564 0 0 SON MOLINAS 1 TURBINA GAS 1 TG 36.283 51.078 28.687 0 SON MOLINAS 4 TURBINA GAS 3 TG 64.791 91.211 51.228 73.582 SON MOLINAS 5* TURBINA GAS 4 TG 64.791 91.211 872.898 1.135.024 SON REUS 1 TURBINA GAS 1 TG 94.008 286.684 871.667 858.170 SON REUS 2 TURBINA GAS 2 TG 94.008 286.684 871.667 858.170 SON REUS 3 TURBINA GAS 3 TG 94.008 286.684 871.667 858.170 SON REUS 4 TURBINA GAS 4 TG 94.008 286.684 871.667 858.170 SON REUS CCGT 1 (SON REUS 5,6,7,8) CCGT-8C CCGT 386.777 1.502.671 5.270.753 5.189.145 MAHÓN 14 TURBINA GAS 3 TG 0 0 0 839.124 SON REUS CCGT II (SON REUS 9,10,11) CC206FA CCGT 0 0 1.698.052 3.343.521 35.310.102 50.715.268 47.113.721 54.415.449 UNELCO GENERACIÓN-SISTEMA CANARIAS Grupo Denominación oficinal Tipo Costes Operación y mantenimiento (euros) 2001 2002 2003 2004 BCO.TIRAJANA 1 GAS 1 TG 995.219 1.426.937 1.191.293 1.123.740 BCO.TIRAJANA 2 GAS 2 TG 995.219 1.426.937 1.191.293 1.123.740 BCO.TIRAJANA 3 VAPOR 1 F 2.123.133 3.044.133 2.541.425 2.397.311 BCO.TIRAJANA 4 VAPOR 2 F 2.123.133 3.044.133 2.541.425 2.397.311 JINAMAR 1 VAPOR 1 F 908.775 1.020.802 1.363.414 1.402.956 JINAMAR 2 DIESEL 1 D 328.968 369.521 493.544 507.857 JINAMAR 3 DIESEL 2 D 328.968 369.521 493.544 507.857 JINAMAR 4 DIESEL 3 D 328.968 369.521 493.544 507.857 JINAMAR 5 VAPOR 2 F 1.096.561 1.231.737 1.645.146 1.692.857 JINAMAR 6 VAPOR 3 F 1.096.561 1.231.737 1.645.146 1.692.857 JINAMAR 7 GAS 1 TG 642.859 722.106 964.467 992.438 JINAMAR 8 VAPOR 4 F 1.644.841 1.847.606 2.467.719 2.539.286 JINAMAR 9 VAPOR 5 F 1.644.841 1.847.606 2.467.719 2.539.286 JINAMAR 10 GAS 2 TG 1.028.026 1.154.754 1.542.324 1.587.054 JINAMAR 11 GAS 3 TG 1.028.026 1.154.754 1.542.324 1.587.054 JINAMAR 12 DIESEL 4 D 657.936 739.042 987.087 1.015.714 JINAMAR 13 DIESEL 5 D 657.936 739.042 987.087 1.015.714 SALINAS, LAS 1 DIESEL 1 D 138.483 205.580 249.442 317.397 SALINAS, LAS 2 DIESEL 2 D 138.483 205.580 249.442 317.397 SALINAS, LAS 3 DIESEL 3 D 161.563 239.844 291.016 370.297 SALINAS, LAS 4 DIESEL 4 D 241.062 357.862 434.214 552.506 SALINAS, LAS 5 DIESEL 5 D 241.062 357.862 434.214 552.506 SALINAS, LAS 6 DIESEL 6 D 769.348 1.142.113 1.385.791 1.763.317 SALINAS, LAS 7 GAS 1 TG 801.404 1.189.701 1.443.532 1.836.789 SALINAS, LAS 8 GAS 2 TG 1.202.106 1.784.552 2.165.298 2.755.183 PUNTA GRANDE 2 DIESEL 1 D 237.455 270.759 305.620 419.397 PUNTA GRANDE 3 DIESEL 2 D 237.455 270.759 305.620 419.397 PUNTA GRANDE 7 DIESEL 3 D 237.455 270.759 305.620 419.397 PUNTA GRANDE 9 GAS 1 TG 789.412 900.129 1.016.023 1.394.271 PUNTA GRANDE 11 DIESEL 4 D 489.435 558.080 629.934 864.448 PUNTA GRANDE 12 DIESEL 5 D 489.435 558.080 629.934 864.448 PUNTA GRANDE 13 DIESEL 6 D 757.835 864.124 975.382 1.338.500 PUNTA GRANDE 14 GAS 2 TG 1.184.117 1.350.194 1.524.035 2.091.406 CANDELARIA 3 DIESEL 1 D 301.517 363.169 473.690 535.153 CANDELARIA 4 DIESEL 2 D 301.517 363.169 473.690 535.153 CANDELARIA 5 GAS 3 TG 432.175 520.543 678.956 767.053 CANDELARIA 6 DIESEL 3 D 301.517 363.169 473.690 535.153 CANDELARIA 7 VAPOR 3 F 1.005.058 1.210.564 1.578.968 1.783.845 CANDELARIA 8 VAPOR 4 F 1.005.058 1.210.564 1.578.968 1.783.845 CANDELARIA 9 VAPOR 5 F 1.005.058 1.210.564 1.578.968 1.783.845 CANDELARIA 10 VAPOR 6 F 1.005.058 1.210.564 1.578.968 1.783.845 CANDELARIA 11 GAS 1 TG 942.242 1.134.904 1.480.283 1.672.354 