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Mediante el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las Empresas gestoras del servicio, se estableció un marco de referencia estable en lo referente al sistema de ingresos de las Empresas que suministran energía eléctrica y especialmente de un componente básico de este sistema, la determinación de la tarifa eléctrica en condiciones de mínimo coste, posibilitando así la prestación del servicio en condiciones económicas adecuadas para los abonados finales, sobre la base de una retribución a las actividades necesarias para el suministro de electricidad que constituye un servicio público, teniendo en cuenta que éste se caracteriza por fuertes inversiones en inmovilizado con una larga vida útil y dilatado período de maduración.

La experiencia sobre la aplicación y posterior desarrollo del citado Real Decreto, conocido como Marco Legal y Estable del Sector Eléctrico, hace aconsejable realizar una serie de modificaciones en las Ordenes de desarrollo que permitan la consecución de los siguientes objetivos:

a) Garantizar la recuperación de los capitales invertidos en las instalaciones de generación objeto de las operaciones de intercambio de activos previstas en la Ley 49/1984, de 26 de diciembre, sobre Explotación Unificada del Sistema Eléctrico Nacional, así como la homogeneidad retributiva con el resto de activos no intercambiados.

b) Explicitar los criterios utilizados en la determinación de diversos parámetros.

c) Asignar determinados costes estándares para profundizar en la transparencia de la retribución otorgada a las diferentes actividades que conforman el suministro de electricidad.

d) Desarrollo del Real Decreto para tener en cuenta las inversiones en repotenciación y adaptación a ciclo combinado previstas en el Plan Energético Nacional 1991-2000, así como la participación en la cobertura del sistema del contrato de importación de energía de Francia, que figura asimismo en dicho Plan.

Por ello, en la presente Orden se modifica el régimen de cálculo de los costes fijos estándares de las instalaciones de generación, objeto de las operaciones de intercambio de activos previstas en la Ley 49/1984, de 26 de diciembre, en virtud de lo dispuesto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre. Se asegura de esta forma la recuperación de las inversiones realizadas por las Empresas compradoras, en igualdad de condiciones con el resto de activos no intercambiados, dándose un tratamiento uniforme a todas las instalaciones objeto de intercambio.

Transcurrida la etapa transitoria donde fue necesario establecer dos índices de actualización a efectos de laminar la retribución de los activos de generación de reciente construcción, se considera necesario dar un tratamiento homogéneo a todas las instalaciones, tanto de generación como de distribución. Consecuentemente, la tasa real de retribución será única para todos los activos, sustituyendo a las dos existentes en la actualidad que corresponden a cada uno de los índices de actualización. Adicionalmente se realiza una definición más precisa del método de determinación de la tasa monetaria, de acuerdo con lo establecido en el artículo 15 del citado Real Decreto 1538/1987.

Por otro lado, a los efectos tanto de una mayor objetividad del sistema de retribución de las instalaciones de distribución a tensión menor de 36 KV, como de la incentivación retributiva de las inversiones relacionadas con la mejora en la calidad del servicio, es necesario definir con carácter previo los criterios para la determinación de los coeficientes correctores, que pasan a ser sustituidos por un complemento a los costes reconocidos de distribución a tensión menor a 36 KV para la incentivación de estas inversiones de distribución.

Con objeto de profundizar en la transparencia de la retribución de las diversas actividades que conforman el suministro de electricidad, así como para dar un tratamiento homogéneo a las diversas Empresas gestoras del servicio, los costes estándares de estructura se han asignado a la generación y a la distribución de energía eléctrica. Por dicho motivo se ha dado una nueva formulación a los costes de gestión comercial imputables a la actividad de distribución de energía eléctrica.

Durante 1994 entrará en vigor el contrato de suministro firmado entre <Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima>, y E.D.F., siendo necesario dictar las normas necesarias para la integración de la energía derivada de dicho contrato en el coste del servicio del suministro eléctrico, de forma que los menores costes de esta energía se trasladen al consumidor.

