Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

La Sala de la Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.i) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019 y desarrollada a través de la Circular 4/2019, de 27 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología de retribución del operador del sistema eléctrico, y en cumplimiento de lo establecido en el artículo 17 de dicha circular, acuerda emitir la siguiente resolución:

Antecedentes de hecho

Primero.

La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en su redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, dispone en su artículo 7.1.i) que es función de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecer mediante circular la metodología para el cálculo de la retribución del operador del sistema eléctrico, en función de los servicios que efectivamente preste.

Dicho artículo establece además que dicha retribución podrá incorporar incentivos, que podrán tener signos positivos o negativos, a la reducción de costes del sistema eléctrico derivados de la operación del mismo u otros objetivos.

Segundo.

La Circular 4/2019, de 27 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, publicada en el «Boletín Oficial del Estado», establece la metodología de retribución del operador del sistema eléctrico, recogiendo en su capítulo III el término de Retribución por incentivos del operador del sistema. Dicho término queda limitado por unos límites superior e inferior definidos como un porcentaje de la base de retribución del operador del sistema establecida para cada periodo regulatorio. La disposición adicional segunda de la Circular establece para el primer período regulatorio 2020-2022, un valor para los límites inferior LI y superior LS de – 2 % y + 2 %, respectivamente, de la retribución base.

Tal como se establece en los artículos 10 a 13 de la Circular, la retribución por incentivos se compone de tres términos:

– Incentivo a minimizar el volumen de energía programada para la resolución de restricciones técnicas.

– Incentivo a minimizar los errores de previsión de demanda, considerando tres niveles de previsión: diario, intradiario y medio/largo plazo (anual), ponderando a partes iguales cada uno de estos horizontes.

– Incentivo a minimizar los errores de previsión de energía renovable eólica y solar fotovoltaica, considerando dos niveles de previsión, diario e intradiario, ponderando a partes iguales cada uno de los horizontes.

Cada uno de los componentes de estos tres incentivos requiere además de la definición del indicador que determine su nivel de cumplimiento y permita establecer el umbral mínimo (máximo) de error o de energía programada por debajo (encima) del cual se aplicará la bonificación (penalización) máxima. Estos umbrales vendrán definidos para cada año como el resultado de multiplicar 0,9 por el valor medio anual mínimo y máximo del indicador de error de previsión (o de energía programada) registrado en los cinco años anteriores al comienzo del periodo regulatorio.

En los mencionados artículos de la circular se requiere que para cada periodo regulatorio se establezca mediante resolución los límites inferior y superior de los incentivos establecidos, así como los umbrales que determinen su nivel de bonificación o penalización.

A este respecto, la disposición adicional segunda de la Circular 4/2019 establece los límites de la retribución por incentivos aplicables durante el primer período regulatorio, en un tercio de los límites inferior LI y superior LS de la retribución total por incentivos, para cada uno de los 3 incentivos (incentivo a minimizar el volumen de energía programada para la resolución de restricciones técnicas, incentivo a minimizar los errores de previsión de demanda e incentivo a minimizar los errores de previsión de energía renovable eólica y solar fotovoltaica).

El artículo 17 de la mencionada Circular 4/2019, requiere además que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia determine mediante resolución el nivel de cumplimiento de los incentivos del año n.

Tercero.

La Resolución de 14 de enero de 2020, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del operador del sistema eléctrico para 2020, incorporó en la retribución del operador del sistema una estimación del término de retribución por incentivos, consistente con un nivel de cumplimiento máximo, aplicando el límite superior del 2% considerado para el primer periodo regulatorio, según se establece en la disposición adicional segunda de la Circular 4/2019, sin perjuicio del ajuste de la diferencia con el nivel de cumplimiento que se determinase posteriormente de conformidad con lo dispuesto en el artículo 17.2 de la Circular 4/2019. Este término se fijó en 1.432.000 euros en la mencionada resolución.

Cuarto.

El 2 de marzo de 2020 se recibió escrito del operador del sistema con una propuesta de definición detallada de indicadores a efectos de determinar el nivel de cumplimiento de los incentivos en 2020 y los umbrales máximo y mínimo para el periodo regulatorio 2020-2022.