CANDELARIA 12 GAS 2 TG 942.242 1.134.904 1.480.283 1.672.354 GRANADILLA 1 GAS 1 TG 1.133.401 1.313.290 1.325.067 1.207.700 GRANADILLA 2 DIESEL 1 D 725.377 840.506 848.043 772.928 GRANADILLA 3 DIESEL 2 D 725.377 840.506 848.043 772.928 GRANADILLA 4 VAPOR 2 F 2.417.923 2.801.686 2.826.809 2.576.427 GRANADILLA 5 VAPOR 1 F 2.417.923 2.801.686 2.826.809 2.576.427 GUINCHOS, LOS 6 DIESEL 6 D 180.011 259.467 277.487 238.937 GUINCHOS, LOS 7 DIESEL 7 D 180.011 259.467 277.487 238.937 GUINCHOS, LOS 8 DIESEL 8 D 180.011 259.467 277.487 238.937 GUINCHOS, LOS 9 DIESEL 9 D 210.013 302.711 323.734 278.759 GUINCHOS, LOS 10 DIESEL 10 D 313.353 451.664 483.032 415.927 GUINCHOS, LOS 11* GAS 1 TG 691.709 997.025 1.066.268 918.136 GUINCHOS, LOS 12 DIESEL 11 D 313.353 451.664 483.032 415.927 GUINCHOS, LOS 13 DIESEL 12 D 512.532 738.759 790.066 680.306 PALMAR, EL 5 DIESEL 5 D 46.363 35.538 50.985 59.300 PALMAR, EL 11 DIESEL 11 D 0 51.885 74.438 0 PALMAR, EL 12 DIESEL-MOV.1 D 118.689 90.977 130.521 151.808 PALMAR, EL 13 DIESEL 12 D 148.361 113.722 163.152 189.760 PALMAR, EL 14 DIESEL 13 D 148.361 113.722 163.152 189.760 PALMAR, EL 15 DIESEL 14 D 207.706 159.210 228.412 265.664 PALMAR, EL 16 DIESEL 15 D 207.706 159.210 228.412 265.664 PALMAR, EL 17 DIESEL 16 D 264.269 202.567 290.614 338.010 PALMAR, EL 18 DIESEL 17 D 264.269 202.567 290.614 338.010 LLANOS BLANCOS 1 DIESEL-MOV.1 D 109.588 141.905 170.569 180.011 LLANOS BLANCOS 9 DIESEL 7 D 66.780 86.473 103.941 109.694 LLANOS BLANCOS 11 DIESEL 9 D 94.177 121.949 146.583 154.697 LLANOS BLANCOS 12 DIESEL 10 D 124.999 161.860 194.555 205.325 LLANOS BLANCOS 13 DIESEL 11 D 124.999 161.860 194.555 205.325 LLANOS BLANCOS 14 DIESEL 12 D 124.999 161.860 194.555 205.325 LLANOS BLANCOS 15 DIESEL 13 D 124.999 161.860 194.555 205.325 EL MULATO HIDRÁULICA 1 H 0 48.049 51.386 44.248 ARONA 1 GAS 1 TG 0 0 515.304 805.133 ARONA 2 GAS 2 TG 0 0 441.689 805.133 GUINCHOS, LOS 14 DIESEL 13 D 0 0 65.839 680.306 GUINCHOS, LOS 15 GAS MÓVIL 2 TG 0 0 0 110.619 GRANADILLA 6 GAS 2 TG 0 1.470.885 1.484.075 1.352.624 PUNTA GRANDE 15 DIESEL 7 D 0 552.079 747.793 1.026.183 PUNTA GRANDE 16 DIESEL 8 D 0 662.495 747.793 1.026.183 PALMAR, EL 19 DIESEL 18 D 0 0 0 34.592 GRANADILLA CCGT 1 (GRANAD. 7,8,9) CC1 (GAS 3, GAS 4, VAPOR 3) CCGT 0 0 662.533 4.025.667 SALINAS, LAS 10 DIESEL 7 D 0 0 0 563.282 BCO.TIRAJANA CCGT 1 (BCO. TI R. 5,6,7) CC1 (GAS 3, GAS 4, VAPOR 3) CCGT 0 0 1.786.940 4.682.249 45.164.778 58.166.554 70.256.412 83.312.317 * Grupo trasladado a Fuerteventura (Las Salinas). ENDESA GENERACIÓN - SISTEMAS CEUTA Y MELILLA Grupo Denominación oficinal Tipo Costes Operación y mantenimiento (euros) 2001 2002 2003 2004 MELILLA 5 G-5 D 978.197 694.177 445.405 547.326 MELILLA 6 G-6 D 978.197 694.177 445.405 547.326 MELILLA 7 G-7 D 509.477 361.550 231.982 285.066 MELILLA 8 G-8 D 509.477 361.550 231.982 285.066 MELILLA 9 G-9 TG 2.496.440 1.771.597 1.136.710 1.396.822 MELILLA 10 G-10 D 1.575.984 1.118.396 717.596 881.804 MELILLA 11 G-11 D 0 1.482.357 951.125 1.168.770 MELILLA G.ELECTRÓGENOS* G-Electrog D 0 1.446.202 927.926 1.140.263 TOTAL MELILLA 7.047.772 7.930.008 5.088.130 6.252.444 CEUTA 1 G-1 D 436.057 459.931 546.784 558.445 CEUTA 2 G-2 D 436.057 459.931 546.784 558.445 CEUTA 5 G-3 D 236.198 249.129 296.175 302.491 CEUTA 6 G-6 D 436.057 459.931 546.784 558.445 CEUTA 7 G-7 D 508.734 536.586 637.915 651.519 CEUTA 8 G-8 D 702.537 741.000 880.930 899.717 CEUTA 9 G-9 D 931.164 982.144 1.167.612 1.192.512 TOTAL CEUTA 3.686.805 3.888.651 4.622.983 4.721.573 TOTAL CEUTA Y MELILLA 10.734.577 11.818.658 9.711.113 10.974.017 * Se trata de 12 grupos de 1 MW de potencia nominal bruta adquiridos para Melilla. 