Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

I

Los mercados energéticos nacionales e internacionales de todo el mundo se están viendo sometidos en los últimos meses a las mayores tensiones de abastecimiento y precios de las últimas décadas.

Esta situación se explica como el resultado acumulativo de un conjunto de circunstancias que encuentran su origen en el proceso de recuperación de la actividad económica mundial tras la superación de la crisis sanitaria ocasionada por la COVID-19, que trajo consigo una evidente ralentización de las inversiones en todos los sectores económicos. Una vez iniciado el fenómeno de recuperación económica mundial, reforzado en el ámbito europeo por la articulación y despliegue de los fondos Next Generation UE, tuvo lugar un fuerte desequilibrio de la oferta y la demanda a consecuencia de una recuperación global más rápida de lo esperado que no ha sido acompasada con los mismos niveles de producción, afectando a todas las cadenas de valor y de suministro globales, y con especial impacto en el ámbito energético, con un incremento sustancial de la cotización de todos los precios de los combustibles fósiles en la segunda mitad del año 2021.

A la situación anterior se han sumado en los últimos meses las importantes consecuencias derivadas de la invasión de Ucrania por parte de Rusia. Este conflicto, que supone una profunda crisis social y humanitaria a nivel europeo, tiene también una importante dimensión en términos energéticos que está llevando al límite la capacidad de resiliencia de los países europeos. En este sentido, es conocido el elevado grado de dependencia europea de los combustibles fósiles importados de Rusia, en especial la de los países centroeuropeos con respecto al abastecimiento de gas natural.

La respuesta europea a la agresión injustificada a Ucrania está siendo unánime e indubitada, con un rotundo paquete de sanciones que están siendo dirigidas desde el seno de las instituciones europeas, y con un ambicioso plan de reducción de las importaciones del petróleo y gas ruso que contribuirán a reducir la dependencia del país invasor, dificultando la financiación de esa guerra injustificada.

Las decisiones anteriores, si bien absolutamente imprescindibles, traen consigo, por un lado, ciertos riesgos de abastecimiento de determinados combustibles fósiles, principalmente para aquellos países con una mayor dependencia de las importaciones rusas, y, por otro, y de manera generalizada, suponen un nuevo factor de presión que contribuye a reforzar la escalada de precios energéticos que tuvieron su inicio ya en 2021.

Como consecuencia de todo lo anterior, la cotización de los combustibles fósiles ha alcanzado unos niveles nunca antes observados en los princípiales hubs de negociación tanto nacional como internacionales. Así, en el caso del gas natural en el ámbito ibérico, la media de cotizaciones del producto D+1 en el punto virtual de balance –PVB– en los primeros cuatro meses del año 2022 se ha situado en 95,98 €/MWh, un valor nueve veces superior a la media de cotización de dicho producto durante en el año 2020, y dos veces superior al considerado en el año 2021. El 8 de marzo de 2022, el producto negociado D+1 se situó en 241,36 €/MWh, un valor que ha supuesto un récord histórico que ha tenido su reflejo en los restantes parques de negociación europeos homólogos.

En relación con el sector eléctrico, este no ha estado exento de los profundos impactos sobre el nivel de precios provocado por las anteriores circunstancias.

Así, a pesar de que el mix energético español incorpora una participación limitada de las instalaciones que emplean combustibles fósiles como fuente de producción de la electricidad, con un hueco térmico que es, además, decreciente, conforme la entrada de nuevas tecnologías renovables suponen una sustitución de la producción convencional por estas tecnologías verdes, el precio mayorista de la electricidad ha sufrido un efecto contagio del precio del gas natural que ha llevado a la electricidad a situarse en los mayores precios desde la creación del mercado ibérico de la electricidad, MIBEL.

A modo de ilustración, frente al precio medio de la electricidad de 2019, que se situó en 47,68 €/MWh, el precio medio mayorista en 2021 alcanzó el valor de 111,90 €/MWh. En los cuatro primeros meses del año 2022, el valor medio del precio marginal de casación en España se ha situado en 219,19 €/MWh, un valor varios órdenes de magnitud superior a los experimentados en los años anteriores.

En este contexto de precios elevados, el Gobierno ha impulsado un conjunto de medidas que han tratado de paliar y revertir la situación antes descrita, y de entre las que cabe destacar las contenidas en el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, un ambicioso paquete normativo que ha tratado de abordar de una perspectiva omnicomprensiva los devastadores efectos de la guerra en todos los ámbitos sociales y económicos.

II

La situación de los precios mayoristas de la electricidad antes mencionada ha supuesto, asimismo, el inicio de un debate a nivel europeo entorno al diseño de los mercados eléctricos. Un debate que ha sido liderado en buena medida por el Gobierno español, y que ha contado con un apoyo creciente de los países europeos de nuestro entorno. Y es que, si bien el incremento de los precios de los combustibles fósiles responde en exclusiva a una tensión provocada por la inestabilidad del abastecimiento en el plano internacional, dada la elevada dependencia de los combustibles importados de terceros países, la situación de los mercados eléctricos no puede ignorar que, en buena medida, este es también un problema de diseño regulatorio.

En este sentido, la configuración de un mercado marginalista en el sector eléctrico ha traído consigo importantes beneficios a los que todos los agentes del mercado, tanto productores como consumidores, han podido acceder. La existencia de dicho esquema de mercado ha fomentado de manera evidente la entrada de nueva generación renovable, que ha favorecido la sustitución paulatina de la producción convencional, contribuyendo a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y, por tanto, permitiendo el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de política climática contraídos por el Reino de España.

Sin embargo, a pesar de que la contribución de las tecnologías de producción de origen fósil ha ido perdiendo de manera paulatina su histórica cuota de producción dentro del mix eléctrico nacional, la necesidad de seguir contando con esta potencia de generación firme y flexible ha supuesto que la señal de precios de la electricidad no haya podido capturar de forma plena los beneficios procedentes de la considerable entrada de producción renovable en los últimos años. De hecho, el precio de la electricidad se ha seguido manteniendo estrechamente correlacionado con la evolución de los precios de cotización del gas natural, observándose las mismas fluctuaciones y tensiones en ambos mercados.

Este es un debate que no ha sido ignorado por las instituciones europeas. Desde el inicio de la escalada de precios a mediados de 2021, la Comisión Europea y la Agencia Europea de Reguladores (ACER), han publicado sucesivos informes y comunicaciones en los que se han hecho eco de esta circunstancia; un problema que es europeo y que, como tal, necesariamente habrá de abordarse desde una perspectiva conjunta comunitaria.

Entre ellos, cabe destacar la Comunicación de la Comisión RepowerEU: acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible, del pasado 8 de marzo, en el que se anunciaba que la Comisión estudiaría todas las opciones posibles para aplicar medidas de emergencia que limiten el efecto de contagio de los precios del gas en los precios de la electricidad, como el establecimiento de límites temporales de precios. Así, en su posterior comunicación de 22 de marzo, sobre seguridad de suministro y precios energéticos asequibles, la Comisión incluye entre las alternativas de actuación analizadas la posibilidad de establecer limitaciones en los precios de los generadores que utilizan combustibles fósiles, como una vía de abordar los altos precios y la volatilidad del mercado mayorista.

Más recientemente, el informe de ACER sobre el diseño del mercado mayorista de electricidad de la UE, de fecha 29 de abril de 2022, si bien no propone un cambio radical respecto del diseño marginalista del mercado, sí esboza algunas consideraciones relevantes sobre la necesidad de introducir liquidez en los mercados a plazo y fomentar la proliferación de instrumentos de cobertura que permitan a los consumidores finales.

A la situación general antes descrita, debe sumársele la excepcionalidad que supone la situación de España y Portugal como isla energética, dada la reducida capacidad de interconexión de la península ibérica con el resto de Europa. Esta excepcionalidad ha quedado constatada y reflejada en el Consejo Europeo celebrado los días 24 y 25 de marzo, donde se reconoce en sus conclusiones la singularidad del mercado ibérico, con un bajo nivel de interconexión, y el mandato para que la Comisión Europea analice de manera urgente la compatibilidad con los Tratados y la normativa de mercado interior de medidas temporales que los Estados miembro puedan adoptar con el objetivo de mitigar el impacto del precio de los combustibles fósiles en la generación de electricidad.

Así pues, la medida contenida en este real decreto-ley emana de la reflexión sobre los mercados energéticos que se ha venido realizando en la Unión Europea en los últimos meses y tiene un acomodo y reflejo en los acuerdos políticos y mandatos adoptados por los Jefes de Estado y de Gobierno de la Unión en su reunión del 24 y 25 de marzo.

Cabe también señalar que desde esta fecha se viene trabajando estrechamente con los servicios técnicos de la Comisión Europea para que el mecanismo presentado en este real decreto-ley sea plenamente compatible con la normativa comunitaria y por lo tanto pueda ser aprobado formalmente por la Comisión. Esta aprobación formal del mecanismo por la Comisión Europea, que se espera obtener muy pronto, marcará la fecha de inicio de este mecanismo tal y como se indica en la disposición final décima.

III

Este real decreto-ley desarrolla un mecanismo temporal que limita el impacto que la escalada de precios del gas natural está teniendo en el mercado mayorista de electricidad, como consecuencia del diseño marginalista del mismo, que determina que el precio de toda la electricidad es fijado por la última unidad de generación necesaria para abastecer la demanda en cada hora, siendo el gas natural la tecnología que con mayor frecuencia actúa como tecnología marginal.

La medida se configura como un mecanismo de ajuste del coste producción de las tecnologías fósiles marginales, que tiene como efecto una reducción equivalente a dicho ajuste en las ofertas que dichas tecnologías realizan en el mercado, con la consiguiente reducción de precio de casación del mercado. Las cantidades correspondientes a dicho ajuste son financiadas por aquellos consumidores que se benefician de la referida reducción, resultando en cualquier caso un precio final inferior al que se daría en ausencia de la medida. El mecanismo se encontrará en vigor durante un periodo de 12 meses.

Debido a la integración de los mercados eléctricos de España y Portugal en el Mercado Ibérico de Electricidad, MIBEL, el mecanismo de ajuste se adopta de manera simultánea y coordinada en la Península Ibérica, garantizando así la integración y eficiencia de este mercado regional.

El valor del ajuste a las centrales marginales fósiles, único para todas ellas, se establece como la diferencia entre un precio de referencia del gas, y el precio efectivo del mercado spot de gas natural en cada día. De esta manera, estas centrales recuperan todos sus costes –como hasta ahora– sin alterar el orden de mérito del mercado. La medida no implica en modo alguno un incentivo, sobre-retribución o subvención de estas tecnologías, por lo que tampoco mejora su competitividad con relación a otros usos de estos combustibles ni incentiva un mayor consumo de éstos. A su vez, el ajuste sigue permitiendo unos precios de mercado suficientes para que las tecnologías inframarginales puedan recuperar sus inversiones y siga atrayendo nueva generación renovable, más eficiente y competitiva.

El precio de referencia del gas que se establece en el mecanismo será variable, comenzando por un valor de 40 €/MWh durante los seis primeros meses e incrementándose en escalones mensuales sucesivos de 5 €/MWh hasta alcanzar un valor de 70 €/MWh en el último mes. De esta manera se procederá a una salida gradual y escalonada de la medida que permitirá a los agentes adaptarse al escenario en el que el mecanismo deje de ser de aplicación.

Por el lado de la demanda, el coste total del ajuste a las tecnologías marginales se repartirá entre aquella parte de la demanda ibérica que se beneficiará directamente del mismo, bien porque adquiere la energía a un precio directamente referenciado al valor del mercado mayorista o bien por que ha firmado o renovado un contrato teniendo ya en cuenta el efecto beneficioso del mecanismo sobre los precios mayoristas. Así, se configura un sistema de exención del pago del ajuste a las centrales marginales a aquella energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo. Los agentes titulares de dichas coberturas podrán presentar ante las autoridades correspondientes las coberturas debidamente registradas, lo que les permitirá resultar exentos de dicho coste por dicha porción de energía. Este esquema asegura que los consumidores indexados al precio del spot mayorista se podrán beneficiar de la medida (ya que la suma del nuevo precio de casación marginal más el coste variabilizado del ajuste será menor que el contrafactual en ausencia de medida) al tiempo que, aquellos consumidores cubiertos con instrumentos de hedging no se ven afectados por el citado mecanismo de ajuste. Conforme se vaya produciendo el vencimiento o renovación de las coberturas antes mencionadas, la nueva energía que aflore sí pasará a soportar el coste del ajuste, de conformidad con las especificidades del diseño regulado en este real decreto-ley.

Asimismo, otro elemento novedoso del mecanismo es el uso de las rentas de congestión adicionales que afloren en la interconexión entre España y Francia para minorar el coste total del ajuste mencionado anteriormente. En particular, la implementación del mecanismo de ajuste articulado en este real decreto-ley, traerá consigo una importante reducción del precio de casación marginal en la zona de precio tanto española como portuguesa, lo que traerá principalmente dos efectos: un incremento del flujo exportador en la frontera entre España y Francia, y un incremento de la diferencia de precio entre la zona de precio española y la francesa. En tanto este efecto es el resultado directo de la implementación de dicho mecanismo, se ha habilitado una vía excepcional para poder hacer un uso de las rentas de congestión adicionales en dicha interconexión (rentas de congestión que son proporcionales tanto al a energía de frontera como la diferencia de precio) en la minoración del coste total del mecanismo de ajuste.

Por las razones referidas, el mecanismo es plenamente respetuoso con los principios del mercado interior de la energía, no distorsionará el comercio interior de electricidad y contribuirá a la descarbonizacion de la economía a través unos precios de la electricidad más razonables que incentiven la electrificación renovable de los usos finales energéticos.

