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operador encargado de prestar el servicio universal de 
telecomunicaciones y a efecto de garantizar la disponibili-dad del servicio universal de telecomunicaciones a partir del 1 de enero de 2008, resulta necesario modificar el apartado 1 de la disposición transitoria segunda del Reglamento de Servicio Universal prorrogando la obliga-ción de Telefónica de España, S.A.U., de prestar el servicio universal hasta el 31 de diciembre del año 2008.
En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, 
Turismo y Comercio, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 28 de diciembre de 2007 ,
D I S P O N G O:
Artículo único.  Modificación del Reglamento sobre las 
condiciones para la prestación de servicios de comu-nicaciones electrónicas, el servicio universal y la pro-tección de los usuarios, aprobado por el Real Decreto 424/2005, de 15 de abril.
Se modifica el párrafo primero del apartado 1 de la 
disposición transitoria segunda, sobre el régimen transi-torio aplicable al servicio universal, que queda redactado 
de la siguiente forma:
«1. De conformidad con la habilitación regla-
mentaria establecida en la disposición transitoria segunda de la Ley 32/2003, de 3 de noviembre, General de Telecomunicaciones, se establece la obli-gación de Telefónica de España, S. A. U., de prestar el servicio universal hasta el 31 de diciembre del año 2008.»
Disposición final primera.  Facultades de desarrollo.
Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comer-
cio a dictar las disposiciones necesarias para el desarrollo y aplicación de este real decreto.
Disposición final segunda.  Título competencial.
Este real decreto se dicta al amparo de la competencia 
exclusiva sobre telecomunicaciones reconocida en el artículo 149.1.ª 21 de la Constitución
Disposición final tercera.  Entrada en vigor.
Este real decreto entrará en vigor el día siguiente al de 
su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Dado en Madrid, el 28 de diciembre de 2007 .
JUAN CARLOS R.
El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,
JOAN CLOS I MATHEU 
 22458 ORDEN ITC/3860/2007 , de 28 de diciembre, por 
la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008.
La Ley 17/2007 , de 4 de julio, por la que se modifica la 
Ley 54/1997 , de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, establece en su disposición transitoria segunda, al regular el suministro a tarifa de los distribui-dores, que hasta el momento de entrada en vigor del mecanismo de suministro de último recurso, continuará 
en vigor el suministro a tarifa que será realizado por los distribuidores en las condiciones que se establecen en la propia disposición transitoria. También establece que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Eco-nómicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de las tarifas.
El artículo 17 .1 de la citada Ley 54/1997 , de 27 de 
noviembre, del Sector Eléctrico establece que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económi-cos, dictará las disposiciones necesarias para el estableci-miento de los peajes de acceso a las redes, que se esta-blecerán en base a los costes de las actividades reguladas del sistema que correspondan, incluyendo entre ellos los costes permanentes y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
Por todo ello, mediante la presente orden se revisan 
los costes y se ajustan las tarifas para la venta de energía 
eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica que aplican las empresas a partir del 1 de enero de 2008.
Asimismo se mantienen los precios de los alquileres 
de los equipos de medida por parte de los distribuidores 
a los consumidores finales, excepto los correspondientes a contadores electrónicos con posibilidad de telegestión para consumidores domésticos, que se actualizan igual que los precios de las verificaciones y actuaciones sobre los puntos de medida a realizar por el Operador del Sis-tema y como los precios de la primera verificación de las 
instalaciones fotovoltaicas, incrementándose el 3,6 por 
ciento.
Por otro lado, de acuerdo con lo previsto en el artículo 
44.1 y en la disposición transitoria segunda del Real 
Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, por el que se regula la 
actividad de producción de energía en régimen especial, se procede a la actualización trimestral de las tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 (cogeneraciones que utilicen gas natural, gasóleo, fuel-oil o GLP), del grupo c.2 (instalaciones de residuos) y de las acogidas a la disposición transitoria segunda del 
citado real decreto (instalaciones de cogeneración para el 
tratamiento y reducción de residuos).