Quinto.

El 17 de febrero de 2021, ha tenido entrada en la CNMC escrito de REE, en el que muestra el resultado para el año 2020 de los incentivos previstos en la Circular 4/2019 de acuerdo a la metodología detallada en su escrito de marzo de 2020.

Sexto.

En el escrito de REE se muestra la dificultad del cumplimiento de los incentivos relativos a la precisión de la previsión de la demanda y a la programación de energía para resolver restricciones técnicas motivado por la situación excepcional de operación que ha provocado la COVID-19. De acuerdo con su escrito, la crisis sanitaria provocada por la COVID-19 ha tenido un impacto relevante en la demanda de energía eléctrica, por el impacto en la actividad del país, tanto durante la declaración del estado de alarma, como por las diferentes medidas de confinamientos y restricciones que han sido tomadas por las autoridades nacionales y autonómicas a lo largo del año. Según indica, esto ha supuesto no solo una disminución del consumo de energía eléctrica, sino también un cambio en los patrones de comportamiento de la demanda en las distintas horas del día y especialmente en los días festivos, vísperas y fines de semana, todo ello imposible de prever y de modelar a priori en los modelos de previsión.

Así, la demanda peninsular sufrió una caída del 5 % en el acumulado de 2020 con respecto a 2019. En particular, en los meses de abril, mayo y junio de 2020 se observó una mayor reducción de la demanda con respecto a los mismos meses del año 2019, con valores de consumo en los meses de 2020 un 17%, un 13% y un 9 % inferiores, respectivamente, a los valores registrados en estos mismos meses del año 2019.

Asimismo, el operador del sistema indica en su escrito que la repercusión de la crisis sanitaria sobre la demanda de energía eléctrica en el año 2020, ha tenido un impacto muy relevante también en el proceso de solución de restricciones técnicas. Así, indica que la significativa reducción de la demanda ha llevado asociada la identificación de valores elevados de tensión, no acordes con los criterios de funcionamiento y seguridad de la operación del sistema eléctricos, en numerosas zonas eléctricas y en un gran número de horas del año.

En concreto, la energía programada por restricciones técnicas se ha incrementado en 2020 un 44 % (10.491 GWh en 2020 frente a 7.288 GWh en 2019). En el caso de la energía programada específicamente para la resolución de las restricciones técnicas debidas a control de tensión, este incremento ha sido muy superior, alcanzando un valor de un 75 % (7.286 GWh en 2020 frente a 4.161 GWh en 2019).

Séptimo.

Con fecha 4 de mayo de 2021, el operador del sistema ha remitido a la CNMC los datos necesarios para poder aplicar la formulación prevista en la Circular 4/2021 en lo relativo al cálculo de los incentivos para el año 2020.

Octavo.

Con fecha 20 de mayo de 2021, se dio trámite de audiencia de la presente resolución al operador de sistema, a raíz del cual, se han efectuado una serie de ajustes en los cálculos de los incentivos asociados a la previsión de generación renovable y a la programación de restricciones técnicas.

Fundamentos de Derecho

Primero. Habilitación competencial para aprobar este procedimiento.

La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, dispone en su artículo 7.1.i) que es función de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecer mediante circular la metodología para el cálculo de la retribución del operador del sistema eléctrico, en función de los servicios que efectivamente preste.

La Circular 4/2019, de 27 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece la metodología de retribución del operador del sistema eléctrico, recogiendo en su capítulo III el término de Retribución por incentivos del operador del sistema. Indica además que para cada periodo regulatorio se establecerá mediante resolución los umbrales que midan el nivel de cumplimiento de los incentivos.

El artículo 17 de la mencionada Circular 4/2019, establece que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia determinará mediante resolución el nivel de cumplimiento de los incentivos del año n. La diferencia entre la estimación del término de retribución por incentivos y la cuantía que resulte de conformidad con el nivel de cumplimiento de los mismos será ajustada en la liquidación de cierre del año n.