El mecanismo de ajuste entrará en vigor al mismo tiempo que el resto del contenido de la norma, si bien su aplicación efectiva se producirá una vez que la Comisión Europea haya resuelto sobre su pleno ajuste al derecho comunitario, en los términos recogidos en las propias conclusiones del Consejo Europeo.

IV

Una de las condiciones para la aprobación del mecanismo por parte de la Comisión Europea es la reforma del actual precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC). Así, el mecanismo de ajuste se configura como una medida extraordinaria mientras se realiza esta reforma y esta entra en vigor de forma efectiva, lo que no es inmediato.

La subida de precios del mercado diario e intradiario y su alta volatilidad han perjudicado especialmente a los pequeños consumidores domésticos con potencia contratada menor o igual 10 kW, que se encuentra acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor, entre los que se encuentran los consumidores vulnerables con derecho a la aplicación del bono social.

Esta traslación directa de la volatilidad y del elevado precio del mercado diario e intradiario al PVPC se debe a que la metodología para establecer el coste de la energía emplea exclusivamente el precio del mercado diario e intradiario en cada hora.

Con el objetivo de reducir la volatilidad del precio voluntario para el pequeño consumidor, este real decreto-ley también establece el mandato de realizar las modificaciones necesarias en la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando una componente de precio basada en una cesta de productos de mercados a plazo –anuales, trimestrales y mensuales– y una componente de precio del mercado diario e intradiario de tal forma que la nueva fórmula de fijación del coste de la energía del PVPC pueda empezar a aplicarse a principios de 2023.

Esta medida orientará la estrategia de compra de energía de las comercializadoras de referencia, induciendo una mayor propensión a la participación en los mercados a plazo para adquirir la energía de sus clientes. Por tanto, fomentará la liquidez de los mercados a plazo ibéricos por el lado de los compradores.

Tradicionalmente los mercados a plazo en la Península Ibérica, tanto organizados como no organizados, no han tenido una elevada liquidez. Una de las razones de esta situación es que las instalaciones de tecnologías renovables, cogeneración y residuos acogidas al régimen retributivo específico (RECORE), que aportan aproximadamente el 38 % de la demanda eléctrica, establecen estrategias de venta de su producción en el mercado diario e intradiario sin participar en los mercados a plazo. Este comportamiento se debe a la configuración del mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que desincentiva la venta de energía en los mercados a plazo, ya que cubre el riesgo de desviaciones en el precio de mercado diario e intradiario. Por esta razón, el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, ha modificado este mecanismo con el objetivo de que se incentive la exposición de la energía del RECORE a los mercados a plazo.

Por otro lado, la falta de liquidez en los mercados a plazo se está viendo agravada por la extensión en el tiempo de la guerra de Ucrania y el actual contexto de incertidumbre, altos precios y volatilidad en los mercados energéticos, que encarecen el coste de las garantías iniciales y dinámicas exigidas en las contrataciones a plazo e incorporan una prima de riesgo adicional.

Esta situación hace necesaria y urgente la adopción de medidas adicionales a las ya adoptadas, que fomenten la liquidez de los mercados a plazo también por el lado de los vendedores en aquellos productos y horizontes temporales en los que aumentará la demanda debido a las adquisiciones de las comercializadoras de referencia.

Para ello se incorpora al mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado que será de aplicación para la energía RECORE generada en el año 2023 y posteriores, referencias a productos de mercados a plazo-anuales, trimestrales y mensuales.

Para cada año del semiperiodo regulatorio se establecerán, reglamentariamente, los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos que se consideran en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, de forma que sean coherentes con los coeficientes de ponderación utilizados en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor. Para el primer ejercicio de aplicación, el año 2023, se establecen los valores de los coeficientes de ponderación de los distintos productos y se fija el periodo a considerar para calcular el precio medio del futuro anual, para permitir que las instalaciones afectadas dispongan del tiempo suficiente para adoptar las decisiones pertinentes en relación con su estrategia de venta de energía.

El mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se aplica en las actualizaciones de los parámetros retributivos del régimen retributivo específico, que se llevan a cabo en cada semiperiodo regulatorio, de 3 años y en cada periodo regulatorio, de 6 años. El artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, prevé que la actualización de los parámetros retributivos del periodo regulatorio se realizará antes de comenzar este, entendiéndose prorrogados en caso contrario. La introducción de precios de mercados a plazo en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, hace necesario retrasar la fecha límite para la actualización de los parámetros retributivos en cada periodo regulatorio, al objeto de disponer de la información relativa a los precios de los mercados de futuros utilizados.

Esta medida se considera de extraordinaria y urgente necesidad, ya que está vinculada a la autorización del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en este mismo real decreto-ley. Además, está dirigida a reducir la volatilidad y el precio final de la energía de los consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor, en un contexto de altos precios de la energía y elevada incertidumbre respecto a su duración e intensidad, a través de la modificación de la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor y del fomento de la liquidez en los mercados de energía a plazo.

V

Por otro lado, se aborda la modificación de la Ley 12/2009, de 30 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protección subsidiaria mediante real decreto-ley porque resulta imprescindible que la reforma entre en vigor lo antes posible y se trata de una regulación que solo puede hacerse mediante una norma con rango de ley.

La medida recoge una modificación de extraordinaria y urgente necesidad para poder poner en marcha el sistema de acción concertada previsto en el Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protección internacional.

La reforma del sistema de acogida es uno de los hitos establecidos en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), el cual ha sido evaluado favorablemente por la Comisión Europea el 16 de junio de 2021 y cuya aprobación definitiva fue ratificada mediante Decisión de Ejecución por el Consejo Europeo el 13 de julio de 2021. Se trata del hito 317 del anexo de la mencionada Decisión del Consejo y constituye la Reforma 4 del Componente 22 (Plan de choque para la economía de los cuidados y refuerzo de las políticas de inclusión). Con la aprobación del Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protección internacional se dio cumplimiento en tiempo y forma al hito en cuestión. No obstante, resulta necesario para garantizar la efectiva puesta en marcha del nuevo sistema de acogida la aprobación de esta modificación.

Además, la justificación de la extraordinaria y urgente necesidad no se deriva sólo de los compromisos derivados del PRTR, sino que la reciente guerra en Ucrania y el compromiso que España ha adquirido como Estado en la acogida de refugiados ucranianos hace necesario que el nuevo sistema de acogida de solicitantes y beneficiarios de protección internacional y su gestión esté en vigor lo antes posible. Así, las disposiciones recogidas en el Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, podrán ser aplicables a los refugiados ucranianos.

La gestión del nuevo modelo se articula mediante la acción concertada que desarrolla el título V del Reglamento. Se trata de un nuevo modelo con el que se busca superar algunas de las limitaciones del actual sistema de subvenciones, estableciendo un vínculo más estrecho con las entidades, promoviendo una visión plurianual del sistema e incrementando su estabilidad y previsibilidad, así como reduciendo la carga administrativa y facilitando la evaluación efectiva.

Para poner en marcha este nuevo modelo, es necesaria la habilitación legal que establezca la posibilidad de anticipar una parte de la retribución a las entidades que colaboren con la Administración, con el fin de facilitar la actividad objeto del concierto. Dichos pagos supondrán entregas de fondos con carácter previo a la justificación, como financiación necesaria para poder llevar a cabo las actuaciones.

Dicha posibilidad constituye una práctica habitual en el sistema actual de subvenciones que lleva a cabo la Secretaría de Estado de Migraciones del Ministerio de Inclusión, Seguridad Social y Migraciones, de conformidad con lo previsto en la Ley 38/2003, de 17 de noviembre, General de Subvenciones, y es un componente necesario para apoyar a las entidades que realizan la labor social de atención y acogida de personas migrantes y solicitantes de protección internacional, especialmente las más pequeñas.

Además, ante las dudas que puedan surgir en la interpretación del Real Decreto 220/2022, de 29 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento por el que se regula el sistema de acogida en materia de protección internacional, se clarifica que la acción concertada se podrá desarrollar en inmuebles de propiedad tanto pública como privada, siempre que se acredite un derecho al uso por un período no inferior al de vigencia de la autorización de acción concertada. Asimismo, se introduce que, en situaciones de necesidad y siempre que concurran razones de interés público, el derecho de uso podrá ser inferior al de la duración de la autorización.

Por su parte, el South Summit se ha erigido en una plataforma global de innovación y emprendimiento que genera conexiones de alto valor para todos los actores del ecosistema y sectores económicos, con un potencial de crecimiento e impacto social muy relevante. En efecto, se trata de una plataforma de innovación abierta que conecta startups, corporaciones e inversores para generar oportunidades de negocio, considerando este ámbito como motor clave del desarrollo económico de esta nueva era. Además, la edición de 2022 resulta especialmente relevante ya que se celebra el décimo aniversario del evento. Con motivo de este aniversario, la entidad está diversificando sus actuaciones a nivel internacional con la organización de diversos eventos.

En esta misma línea, 2022 es un año clave para la política del Gobierno de España en materia de emprendimiento. Esto se debe a numerosos motivos, siendo quizás el más relevante que el proyecto de Ley de Fomento del Ecosistema de Empresas Emergentes (conocido como Ley de Startups) se encuentra en estos momentos en trámite parlamentario, debiendo aprobarse este mismo año. Por lo tanto, resulta de especial interés para el Gobierno apoyar eventos de la índole del South Summit, ya que se podrá aprovechar como un ecosistema de colaboración público-privada, generador de ideas y que alimente la fase final del proceso de elaboración de la norma, garantizándose así una mayor repercusión. También puede aprovecharse como una plataforma de difusión de las demás políticas del Gobierno en materia de emprendimiento, entre las que pueden citarse el Fondo Next Tech, la Línea Enisa Emprendedoras Digitales o INCIBE Emprende.

Para poder maximizar este apoyo y la financiación del evento, los mecenas del South Summit 2022 deben poder acogerse a los beneficios fiscales previstos en la Ley 49/2002, de 23 de diciembre, de régimen fiscal de las entidades sin fines lucrativos y de los incentivos fiscales al mecenazgo. Para ello, resulta imprescindible aprobar la declaración del «South Summit 2022-2024» como acontecimiento de excepcional interés público en la disposición adicional sexta con norma de rango de ley y con carácter urgente, y con carácter previo a la celebración del evento. Por tanto, teniendo en cuenta que dicha celebración se va a producir los días 8, 9 y 10 de junio de este año en España, es necesario aprobar esta medida mediante real decreto-ley.

VI

El artículo 86 de la Constitución permite al Gobierno dictar decretos-leyes «en caso de extraordinaria y urgente necesidad», siempre que no afecten al ordenamiento de las instituciones básicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el título I de la Constitución, al régimen de las comunidades autónomas ni al Derecho electoral general.

El real decreto-ley constituye un instrumento constitucionalmente lícito, siempre que, tal como reiteradamente ha exigido el Tribunal Constitucional (sentencias 6/1983, de 4 de febrero, FJ 5; 11/2002, de 17 de enero, FJ 4, 137/2003, de 3 de julio, FJ 3, y 189/2005, de 7 julio, FJ 3; 68/2007, FJ 10, y 137/2011, FJ 7), el fin que justifica la legislación de urgencia sea subvenir a una situación concreta, dentro de los objetivos gubernamentales, que por razones difíciles de prever requiere una acción normativa inmediata en un plazo más breve que el requerido por la vía normal o por el procedimiento de urgencia para la tramitación parlamentaria de las leyes, máxime cuando la determinación de dicho procedimiento no depende del Gobierno.

Debe quedar, por tanto, acreditada «la existencia de una necesaria conexión entre la situación de urgencia definida y la medida concreta adoptada para subvenir a ella (SSTC 29/1982, de 31 de mayo, FJ 3; 182/1997, de 20 de octubre, FJ 3, y 137/2003, de 3 de julio, FJ 4).

A tal fin se reitera la extraordinaria coyuntura de precios observada en los mercados mayoristas de electricidad, que trae causa del encarecimiento sin precedentes de la cotización del gas natural en los mercados internacionales, y su impacto sistémico en la economía ampliamente expuesta en este preámbulo.

Un aspecto imprescindible a destacar es la temporalidad del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. Así, el plazo máximo de 12 meses queda circunscrito, en primer lugar, al régimen de excepcionalidad ocasionado por el alza de los precios energéticos, que traen causa en última instancia de la invasión de Ucrania por la Federación de Rusia.

Por último, las medidas sobre las reformas en materia de asilo y de fomento del mecenazgo quedan justificadas en el apartado VI anterior.

En consecuencia, la extraordinaria y urgente necesidad de aprobar este real decreto-ley se inscribe en el criterio político o de oportunidad que corresponde al Gobierno en cuanto órgano de dirección política del Estado, y esta decisión, sin duda, supone una ordenación de prioridades políticas de actuación, centradas en el cumplimiento de la seguridad jurídica y la garantía de precios justos y competitivos a los ciudadanos y las empresas.

Asimismo, se destaca que este real decreto-ley no afecta al ordenamiento de las instituciones básicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el título I de la Constitución, al régimen de las comunidades autónomas ni al Derecho electoral general.

Por todo lo expuesto, concurren de esta forma las circunstancias de «extraordinaria y urgente necesidad» que constituyen el presupuesto habilitante exigido al Gobierno por el artículo 86.1 de la Constitución para dictar reales decretos-leyes.

VII

Este real decreto-ley se adecua a los principios de buena regulación previstos en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, en particular, a los principios de necesidad, eficacia, proporcionalidad, seguridad jurídica, transparencia y eficiencia.

Así, atendiendo a los principios de necesidad y eficacia, existe un claro y evidente interés general que sustenta la medida que se aprueba en la norma, siendo así el real decreto-ley el instrumento más inmediato y eficaz para garantizar su consecución. Se respeta asimismo el principio de proporcionalidad, dado que contiene la regulación meramente imprescindible para la consecución de los objetivos previamente mencionados.