4 de estos grupos fueron trasladados temporalmente a Ceuta en el segundo semestre de 2004. Desde 2000-2001 y hasta 2002 inclusive estos grupos estaban en régimen de alguiler, siendo adquiridos en 2003. La retribución total por operación y mantenimiento de los grupos en 2005 será el correspondiente coste auditado. A estos efectos la empresa titular deberá presentar la auditoría junto con la solicitud de compensación a que hace referencia el apartado 4 de la disposición transitoria segunda. ANEXO V ANEXO V Valor unitario del coste por inversión y del coste por operación y mantenimiento fijo aplicable en el año 2006 para las instalaciones de generación en régimen ordinario 1. Valor unitario del coste por inversión aplicable en el año 2006. 1.1 Valor unitario del coste por inversión de los grupos con entrada en explotaciones antes del 1 de enero de 2002. GESA GENERACIÓN-SISTEMA BALEARES Grupo Denominación Registro Tipo EUROS/MW RCIT i 2006 ALCUDIA 1 GRUPO 1 C 34.322 ALCUDIA 2 GRUPO 2 C 37.069 ALCUDIA 3 TURBINA GAS 1 TG 14.281 ALCUDIA 4 TURBINA GAS 2 TG 13.639 ALCUDIA 5 GRUPO 3 C 105.539 ALCUDIA 6 GRUPO 4 C 106.294 FORMENTERA 1 TURBINA GAS 1 TG 11.565 IBIZA 3 SULZER 1 D 16.842 IBIZA 4 SULZER 2 D 16.842 IBIZA 5 BURMEISTER 1 D 10.986 IBIZA 6 BURMEISTER 2 D 10.986 IBIZA 7 BURMEISTER 3 D 10.986 IBIZA 8 BURMEISTER 4 D 10.986 IBIZA 9 BURMEISTER 5 D 28.521 IBIZA 10 BURMEISTER 6 D 28.803 IBIZA 11 BURMEISTER 7 D 38.592 IBIZA 12 TURBINA GAS 1 TG 13.602 IBIZA 13 BURMEISTER 8 D 84.621 IBIZA 14 BURMEISTER 9 D 76.552 IBIZA 15 TURBINA GAS 2 TG 5.217 IBIZA 16 MAN 1 D 94.425 IBIZA 17 MAN 2 D 97.529 MAHÓN 9 BURMEISTER 1 D 88.897 MAHÓN 10 BURMEISTER 2 D 84.853 MAHÓN 11 BURMEISTER 3 D 86.324 MAHÓN 12 TURBINA GAS 2 TG 18.196 MAHÓN 13 TURBINA GAS 1 TG 24.688 SAN JUAN DE DIOS 3 (2) FUEL 3 F 0 SAN JUAN DE DIOS 4 (2) FUEL 4 F 0 SAN JUAN DE DIOS 5 (2) FUEL 5 F 0 SON MOLINAS 1 TURBINA GAS 1 TG 0 SON MOLINAS 4 TURBINA GAS 3 TG 3.955 SON MOLINAS 5 (1) TURBINA GAS 4 TG 3.955 SON REUS 1 TURBINA GAS 1 TG 32.166 SON REUS 2 TURBINA GAS 2 TG 32.107 SON REUS 3 TURBINA GAS 3 TG 32.107 SON REUS 4 TURBINA GAS 4 TG 32.136 SON REUS 5 (3) TURBINA GAS 5 TG 0 SON REUS 6 (3) TURBINA GAS 6 TG 0 SON REUS 7 (3) TURBINA GAS 7 TG 0 (1) Traslado en 2003 a Ibiza 18. (2) bajas 2003. (3) A mitad de año se incorporan al CC en 2002. UNELCO GENERACIÓN-SISTEMA CANARIAS Grupo Denominación Registro Tipo EUROS/MW RCITi 2006 BCO. TIRAJANA 1 GAS 1 TG 19.728 BCO. TIRAJANA 2 GAS 2 TG 26.500 BCO. TIRAJANA 3 VAPOR 1 F 151.482 BCO. TIRAJANA 4 VAPOR 2 F 134.577 JINAMAR 1 VAPOR 1 F 10.528 JINAMAR 2 DIESEL 1 D 11.986 JINAMAR 3 DIESEL 2 D 10.341 JINAMAR 4 DIESEL 3 D 12.103 JINAMAR 5 VAPOR 2 F 6.706 JINAMAR 6 VAPOR 3 F 6.491 JINAMAR 7 GAS 1 TG 6.236 JINAMAR 8 VAPOR 4 F 33.189 JINAMAR 9 VAPOR 5 F 49.676 JINAMAR 10 GAS 2 TG 15.955 JINAMAR 11 GAS 3 TG 15.863 JINAMAR 12 DIESEL 4 D 115.505 JINAMAR 13 DIESEL 5 D 123.257 SALINAS, LAS 