La presente resolución da cumplimiento a la determinación de los umbrales que aplican al período regulatorio 2020-2022, y determina el nivel de cumplimiento de los incentivos para el año 2020.

Segundo. Definición de los indicadores usados para la determinación de los umbrales mínimos y máximos durante el primer periodo regulatorio y nivel de cumplimiento de los incentivos en 2020.

Con el fin de determinar los umbrales máximos y mínimos que resultan de aplicación al cálculo del incentivo en el periodo regulatorio 2020-2022 y el nivel de cumplimiento del incentivo en 2020, es necesario establecer con detalle la metodología a aplicar. A estos efectos, se establecen los siguientes criterios que se han tenido en cuenta para la determinación de dichos valores:

– Se considera un ámbito peninsular para el cálculo de los incentivos. En la circular se especifica que algunos de los incentivos son de ámbito peninsular mientras que en otros casos no se precisa, por lo que, se ha considerado en este primer periodo utilizar este ámbito para todos los incentivos.

– Se considera el incentivo de previsión de producción renovable teniendo en cuenta la suma de producción eólica y solar fotovoltaica de manera conjunta, dado que son la suma de ambos indicadores las que afectan al precio del mercado y a la operación del sistema.

– Se computa el indicador de previsiones diaria e intradiaria como el sumatorio de las diferencias entre la previsión y la energía real de la hora dividido entre la energía real total anual (de demanda o de generación renovable, según el indicador de que se trate). De esta forma, el error estará normalizado para los distintos años y será independiente de la potencia renovable que se instale.

– Para las previsiones de demanda y generación renovable, se considera como hora de publicación de las previsiones a efectos del incentivo la siguiente:

• Para la previsión anual, la previsión realizada en diciembre del año anterior acorde al procedimiento de operación PO 2.1.

• Para previsiones diarias, la previsión realizada una hora antes del cierre del mercado diario correspondiente al día D (las 11:00 horas CET del día D-1).

• Para previsiones intradiarias, la previsión realizada tres horas antes del inicio de cada hora.

– Se excluye del cálculo del incentivo correspondiente a la previsión de demanda, los días con huelgas generales nacionales o autonómicas publicadas en el BOE.

– Se incluye en la formulación del error de la previsión de la demanda y de la energía renovable los redespachos debidos a la operación del sistema (bien por restricciones técnicas o por asignación de energía en los mercados de balance); si no se incluyeran, cada redespacho por necesidades del sistema aumentaría el error a efectos del incentivo, sin que el operador del sistema pueda predecir dichas variaciones.

– Se excluye del incentivo de restricciones aquellas identificadas en la red de distribución y por lo tanto solicitadas por el distribuidor de la zona correspondiente, o derivadas de segundas programaciones causadas por indisponibilidades.

– En aquellas horas con fallos ocurridos en la publicación de las previsiones por incidencias informáticas del operador del sistema, se considerará la mejor previsión disponible en un horizonte anterior al establecido en la Circular. En caso de no ser posible, se excluirán las horas afectadas, informando por parte del operador del sistema a la CNMC.

– Se calculan los errores de las previsiones anual, diarias e intradiarias de demanda y generación renovable con respecto a medidas en tiempo real proporcionada por las telemedidas, dado que las previsiones se realizan utilizando la mejor información disponible en tiempo real, que es la proporcionada por las telemedidas. No obstante, este criterio podrá ser revisado en el siguiente periodo regulatorio una vez se hayan tenido en cuenta las diferencias existentes entre la medida y la telemedida.

– Se excluye del cálculo del error de previsión renovable las horas con precios de mercado muy bajos (precio del mercado diario inferior a 5 €/MWh), en las que la producción final renovable puede ser inferior a su potencial (el aumento de generación renovable puede provocar la renuncia voluntaria por parte de los productores a producir a precios muy bajos). No obstante, este criterio podrá ser revisado en el siguiente periodo regulatorio dado que, en el futuro, esta situación puede ser muy frecuente a medida que la participación de las renovables sea mayor y el impacto de estas situaciones sobre el precio del mercado tenga un mayor impacto.