A su vez, la norma resulta coherente con el vigente ordenamiento jurídico, ajustándose, por ello, al principio de seguridad jurídica. Y, por último, en cuanto al principio de transparencia, esta norma, si bien está exenta de los trámites de consulta pública, audiencia e información pública por tratarse de un decreto-ley, tal y como autoriza el artículo 26.11 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, define claramente sus objetivos, reflejados tanto en su parte expositiva como en la Memoria que lo acompaña. Por último, en relación con el principio de eficiencia, en este real decreto-ley se ha procurado que la norma genere las menores cargas administrativas para los ciudadanos.

El presente real decreto-ley se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuyen al Estado la competencia en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y de bases del régimen minero y energético, respectivamente, a excepción de la disposición adicional sexta, que se dicta al amparo de lo previsto en el artículo 149.1.14.ª de la Constitución que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de Hacienda general y de la disposición final séptima, que se dicta al amparo de lo dispuesto por el artículo 149.1.2.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de derecho de asilo.

En su virtud, haciendo uso de la autorización contenida en el artículo 86 de la Constitución Española, a propuesta de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, de la Ministra de Hacienda y Función Pública, de la Ministra de Asuntos Económicos y Transformación Digital y del Ministro de Inclusión, Seguridad Social y Migraciones, y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 13 de mayo de 2022,

DISPONGO:

Artículo 1. Mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

1. Con la finalidad de lograr una reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, se establece un mecanismo de ajuste de los costes incurridos por las instalaciones a que hace referencia el artículo 2, en una cuantía proporcional a la internalización del mayor coste de aprovisionamiento de los combustibles fósiles empleados por dichas instalaciones en la producción de electricidad.

2. El mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley resultará de aplicación a partir de la fecha que se determine en la Orden por la que se publique en el “Boletín Oficial del Estado” la Autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea prevista en la disposición final primera y hasta el 31 de diciembre de 2023.

Se modifica el apartado 2 por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo. Ref. BOE-A-2023-7937#df

Se modifica el apartado 2 por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo. Ref. BOE-A-2023-7937#df

Artículo 2. Ámbito de aplicación.

1. El mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en este real decreto-ley será de aplicación a las siguientes instalaciones de producción en territorio peninsular que estén dadas de alta en el mercado en el día en que se produce la casación del mercado diario:

a) Instalaciones de producción de energía eléctrica correspondientes a centrales de ciclo combinado de gas natural.

b) Instalaciones de producción correspondientes a tecnologías de generación convencional que utilicen carbón como combustible.

c) Instalaciones de producción de energía eléctrica pertenecientes al grupo a.1 del artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, y las acogidas a la disposición transitoria primera del mismo que hubieran estado acogidas a la disposición adicional sexta.2 y la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, siempre que estas no cuenten con ningún marco retributivo de los regulados en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, así como las instalaciones de cogeneración que utilicen gas natural como energía primaria y que estén acogidas a la modalidad general de régimen remuneratorio, en los términos previsto en el artículo 4.º-B del Decreto-Ley n.º 23/2010, de 25 de marzo ("Diário da República" n.º 59/2010, Série I, de 25 de marzo de 2010).

2. Los titulares de instalaciones del apartado 1 de este artículo que nominen la ejecución de contratos bilaterales con entrega física con dichas instalaciones no percibirán el ajuste a que se refiere el artículo 3 por la energía declarada en el contrato bilateral, resultando de aplicación el mecanismo de ajuste previsto en este real decreto-ley únicamente sobre aquella energía negociada en unidades de oferta de venta de energía ante el operador del mercado, todo ello sin perjuicio de los criterios que resultan de aplicación a los mercados intradiarios y que se apliquen en los servicios de ajuste de España de conformidad con lo establecido en este real decreto-ley.

Se modifica el apartado 1 por el art. 16 del Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2022-22685#a1-8

Se modifica el apartado 1 por el art. 16 del Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2022-22685#a1-8

Artículo 3. Determinación de la cuantía unitaria del ajuste.

1. Para las instalaciones de generación de energía eléctrica a que hace referencia el artículo 2.1, se calculará la cuantía unitaria diaria de ajuste expresada en €/MWh, por unidad de producción de energía eléctrica, conforme a la siguiente fórmula:

donde:

Yi es la cuantía unitaria diaria del ajuste, en €/MWh, correspondiente a la instalación i-ésima, redondeado a euros con dos decimales.

PGN es el precio del gas natural, en €/MWh. Se determinará como el precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si se aplica) con entrega al día siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS). La metodología de obtención del precio PGN se podrá modificar mediante resolución de la Secretaría de Estado de Energía.

PRGN es el precio de referencia del gas natural, en €/MWh, que tomará inicialmente el valor de 40 €/MWh.

A partir del mes de enero de 2023, y hasta el fin de la vigencia del mecanismo de ajuste conforme a lo establecido en el artículo 1, el precio de referencia del gas natural tomará los siguientes valores mensuales:

Si el precio del gas natural (PGN) en un determinado horizonte de programación es inferior al precio de referencia del gas natural (PRGN), el importe de la cuantía unitaria diaria del ajuste, Yi, será nulo en el referido horizonte de programación.

A estos efectos, MIBGAS, facilitará al operador del mercado eléctrico y a los operadores del sistema el precio de gas natural PGN a aplicar el día D antes de las 9:45 del día D-1.

2. Antes de las 10:00 horas del día D-1, se publicará en el sistema de información del operador del mercado de electricidad el precio de gas aplicable para realizar el cálculo a que se refiere el apartado 1 de este artículo, así como el valor de la cuantía unitaria diaria del ajuste, Yi. El operador del mercado comunicará por medios automatizados a tal efecto a los operadores del sistema dichos valores.

Se modifica el apartado 1 por la disposición final 1.2 del Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo. Ref. BOE-A-2023-7937#df

Se modifica el apartado 1 por la disposición final 1.2 del Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo. Ref. BOE-A-2023-7937#df

Artículo 4. Participación en el mercado de las instalaciones de producción con derecho al mecanismo de ajuste.

1. Para poder recibir el ajuste, una unidad de oferta y su unidad de programación correspondiente podrá asociar únicamente una instalación con derecho al ajuste. En el caso de las instalaciones de producción correspondientes a tecnología de cogeneración referidas en el artículo 2.1.c) la unidad de oferta y su unidad de programación correspondiente podrán agregar diferentes instalaciones siempre que todas ellas tengan derecho al ajuste.

2. A efectos de lo dispuesto en el apartado anterior, el agente de mercado deberá solicitar al operador del mercado y al operador del sistema correspondiente el alta y, en su caso, la modificación de las unidades de oferta y de las unidades de programación correspondientes afectadas, respectivamente, para cumplir con dicho apartado.

3. Los agentes responsables de las instalaciones referidas en el artículo 2.1 deberán identificar las unidades de oferta y las unidades de programación beneficiarias del mecanismo de ajuste ante el operador del mercado y el operador del sistema correspondiente. A dicha instalación le será de aplicación el mecanismo de ajuste a partir de la siguiente casación del mercado diario y nunca será de aplicación sobre fechas cuya casación del mercado diario o la provisión del servicio de ajuste del sistema ya se hubiera producido.

4. Los titulares de unidades de adquisición que no sean agentes de mercado deberán darse de alta como tales ante el operador del mercado para poder declarar contratos bilaterales.

El requisito establecido en este apartado no resultará de aplicación cuando toda la energía de demanda declarada en dichos contratos bilaterales con entrega física, para todo el periodo de aplicación del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, resulte exenta del pago del ajuste de conformidad con lo establecido en el artículo 8.

Artículo 5. Procedimiento de fijación de precio del mercado diario ibérico y participación en los mercados intradiarios y en los servicios de ajuste del sistema.

1. El proceso de casación y determinación del precio en el mercado diario se realizará conforme a las reglas de funcionamiento del mercado diario vigentes en cada momento.

2. Las instalaciones susceptibles de percibir el ajuste según lo dispuesto en el artículo 2.1, ofertarán en el mercado diario con su mejor previsión de producción, internalizando la cuantía unitaria del ajuste en sus ofertas en mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 3.

3. Las ofertas presentadas por las instalaciones referidas en el artículo 2.1 en los mercados intradiarios y en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real y las enviadas a los mercados de servicios de energía de balance también tendrán en cuenta el mecanismo de ajuste.

En todo caso, las ofertas presentadas en los servicios de ajuste se ajustarán a lo dispuesto en la normativa de ámbito portugués y español que resulte en cada caso de aplicación, en los términos y condiciones establecidos por las autoridades reguladoras nacionales.

Artículo 6. Entidades responsables de la liquidación del mecanismo de ajuste.

1. El operador del mercado realizará la liquidación del mecanismo de ajuste por la negociación en los mercados diario e intradiario y contratación bilateral, conforme a lo establecido en los artículos 2.2, 7 y 8.

2. Los operadores del sistema realizarán la liquidación del mecanismo de ajuste por la asignación en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance, conforme a lo establecido en los artículos 2.2, 7 y 8. Adicionalmente, los operadores del sistema regularizarán la liquidación realizada por el operador del mercado a las unidades de adquisición en base a las medidas en barras de central conforme a lo previsto en el artículo 7.6.

Artículo 7. Liquidación del mecanismo de ajuste.

1. El operador del mercado llevará a cabo la liquidación del mecanismo de ajuste correspondiente a la aplicación de lo dispuesto en el artículo 3 sobre el programa de cada una de las ofertas casadas de venta y de compra de energía eléctrica en los mercados diario e intradiarios, correspondientes a las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1, conforme a lo indicado en el artículo 2.2.

2. Los operadores del sistema llevarán a cabo la liquidación del mecanismo de ajuste a cada unidad de programación por la energía asignada en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance, valorada conforme a lo dispuesto en el artículo 3.

Si la energía neta asignada en el proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como en los mercados de servicios de energía de balance, supusiera una reducción de producción de la instalación, se liquidará una obligación de pago y si fuera un incremento de la producción, se liquidará un derecho de cobro.

En el caso de la energía asignada por restricciones técnicas, la liquidación del incumplimiento de la asignación incluirá la liquidación del mecanismo de ajuste, en su caso.

A estos efectos, el operador del mercado facilitará a los operadores del sistema español y portugués la cuantía unitaria de ajuste definida en el artículo 3.

3. El coste o ingreso total asociado a la liquidación del mecanismo de ajuste en cada período de negociación realizada por el operador del mercado será el resultado de computar la liquidación del mecanismo de ajuste a todas las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1, de conformidad con lo establecido en los artículos 4 y 5.

4. El coste o ingreso total asociado a la liquidación del mecanismo de ajuste realizada por el operador del mercado en cada periodo de negociación a que se refiere el apartado anterior, supondrá una obligación de pago o un derecho de cobro, que será distribuida por el operador del mercado entre todas las unidades de adquisición de los agentes del mercado ibérico de la energía eléctrica, en proporción a la energía programada para ese periodo en su programa horario final después del mercado continuo.

5. El coste o ingreso total asociado a la liquidación en cada periodo horario por cada operador del sistema será el resultado de computar la liquidación del ajuste establecida en el apartado 2 a todas las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1 de su zona respectiva.

6. Asimismo, el coste o ingreso asociado a la liquidación del mecanismo de ajuste realizada por el operador del sistema en cada periodo horario a que se refiere el apartado anterior supondrá una obligación de pago o un derecho de cobro, que serán distribuidos por el operador del sistema entre todas las unidades de adquisición de los participantes del mercado ibérico de la energía eléctrica de su zona respectiva, en proporción a su energía medida en barras de central para ese periodo.

Adicionalmente, el operador del sistema deberá liquidar la diferencia entre la liquidación del ajuste realizada por el operador del mercado y la que correspondería si esa liquidación se hubiera realizado en proporción a la medida en barras de central de las unidades de adquisición para ese periodo. A tal efecto, el operador del mercado trasladará al operador del sistema el valor horario del coste o ingreso total del ajuste distribuido a cada una de las unidades de adquisición a que hace referencia el apartado 4.

7. Como excepción a la regla general establecida en los apartados 4 y 6, quedarán excluidas del pago del coste del ajuste las unidades de oferta de almacenamiento, tanto baterías como de consumo de bombeo, así como las unidades de oferta de servicios auxiliares de generación.

Asimismo, quedarán excluidas del pago del coste del ajuste la energía asociada a las unidades de adquisición que cuente con determinados instrumentos de cobertura, según lo establecido en el artículo 8. En todo caso, dicha exención no resultará de aplicación a la liquidación del mecanismo de ajuste realizada por el operador del sistema a que hace referencia el párrafo primero del apartado anterior.

8. El operador del mercado comunicará al operador del sistema español el importe horario del coste o ingreso total estimado asociado a la liquidación del ajuste correspondiente al mercado diario y a la primera sesión del mercado intradiario antes de las 19:00 horas CET del día D, a los efectos de la inclusión en el PVPC de cada hora del día D+1.

El operador del sistema calculará el importe horario del coste o ingreso total estimado asociado a la liquidación del ajuste correspondiente a las restricciones técnicas, antes de las 19:00 horas CET del día D, a los efectos de la inclusión en el PVPC de cada hora del día D+1.

9. El operador del mercado comunicará el importe horario total del ajuste liquidado a las unidades de adquisición al operador del sistema, a efectos de su consideración en el precio final del mercado peninsular, así como, en caso de ser necesario, de los servicios de ajuste y de balance.

En todo caso, a efectos del precio PpeninD definido en el anexo I del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, se considerará el componente del mecanismo de ajuste incluido en el precio medio final diario del mercado peninsular de los comercializadores y consumidores directos publicado por el operador del sistema, por lo que, en su caso, en el cálculo del precio PpeninD se descontará esta componente del mecanismo de ajuste, que incluye tanto la correspondiente a la liquidación del operador del mercado como la de la liquidación del operador del sistema.