A los efectos de tener en cuenta las inversiones previstas en el PEN 1991-2000, y fundamentalmente las que se derivan de la adaptación de las actuales instalaciones de generación cuyo tipo de combustible principal es el fuel, es necesario explicitar los criterios para el reconocimiento de dichas inversiones, así como establecer determinadas modificaciones en los costes de operación y mantenimiento y, especialmente, a los que corresponden a las instalaciones repotenciadas o adaptadas.

Por todo lo anterior, este Ministerio de Industria y Energía, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, en su reunión de 2 de diciembre de 1993, ha tenido a bien disponer:

1. El índice de actualización que transforma los valores estándares de las instalaciones de generación y distribución del año anterior en los del año siguiente será la media entre el índice de precios al consumo (IPC) y el índice de precios industriales (IPRI) del año correspondiente.

2. La tasa de retribución a que hace referencia el artículo 15 del Real Decreto 1538/1987, aplicable a los costes derivados de las inversiones realizadas en instalaciones complejas especializadas contempladas en el artículo 5., y a los costes de distribución de acuerdo con el artículo 9., desarrollado en la Orden de 22 de diciembre de 1988, por la que se determinan los costes estándares de distribución de energía eléctrica y el procedimiento para su actualización, se determinará atendiendo a los siguientes criterios:

2.1 Será el resultado de deflactar una tasa monetaria por el índice de actualización a que se refiere el punto anterior.

2.2 A los efectos de lo establecido en el punto 2 del artículo 15 del citado Real Decreto, el tipo de interés monetario de referencia resultará de la mejor previsión del precio del dinero en los diferentes mercados de capitales en los que se desenvuelve el sector, bajo condiciones de una estructura financiera adecuada a la naturaleza de la actividad del sector eléctrico.

2.3 Los recursos propios del sector eléctrico deberán ser retribuidos teniendo en cuenta los costes de oportunidad de su inversión en alternativas de similar riesgo.

2.4 A los efectos de la determinación de los precios del dinero en los mercados de capitales en los que se desenvuelve el sector, se tomará la mejor previsión de los tipos de interés en el mercado interbancario, de los tipos preferenciales de la banca y Cajas de Ahorro y de los tipos de interés de las obligaciones y bonos del Estado relevantes en plazo y características, así como de otros tipos de interés significativos para la financiación del sector.

2.5 Para la determinación de los precios del dinero en los mercados de capitales internacionales en los que se desenvuelve el sector, se tomará la mejor previsión de los tipos de interés en el euromercado de las monedas representativas de la financiación exterior del Reino de España, publicados por el Banco de España, así como los tipos de interés en los mercados exteriores relevantes similares en plazos y características para la financiación del sector eléctrico. La incidencia sobre la tasa de retribución de la evolución de los tipos de cambio se repercutirá a lo largo de la vida media útil de las instalaciones y en función de la vida media de la financiación a largo plazo en los mercados financieros, cuyas características se adecuen a la naturaleza de las actividades del sector eléctrico. Dicha incidencia en su repercusión anual no podrá ser superior a la que se derive de la financiación del sector en los mercados nacionales.

A los efectos de la Orden de 19 de diciembre de 1988, sobre corrección de desviaciones en la determinación de la tarifa eléctrica de las Empresas gestoras del servicio, se tendrán en cuenta, además de las variaciones de los precios de los mercados establecidos en su apartado octavo, los indicados en los puntos anteriores.

3. A los efectos del cálculo del coste fijo estándar de generación reconocido para cada año de las instalaciones o parte de instalación objeto de intercambio, realizadas al amparo de la Ley 49/1984, de 26 de diciembre, y en virtud de lo dispuesto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 1538/1987, el coste reconocido para dichas instalaciones o parte de instalaciones para las Empresas compradoras, se afectará por un complemento de coste a cada una de las instalaciones o parte de instalaciones objeto de intercambio.

Dicho complemento deberá dar lugar a que la tasa interna de rentabilidad para las Empresas compradoras, calculada sobre la base de los valores de inversión homogeneizados, sea similar al resto de las instalaciones de generación no objeto de intercambio, no pudiendo ser en ningún caso superior al 16,6 por 100.

El citado complemento no afectará al coste derivado de las inversiones adicionales estándares ni a las inversiones extraordinarias reconocidas a partir del 31 de diciembre de 1992.