1 DIESEL 1 D 13.089 SALINAS, LAS 2 DIESEL 2 D 13.874 SALINAS, LAS 3 DIESEL 3 D 13.625 SALINAS, LAS 4 DIESEL 4 D 24.799 SALINAS, LAS 5 DIESEL 5 D 27.858 SALINAS, LAS 6 DIESEL 6 D 125.646 SALINAS, LAS 7 GAS 1 TG 27.185 SALINAS, LAS 8 GAS 2 TG 48.810 PUNTA GRANDE 2 DIESEL 1 D 65.639 PUNTA GRANDE 3 DIESEL 2 D 66.102 PUNTA GRANDE 7 DIESEL 3 D 47.612 PUNTA GRANDE 9 GAS 1 TG 17.959 PUNTA GRANDE 11 DIESEL 4 D 82.490 PUNTA GRANDE 12 DIESEL 5 D 80.856 PUNTA GRANDE 13 DIESEL 6 D 119.308 PUNTA GRANDE 14 GAS 2 TG 34.848 CANDELARIA 3 DIESEL 1 D 10.106 CANDELARIA 4 DIESEL 2 D 9.988 CANDELARIA 5 GAS 3 TG 5.034 CANDELARIA 6 DIESEL 3 D 9.871 CANDELARIA 7 VAPOR 3 F 8.047 CANDELARIA 8 VAPOR 4 F 8.155 CANDELARIA 9 VAPOR 5 F 8.074 CANDELARIA 10 VAPOR 6 F 60.139 CANDELARIA 11 GAS 1 TG 14.657 CANDELARIA 12 GAS 2 TG 16.543 GRANADILLA 1 GAS 1 TG 20.996 GRANADILLA 2 DIESEL 1 D 82.253 GRANADILLA 3 DIESEL 2 D 83.667 GRANADILLA 4 VAPOR 2 F 150.458 GRANADILLA 5 VAPOR 1 F 134.388 GUINCHOS, LOS 6 DIESEL 6 D 11.518 GUINCHOS, LOS 7 DIESEL 7 D 10.733 GUINCHOS, LOS 8 DIESEL 8 D 13.613 GUINCHOS, LOS 9 DIESEL 9 D 12.558 GUINCHOS, LOS 10 DIESEL 10 D 27.055 GUINCHOS, LOS 11(1) GAS 1 TG 24.617 GUINCHOS, LOS 12 DIESEL 11 D 91.928 GUINCHOS, LOS 13 DIESEL 12 D 97.304 PALMAR, EL 5 DIESEL 5 D 0 PALMAR, EL 11 DIESEL 11 D 0 PALMAR, EL 12 DIESEL-MOV.1 D 28.302 PALMAR, EL 13 DIESEL 12 D 52.857 PALMAR, EL 14 DIESEL 13 D 49.286 PALMAR, EL 15 DIESEL 14 D 77.174 PALMAR, EL 16 DIESEL 15 D 77.717 PALMAR, EL 17 DIESEL 16 D 87.251 PALMAR, EL 18 DIESEL 17 D 98.008 LLANOS BLANCOS 1 DIESEL-MOV.1 D 25.234 LLANOS BLANCOS 9 DIESEL 7 D 10.448 LLANOS BLANCOS 11 DIESEL 9 D 43.182 LLANOS BLANCOS 12 DIESEL 10 D 43.925 LLANOS BLANCOS 13 DIESEL 11 D 61.682 LLANOS BLANCOS 14 DIESEL 12 D 61.905 LLANOS BLANCOS 15 DIESEL 13 D 75.735 EL MULATO HIDRÁULICA 1 H 70.000 (1) Los Guinchos 11 se traslada a Las Salinas en 2004. (2) El Palmar 11 se cierra en 2003 y El Palmar 5 se cierra en 2004. ENDESA GENERACIÓN-SISTEMAS CEUTA Y MELILLA Grupo Denominación Registro Tipo EUROS/MW RCIT i 2006 MELILLA 5 G-5 D 21.698 MELILLA 6 G-6 D 21.698 MELILLA 7 G-7 D 0 MELILLA 8 G-8 D 0 MELILLA 9 G-9 TG 50.087 MELILLA 10 G-10 D 160.870 CEUTA 1 G-1 D 17.358 CEUTA 2 G-2 D 17.358 CEUTA 5 G-3 D 0 CEUTA 6 G-6 D 36.981 CEUTA 7 G-7 D 62.480 CEUTA 8 G-8 D 60.752 CEUTA 9 G-9 D 148.957 D = DIESEL TG = TURBINA DE GAS 1.2 Grupos con entrada en explotación a partir del 1 de enero de 2002. Emplazamiento Denominación Denominación Registro Fecha de puesta en marcha RCIT i 2006 Euros/MW Mallorca Son Reus 8 Turbina de vapor 8 (CCGT-8C) 01/06/2002 98.513 Tenerife Granadilla 6 Gas 2 10/12/2001 72.188 Lanzarote Punta Grande 15 Diesel 7 21/02/2002 135.351 Lanzarote Punta Grande 16 Diesel 8 21/01/2002 137.291 Melilla Melilla 11 Diesel 10 01/10/2002 147.345 Mallorca Son Reus 9 Turbina de Gas 9 (CC206FA) 24/06/2003 97.509 Mallorca Son Reus 10 Turbina de Gas 10 (CC206FA) 24/06/2003 97.509 Gran Canaria Bco. Tirajana 5 Gas 3 (CC1) 19/07/2003 106.678 Gran Canaria Bco. Tirajana 6 Gas 4 (CC1) 21/08/2003 106.926 Tenerife Granadilla 7 Gas 3 (CC1) 21/09/2003 102.128 Tenerife Arona 1 Gas 1 19/05/2003 71.716 Tenerife Arona 2 Gas 2 03/06/2003 74.352 La Palma Los Guinchos 14 Diesel 13 10/11/2003 253.434 Melilla Melilla 12 