10. El operador del mercado publicará el resultado de la liquidación del mecanismo de ajuste de acuerdo con lo establecido en el anexo I, o en su caso, en las Reglas de funcionamiento del mercado.

11. El operador del sistema será responsable de la publicación de la liquidación del mecanismo de ajuste del proceso de solución de restricciones técnicas en horizonte diario y en tiempo real, así como de los mercados de servicios de energía de balance y de la diferencia de liquidación a la que hace referencia el apartado 6 de este artículo.

Artículo 8. Incorporación progresiva del coste de ajuste para la energía sujeta a instrumentos de cobertura.

1. Los titulares de las unidades de adquisición podrán resultar exentos del pago del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en los apartados 4 y 6 del artículo 7, por aquella parte de su energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, considerando lo establecido en el artículo 7.7.

En todo caso, solo aquellos instrumentos de cobertura a plazo firmados con anterioridad al 26 de abril de 2022 podrán ser empleados como medio para que la energía asociada a los mismos resulte exenta del pago del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en este artículo. Los instrumentos de cobertura a plazo firmados con posterioridad a dicha fecha, así como las renovaciones, revisiones de precio o prórrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior al 26 de abril de 2022 que se produzcan con posterioridad a dicha fecha, no podrán emplearse como medio para que la energía asociada a los mismos pueda resultar exenta del pago del coste del ajuste.

2. En el proceso de reparto del coste del ajuste entre la energía de demanda a que hacen referencia los apartados 4 y 6 del artículo 7 y considerando lo establecido en el artículo 7.7, el operador del mercado y el operador del sistema no tendrán en cuenta aquella parte de la energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con el apartado anterior.

3. Al objeto de declarar aquella parte de la energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, los agentes de mercado compradores dispondrán de un plazo máximo de 5 días hábiles, a contar desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, para presentar la información a que hace referencia los apartados siguientes ante el operador del mercado. No se admitirá cualquier información presentada con posterioridad a dicho plazo, salvo cuando se trate de una subsanación de conformidad con lo establecido en la disposición transitoria primera.

En particular, el operador del mercado adaptará sus sistemas para incorporar el tratamiento de la energía sujeta a instrumentos de cobertura en el reparto del coste del ajuste, en base a la información presentada por los agentes de mercado en las plantillas a que hace referencia el apartado 4 supervisando únicamente los aspectos de naturaleza formal asociados a dicha remisión. Asimismo, el operador del mercado remitirá a la autoridad reguladora nacional correspondiente el conjunto de información acreditativa correspondiente a los instrumentos de cobertura presentada por los agentes, a los efectos que se indican a continuación.

Por su parte, la autoridad reguladora llevará a cabo, en todo momento y durante la vigencia del mecanismo de ajuste establecido en este real decreto-ley, las funciones de comprobación, análisis y supervisión de la información acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura presentada por los agentes de mercado a que hacen referencia los apartados 4, 5 y 6. Para aquellos agentes de mercado que no declaren instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en este artículo, se entenderá que toda la energía asociada a sus unidades de adquisición se encontrará sujeta al pago del ajuste en los términos previsto en el artículo 7.

En relación con la información incluida en los apartados 5 y 6, el operador del mercado remitirá a la autoridad reguladora la información a la que hace referencia dichos apartados, según los criterios que esta determine.

4. Los agentes de mercado compradores que opten por la declaración de la energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo ante el operador del mercado, deberán presentar las plantillas correspondientes que incluyan un calendario de maduración de las coberturas, de periodicidad mensual, y en el que se identifique, para cada país, la energía asociada a su posición neta compradora que se beneficia de las coberturas declaradas en virtud de este artículo, durante el periodo de aplicación de este mecanismo. Dicha energía será empleada por parte del operador del mercado y del operador del sistema en la determinación de la energía asociada a las unidades de adquisición que resultará exenta del pago. A fin de facilitar el tratamiento de dicha información, el operador del mercado establecerá un formato electrónico de envío de la misma, debiendo los agentes enviarla conforme al procedimiento operativo que se establezca.

A efectos de la liquidación de la diferencia entre la liquidación del ajuste realizada por el operador del mercado y la que correspondería si esa liquidación se hubiera realizado en proporción a la medida en barras de central de las unidades de adquisición a la que hace referencia el párrafo segundo del artículo 7.6, el operador del mercado comunicará al operador del sistema el valor horario de energía de cada unidad de adquisición que no debe ser tenida en cuenta al encontrarse sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con el apartado 1 y según lo previsto en el apartado 9.

La información anterior deberá ir acompañada de una declaración responsable, firmada por el consejero delegado o cargo de análoga responsabilidad del agente de mercado, que incluya, al menos, el volumen de la energía sujeta al instrumento de cobertura a plazo a precio fijo con liquidación o entrega en el mes correspondiente, indicando la posición neta compradora registrada en cada cámara de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad español o portugués, con entrega física o con liquidación financiera o, de no haber sido registrado en cámara, comunicada al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR. Tanto la declaración responsable como las plantillas a que hace referencia el párrafo anterior deberán seguir los modelos aprobados en el anexo II de este real decreto-ley.

Excepcionalmente, para el primer y segundo mes de aplicación del mecanismo de ajuste, la periodicidad de maduración de las coberturas a que hacen referencia los párrafos anteriores se remitirá con periodicidad semanal y quincenal, respectivamente. La información correspondiente a dichos meses se remitirá siguiendo los modelos de plantilla incluidos en el anexo II, realizando las adaptaciones necesarias para recoger el cambio de periodicidad antes referido.

5. En el caso de los consumidores directos en mercado, la información a que hace referencia el apartado anterior deberá ir acompañada de la documentación acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura. No se admitirán aquellos instrumentos de cobertura a plazo, sean bilaterales o adquiridos en mercados organizados, que no se encuentren debidamente registrados en alguna de las cámaras de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad español o portugués o, de no haber sido registrados en cámara, que no se encuentren debidamente comunicados, antes de la entrada en vigor de este real decreto-ley, al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR.

6. En el caso de los comercializadores de energía eléctrica, la información a que hace referencia el apartado 4 deberá ir acompañada de la documentación acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura.

A tal fin, los comercializadores de energía eléctrica deberán presentar los instrumentos de cobertura que hayan suscrito tanto de forma bilateral como a través de productos estandarizados en mercados organizados, siempre que estos se encuentren debidamente registrados en alguna de las cámaras de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad español o portugués o, de no haber sido registrados en cámara, que hayan sido comunicados, antes de la entrada en vigor de este real decreto-ley, al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR. En caso de que la posición neta compradora haya sido suscrita por una empresa distinta del titular de las unidades de adquisición que pertenezcan a un mismo grupo empresarial, dicha circunstancia deberá de quedar debidamente justificada al objeto de que la energía asociada a dichos instrumentos de cobertura pueda quedar efectivamente exenta.

Alternativamente, cuando la energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo sea bilateralizada, entre empresas de generación y comercialización pertenecientes a un mismo grupo verticalmente integrado, las comercializadoras de energía eléctrica podrán presentar la energía asociada a los contratos de suministro celebrados o prorrogados con los consumidores finales en España o en Portugal con precio fijo con anterioridad al 26 de abril de 2022 en tanto no se renueven ni se prorroguen ni sus precios se vean modificados antes de la fecha de finalización del contrato o de la prórroga, y que permitan justificar la existencia de precios fijos de suministro asociados al coste de la energía a sus consumidores finales como medio para declarar la exención de la energía asociada a dichos contratos en el cálculo del reparto del coste del ajuste de conformidad con el artículo 7.4 durante el periodo de vigencia de este mecanismo de ajuste. La estimación de energía asociada a todos estos contratos deberá realizarse teniendo en cuenta históricos de consumo que puedan acreditarse o información sobre consumidores tipo publicada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia recientemente. Los comercializadores deberán proporcionar el listado de puntos de suministro que acredite la exención de la energía asociada a dichos contratos, la fecha de finalización del contrato o prórroga, la energía prevista y los criterios utilizados para su estimación. De acuerdo con las plantillas recogidas en el anexo II, deberá reportarse la energía asociada a dicha cartera de contratos de suministro, los restantes contratos de suministro en los que exista indexación al mercado mayorista al contado de electricidad, así como el resto de contratos que completen la cartera del comercializador durante el calendario indicado en el apartado 4 de este artículo.

Cuando los contratos de suministro a precio fijo a los que se refieren los párrafos anteriores incorporen una indexación parcial a los precios del mercado peninsular mayorista al contado de electricidad, resultará excluida únicamente la energía equivalente de la parte del contrato no indexada.

7. Cuando se trate de representantes en nombre propio que actúen como agentes de mercado, corresponderá a éstos la presentación, en su caso, de los instrumentos de cobertura a plazo a que se refiere este artículo correspondientes a sí mismos y a sus representados, agregando toda la información de los volúmenes de energía cubiertos en un único documento, por país, de conformidad con las plantillas incluidas en el anexo II, y manteniendo la desagregación de los contratos de cobertura entre sus unidades de adquisición conforme a lo previsto en el apartado 9.

8. Cuando se trate de representantes en nombre ajeno, que actúen como agentes de mercado, corresponderá a los agentes representados la presentación, en su caso, de los instrumentos de cobertura a plazo a que se refiere este artículo, distribuyéndose los volúmenes de energía cubiertos de cada agente representado entre las unidades de adquisición asociadas a dicho agente conforme a lo previsto en el apartado siguiente.

9. Al objeto de distribuir los volúmenes de energía declarados por los agentes de mercado de conformidad con lo establecido en los apartados anteriores entre las unidades de adquisición asociados a dichos agentes, el operador del mercado, de manera diferenciada en cada país, aplicará las siguientes reglas:

a) Para cada mes de aplicación del mecanismo de ajuste previsto en este real decreto-ley, los volúmenes de energía correctamente declarados por los agentes de mercado se desagregarán entre todas las horas del mes de manera lineal, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal.

b) La energía resultante de la desagregación correspondiente al párrafo anterior, será tenida en cuenta en el proceso de reparto del coste del ajuste, restándola a la energía programada correspondiente a la unidad de adquisición del agente de mercado para cada hora, hasta alcanzar un valor nulo, al objeto de llevar a cabo el reparto del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en el artículo 7.

c) En caso de que un mismo agente de mercado cuente con varias unidades de adquisición, la energía resultante del apartado a) será distribuida cada hora entre las unidades de adquisición proporcionalmente al volumen de energía asociado a cada unidad de adquisición, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal. Una vez se haya llevado a cabo dicha desagregación, la energía resultante se aplicará sobre cada unidad de adquisición en los mismos términos del apartado b).

El reparto lineal de la energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo se llevará a cabo con independencia de la modalidad de coberturas a plazo declaradas por los agentes de mercado.

La desagregación horaria de la energía exente obtenida conforme a las anteriores reglas será remitida por el operador del mercado al operador del sistema para la liquidación del ajuste a que hace referencia el artículo 7.6.

Igualmente, en el caso de que la energía exenta a que hace referencia el párrafo b) sea superior a la energía medida en barras de central en esa hora, se considerará un valor nulo de energía a efectos del cálculo del reparto del coste del ajuste que realiza el operador del sistema en proporción a la medida para obtener la diferencia a la que se refiere el párrafo segundo del artículo 7.6.

Artículo 9. Formación de precios de las unidades de adquisición.

El operador del mercado definirá el precio aplicable a las unidades de adquisición.

Así, el precio de adquisición será para cada periodo de programación la suma del precio expresado en €/MWh resultante de la casación de conformidad con el artículo 5, más la parte proporcional que corresponda del ajuste a los consumidores definidos en el artículo 7.

Artículo 10. Prestación de garantías.

1. El operador del mercado requerirá a los agentes titulares de unidades de adquisición la formalización de garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste. La falta de aportación de dichas garantías impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de producción de energía eléctrica.

2. Las garantías se cuantificarán valorando la energía máxima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisición de dichos titulares, que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el artículo 8, al Precio de Riesgo de Ajuste (PRAJ), tal y como se define a continuación:

Siendo:

GAJ: garantías requeridas a los titulares de unidades de adquisición para cubrir el coste correspondiente al mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica.

Pmax(ua): potencia máxima de la unidad ua.

p: Número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en programación horario.

r: resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria.

n: número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 2.

PRAJ: Precio de riesgo de ajuste, expresado en €/MWh.

EEXA(z,d): energía diaria exenta del pago del ajuste declarada por el agente titular en la zona de precio z en el día de cálculo d, según se establece en el artículo 8, expresada en MWh.

El importe del requerimiento de garantías calculado con la fórmula anterior, se incrementará con los impuestos y cuotas aplicables que correspondan en cada caso.

3. El precio de riesgo de ajuste (PRAJ) se calculará y publicará por el operador del mercado, quien lo actualizará periódicamente considerando el valor de la cuantía unitaria diaria del ajuste, así como la máxima energía con derecho a percibir ajuste de las instalaciones definidas en el artículo 2.1.

4. La metodología de cálculo de los requerimientos de garantías se podrá modificar mediante las reglas de funcionamiento del mercado.

5. El operador del sistema requerirá a los titulares de unidades de adquisición la formalización de las garantías necesarias para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste que realicen con los mecanismos establecidos a tal efecto en el P.O. 14.3 Garantías de pago.

Artículo 11. Régimen aplicable en caso de incumplimientos.

1. En caso de incumplimiento de la obligación de pago de la liquidación correspondiente al reparto del ajuste que realice el operador del mercado, éste procederá a ejecutar las garantías del titular de la unidad de adquisición correspondiente. Si las garantías constituidas no fueran suficientes, el operador del mercado prorrateará la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones de producción objeto del mecanismo de ajuste en proporción al importe del ajuste en el mismo horizonte de liquidación.