Tercero. Determinación de los umbrales.

En los artículos 11, 12 y 13 de la circular se establece que los umbrales que servirán para calcular cada año el cumplimiento de cada uno de los incentivos, vendrán definidos respectivamente como el producto de 0,9 por los valores mínimos y máximos (energía programada o error de previsión) resultantes en los cinco años anteriores al comienzo del periodo regulatorio, y se fijarán mediante resolución para cada periodo.

Para el cálculo de los umbrales para el incentivo de restricciones técnicas, el volumen de energía programado para la resolución de las restricciones técnicas en los cinco años anteriores al comienzo del periodo regulatorio y el resultado del año 2020, sin incluir energías programadas para reserva de energía regulación, son:

Año	RR TT Total GWh	Umbrales (90 %) GWh	Umbral medio GWh
2015	7.084		7.513
2016	11.538	10.384
2017	10.549
2018	9.919
2019	5.158	4.642
2020	8.636

Los volúmenes máximo y mínimo son 11.538 GWh y 5.158 GWh, y los umbrales, aplicándoles el factor 0,9, son 10.384 GWh (UmbralEnergiaSup_rrtt) y 4.642 GWh (UmbralEnergiaInf_rrtt), cuyo valor medio es 7.513 GWh. Con la metodología de retribución del incentivo, este valor medio es el umbral en el que el incentivo es igual a 0.

Para el cálculo de los umbrales de calidad de la previsión anual de demanda, la precisión de los 5 años anteriores al presente periodo regulatorio y el resultado de 2020 son:

Año	Dem. Prevista anual MWh	Ind. Err. Demanda anual Porcentaje	Umbrales Porcentaje	Umbral medio Porcentaje
2015	246.021.000	0,6855		1,6615
2016	252.378.000	1,1733
2017	252.024.279	0,1392	0,1253 (inf.)
2018	255.009.402	0,6548
2019	257.839.233	3,5530	3,1977 (sup.)
2020	250.725.123	5,7503

Los errores máximo y mínimo son 3,5530% y 0,1392%, y los umbrales aplicándoles el factor 0,9, son 3,1977 % (UmbralErrorSupda) y 0,1253 % (UmbralErrorInfda), cuyo valor medio es 1,6615%, Con la metodología de retribución del incentivo, este valor medio es el umbral en el que el incentivo es igual a 0.

Para el cálculo de los umbrales de calidad de la previsión diaria de demanda, la precisión de los cinco años anteriores al presente periodo regulatorio y el resultado de 2020 son:

Año	Desviación Anual diaria MWh	Ind. Err. Dem. diaria Porcentaje	Umbrales Porcentaje	Umbral medio Porcentaje
2015	3.076.059,93	1,2379		1,0365
2016	3.222.762,44	1,2870	1,1583 (sup.)
2017	3.096.201,68	1,2248
2018	2.587.980,30	1,0164	0,9148 (inf.)
2019	2.792.125,19	1,1169
2020	3.486.943,84	1,4655

Los errores máximo y mínimo son 1,2870 % y 1,0164 %, y los umbrales aplicándoles el factor 0,9, son 1,1583 % (UmbralErrorSupdd) y 0,9148 % (UmbralErrorInf_dd), cuyo valor medio es 1,0365%. Con la metodología de retribución del incentivo, este valor medio es el umbral en el que el incentivo es igual a 0.

Para el cálculo de los umbrales de calidad de la previsión intradiaria de demanda, sólo se dispone de registro de los cuatro últimos años, por lo que para determinar los umbrales del presente periodo regulatorio se estima el error del año 2015 proporcional al error de la previsión diaria. La precisión de los cinco años anteriores al presente periodo regulatorio y el resultado de 2020 resultan entonces:

Año	Desviación Anual Dem. H3	Ind. Err. Dem. H3	Umbrales	Umbral medio
2015		0,8029		0,7160
2016	2.015.525,94	0,8049
2017	2.125.631,80	0,8408	0,7567
2018	1.910.386,18	0,7503	0,6753
2019	2.008.027,87	0,8032
2020	2.144.207,64	0,9012

Los errores máximo y mínimo son 0,8408 % y 0,7503%, y los umbrales, aplicándoles el factor 0,9, son 0,7567 % (UmbralErrorSup_di) y 0,6753 % (UmbralErrorInf_di), cuyo valor medio es 0,7160%. Con la metodología de retribución del incentivo, este valor medio es el umbral en el que el incentivo es igual a 0.