El coste unitario fijo para el ejercicio de 1992 para las Empresas integradas en subsistemas se establecerá en:

Para el conjunto de las instalaciones o parte de instalaciones objeto de intercambio adquiridas por las Empresas integradas en <Iberdrola, Sociedad Anónima>: 8,62 pesetas/KWh para una producción en 1992 de 6.316 GWh.

Para el conjunto de las instalaciones o parte de instalaciones objeto de intercambio adquiridas por <Compañía Sevillana de Electricidad, Sociedad Anónima>: 3,19 pesetas/KWh para una producción en 1992 de 1.713 GWh.

Para el conjunto de las instalaciones o parte de instalaciones objeto de intercambio adquiridas por <Hidroeléctrica del Cantábrico, Sociedad Anónima>: 10,65 pesetas/KWh para una producción en 1992 de 566 GWh.

El precio unitario fijo para el conjunto de las instalaciones o parte de instalaciones objeto de intercambio adquiridas por la Empresa productora no integrada en ningún subsistema, <Empresa Nacional de Electricidad, Sociedad Anónima>: 10,41 pesetas/KWh para una producción en 1992 de 11.357 GWh.

La fórmula de actualización será:

(FORMULA OMITIDA)

4. Se considerarán costes estándares de estructura diferenciados para las actividades de producción y distribución, definiéndose para cada actividad sus parámetros y fórmula de cálculo y actualización de acuerdo con las siguientes fórmulas:

Los costes de estructura para la actividad de producción se calcularán de la siguiente forma:

(FORMULA OMITIDA)

Este valor se fija en 86,7 pesetas/KW de 31 de diciembre de 1993.

Los costes de estructura para la actividad de distribución se calcularán de la siguiente forma:

(FORMULA OMITIDA)

Los costes unitarios de estructura serán actualizados con el índice general de precios al consumo del año correspondiente.

5. Los costes de gestión comercial serán de aplicación a los subsistemas por la distribución de su energía, estableciéndose los siguientes valores unitarios de coste estándar en pesetas de 31 de diciembre de 1993:

CNa: 3.650 pesetas/abonado.

CPc: 1.332 pesetas/KW potencia facturada a abonados en más de 1 KV.

Y:0,75.

Los valores anteriores sustituyen a los publicados en el anexo VI de la Orden de 22 de diciembre de 1988 por la que se establecen los costes estándares de distribución y su procedimiento de actualización, manteniéndose vigente la fórmula de cálculo allí desarrollada.

6. El coeficiente corrector a que se refiere el punto décimo de la Orden de 22 de diciembre de 1988, por el que pueden ser afectados los costes fijos estándares de las instalaciones de distribución a tensión inferior a 36 KV (Kd), pasa a ser sustituido por un complemento para la incentivación de las inversiones en distribución menores a 36 KV.

Para el cálculo de este complemento se tendrá en cuenta, además de la dispersión y las peculiaridades de los mercados de distribución, las inversiones en mejora de la calidad del servicio.

Este complemento podrá ser como máximo, en su conjunto, del 14 por 100 de los citados costes fijos anuales correspondientes a las instalaciones de menos de 36 KV y se repartirá de la siguiente forma:

Hasta un 10 por 100 de los costes fijos anuales correspondientes a las instalaciones de menos de 36 KV se destinará a compensar los mayores costes de distribución, consecuencia de la dispersión y las peculiaridades de los mercados de distribución.

Los criterios de afectación de este 10 por 100 serán:

La extensión en Km de línea de las instalaciones de distribución menores a 36 KV respecto a la energía circulada, ponderándose con un mínimo del 45 por 100.

Las inversiones históricas realizadas en tensiones menores a 36 KV respecto a la energía circulada en media y baja tensión, ponderándose con un mínimo del 15 por 100.

El flujo de inversiones en tensiones menores a 36 KVpor abonado, ponderándose con un mínimo del 20 por 100.

Hasta un 4 por 100 de los costes fijos anuales correspondientes a las instalaciones de menos de 36 KV se destinará a incentivar las inversiones en mejora de calidad del servicio en instalaciones menores a 36 KV, teniendo en cuenta los flujos de inversión en instalaciones de tensión menores a 36 KV en relación a la energía circulada en media y baja tensión.