2. La cantidad adeudada devengará intereses por los días de demora a cargo del agente moroso en los mismos términos recogidos por las reglas del mercado diario e intradiario.

3. El operador del mercado suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan la obligación de pago, así como aquellos que no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas. La suspensión acordada por el operador del mercado con base en estos incumplimientos, será comunicada al operador del sistema para que proceda a suspender la participación de las unidades de programación correspondientes a partir de la recepción de la comunicación.

Asimismo, en el ámbito español, el operador del sistema suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan su obligación de pago de la liquidación del operador del sistema.

En el ámbito español, la suspensión de un comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al comercializador de referencia, de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación.

4. Igualmente, el operador del mercado comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier incumplimiento de los reseñados en el apartado anterior, así como también el incumplimiento de la obligación de darse de alta como agente prevista en el artículo 4.4.

Artículo 12. Supervisión del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica en lo relativo a España.

1. El operador del mercado y el operador del sistema eléctrico español, en el ámbito de sus respectivas funciones y en relación a los agentes españoles participantes en los mercados, comunicarán a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier actuación de los agentes de mercado contraria al correcto funcionamiento del esquema de fijación de precio en el mercado diario ibérico regulado en el artículo 5, así como al correcto funcionamiento del mecanismo de ajuste establecido en el artículo 7, al objeto de valorar si dicha actuación puede ser constitutiva de infracción sancionable por el organismo correspondiente.

2. La manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos españoles a que hace referencia el artículo 2.1, que internalicen un precio de referencia de gas natural distinto del establecido en el artículo 3, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

3. Asimismo, la manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de compra presentadas por las unidades de adquisición españolas, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

En particular, tendrá la consideración de infracción muy grave la falta de programación por parte de los agentes de mercado correspondientes a sus unidades de adquisición con el objetivo de evitar el coste de la liquidación del mecanismo de ajuste entre todas las unidades de compra realizada de conformidad con lo establecido en el artículo 7.4. Dicha instrucción sancionadora se realizará sin perjuicio de la eventual suspensión de la participación en el mercado según lo dispuesto en el artículo 11.3.

4. La desviación injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos a que hace referencia el artículo 2.1 a los servicios de ajuste y de balance, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

5. La inexactitud o falsedad en cualquiera de los datos aportados en previsión de lo dispuesto en los artículos 4 y 8, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. A estos efectos el operador del mercado y el operador del sistema remitirán a la autoridad reguladora cualquier incidencia detectada sobre la información de las coberturas remitida por los sujetos, en virtud de dichos artículos.

Adicionalmente, la incoación del procedimiento sancionador realizado en virtud de lo establecido en este apartado podrá incluir como medida provisional la pérdida de la condición de agente de mercado.

6. Las labores de supervisión incluidas en este artículo se realizarán conforme a lo establecido en el Reglamento (UE) n.º 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía.

Artículo 13. Precio final del mercado peninsular y de los territorios no peninsulares.

1. El coste del ajuste establecido en el artículo 7 será un componente del precio final horario del mercado peninsular, a los efectos establecidos en la disposición adicional sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.

2. A efectos de lo dispuesto en el apartado 1 del anexo I del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y de acuerdo a lo recogido en el artículo 7.9, el coste del ajuste establecido en el artículo 7 se descontará del valor del precio medio final diario del mercado peninsular para el cálculo del precio PpeninD, a los efectos de la liquidación del despacho a las comercializadoras, los consumidores directos, los generadores para su consumo de servicios auxiliares y, en su caso, a los representantes.

3. Sin perjuicio de lo anterior, a efectos de lo dispuesto en la disposición transitoria octava del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, para el cálculo del precio de los comercializadores de referencia en territorios no peninsulares, no se descontará del precio horario final peninsular de adquisición de energía de los comercializadores de referencia que adquieren su energía en el mercado de producción peninsular el coste del mecanismo de ajuste.

4. A efectos de lo dispuesto en el apartado 1.a) del artículo 72 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, el coste del ajuste establecido en el artículo 7 no se descontará del total de los ingresos obtenidos en el despacho procedentes de la demanda.

Artículo 14. Uso de las rentas de congestión para el pago del coste total del mecanismo de ajuste.

1. Excepcionalmente, mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, el valor adicional de las rentas de congestión netas obtenidas en las subastas mensuales de asignación de capacidad en la interconexión con Francia será empleado para minorar el coste total del ajuste calculado con arreglo a lo establecido en el artículo 7.4.

Para ello, se descontarán de las rentas brutas mensuales en la interconexión con Francia los costes de los usos actuales en concepto de costes asociados a garantizar la firmeza de los programas, compensaciones por reducciones de derechos de transmisión de largo plazo en la interconexión con Francia, reventas de los productos anuales en la subasta mensual, descuadres en el mercado intradiario continuo, costes de financiación de acoplamiento del mercado diario e intradiario, costes de financiación de la plataforma de subastas de derechos de transmisión de largo plazo y de la plataforma de reservas de sustitución asociados a la interconexión y retribución de las inversiones de elementos transfronterizos.

Se considerarán rentas adicionales el exceso que represente el valor de las rentas netas procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia en cada mes con respecto el mismo mes del último año en que no estuviera en vigor el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. A tal fin, se entenderá que en un determinado mes no ha estado en vigor el mecanismo de ajuste cuando en ningún día del referido mes hubiese resultado de aplicación dicho instrumento regulatorio. El operador del sistema español podrá realizar las regularizaciones que resulten necesarias para calcular este valor.

Asimismo, el operador del sistema será responsable de calcular las rentas de congestión adicionales de conformidad con lo establecido en los párrafos anteriores.

2. A tal efecto, el operador del mercado distribuirá los ingresos correspondientes a las rentas de congestión adicionales procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste, prorrateándolos entre todas las horas del mes natural siguiente al de ingreso de dichas rentas de congestión netas adicionales por parte del operador del sistema a la cuenta específica que a tal fin designe el operador del mercado siempre que dicho ingreso se realice 3 días hábiles antes del inicio del mes natural siguiente, en caso contrario dicho importe se considerará en la liquidación del siguiente mes.

Por su parte, el operador del sistema trasladará al operador del mercado dichos ingresos en el plazo máximo de quince días hábiles siguientes al de ingreso de dichas rentas de congestión por parte de la autoridad europea designada para la celebración centralizada de dichas subastas explícitas de capacidad en frontera.

3. Las rentas de congestión para cada periodo de programación de horizonte diario en la frontera con Francia correspondientes al sistema eléctrico español, descontados los costes en concepto de remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo y como máximo hasta el valor económico de las rentas de congestión de cada período de programación generadas en el horizonte diario, serán empleadas en su totalidad por el operador del mercado para minorar el coste total del ajuste, con la misma periodicidad diaria con la que se realiza el proceso de liquidación de conformidad con lo establecido en el artículo 7.4.

A estos efectos, el operador del sistema español comunicará al operador del mercado diariamente, antes de las 14:00 horas, los costes horarios asociados a las remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo correspondientes al día siguiente.

Se modifica el párrafo tercero del apartado 1 por la disposición final 1.3 del Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo. Ref. BOE-A-2023-7937#df

Se modifica el párrafo tercero del apartado 1 por la disposición final 1.3 del Real Decreto-ley 3/2023, de 28 de marzo. Ref. BOE-A-2023-7937#df

Disposición adicional primera. Retribución de los servicios prestados por el operador del mercado y el operador del sistema.

Los servicios que preste el operador del mercado y el operador del sistema para la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el presente real decreto-ley, serán tenidos en consideración a los efectos de lo dispuesto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

Disposición adicional segunda. Cláusula de suspensión del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

Mediante Acuerdo del Consejo de Ministros y con la conformidad previa del Gobierno portugués, se podrá suspender temporal o definitivamente la aplicación del mecanismo regulado en este real decreto-ley, cuando así se justifique por circunstancias excepcionales del mercado o por razones de interés general.

Disposición adicional tercera. Suspensión de la aplicación del ajuste a las centrales de carbón.

En el caso de que el importe del ajuste al que hace referencia el artículo 3, medido en €/MWh, sea superior a la diferencia entre el coste producción de las centrales de carbón, incluyendo el valor del combustible y el precio de los derechos de emisión del CO2 de acuerdo con las cotizaciones internacionales, y el coste del coste de producción de las centrales infra marginales, por Acuerdo de Consejo de Ministros se podrá, suspender la aplicación de este ajuste a las centrales de carbón a las que se refiere la letra b) del apartado 1 del artículo 2.

Disposición adicional cuarta. Plantas de regasificación ubicadas en el archipiélago canario.

Lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 55 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en la redacción dada por la disposición final cuarta del Real decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, se aplicará conforme a los objetivos y fines en materia de transición energética que establezcan, para Canarias, la Administración General del Estado y la administración de la Comunidad Autónoma de Canarias, en el ámbito de sus respectivas competencias.

Disposición adicional quinta. Fomento de la liquidez de los mercados a plazo y protección de los consumidores acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica.

1. Con el objeto de reducir la volatilidad del precio voluntario para el pequeño consumidor e incrementar la protección de los consumidores acogidos a esta modalidad de contratación, el Gobierno, antes del 1 de octubre de 2022, realizará las modificaciones necesarias en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando en la formulación de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor una componente de precio basada en una cesta de productos a plazo y del mercado diario e intradiario.

La cesta de productos incluirá productos de mercados a plazo, entre ellos, podrán utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales, e incluirá una componente de precio del mercado diario e intradiario que garantice una cierta exposición de estos consumidores a la señal de precio de corto plazo e incentive la eficiencia energética, el almacenamiento y la gestión de la demanda.

Reglamentariamente se establecerán los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos de la cesta que se considerarán en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor.

2. Con el objeto de fomentar la liquidez en los mercados a plazo y satisfacer la demanda de energía que generará el precio voluntario para el pequeño consumidor, reglamentariamente se adaptará el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que será de aplicación para la energía generada en el año 2023 y posteriores, de forma que en dicho mecanismo se incorporen, al precio medio anual del mercado diario e intradiario, referencias a productos de mercados a plazo, entre ellos, podrán utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales.

Reglamentariamente se establecerán, para cada año del semiperiodo regulatorio, los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos que se considerarán en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, de forma que sean coherentes con los coeficientes de ponderación utilizados en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor.

3. La modificación de la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica podrá incorporar el término correspondiente a las subastas de energía inframarginal a que hace referencia el artículo 3 del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, en caso de que se habilite la participación de las comercializadoras de referencia en dichas subastas de conformidad con lo previsto en el apartado 9 de dicho artículo.

Disposición adicional sexta. Beneficios fiscales aplicables al «South Summit».

1. La celebración del «South Summit 2022-2024» tendrá la consideración de acontecimiento de excepcional interés público a efectos de lo dispuesto en el artículo 27 de la Ley 49/2002, de 23 de diciembre, de régimen fiscal de las entidades sin fines lucrativos y de los incentivos fiscales al mecenazgo.

2. La duración del programa de apoyo a este acontecimiento abarcará desde la entrada en vigor de este real decreto-ley al 31 de diciembre de 2024.

3. La certificación de la adecuación de los gastos realizados a los objetivos y planes del programa se efectuará en conformidad con lo dispuesto en la citada Ley 49/2002, de 23 de diciembre.

4. Las actuaciones a realizar serán las que aseguren el adecuado desarrollo del acontecimiento. El desarrollo y concreción en planes y programas de actividades específicas se realizará por el órgano competente en conformidad con lo dispuesto en la Ley 49/2002, de 23 de diciembre.

5. Los beneficios fiscales de este programa serán los máximos establecidos en el artículo 27.3 de la Ley 49/2002, de 23 de diciembre.

Disposición transitoria primera. Adaptación de los sistemas del operador del mercado y del operador del sistema e inicio del mecanismo de ajuste.

Transcurridos los cinco días hábiles a los que hace referencia el artículo 7.3, el operador del mercado y el operador del sistema contarán con un plazo máximo de siete días hábiles adicionales para adaptar los sistemas a lo dispuesto en este real decreto-ley, incluyendo la información correspondiente a los instrumentos de cobertura que permitan llevar a cabo la liquidación diaria del ajuste de conformidad con lo previsto en el artículo 7.

El operador del mercado podrá requerir a los sujetos que subsanen los errores formales detectados en su caso antes de la fecha de inicio del mecanismo de ajuste, comunicándoselo a los agentes de mercado, sin perjuicio de lo previsto en el artículo 12.5. Los sujetos contarán con un plazo máximo de dos días hábiles para llevar a cabo la subsanación correspondiente. En caso de que esta no se produzca, o siga incorporando errores detectados por el operador del mercado, no se tendrá en cuenta la energía asociada a dichas coberturas en el cálculo del coste del ajuste de conformidad con los artículos 7 y 8.

Una vez adaptados dichos sistemas en el plazo máximo establecido en el párrafo anterior, el operador del mercado publicará en su página web la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. A partir de dicha fecha, las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1 y hayan cumplido los requerimientos establecidos en el artículo 4 comenzarán a internalizar el valor unitario de la compensación, de conformidad con lo establecido en el artículo 5.2.

Disposición transitoria segunda. Adaptación de las Reglas de funcionamiento del mercado.

En tanto se adapten, en su caso, las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resultará de aplicación lo establecido en el anexo I.

Disposición transitoria tercera. Inclusión del término de la liquidación del ajuste en la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.

1. Excepcionalmente, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste del costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en este real decreto-ley, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, regulado en el artículo 12 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, incorporará, adicionalmente a los términos incluidos en dicha disposición normativa, un valor EDCGASh, correspondiente con la cuantía relativa al pago o cobro de los comercializadores por la liquidación del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

Este precio será calculado por el operador del sistema y publicado el día anterior al del suministro, para cada una de las 24 horas del día siguiente; a estos efectos el operador del mercado comunicará al operador del sistema el importe horario del excedente o déficit económico resultante de liquidar el mecanismo de ajuste en el mercado diario y de la primera sesión del mercado intradiario. El operador del sistema calculará esta componente incluyendo el coste de este mecanismo de ajuste conocido el día D-1.