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Melilla Melilla 13 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Melilla Melilla 14 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Melilla Melilla 15 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Melilla Melilla 16 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Melilla Melilla 17 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Melilla Melilla 18 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Melilla Melilla 19 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Ceuta Ceuta 10 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Ceuta Ceuta 11 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Ceuta Ceuta 12 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Ceuta Ceuta 13 G-Electrógenos 01/01/2003 198.854 Menorca Mahón 14 Turbina de Gas 3 01/06/2004 55.725 Gran Canaria Bco. Tirajana 7 Turbina de vapor 3 (CC1) 22/11/2004 110.430 Tenerife Granadilla 8 Gas 4 (CC1) 09/04/2004 103.592 La Palma Los Guinchos 15 Gas Móvil 2 11/12/2004 97.303 Fuerteventura Las Salinas 10 Diesel 7 16/07/2004 210.306 La Gomera El Palmar 19 Diesel 18 04/12/2004 228.640 Mallorca Son Reus 11 Turbina de vapor 11 (CC206FA) 01/06/2005 102.460 Tenerife Granadilla 9 Vapor 3 (CC1) 01/06/2005 106.638 La Gomera El Palmar 20 Diesel 19 03/06/2005 Fuerteventura Las Salinas 11 Diesel 8 25/07/2005 Fuerteventura Las Salinas 12 Diesel 9 28/09/2005 El Hierro Llanos Blancos 16 Diesel 14 21/10/2005 El Hierro Llanos Blancos 17 Diesel 15 01/12/2005 2. Valor unitario del coste por operación y mantenimiento fijo. El valor unitario del coste por operación y mantenimiento fijo para cada grupo en 2006 es el establecido en el apartado 2 del anexo II más los gastos de operación y mantenimiento de naturaleza recurrente de acuerdo con lo establecido en el apartado 3 del artículo 5. 3. Índices de actualización. Los valores unitarios de definidos en los apartado 1 y 2 anteriores se determinaran y actualizarán cada año de acuerdo con lo establecido en la orden. ANEXO VI ANEXO VI Altas, bajas y traslados de grupos en los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 1. Altas de grupos de generación. Año Emplazamiento Denominación Denominación Registro Fecha de puesta en Tipo Potencia bruta (MW) Potencia neta (MW) 2002 Mallorca Son Reus 8 Turbina de vapor 8 (CCGT-8C) 01/06/2002 CCGT 232,8 204,0 Tenerife Granadilla 6 Gas 2 10/12/2001 TG 42,0 39,2 Lanzarote Punta Grande 15 Diesel 7 21/02/2002 D 18,4 17,2 Lanzarote Punta Grande 16 Diesel 8 21/01/2002 D 18,4 17,2 Melilla Melilla 11 Diesel 10 01/10/2002 D 12,3 11,8 TOTAL 2002 323,9 289,5 2003 Mallorca Son Reus 9 Turbina de Gas 9 (CC206FA) 24/06/2003 CCGT 75,0 63,3 Mallorca Son Reus 10 Turbina de Gas 10 (CC206FA) 24/06/2003 CCGT 75,0 63,3 Gran Canaria Bco. Tirajana 5 Gas 3 (CC1) 19/07/2003 CCGT 75,0 68,7 Gran Canaria Bco. Tirajana 6 Gas 4 (CC1) 21/08/2003 CCGT 75,0 68,7 Tenerife Granadilla 7 Gas 3 (CC1) 21/09/2003 CCGT 75,0 68,7 Tenerife Arona 1 Gas 1 19/05/2003 TG 25,0 21,6 Tenerife Arona 2 Gas 2 03/06/2003 TG 25,0 21,6 La Palma Los Guinchos 14 Diesel 13 10/11/2003 D 12,3 11,2 Melilla Melilla 12 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Melilla Melilla 13 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Melilla Melilla 14 