7. Los costes reconocidos del contrato de suministro firmado por <Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima>, y E.D.F., que forman parte del coste derivado del intercambio de energía con el exterior del sistema, de acuerdo con el artículo 7., apartado 1, del Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, deberán reflejar los costes incurridos por <Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima>. Dichos costes estarán constituidos por una parte fija que incluirá los gastos financieros derivados de la financiación del contrato y una parte variable en función de la energía finalmente suministrada por E.D.F.

La energía procedente del contrato de suministro entre <Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima>, y E.D.F., se integrará en el Sistema Eléctrico Nacional, asignándose a cada subsistema proporcionalmente a su demanda en barras de central.

La demanda en barras de central que se considerará a los efectos del reparto anual será la correspondiente al período 1 de enero a 31 de diciembre del año inmediato anterior.

Dicha energía se considerará integrada en los respectivos subsistemas a los efectos del sistema de compensaciones e intercambios de energía entre subsistemas.

8. A los efectos de la consideración de las inversiones en instalaciones de generación, a que se refiere el artículo 5., apartado 2, del Real Decreto 1538/1987, como inversiones extraordinarias, será necesaria su aprobación como tal, con carácter previo a su realización por la Dirección General de la Energía.

Podrán tener la consideración de inversiones extraordinarias, a tales efectos, las siguientes:

a) Las derivadas de nueva normativa de seguridad establecida en las Ordenes sobre autorización de explotación de las instalaciones nucleares, o expresamente demandadas por el Consejo de Seguridad Nuclear, siempre que no obedezcan a conceptos de operación y mantenimiento, ni puedan considerarse como inversiones adicionales estándares.

b) Las derivadas de nueva normativa medioambiental establecida por el Gobierno, o reducción significativa de los límites máximos de emisiones establecidos en las autorizaciones de las instalaciones, de acuerdo con las directrices de planificación energética, siempre que no obedezcan a conceptos de operación y mantenimiento, ni puedan considerarse como inversiones adicionales estándares.

c) Las derivadas de la ampliación relevante de la potencia instalada de las instalaciones, siempre que su coste reconocido anual sea inferior al beneficio que se pretende obtener para el sistema, siendo retribuidas a lo largo de su nueva vida útil residual, y no obedezcan a conceptos de operación y mantenimiento, ni puedan considerarse como inversiones adicionales estándares. Dichas inversiones deberán corresponder a las directrices contenidas en el Plan Energético Nacional aprobado por el Gobierno.

d) Las inversiones en alargamiento de la vida útil de las instalaciones, siempre que su coste reconocido anual sea inferior al beneficio que se pretende obtener para el sistema, y no obedezcan a conceptos de operación y mantenimiento, ni puedan considerarse como inversiones adicionales estándares. Dichas ampliaciones deberán corresponder a las directrices contenidas en el Plan Energético Nacional aprobado por el Gobierno. La aprobación de la inversión llevará aparejada el establecimiento de una nueva vida útil residual para la instalación correspondiente.

e) La adaptación y repotenciación a gas de instalaciones cuyo combustible principal es el fuel o el gas, o su transformación a ciclo combinado a gas, siempre que cumplan lo establecido en los apartados c) y d) anteriores, que les sean de aplicación, y los siguientes requisitos:

1. Obtención de una mejora en los rendimientos de la instalación y/o en sus características de operación.

2. Alargamiento relevante de la vida residual de la instalación.

3. Mejora en la disponibilidad de la instalación.

4. Emplazamiento idóneo en relación a las redes de suministro de gas y/o del Sistema Eléctrico.

5. Condiciones en la contratación del gas natural acordes con las directrices de planificación energética y con su forma de utilización.