2. Asimismo, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, establecido en el apartado anterior, se tendrá en cuenta a efectos de lo dispuesto en el apartado 1 la disposición final cuarta del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

Disposición transitoria cuarta. Aplicación transitoria de los Valores a aplicar para la financiación del bono social y coste de suministro de los consumidores a que hace referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

Con efectos desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, el valor unitario correspondiente a los sujetos obligados que desarrollan la actividad de comercialización, en €/cliente, establecido en el apartado d) de la disposición transitoria sexta del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, debe entenderse realizado en €/CUPS, según lo previsto en el apartado 4 del artículo 14 bis del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, en su nueva redacción dada por este real decreto-ley.

Disposición final primera. Inicio del mecanismo de ajuste.

La autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea será publicada en el «Boletín Oficial del Estado» por Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. La Orden determinará la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, conforme a la fecha que establezca dicha autorización, que en ningún caso podrá ser anterior al día siguiente al de su publicación.

Disposición final segunda. Modificación del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad.

Se modifica el artículo 7 del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, con la siguiente redacción:

«Artículo 7. Cálculo de la cuantía de la minoración. La minoración correspondiente a cada instalación de generación de energía eléctrica a que hace referencia el artículo 5 anterior se calculará, para cada mes, según la fórmula siguiente: Donde: Yit es la cuantía de la minoración, en euros, correspondiente a la instalación i-ésima en el mes t considerado. Qit es la cantidad total de energía eléctrica producida por la instalación i-ésima durante el mes t, en MWh. A los efectos del cálculo, se computará la energía medida en barras de central. En el caso de instalaciones de bombeo, para el cálculo de la detracción se considerará la producción neta, descontando los consumos para bombeo, del período t. Si dicha producción neta resultara negativa el valor de Qit será cero. FMIGt es el factor medio de internalización del precio del gas natural en el precio del mercado diario en el Mercado Ibérico de la Electricidad en el mes t. Para el cálculo de FMIGt se empleará el rendimiento medio de una central de ciclo combinado, dividido por un factor que se obtiene como el porcentaje de horas (en tanto por uno) en que han marcado el precio marginal dichas instalaciones en ese mes, ponderadas por la energía casada en cada hora. A los efectos del cálculo del FMIGt, se considerará que el rendimiento medio de un ciclo combinado corresponde con un valor de 0,55. En las horas en las que el precio marginal no haya sido marcado por una instalación de ciclo combinado, o cuando este haya sido marcado por una unidad de oferta que agrupe varias instalaciones físicas de diferentes tecnologías, se asumirá que la oferta ha internalizado el precio del gas natural cuando existan ofertas de instalaciones de ciclo combinado en el entorno (±10 %) de dicho precio marginal. Además, al objeto de conocer si se han realizado ofertas en el entorno de dicho precio marginal por parte de las centrales de ciclo combinado de conformidad con el párrafo anterior, se tendrán en cuenta tanto las ofertas simples como las ofertas complejas presentadas en el mercado diario, en los siguientes términos: Para determinar si en el -10 % del precio marginal existen ofertas de ciclo combinado, se tomará. para cada hora, la oferta más restrictiva de cada ciclo combinado entre la oferta simple y precio medio de la oferta compleja del día calculada a partir de la energía casada de esa planta. Para determinar si en el +10 % del precio marginal existen ofertas de ciclos combinados, se incrementará el precio del mercado en ese 10 %, y se comprobará si existen centrales emisoras que pasarían a ser despachadas en el mercado, teniendo en cuenta tanto sus ofertas simples como complejas. En la determinación del FMIGt se tendrán en cuenta tanto las unidades de oferta del sistema eléctrico español como portugués. es el precio medio del gas natural en el mes t, medido en euros (€) por megavatio-hora (MWh). Se calculará como la media del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) de cada uno de los días del período correspondiente en el mercado ibérico del gas (MIBGAS). Los días de negociación se considerará el precio de cierre del mercado, y el resto de los días se considerará el precio de cierre del último día de negociación anterior. No obstante lo anterior, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista de conformidad con lo establecido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, dicho valor no podrá ser superior al valor del precio de referencia del gas natural, PRGN, regulado en el artículo 3 del referido real decreto-ley, que resulte de aplicación en cada mes de minoración. Si un determinado mes de aplicación del mecanismo de minoración incorpora días en lo que no se encuentra en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y días en los que sí se encuentra en vigor dicho mecanismo, para el cálculo del precio medio del gas para dicho mes se utilizará como referencia del gas los valores del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) y el precio de referencia del gas natural, PRGN, respectivamente. α es un parámetro de modulación de la minoración, que tomará inicialmente el valor de 0,9. Si el precio medio en un mes,, es inferior a 20 €/MWh, el importe de la minoración, Yit será nulo en el referido mes. En el caso de cambio de titularidad de una instalación durante los periodos de aplicación de la minoración, las cuantías, en euros, devengadas por la instalación se calcularán para cada titular considerando el número de días en que cada parte ha ostentado la titularidad de la instalación.»

«Artículo 7. Cálculo de la cuantía de la minoración.

La minoración correspondiente a cada instalación de generación de energía eléctrica a que hace referencia el artículo 5 anterior se calculará, para cada mes, según la fórmula siguiente:

Donde:

Yit es la cuantía de la minoración, en euros, correspondiente a la instalación i-ésima en el mes t considerado.

Qit es la cantidad total de energía eléctrica producida por la instalación i-ésima durante el mes t, en MWh. A los efectos del cálculo, se computará la energía medida en barras de central. En el caso de instalaciones de bombeo, para el cálculo de la detracción se considerará la producción neta, descontando los consumos para bombeo, del período t. Si dicha producción neta resultara negativa el valor de Qit será cero.

FMIGt es el factor medio de internalización del precio del gas natural en el precio del mercado diario en el Mercado Ibérico de la Electricidad en el mes t. Para el cálculo de FMIGt se empleará el rendimiento medio de una central de ciclo combinado, dividido por un factor que se obtiene como el porcentaje de horas (en tanto por uno) en que han marcado el precio marginal dichas instalaciones en ese mes, ponderadas por la energía casada en cada hora. A los efectos del cálculo del FMIGt, se considerará que el rendimiento medio de un ciclo combinado corresponde con un valor de 0,55.

En las horas en las que el precio marginal no haya sido marcado por una instalación de ciclo combinado, o cuando este haya sido marcado por una unidad de oferta que agrupe varias instalaciones físicas de diferentes tecnologías, se asumirá que la oferta ha internalizado el precio del gas natural cuando existan ofertas de instalaciones de ciclo combinado en el entorno (±10 %) de dicho precio marginal.

Además, al objeto de conocer si se han realizado ofertas en el entorno de dicho precio marginal por parte de las centrales de ciclo combinado de conformidad con el párrafo anterior, se tendrán en cuenta tanto las ofertas simples como las ofertas complejas presentadas en el mercado diario, en los siguientes términos:

Para determinar si en el -10 % del precio marginal existen ofertas de ciclo combinado, se tomará. para cada hora, la oferta más restrictiva de cada ciclo combinado entre la oferta simple y precio medio de la oferta compleja del día calculada a partir de la energía casada de esa planta.

Para determinar si en el +10 % del precio marginal existen ofertas de ciclos combinados, se incrementará el precio del mercado en ese 10 %, y se comprobará si existen centrales emisoras que pasarían a ser despachadas en el mercado, teniendo en cuenta tanto sus ofertas simples como complejas.

En la determinación del FMIGt se tendrán en cuenta tanto las unidades de oferta del sistema eléctrico español como portugués.

es el precio medio del gas natural en el mes t, medido en euros (€) por megavatio-hora (MWh). Se calculará como la media del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) de cada uno de los días del período correspondiente en el mercado ibérico del gas (MIBGAS). Los días de negociación se considerará el precio de cierre del mercado, y el resto de los días se considerará el precio de cierre del último día de negociación anterior.

No obstante lo anterior, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista de conformidad con lo establecido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, dicho valor no podrá ser superior al valor del precio de referencia del gas natural, PRGN, regulado en el artículo 3 del referido real decreto-ley, que resulte de aplicación en cada mes de minoración.

Si un determinado mes de aplicación del mecanismo de minoración incorpora días en lo que no se encuentra en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y días en los que sí se encuentra en vigor dicho mecanismo, para el cálculo del precio medio del gas para dicho mes se utilizará como referencia del gas los valores del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) y el precio de referencia del gas natural, PRGN, respectivamente.

α es un parámetro de modulación de la minoración, que tomará inicialmente el valor de 0,9.

Si el precio medio en un mes,, es inferior a 20 €/MWh, el importe de la minoración, Yit será nulo en el referido mes.

En el caso de cambio de titularidad de una instalación durante los periodos de aplicación de la minoración, las cuantías, en euros, devengadas por la instalación se calcularán para cada titular considerando el número de días en que cada parte ha ostentado la titularidad de la instalación.»

Disposición final tercera. Modificación del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania.

Se modifica la disposición adicional novena del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, en los siguientes términos:

«Disposición adicional novena. Adaptación normativa de las disposiciones relativas a la retribución de las actividades reguladas. La financiación que, con respecto al bono social y al suministro de los consumidores a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, deben asumir, según lo establecido en este real decreto-ley, los sujetos que realicen actividades que tengan una retribución regulada, será reconocida como coste en el cálculo de la correspondiente retribución de dichos sujetos. A estos efectos, las adaptaciones normativas que se estimen necesarias para que se produzca ese reconocimiento habrán de realizarse en el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de este real decreto-ley.»

«Disposición adicional novena. Adaptación normativa de las disposiciones relativas a la retribución de las actividades reguladas.

La financiación que, con respecto al bono social y al suministro de los consumidores a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, deben asumir, según lo establecido en este real decreto-ley, los sujetos que realicen actividades que tengan una retribución regulada, será reconocida como coste en el cálculo de la correspondiente retribución de dichos sujetos.

A estos efectos, las adaptaciones normativas que se estimen necesarias para que se produzca ese reconocimiento habrán de realizarse en el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de este real decreto-ley.»

Disposición final cuarta. Modificación del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica.

Se modifica el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, de la siguiente manera:

Uno. El apartado 1 del artículo 14 queda redactado como sigue:

«1. El reparto de las cantidades a financiar correspondiente a cada actividad citada en el artículo anterior será propuesto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, teniendo en cuenta la facturación agregada libre de impuestos de cada una de las actividades dentro de la cadena de suministro de energía eléctrica. En el caso de los consumidores directos en mercado se tendrá en cuenta la facturación asociada a la energía consumida por los mismos.»

«1. El reparto de las cantidades a financiar correspondiente a cada actividad citada en el artículo anterior será propuesto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, teniendo en cuenta la facturación agregada libre de impuestos de cada una de las actividades dentro de la cadena de suministro de energía eléctrica.

En el caso de los consumidores directos en mercado se tendrá en cuenta la facturación asociada a la energía consumida por los mismos.»

Dos. El apartado 4 del artículo 14 bis queda redactado en los siguientes términos:

«4. El reparto de las cantidades a financiar entre los comercializadores de energía eléctrica se realizará de forma proporcional a la cuota de clientes a los que suministren energía eléctrica. Para ello, se definirá un valor unitario expresado en euros por CUPS (€/CUPS) que resultará de aplicación a cada comercializador que conste como activo en el listado de comercializadores de energía eléctrica de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia según lo establecido en el artículo 46.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.»

«4. El reparto de las cantidades a financiar entre los comercializadores de energía eléctrica se realizará de forma proporcional a la cuota de clientes a los que suministren energía eléctrica.

Para ello, se definirá un valor unitario expresado en euros por CUPS (€/CUPS) que resultará de aplicación a cada comercializador que conste como activo en el listado de comercializadores de energía eléctrica de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia según lo establecido en el artículo 46.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.»

Tres. Se modifica el apartado 5 del artículo 14 bis de la siguiente manera:

«5. El reparto de las cantidades a financiar entre los consumidores directos en mercado se realizará de forma proporcional a la energía consumida. Para ello se definirá un valor unitario expresado en euros por MWh (€/MWh) consumido, que resultará de aplicación a cada consumidor directo en mercado en activo.»

«5. El reparto de las cantidades a financiar entre los consumidores directos en mercado se realizará de forma proporcional a la energía consumida.

Para ello se definirá un valor unitario expresado en euros por MWh (€/MWh) consumido, que resultará de aplicación a cada consumidor directo en mercado en activo.»

Cuatro. Se modifica el apartado 2 del artículo 15 como sigue:

«2. En primer lugar, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará el porcentaje de reparto de las cantidades a financiar correspondiente a la totalidad de sujetos que participan en una misma actividad de forma proporcional a la facturación de dicha actividad antes de impuestos, como la relación entre un término que será el valor de la facturación anual agregada de cada actividad y otro término que corresponderá a la suma de las facturaciones anuales agregadas de todas las actividades. Esta información será determinada a partir de las estimaciones y los datos provisionales de que se disponga, teniendo en cuenta el volumen de energía previsiblemente generada por los productores, adquirida por los comercializadores y consumida por los consumidores directos en mercado, el precio medio estimado del mercado mayorista y la retribución prevista de los sujetos titulares de las instalaciones de transporte y de los distribuidores de electricidad contemplada en la resolución por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación para el ejercicio al que corresponde la financiación. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia utilizará la mejor información disponible y realizará las estimaciones necesarias en base a parámetros objetivos y públicos, referida al año natural o móvil, garantizando la transparencia, en la fijación del porcentaje a financiar por actividad. A estos efectos, la citada Comisión publicará anualmente en su página web la información, referida al periodo considerado, relativa a la facturación estimada de cada segmento de actividad para el ejercicio al que corresponde fijar la financiación.»