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Melilla Melilla 15 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Melilla Melilla 16 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Melilla Melilla 17 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Melilla Melilla 18 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Melilla Melilla 19 G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Ceuta Melilla 20* G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Ceuta Melilla 21* G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Ceuta Melilla 22* G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 Ceuta Melilla 23* G-Electrógenos 01/01/2003 D 1,0 0,8 TOTAL 2003 449,3 396,7 2004 Menorca Mahón 14 Turbina de Gas 3 01/06/2004 TG 45,0 39,4 Gran Canaria Bco. Tirajana 7 Turbina de vapor 3 (CC1) 22/11/2004 CCGT 75,0 68,7 Tenerife Granadilla 8 Gas 4 (CC1) 09/04/2004 CCGT 75,0 68,7 La Palma Los Guinchos 15 Gas Móvil 2 11/12/2004 TG 24,0 21,0 Fuerteventura Las Salinas 10 Diesel 7 16/07/2004 D 18,4 17,2 La Gomera El Palmar 19 Diesel 18 04/12/2004 D 3,5 3,1 TOTAL 2004 240,9 218,1 2005 Mallorca Son Reus 11 Turbina de vapor 11 (CC206FA) 01/06/2005 CCGT 75,0 63,3 Tenerife Granadilla 9 Vapor 3 (CC1) 01/06/2005 CCGT 75,0 68,7 La Gomera El Palmar 20 Diesel 19 03/06/2005 D 3,5 3,1 Fuerteventura Las Salinas 11 Diesel 8 25/07/2005 D 18,4 17,2 Fuerteventura Las Salinas 12 Diesel 9 28/09/2005 D 18,4 17,2 El Hierro Llanos Blancos 16 Diesel 14 21/10/2005 D 2,0 1,9 El Hierro Llanos Blancos 17 Diesel 15 01/12/2005 D 2,0 1,9 TOTAL 2005 194,3 173,3 * Grupos que fueron trasladados temporalmente a Ceuta. 2. Cierre y desmantelamiento de grupos. Año de efecto Emplazamiento Denominación Tecnología Potencia bruta (MW) 2003 Mallorca San Juan Dios 3 F 40,00 Mallorca San Juan Dios 4 F 40,00 Mallorca San Juan Dios 5 F 40,00 La Gomera El Palmar 11 D 0,73 2004 La Gomera El Palmar 5 D 0,50 2005 Mallorca Son Molinas 1 TG 14,00 Ceuta Ceuta 5 D 3,12 3. Traslados de grupos. Año Emplazamiento Descripción traslado Tecnología Potencia (MW) 2003 Mallorca -> Ibiza Traslado Son Molinas 5 a Ibiza TG 25,00 Melilla -> Ceuta Traslado 4 grupos electrógenos a Ceuta D 4,00 2004 La Palma -> Fuerteventura Traslado Los Guinchos 11 a Las Salinas TG 16,60 Melilla -> Ceuta Traslado 4 grupos electrógenos a Ceuta D 4,00 2005 Mallorca -> Ibiza Traslado Son Molinas 4 a Ibiza TG 25,0 Ceuta -> Melilla Vuelta a Melilla de los 4 grupos electrógenos D 4,00

Disposición adicional cuarta. Valor unitario del coste por inversión y de los costes de operación y mantenimiento aplicables en el año 2006 para las instalaciones de generación en régimen ordinario. El valor unitario del coste por inversión y de los costes de operación y mantenimiento aplicable en el año 2006 a las instalaciones de generación en régimen ordinario se establece en el anexo V de esta orden.

Disposición adicional primera. Medidas de carácter extraordinario e inversiones adicionales. 1. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar una retribución específica por la instalación de potencia como consecuencia de la necesidad de adoptar medidas de carácter extraordinario, aconsejadas por razones de seguridad de suministro o eficiencia técnica y económica del sistema. 2. Dicha Dirección General de Política Energética y Minas podrá reconocer inversiones adicionales a las instalaciones en explotación, previa justificación de las mismas, estableciendo la anualidad de los costes fijos correspondientes.