6. Mejoras relevantes en el impacto medioambiental.

7. Cumplimentación con lo previsto en las directrices contenidas en el Plan Energético 1991-2000, respecto a la potencia instalada correspondiente a repotenciación y adaptación a ciclo combinado y respecto a utilización del gas en el suministro eléctrico.

f) Grandes reparaciones y averías en elementos críticos de la instalación que conlleven el reemplazamiento de elementos que no han agotado su vida útil, siempre y cuando el coste reconocido anual sea inferior al beneficio que se pretende obtener para el sistema y que dichas inversiones no obedezcan a conceptos de operación y mantenimiento, ni puedan considerarse como inversiones adicionales estándares.

El plazo máximo para resolver la aprobación previa a que se hace referencia en el párrafo primero será de seis meses, considerándose desestimada la solicitud deinversión extraordinaria si no se resolviese favorablemente antes de dicho plazo.

9. Los costes estándares de operación y mantenimiento de las centrales cuyo combustible principal es el fuel-gas, dado el uso intensivo futuro que de estas instalaciones prevé el Plan Energético Nacional 1991-2000, se establecen en las tres clases siguientes:

Clase a: Instalaciones cuyo tipo de combustible principal es el gas o el fuel cuyo régimen de funcionamiento permita su acoplamiento al sistema con menos de cuarenta y ocho horas de preaviso por parte de <Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima>.

Clase b: Instalaciones cuyo tipo de combustible principal es el fuel o el gas cuyo régimen de funcionamiento no permita su acoplamiento con menos de cuarenta y ocho horas de preaviso por parte de <Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima>.

Clase c: Instalaciones repotenciadas o adaptadas a ciclo combinado a gas.

Los costes de operación y mantenimiento se establecen en:

Kfz - Kvz

CLASE A: 1.750 ; 194(PTA 31-12-1987) CLASE B: 1.460 ; 194(PTA 31-12-1987) CLASE C: 1.546 ; 450(PTA 31-12-1987) (Kfz miles de pesetas por MW y Kvz en pesetas por MWh.)

Las fórmulas para el cálculo de los costes de operación y mantenimiento, así como el procedimiento de actualización de los mismos es el descrito en el anexo II, punto 1, de la Orden de 29 de diciembre de 1987 por la que se determinan los costes estándares de operación y mantenimiento, de estructura y de capital circulante necesarios para el suministro de energía eléctrica y sus procedimientos de actualización.

10. La retribución anual reconocida a ENDESA, como Empresa productora no integrada en ningún subsistema, a los efectos del cálculo del precio unitario fijo estará constituida por el coste estándar de sus instalaciones más el complemento definido en el artículo 3.de la presente Orden correspondiente a las instalaciones intercambiadas.

DISPOSICIONES FINALES

Primera.-La presente Orden será de aplicación para todo el ejercicio 1993 y siguientes.

Segunda.-La Dirección General de la Energía queda facultada para dictar cuantas disposiciones sean necesarias para el cumplimiento de la presente Orden.

DISPOSICION DEROGATORIA

Primera.-Queda derogado el punto 6 de la Orden de 29 de diciembre de 1987 por el que se establecen los valores estándares brutos y netos y vida útil de las instalaciones de generación que hayan entrado en explotación antes del 31 de diciembre de 1987, procedimiento para su actualización y régimen aplicable a la Empresa Nacional de Electricidad, por el que se establecen los índices de actualización de cada instalación. Queda igualmente derogado el punto 2 del anexo VI de la anterior Orden por el que se establece el régimen aplicable a la <Empresa Nacional de Electricidad, Sociedad Anónima>.

Segunda.-Queda derogado el punto octavo de la Orden de 22 de diciembre de 1988 por la que se establecen costes estándares de distribución y procedimiento para su actualización.

Tercera.-Quedan derogados el punto 2 del anexo Iy el punto 2 del anexo II de la Orden de 29 de diciembre de 1987 por la que se determinan los costes estándares de operación y mantenimiento, de estructura y de capital circulante necesarios para el suministro de energía eléctrica y sus procedimientos de actualización.

Cuarta.-Quedan derogadas cualesquiera otras disposiciones de igual o menor rango en cuanto se opongan a lo dispuesto en la presente Orden.

Lo que comunico a V. I. para su conocimiento y efectos.

Madrid, 3 de diciembre de 1993.

EGUIAGARAY UCELAY

Ilma. Sra. Directora general de la Energía.