«2. En primer lugar, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará el porcentaje de reparto de las cantidades a financiar correspondiente a la totalidad de sujetos que participan en una misma actividad de forma proporcional a la facturación de dicha actividad antes de impuestos, como la relación entre un término que será el valor de la facturación anual agregada de cada actividad y otro término que corresponderá a la suma de las facturaciones anuales agregadas de todas las actividades.

Esta información será determinada a partir de las estimaciones y los datos provisionales de que se disponga, teniendo en cuenta el volumen de energía previsiblemente generada por los productores, adquirida por los comercializadores y consumida por los consumidores directos en mercado, el precio medio estimado del mercado mayorista y la retribución prevista de los sujetos titulares de las instalaciones de transporte y de los distribuidores de electricidad contemplada en la resolución por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación para el ejercicio al que corresponde la financiación.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia utilizará la mejor información disponible y realizará las estimaciones necesarias en base a parámetros objetivos y públicos, referida al año natural o móvil, garantizando la transparencia, en la fijación del porcentaje a financiar por actividad.

A estos efectos, la citada Comisión publicará anualmente en su página web la información, referida al periodo considerado, relativa a la facturación estimada de cada segmento de actividad para el ejercicio al que corresponde fijar la financiación.»

Cinco. Se modifica el apartado 3 del artículo 15 de la siguiente manera:

«3. Fijado el porcentaje de reparto correspondiente a cada actividad, la citada Comisión calculará el valor unitario a aplicar correspondiente a los productores, sujetos titulares de instalaciones de transporte, distribuidores, comercializadores y consumidores directos en mercado siguiendo los criterios establecidos en el artículo 14 bis. Para realizar los cálculos, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia estimará el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre del año al que corresponda fijar las cuantías. Adicionalmente, en la determinación de las necesidades previstas de financiación del coste del bono social, se tendrán en cuenta los saldos, positivos o negativos, que se pudieran generar de ejercicios anteriores. Asimismo, con base en la mejor información disponible, y en aplicación del principio de prudencia contable, estimará, para el año al que corresponda fijar las cuantías, la energía producida, el número de clientes de distribuidores y comercializadores, y la energía consumida por los consumidores directos en mercado. Además, tendrá en cuenta la última retribución aprobada en concepto de transporte de electricidad para cada sujeto titular de instalaciones de transporte. A partir de los datos anteriores, la citada Comisión seguirá el siguiente método: a) Determinación de la cuantía por actividad. La Comisión calculará la cantidad que corresponde financiar a cada actividad aplicando los porcentajes definidos en el apartado 2 de este artículo sobre el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hace referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre estimado. b) Determinación de los valores unitarios para cada segmento de actividad. La Comisión calculará los valores unitarios definidos en el artículo 14 bis de la siguiente manera: 1. El valor unitario a aplicar a los productores de energía eléctrica en €/MWh se calculará como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los productores de energía eléctrica calculada en el apartado a) y la energía total estimada producida. 2. El valor unitario correspondiente a los sujetos titulares de instalaciones transporte de energía eléctrica en €/ € retribuido se calculará como el cociente entre la cuantía a sumir por parte de los sujetos con instalaciones de transporte calculada en el apartado a) y la cantidad total retribuida a los sujetos titulares de instalaciones de transporte en activo que conste en la última disposición de retribución al transporte aprobada. 3. El valor unitario a aplicar a los distribuidores de energía eléctrica en €/CUPS será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los distribuidores de energía eléctrica calculada según lo dispuesto en el apartado a) y el número total de CUPS estimados conectados a las redes de distribución. 4. El valor unitario a aplicar a los comercializadores de energía eléctrica en €/CUPS será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los comercializadores de energía eléctrica calculada según lo dispuesto en el apartado a) y el número total estimado de clientes. 5. El valor unitario a aplicar a los consumidores directos en mercado en €/MWh será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los consumidores directos en mercado calculada en el apartado a) y la energía total estimada consumida por los mismos.»

«3. Fijado el porcentaje de reparto correspondiente a cada actividad, la citada Comisión calculará el valor unitario a aplicar correspondiente a los productores, sujetos titulares de instalaciones de transporte, distribuidores, comercializadores y consumidores directos en mercado siguiendo los criterios establecidos en el artículo 14 bis.

Para realizar los cálculos, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia estimará el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre del año al que corresponda fijar las cuantías.

Adicionalmente, en la determinación de las necesidades previstas de financiación del coste del bono social, se tendrán en cuenta los saldos, positivos o negativos, que se pudieran generar de ejercicios anteriores.

Asimismo, con base en la mejor información disponible, y en aplicación del principio de prudencia contable, estimará, para el año al que corresponda fijar las cuantías, la energía producida, el número de clientes de distribuidores y comercializadores, y la energía consumida por los consumidores directos en mercado. Además, tendrá en cuenta la última retribución aprobada en concepto de transporte de electricidad para cada sujeto titular de instalaciones de transporte.

A partir de los datos anteriores, la citada Comisión seguirá el siguiente método:

a) Determinación de la cuantía por actividad. La Comisión calculará la cantidad que corresponde financiar a cada actividad aplicando los porcentajes definidos en el apartado 2 de este artículo sobre el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hace referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre estimado.

b) Determinación de los valores unitarios para cada segmento de actividad. La Comisión calculará los valores unitarios definidos en el artículo 14 bis de la siguiente manera:

1. El valor unitario a aplicar a los productores de energía eléctrica en €/MWh se calculará como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los productores de energía eléctrica calculada en el apartado a) y la energía total estimada producida.

2. El valor unitario correspondiente a los sujetos titulares de instalaciones transporte de energía eléctrica en €/ € retribuido se calculará como el cociente entre la cuantía a sumir por parte de los sujetos con instalaciones de transporte calculada en el apartado a) y la cantidad total retribuida a los sujetos titulares de instalaciones de transporte en activo que conste en la última disposición de retribución al transporte aprobada.

3. El valor unitario a aplicar a los distribuidores de energía eléctrica en €/CUPS será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los distribuidores de energía eléctrica calculada según lo dispuesto en el apartado a) y el número total de CUPS estimados conectados a las redes de distribución.

4. El valor unitario a aplicar a los comercializadores de energía eléctrica en €/CUPS será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los comercializadores de energía eléctrica calculada según lo dispuesto en el apartado a) y el número total estimado de clientes.

5. El valor unitario a aplicar a los consumidores directos en mercado en €/MWh será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los consumidores directos en mercado calculada en el apartado a) y la energía total estimada consumida por los mismos.»

Seis. Se modifica el apartado 2 del artículo 16 en los siguientes términos:

«2. La aportación mensual a realizar por cada sujeto obligado se calculará de la siguiente forma: a) Los productores depositarán la cuantía resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial del artículo 15 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar. b) Los sujetos titulares de instalaciones de transporte depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de multiplicar el valor unitario definido en la orden ministerial a la que hace referencia el artículo 15 por la retribución percibida anual según la última disposición aprobada. c) Los distribuidores depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del artículo 15 por el número de CUPS conectados a su red el último día del mes al que se refiera la aportación. d) Los comercializadores depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del artículo 15 por el número de clientes que tengan el último día del mes al que se refiera la aportación. e) Los consumidores directos en mercado depositarán la cuantía resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial a la que se refiere el artículo 15 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar. En el caso de falta de medida, se tomará el mejor valor de energía del mes M de que disponga el operador del sistema sobre la base del consumo de sus puntos de suministro en el mes M del año anterior.»

«2. La aportación mensual a realizar por cada sujeto obligado se calculará de la siguiente forma:

a) Los productores depositarán la cuantía resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial del artículo 15 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar.

b) Los sujetos titulares de instalaciones de transporte depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de multiplicar el valor unitario definido en la orden ministerial a la que hace referencia el artículo 15 por la retribución percibida anual según la última disposición aprobada.

c) Los distribuidores depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del artículo 15 por el número de CUPS conectados a su red el último día del mes al que se refiera la aportación.

d) Los comercializadores depositarán la doceava parte de la cuantía resultante de aplicar el valor unitario definido en la orden ministerial del artículo 15 por el número de clientes que tengan el último día del mes al que se refiera la aportación.

e) Los consumidores directos en mercado depositarán la cuantía resultante de aplicar el valor unitario aprobado en la orden ministerial a la que se refiere el artículo 15 sobre su medida disponible del mes M en el mes M+1, siendo M el mes a liquidar. En el caso de falta de medida, se tomará el mejor valor de energía del mes M de que disponga el operador del sistema sobre la base del consumo de sus puntos de suministro en el mes M del año anterior.»

Siete. Se modifica apartado 3 del artículo 16, con la siguiente redacción:

«3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia recabará la información necesaria para calcular las aportaciones según se establece en el apartado anterior y procederá a la liquidación de las mismas. El operador del sistema remitirá, a tal efecto, los valores correspondientes a los sujetos obligados, cuando resulte necesario, de conformidad con el apartado anterior.»

«3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia recabará la información necesaria para calcular las aportaciones según se establece en el apartado anterior y procederá a la liquidación de las mismas. El operador del sistema remitirá, a tal efecto, los valores correspondientes a los sujetos obligados, cuando resulte necesario, de conformidad con el apartado anterior.»

Ocho. Se modifica el apartado 4 del artículo 16, en los siguientes términos:

«4. Las anteriores aportaciones se realizarán a través de los sujetos de liquidación que estén actuando por cuenta de los sujetos obligados ante el operador del sistema el último día del mes al que se refiera la liquidación. Lo anterior ha de entenderse sin perjuicio de las responsabilidades de pago que corresponden a los sujetos obligados a los que se refiere el artículo 13.»

«4. Las anteriores aportaciones se realizarán a través de los sujetos de liquidación que estén actuando por cuenta de los sujetos obligados ante el operador del sistema el último día del mes al que se refiera la liquidación. Lo anterior ha de entenderse sin perjuicio de las responsabilidades de pago que corresponden a los sujetos obligados a los que se refiere el artículo 13.»

Disposición final quinta. Modificación de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

Se modifica el segundo párrafo del artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en los siguientes términos:

«Estos parámetros retributivos podrán revisarse para cada periodo regulatorio. Si no se llevara a cabo esta revisión antes del comienzo del periodo regulatorio se entenderán prorrogados para todo el periodo regulatorio siguiente, excepto en el caso del régimen retributivo específico cuya revisión podrá realizarse hasta el 28 de febrero del primer año de cada periodo regulatorio.»

«Estos parámetros retributivos podrán revisarse para cada periodo regulatorio. Si no se llevara a cabo esta revisión antes del comienzo del periodo regulatorio se entenderán prorrogados para todo el periodo regulatorio siguiente, excepto en el caso del régimen retributivo específico cuya revisión podrá realizarse hasta el 28 de febrero del primer año de cada periodo regulatorio.»

Disposición final sexta. Modificación del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

El Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, queda modificado de la siguiente forma:

Uno. Se modifican los apartados 3 y 4 del artículo 22 que quedan con la siguiente redacción:

«3. Cuando el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos se encuentre fuera de dichos límites, se generará, en cómputo anual, un saldo positivo o negativo, que se denominará valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado y se calculará, para el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, como sigue: a) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya sido superior a LS2: Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LS1i,j- LS2i,j) + Nhi,j * (LS2i,j- Pcesta,i ) b) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” se haya situado entre LS1 y LS2: Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LS1i,j - Pcesta,i ) c) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya resultado mayor que LI1 y menor que LS1: Vajdmi,j = 0 d) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” se haya situado entre LI1 y LI2: Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LI1i,j - Pcesta,i ) e) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya sido inferior a LI2: Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LI1i,j- LI2i,j) + Nhi,j * (LI2i,j – Pcesta,i ) Siendo: Vajdmi,j: Valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado en el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, expresado en €/MW. Nhi,j: Número de horas de funcionamiento de la instalación tipo utilizado en el cálculo de los parámetros retributivos de dicha instalación tipo para el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, expresado en horas. Pcesta,i: Valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i”, expresado en €/MWh, calculado de acuerdo con la siguiente expresión: Donde: Pmi: Precio medio anual del mercado diario e intradiario en el año “i”, expresado en €/MWh. Pfanuali: Precio medio del futuro anual con liquidación en el año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia del contrato de futuro anual con liquidación en el año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los seis meses anteriores al inicio de su liquidación. Para el año 2023 se considerará el contrato de futuro anual con liquidación en 2023 negociado desde el 1 de octubre de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2022. Pftrimi,k: Precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros trimestrales con liquidación en el trimestre “k” del año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los tres meses anteriores al inicio de su liquidación. Pfmeni,l: Precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros mensuales con liquidación en el mes “l” del año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en el mes anterior al inicio de su liquidación. ai: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio anual del mercado diario e intradiario en el año “i”. bi: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros anuales para el año “i”. ci,k: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”. di,l: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”. Capunti: Coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología, para el año “i”. Para el año 2022, el coeficiente a2022 tomará como valor 1 y los coeficientes b2022,del c2022,1 al c2022,4, y del d2022,1 al d2022,12 tomarán como valor 0. Para el año 2023, los coeficientes de ponderación tomarán los siguientes valores: Coeficiente Valor a2023 0,75 b2023 0,15 c2023,1 al c2023,4 0,025 d2023,1 al d2023,12 0 Para los años 2024 y 2025, la ponderación de los precios de los mercados de futuros en la cesta de precios será igual o superior al 50 % y al 75 %, respectivamente. Los valores concretos de los coeficientes correspondientes a los años 2024 y 2025 serán fijados por Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previo acuerdo de la Comisión Delgada del Gobierno para Asuntos Económicos, antes del 1 de julio del año anterior. En el caso de las instalaciones de pequeña potencia el valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se calculará únicamente considerando el precio medio anual del mercado diario e intradiario para cada año. Para ello el coeficiente ai tomará el valor 1 y los coeficientes bi, ci,k y di,l tomarán el valor 0. A estos efectos se considerará que una instalación es de pequeña potencia cuando esté asignada a una de las siguientes instalaciones tipo: i. Instalaciones tipo de cogeneración del grupo a.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW. ii. Instalaciones tipo fotovoltaicas del subgrupo b.1.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 10 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividirán en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a 10 MW y otra con rango de potencia mayor de 10 MW. iii. Instalaciones tipo eólicas del subgrupo b.2.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 5 MW. iv. Instalaciones tipo de los grupos b.3 y b.4 definidos en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. v. Instalaciones tipo de los grupos b.6, b.7 y b.8 definidos en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividirán en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a 1 MW y otra con rango de potencia mayor de 1 MW. vi. Instalaciones tipo que provienen de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW. 4. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará para cada año natural el precio medio anual del mercado diario e intradiario, como media aritmética de los precios horarios del mercado diario e intradiario y el coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología. Los valores obtenidos se publicarán anualmente antes del 15 de enero del siguiente año en la página web del citado organismo.»