Para el cálculo de los umbrales de calidad de la previsión diaria de generación renovable, la precisión de los cinco años anteriores al presente periodo regulatorio y el resultado de 2020 es:

Año	Desv. Anual Renovables diaria MWh	Ind. Err. Renv. diaria Porcentaje	Umbrales Porcentaje	Umbral medio Porcentaje
2015	5.045.987,13	9,0658		8,1276
2016	4.731.435,63	8,6270	7,7643 (inf.)
2017	4.802.656,46	8,7372
2018	5.331.100,13	9,4345	8,4910 (sup.)
2019	5.460.873,52	8,8639
2020	5.052.591,01	7,3628

Los errores máximo y mínimo son 9,4345 % y 8,6270 %, y los umbrales, aplicándoles el factor 0,9, son 8,4910 % (UmbralErrorSup_rd) y 7,7643 % (UmbralErrorInf_rd), cuyo valor medio es 8,1276 %. Con la metodología de retribución del incentivo, este valor medio es el umbral en el que el incentivo es igual a 0.

Para el cálculo de los umbrales de calidad de la previsión intradiaria de generación renovable, la precisión de los 5 años anteriores al presente periodo regulatorio y el resultado de 2020 es:

Año	Desv. Anual Renovables intradiaria MWh	Ind. Err. Renv. intradiaria Porcentaje	Umbrales Porcentaje	Umbral medio Porcentaje
2015	3.340.974,69	6,0025	5,4023 (sup.)	5,0483
2016	3.268.944,16	5,9604
2017	3.106.961,86	5,6523
2018	3.242.792,91	5,7388
2019	3.213.405,72	5,2159	4,6943 (inf.)
2020	3.604.292,73	5,2523

Los errores máximo y mínimo son 6,0025 % y 5,2159 % y los umbrales, aplicándoles el factor 0,9, son 5,4023 % (UmbralErrorSup_ri) y 4,6943 % (UmbralErrorInf_ri), cuyo valor medio es 5,0483 %. Con la metodología de retribución del incentivo, este valor medio es el umbral en el que el incentivo es igual a 0.

Cuarto. Cálculo de los incentivos en 2020.

Tal y como se ha indicado anteriormente, la Resolución de 14 de enero de 2020, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del operador del sistema eléctrico para 2020, incorporó en la retribución del operador del sistema una estimación del término de retribución por incentivos, consistente con un nivel de cumplimiento máximo. En particular, la mencionada resolución, fijó una retribución base para el operador del sistema de 71.593.000 euros, y una retribución máxima por incentivos en el primer periodo regulatorio del +/–2 % de la retribución base, es decir 1.431.860 euros.

Esta retribución máxima por incentivos se reparte un tercio, +/–477.290 de euros, para cada uno de los siguientes conceptos: restricciones técnicas, previsión de la demanda y previsión de la generación renovable.

Indicador de la programación por restricciones técnicas.

El resultado para el año 2020 del indicador de programación por restricciones es 8.635,67 GWh, lo que da lugar a una penalización de 186.649 euros, un 39% de la penalización máxima por este concepto.

Incentivo = LSrrtt – (EnergiaProgramada–UmbralEnergiaInfrrtt) * (LS_rrtt – LI_rrtt)/(UmbralEnergiaSup_rrtt–UmbralEnergiaInf_rrtt)

= 477.286,67 – (8.635,67 – 4.641,99) * (477.286,67*2) / (10.383,90 – 4.641,99) = –186.649 euros

Indicador de la previsión de la demanda. A su vez, el indicador por incentivos a la previsión de la demanda pondera por igual tres indicadores: demanda anual, demanda diaria y demanda intradiaria; por lo que el incentivo máximo para cada uno de estos indicadores será un tercio del incentivo máximo a la previsión de la demanda, +/–159.096 euros:

– El resultado para el año 2020 del indicador de demanda anual es 5,7503 %, que al ser superior a umbral superior de 3,1977 % da lugar a la máxima penalización por este indicador: –159.096 euros.