Disposición adicional segunda. Instalaciones existentes a 31 de diciembre de 2005. Los valores brutos de inversión reconocidos a las instalaciones de generación en régimen ordinario en explotación a 31 de diciembre de 2005, sus valores netos en la misma fecha considerando una amortización lineal de las instalaciones y sus fechas de puesta en funcionamiento se establecen en el anexo III de la presente orden. El valor neto en años sucesivos se actualizará cada año descontando la amortización lineal correspondiente.

Disposición adicional tercera. Retribución de la inversión y de los costes de operación y mantenimiento fijos durante los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 para las instalaciones de generación en régimen ordinario. La retribución total de la inversión para los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 de las instalaciones de generación en régimen ordinario se establece en el anexo IV de esta orden. La retribución de los costes de operación y mantenimiento fijos y variables para los años 2001, 2002, 2003, 2004 se establece en el anexo IV de esta orden. Para el año 2005, estos costes serán los reales auditados. Asimismo, se incluirán como costes de operación y mantenimiento los costes de operación y mantenimiento correspondientes a gastos de naturaleza recurrente auditados de los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 que sean autorizados por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa. Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en esta orden.

Disposición final primera. Aplicación de la orden. Se autoriza a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a dictar las resoluciones precisas para la aplicación de lo dispuesto en esta orden.

Disposición final segunda. Entrada en vigor. Esta orden entrará en vigor el día 10 de abril de 2006.

Disposición transitoria primera. Límites máximos de la potencia inicial necesaria en cada SE/E. 1. En tanto se define la potencia necesaria en cada SEIE que será objeto de retribución, de acuerdo con lo previsto en el artículo 2 de esta orden, en términos de un determinado valor mensual de probabilidad de pérdida de carga, fijado en menos de un día en 10 años, tal como establece el artículo 2.3 del Real Decreto 174712003, de 19 de diciembre, dicha potencia vendrá limitada por los índices de cobertura. Los límites máximos de este índice de cobertura para cada uno de los SEIE se fijan inicialmente en el anexo 1 de esta orden. Anualmente, o cuando las circunstancias de explotación lo aconsejen y sin perjuicio de los valores que en su caso se fijen en la Planificación Energética Nacional, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del Operador del Sistema y previo acuerdo con la Comunidad Autónoma o Ciudad afectadas, revisará dichos índices. 2. Las instalaciones de generación en régimen ordinario que figuran en los anexos III y VI de la presente orden quedan incluidas dentro de la potencia necesaria definida en el anexo I, por lo que pueden devengar retribución por garantía de potencia de acuerdo con lo previsto en dicha orden.