«3. Cuando el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos se encuentre fuera de dichos límites, se generará, en cómputo anual, un saldo positivo o negativo, que se denominará valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado y se calculará, para el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, como sigue:

a) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya sido superior a LS2:

Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LS1i,j- LS2i,j) + Nhi,j * (LS2i,j- Pcesta,i )

b) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” se haya situado entre LS1 y LS2:

Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LS1i,j - Pcesta,i )

c) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya resultado mayor que LI1 y menor que LS1:

Vajdmi,j = 0

d) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” se haya situado entre LI1 y LI2:

Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LI1i,j - Pcesta,i )

e) En el caso de que el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i” haya sido inferior a LI2:

Vajdmi,j = Nhi,j * 0,5 * (LI1i,j- LI2i,j) + Nhi,j * (LI2i,j – Pcesta,i )

Siendo:

Vajdmi,j: Valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado en el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, expresado en €/MW.

Nhi,j: Número de horas de funcionamiento de la instalación tipo utilizado en el cálculo de los parámetros retributivos de dicha instalación tipo para el año “i” del semiperiodo regulatorio “j”, expresado en horas.

Pcesta,i: Valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año “i”, expresado en €/MWh, calculado de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

Pmi: Precio medio anual del mercado diario e intradiario en el año “i”, expresado en €/MWh.

Pfanuali: Precio medio del futuro anual con liquidación en el año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia del contrato de futuro anual con liquidación en el año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los seis meses anteriores al inicio de su liquidación. Para el año 2023 se considerará el contrato de futuro anual con liquidación en 2023 negociado desde el 1 de octubre de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2022.

Pftrimi,k: Precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros trimestrales con liquidación en el trimestre “k” del año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en los tres meses anteriores al inicio de su liquidación.

Pfmeni,l: Precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”, expresado en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones de referencia de los contratos de futuros mensuales con liquidación en el mes “l” del año “i” publicadas por el mercado organizado de futuros de electricidad, OMIP, en el mes anterior al inicio de su liquidación.

ai: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio anual del mercado diario e intradiario en el año “i”.

bi: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros anuales para el año “i”.

ci,k: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”.

di,l: Coeficiente de ponderación, expresado en tanto por uno, aplicable al precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”.

Capunti: Coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología, para el año “i”.

Para el año 2022, el coeficiente a2022 tomará como valor 1 y los coeficientes b2022,del c2022,1 al c2022,4, y del d2022,1 al d2022,12 tomarán como valor 0.

Para el año 2023, los coeficientes de ponderación tomarán los siguientes valores:

Para los años 2024 y 2025, la ponderación de los precios de los mercados de futuros en la cesta de precios será igual o superior al 50 % y al 75 %, respectivamente. Los valores concretos de los coeficientes correspondientes a los años 2024 y 2025 serán fijados por Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previo acuerdo de la Comisión Delgada del Gobierno para Asuntos Económicos, antes del 1 de julio del año anterior.

En el caso de las instalaciones de pequeña potencia el valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se calculará únicamente considerando el precio medio anual del mercado diario e intradiario para cada año. Para ello el coeficiente ai tomará el valor 1 y los coeficientes bi, ci,k y di,l tomarán el valor 0. A estos efectos se considerará que una instalación es de pequeña potencia cuando esté asignada a una de las siguientes instalaciones tipo:

i. Instalaciones tipo de cogeneración del grupo a.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW.

ii. Instalaciones tipo fotovoltaicas del subgrupo b.1.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 10 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividirán en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a 10 MW y otra con rango de potencia mayor de 10 MW.

iii. Instalaciones tipo eólicas del subgrupo b.2.1 definido en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 5 MW.

iv. Instalaciones tipo de los grupos b.3 y b.4 definidos en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

v. Instalaciones tipo de los grupos b.6, b.7 y b.8 definidos en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW. Las instalaciones tipo que no tengan establecido un rango de potencia, se dividirán en dos instalaciones tipo, una con rango de potencia menor o igual a 1 MW y otra con rango de potencia mayor de 1 MW.

vi. Instalaciones tipo que provienen de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, con rango de potencia inferior o igual a 1 MW.

4. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará para cada año natural el precio medio anual del mercado diario e intradiario, como media aritmética de los precios horarios del mercado diario e intradiario y el coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología. Los valores obtenidos se publicarán anualmente antes del 15 de enero del siguiente año en la página web del citado organismo.»

Disposición final séptima. Modificación de la Ley 12/2009, de 30 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protección subsidiaria.

El apartado 1 del artículo 31 de la Ley 12/2009, de 30 de octubre, reguladora del derecho de asilo y de la protección subsidiaria, queda redactado de la siguiente forma:

«1. Los servicios de acogida, su definición, disponibilidad, programas y servicios, específicamente destinados a aquellas personas que soliciten protección internacional, se determinarán reglamentariamente por el Ministerio competente para atender las necesidades básicas de estas personas. Este Ministerio podrá prestar por sí mismo esos servicios de acogida de forma directa, de forma indirecta por fórmulas contractuales, o bien, mediante la correspondiente autorización de acción concertada a entidades cuando no sea necesario celebrar contratos públicos, tal y como establece el artículo 11.6 de la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, de contratos del sector público. Asimismo, también será posible prestar los servicios de acogida a través de los centros subvencionados a organizaciones no gubernamentales. En ningún caso podrá duplicarse la financiación pública de los servicios prestados por estas organizaciones, concurriendo la financiación obtenida por la autorización de acción concertada y por las subvenciones. A los efectos de esta ley se entiende por acción concertada el instrumento por el que se concede la autorización a aquellas entidades que cumplan las condiciones previamente fijadas de forma reglamentaria para la prestación de servicios de acogida de responsabilidad pública, debiendo el sistema que se establezca, en todo caso, cumplir todos los requisitos que contempla el artículo 11.6 de la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, incluidos los principios de publicidad, transparencia y no discriminación. La financiación de la acción concertada, el cumplimiento de los requisitos de acceso y el control de la prestación de los servicios se realizará por el Ministerio competente para prestar los servicios de acogida, según se establezca de forma reglamentaria. Estas entidades habrán de acreditar la disposición de medios y recursos necesarios para la prestación de los servicios de acción concertada. En todo caso, se acreditará la propiedad de los centros en que se vaya a desarrollar la acción concertada, o, en su defecto, el derecho al uso, con este fin, de los bienes inmuebles, ya sean de propiedad privada o pública, por un periodo no inferior al de vigencia de la autorización de acción concertada, que podrá alcanzar cuatro años prorrogables de mutuo acuerdo, por igual periodo, sin perjuicio de poder solicitar una nueva autorización una vez expirada la anterior. Excepcionalmente, en situaciones de necesidad y siempre que concurran razones de interés público, dicho derecho al uso podrá ser por un periodo inferior al de vigencia de la autorización de la acción concertada. Con carácter general, la Administración anticipará hasta el 50 % de la retribución máxima acordada por las prestaciones y servicios asignados que supondrán entregas de fondos con carácter previo a la justificación, como financiación necesaria para poder llevar a cabo las actuaciones inherentes a la acción concertada. Los pagos anticipados se deberán asegurar mediante la prestación de garantía. Las entidades no lucrativas autorizadas quedan exoneradas de la constitución de garantía de los fondos entregados. La falta de constitución y acreditación de la garantía ante el órgano competente implicará la retención del pago de la retribución, hasta el momento en que se acredite, pudiendo dar lugar a la pérdida del derecho al pago de forma definitiva cuando, habiéndose realizado requerimiento previo del órgano concedente para que se acredite la constitución de la garantía, éste no fuera atendido en el plazo de 15 días. Reglamentariamente se desarrollarán, entre otras materias, los aspectos y criterios de la organización de los servicios de acogida a través de la acción concertada, las condiciones que deben cumplir las entidades para obtener la correspondiente autorización, los supuestos de pérdida de autorización para el caso de incumplimiento de obligaciones, así como el cálculo de su retribución. Este cálculo tendrá en consideración que, la retribución se limitará a los costes necesarios para prestar los servicios establecidos.»

«1. Los servicios de acogida, su definición, disponibilidad, programas y servicios, específicamente destinados a aquellas personas que soliciten protección internacional, se determinarán reglamentariamente por el Ministerio competente para atender las necesidades básicas de estas personas.

Este Ministerio podrá prestar por sí mismo esos servicios de acogida de forma directa, de forma indirecta por fórmulas contractuales, o bien, mediante la correspondiente autorización de acción concertada a entidades cuando no sea necesario celebrar contratos públicos, tal y como establece el artículo 11.6 de la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, de contratos del sector público.

Asimismo, también será posible prestar los servicios de acogida a través de los centros subvencionados a organizaciones no gubernamentales. En ningún caso podrá duplicarse la financiación pública de los servicios prestados por estas organizaciones, concurriendo la financiación obtenida por la autorización de acción concertada y por las subvenciones.

A los efectos de esta ley se entiende por acción concertada el instrumento por el que se concede la autorización a aquellas entidades que cumplan las condiciones previamente fijadas de forma reglamentaria para la prestación de servicios de acogida de responsabilidad pública, debiendo el sistema que se establezca, en todo caso, cumplir todos los requisitos que contempla el artículo 11.6 de la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, incluidos los principios de publicidad, transparencia y no discriminación.

La financiación de la acción concertada, el cumplimiento de los requisitos de acceso y el control de la prestación de los servicios se realizará por el Ministerio competente para prestar los servicios de acogida, según se establezca de forma reglamentaria.

Estas entidades habrán de acreditar la disposición de medios y recursos necesarios para la prestación de los servicios de acción concertada. En todo caso, se acreditará la propiedad de los centros en que se vaya a desarrollar la acción concertada, o, en su defecto, el derecho al uso, con este fin, de los bienes inmuebles, ya sean de propiedad privada o pública, por un periodo no inferior al de vigencia de la autorización de acción concertada, que podrá alcanzar cuatro años prorrogables de mutuo acuerdo, por igual periodo, sin perjuicio de poder solicitar una nueva autorización una vez expirada la anterior. Excepcionalmente, en situaciones de necesidad y siempre que concurran razones de interés público, dicho derecho al uso podrá ser por un periodo inferior al de vigencia de la autorización de la acción concertada.

Con carácter general, la Administración anticipará hasta el 50 % de la retribución máxima acordada por las prestaciones y servicios asignados que supondrán entregas de fondos con carácter previo a la justificación, como financiación necesaria para poder llevar a cabo las actuaciones inherentes a la acción concertada.

Los pagos anticipados se deberán asegurar mediante la prestación de garantía. Las entidades no lucrativas autorizadas quedan exoneradas de la constitución de garantía de los fondos entregados.

La falta de constitución y acreditación de la garantía ante el órgano competente implicará la retención del pago de la retribución, hasta el momento en que se acredite, pudiendo dar lugar a la pérdida del derecho al pago de forma definitiva cuando, habiéndose realizado requerimiento previo del órgano concedente para que se acredite la constitución de la garantía, éste no fuera atendido en el plazo de 15 días.

Reglamentariamente se desarrollarán, entre otras materias, los aspectos y criterios de la organización de los servicios de acogida a través de la acción concertada, las condiciones que deben cumplir las entidades para obtener la correspondiente autorización, los supuestos de pérdida de autorización para el caso de incumplimiento de obligaciones, así como el cálculo de su retribución. Este cálculo tendrá en consideración que, la retribución se limitará a los costes necesarios para prestar los servicios establecidos.»

Disposición final octava. Salvaguarda de rango de disposiciones reglamentarias.

Las determinaciones incluidas en normas reglamentarias que son objeto de modificación por este real decreto-ley podrán ser modificadas por normas del rango reglamentario correspondiente a la norma en que figuran.

Disposición final novena. Títulos competenciales.

El presente real decreto-ley se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuyen al Estado la competencia en materia bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y bases del régimen minero y energético, respectivamente, a excepción de la disposición adicional sexta, que se dicta al amparo de lo previsto en el artículo 149.1.14.ª de la Constitución, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de Hacienda general y de la disposición final séptima, que se dicta al amparo de lo dispuesto por el artículo 149.1.2.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de derecho de asilo.

Disposición final décima. Desarrollo reglamentario.

Se habilita al Gobierno y a la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en el ámbito de sus respectivas competencias, para aprobar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo, aplicación y ejecución de lo establecido en este real decreto-ley.

Disposición final undécima. Entrada en vigor.

Este real decreto-ley entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado»

No obstante, la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley será la que se determine en la Orden por la que se publique la Autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea a la que se refiere la disposición final primera.