– El resultado para el año 2020 del indicador de previsión diaria de demanda es 1,4655 %, que al ser superior a umbral superior de 1,1583 % da lugar a la máxima penalización por este indicador: –159.096 euros.

– El resultado para el año 2020 del indicador de previsión intradiaria de demanda es 0,9012 %, que al ser superior al umbral máximo de 0,7567 % da lugar a la máxima penalización por este indicador: –159.096 euros.

Indicador de la previsión de la generación renovable. El indicador por incentivos a la previsión de la generación renovable pondera por igual dos indicadores: generación renovable diaria y generación renovable intradiaria; por lo que el incentivo máximo para cada uno de estos dos indicadores será la mitad del incentivo máximo a la previsión de la generación renovable, +/–238.643 euros.

El resultado para el año 2020 del indicador de previsión de generación renovable con horizonte diario es 7,3628 %, que al ser inferior al umbral mínimo de 7,7643% da lugar a la máxima bonificación por este indicador de 238.643,3 euros.

El resultado para el año 2020 del indicador de previsión de generación renovable con horizonte intradiario es 5,2523 %, lo que da lugar a una penalización de –137.537,62 euros lo que supone un 58% de la penalización máxima por este concepto.

Incentivo = LSr+(AbsError–UmbralErrorInfri )*(LIr–LSr)/(UmbralErrorSupri – UmbralErrorInfri)

= +238.643,3 – (5,2523–4,6943) * (238.643,3*2)/(5,4023–4,6943) = –137.537,62 euros

En total, el incentivo por previsiones de generación renovable supone una bonificación de 101.105,71 euros.

Quinto. Consideraciones sobre la situación excepcional a considerar en la aplicación de la retribución por incentivos derivada del impacto del COVID.

Esta comisión considera que efectivamente la COVID ha tenido como consecuencia un significativo descenso de la demanda de energía eléctrica que los modelos de previsión no podían adelantar. En lo que se refiere al incentivo establecido en el artículo 12 de la Circular 4/2019, de 27 de noviembre, la actuación que se requiere del operador del sistema consiste, en sí misma, en el ejercicio de una previsión; en concreto, en la previsión de la demanda. Como se ha indicado, la crisis sanitaria ocasionada en 2020 por el COVID-19 ha implicado un descenso significativo de la demanda. El carácter extraordinario de esta situación y la falta de precedentes de la misma son aspectos destacados en la justificación de las medidas que se han ido adoptando para poder hacer frente a la crisis, como, singularmente, pone de relieve el preámbulo del Real Decreto 463/2020, de 14 de marzo, por el que se declara el estado de alarma para la gestión de la situación de crisis sanitaria ocasionada por el COVID-19. Ese carácter extraordinario de la situación (por su carácter, magnitud, impacto y duración), y su falta de precedentes, son elementos que, indudablemente, afectan a su propia previsibilidad; que, en este caso, es precisamente la actuación requerida del operador del sistema.

En lo que se refiere al incentivo establecido en el artículo 11 de la Circular 4/2019, de 27 de noviembre, consistente en la reducción de las restricciones técnicas, el fuerte descenso de demanda imprevisible y ajeno a la capacidad de gestión del operador del sistema, ha llevado al sistema eléctrico a puntos de funcionamiento muy alejados de los habituales que sirven de referencia para señalar los umbrales para el incentivo establecido en relación con la energía programada por restricciones técnicas. Por tanto, la fuerte bajada de demanda, especialmente durante el estado de alarma, ha conllevado, ineludiblemente, una mayor necesidad de programación de generación por restricciones técnicas, en volúmenes que difieren de forma muy significativa de los valores habituales, para poder mantener las tensiones del sistema dentro de límites establecidos en los Procedimientos de Operación.