Disposición transitoria segunda. Determinación del cálculo de los costes específicos definitivos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares correspondientes a los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005. Para efectuar la revisión definitiva de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional para 2001; 2002, 2003, 2004 y 2005 en los correspondientes reales decretos por los que se aprueba la tarifa correspondiente para cada año, de acuerdo con lo establecido en la disposición transitoria cuarta del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, se procederá de la siguiente forma: 1. En los apartados 1, 2 y 3 del anexo VI se detallan los grupos con entrada en explotación desde el 1 de enero de 2002 así como las bajas llevadas a cabo en los ejercicios 2002, 2003, 2004 y 2005. 2. La retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular, para cada grupo i y para el período anual n, será el fijado en el anexo IV. Para la determinación de los gastos que tengan el carácter de recurrentes de acuerdo con lo establecido en el artículo 5, se reconocerán los valores auditados correspondientes a cada año. 3. Para la determinación del coste variable de generación de cada grupo de generación en régimen ordinario se considerarán como costes de combustible los valores auditados correspondientes a cada año. 4. Para la determinación de las diferencias que resulten de la revisión de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional para 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 los interesados, en el plazo de tres meses desde la entrada en vigor de esta orden, deberán solicitarlas a la Dirección General de Política Energética y Minas, indicando la cuantía de las diferencias positivas o negativas que se obtengan en cada año, detallando cada uno de los costes de generación en régimen ordinario resultantes calculados de acuerdo con lo establecido en la misma orden, así como el resto de costes de actividades en estos sistemas, transporte, distribución, comercialización a tarifa y adquisiciones de energía al régimen especial, incluyendo el efecto de la elevación a barras de central de la energía facturada a cliente final, descontando los ingresos recibidos en concepto de compensación percibida con cargo a los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares establecidos con carácter provisional en la tarifa, los ingresos netos de los clientes a tarifa y, en su caso, por tarifas de acceso y energía de clientes en mercado, los importes que en su caso hayan sido percibidos con carácter provisional con cargo a las actividades reguladas y el déficit provisional liquidado para estos sistemas correspondientes a los años 2001 y 2002. A estos efectos, la Comisión Nacional de Energía calculará el valor correspondiente de la energía adquirida para el suministro de clientes en mercado de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. Este valor será al que deberán liquidar los sujetos adquirentes a los generadores y el que se considerará como ingresos correspondientes a la energía de clientes en mercado a efectos de la compensación para estos sistemas. A las diferencias que resulten de la revisión de los costes de compensación de los sistemas extrapeninsulares de los ejercicios 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 se añadirán los costes financieros que se devenguen para cada uno de ellos calculados con un tipo de interés que será igual a la media anual del EURIBOR a tres meses. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe e inspección de la Comisión Nacional de Energía, que ésta realizará en el plazo máximo de seis meses, procederá a aprobar la cuantía definitiva que se determine. 5. La Comisión Nacional de Energía liquidará las diferencias correspondientes entre las cuantías definitivas aprobadas y las provisionales en los términos y con cargo a las cantidades que se determinen en el real decreto por el que se apruebe anualmente la tarifa eléctrica.

Disposición transitoria tercera. Cálculo de las liquidaciones para el ejercicio 2006. 1. Los valores y parámetros contemplados en esta orden serán de aplicación desde el 1 de enero de 2006, a los efectos del cálculo del coste de generación definido en el artículo 7 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y, consiguientemente, de las liquidaciones a practicar por la Comisión Nacional de Energía a los generadores en virtud del artículo 18 del citado real decreto. 2. Desde el 1 de enero de 2006, los costes de generación en concepto de garantía de potencia serán los resultantes de la aplicación de los valores y parámetros establecidos en esta orden a los datos de efectivo funcionamiento de los grupos de generación y considerando asimismo los valores de energía suministrada tanto a clientes a tarifa como a clientes que hayan ejercido su condición de cualificados. 3. Hasta la fecha de entrada en vigor de la presente orden, si no se dispusiera de datos suficientes de efectivo funcionamiento de los grupos de generación la retribución por garantía de potencia en cada sistema insular y extrapeninsular se calculará, para cada grupo i y para el período, aplicando la potencia disponible de cada grupo en cada hora considerando un factor de disponibilidad de 0,88 constante para todas las horas de la potencia neta y un factor de estacionalidad horario para cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares igual a la unidad.