Por ello, teniendo en cuenta los hechos excepcionales ocurridos durante el 2020 fruto de la COVID, el relevante e imprevisible impacto que ha supuesto sobre los términos de previsión de demanda y programación de restricciones técnicas del esquema de incentivos establecido en la Circular 4/2019, que toma como referencia los años anteriores y que el año 2020 se sale significativamente –por las singulares razones expuestas– de la tendencia de dichos años anteriores, se ha considerado oportuno –con base en el artículo 1105 del Código Civil⁽¹⁾– excluir a los dos incentivos mencionados del cálculo final de incentivos para el 2020. Todo ello, sin perjuicio de que los umbrales y límites calculados pudieran seguir siendo de aplicación durante el resto del periodo. Dicha exclusión implicaría que, en el cálculo de dichos umbrales en futuros períodos, quede descartado el año 2020 dentro de los cinco años anteriores con los que se realiza la comparación debido a su excepcionalidad.

⁽¹⁾ «Fuera de los casos expresamente mencionados en la ley, y de los en que así lo declare la obligación, nadie responderá de aquellos sucesos que no hubieran podido preverse, o que, previstos, fueran inevitables.»

Según lo anterior, utilizando los criterios de cálculo de indicadores expuestos anteriormente y limitando el esquema de incentivos a la estimación de producción renovable en los horizontes diario e intradiario, el importe de la retribución por incentivos del operador del sistema para el año 2020 asciende a 101.105,71 euros.

Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia resuelve:

Primero.

Aprobar los umbrales máximos y mínimos para el periodo regulatorio 2020-2022, necesarios para el cálculo de los incentivos previstos en los artículos 11-13 de la Circular 4/2019 de la CNMC:

– Incentivo demanda horizonte diario:

Umbrales: 0,9148 % (UmbralErrorInf_dd) y 1,1583 % (UmbralErrorSup_dd)

– Incentivo demanda horizonte intradiario:

Umbrales: 0,6753 (UmbralErrorInf_di) y 0,7567 % (UmbralErrorSup_di)

– Incentivo demanda horizonte anual:

Umbrales: 0,1253 % (UmbralErrorInf_da) y 3,1977 % (UmbralErrorSup_da)

– Incentivo generación renovable horizonte diario:

Umbrales: 7,7643 % (UmbralErrorInf_rd) y 8,4910 % (UmbralErrorSup_rd)

– Incentivo generación renovable horizonte intradiario:

Umbrales: 4,6943 % (UmbralErrorInf_ri) y 5,4023 % (UmbralErrorSup_ri)

– Incentivo programación por restricciones técnicas:

Umbrales: 4.641,99 GWh (UmbralEnergiaInf_rrtt) y 10.383,90 GWh (UmbralEnergiaSup_rrtt)

Segundo.

Aprobar el importe de la retribución por incentivos del operador del sistema para el año 2020 que asciende a 101.105,71 euros.

Tercero.

Teniendo en cuenta que el termino de retribución por incentivos recogido en la Resolución de 14 de enero de 2020, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la cuantía de retribución del operador del sistema eléctrico para 2020 y los precios a repercutir a los agentes para su financiación asciende a 1.432.000 euros, y que la cuantía que resulta del nivel del cumplimiento de los incentivos en 2020 de acuerdo con esta resolución asciende a 101.105,71 euros, se deberá incorporar un ajuste de –1.330.894,29 euros como ingreso liquidable en la liquidación de cierre del año 2020 de las Actividades Reguladas del Sector Eléctrico realizada por el órgano encargado de las liquidaciones.

Cuarto.

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

La presente resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC y se notificará al operador del sistema.

La presente resolución agota la vía administrativa, no siendo susceptible de recurso de reposición. Puede ser recurrida, no obstante, ante la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses, de conformidad con lo establecido en la disposición adicional cuarta, 5, de la Ley 29/1998, de 13 de julio.

Madrid, 21 de julio de 2021.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortalà i Vallvé.