Asimismo, se procede a realizar las actualizaciones 
anuales del resto de instalaciones de la categoría a) y c) y de las instalaciones de la categoría b) de acuerdo con el citado artículo 44.1, así como de las instalaciones acogi-das a la disposición adicional sexta (instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW) y a la disposición transitoria décima (instalaciones que utilicen la cogeneración para el desecado de los subproductos de la producción de aceite de oliva) del citado Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo.
Igualmente se actualizan otros valores de referencia 
como el complemento por reactiva regulado en el artículo 29, el complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión previsto en la disposición adicional séptima y el límite superior y la prima máxima de referen-cia a efectos del procedimiento de concurrencia previsto en el Real Decreto 1028/2007 , de 20 de julio, para las insta-laciones eólicas marinas.
Las variaciones trimestrales de los índices de referen-
cia utilizados para la actualización han sido, un decre-
mento de 211 puntos básicos para el IPC (variación del 
1,846 por ciento en el segundo trimestre y de –0,265 por ciento en el tercer trimestre), un incremento del 1,0975 por ciento para el precio del gas natural y un incremento del 7 ,57 por ciento para el precio del gasóleo, el GLP y el 
fuel (valores de referencia de 103,69 y 111,53 para el 
segundo y tercer trimestre respectivamente).
Las variaciones anuales de los índices de referencia 
utilizados han sido, un incremento del IPC de 360 puntos 
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básicos y un incremento del precio del carbón del 5,9 por 
ciento.
El Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se 
revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006, en su disposición adicional segunda, dispone que, a partir del 1 de julio de 2007 , los equipos de medida a instalar 
para nuevos suministros de energía eléctrica hasta una 
potencia contratada de 15 kW y aquellos que se sustitu-
yan para los antiguos suministros deben permitir la dis-
criminación horaria de las medidas así como la teleges-tión, habilitando al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para establecer un plan de sustitución de estos contadores.
Por su parte, la disposición adicional vigésima 
segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007 , contiene un mandato a la Comisión Nacio-nal de Energía de elaboración de un informe donde se recojan los criterios para la sustitución de dichos equipos de medida. Este informe fue aprobado por el Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía el 25 de octubre de 2007 .
Tomando como base la información contenida en el 
informe citado, en la presente orden se establece el plan de sustitución de contadores de medida en los suminis-tros de energía eléctrica de hasta 15 kW de potencia con-tratada con el fin de impulsar la implantación de los siste-mas de telegestión.
La Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, por la que 
se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 desarrolló en su anexo III, el concepto de pagos por capacidad, conforme lo establecido en el artículo 16.1.c) de la Ley 54/1997 , de 27 de noviembre, del Sector Eléc-trico, en el que se incluyen dos tipos de servicios clara-mente diferenciados.
El apartado quinto.1 de dicha Orden ITC/2794/2007 , de 
27 septiembre, prevé la posibilidad de establecer un 
mecanismo transitorio para la dotación del servicio de 
disponibilidad, por razones de seguridad de suministro en tanto entra en vigor la normativa que lo desarrolle.
En cuanto al incentivo a la inversión, la Orden 
ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, prevé la posibilidad de que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio autorice un cobro para aquellas instalaciones de régimen ordina-
rio de más de 50MW que acometan inversiones significa-
tivas, ampliaciones u otras modificaciones relevantes. Es el caso de las inversiones ambientales en plantas de des-ulfuración acometidas por las instalaciones de produc-ción de energía eléctrica que utilizan carbón como com-bustible primario antes de la entrada en vigor de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre.
A las instalaciones anteriores se les reconoce el dere-
cho de un cobro anual desde la fecha del acta de puesta en marcha y durante los siguientes diez años.
El artículo 7 del Real Decreto 1435/2002, de 27 de 
diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas 
de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión, modificado por el Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, establece el sistema de información de puntos de sumi-nistro que las distribuidoras han de poner a disposición 
de sus clientes y de las empresas comercializadoras.
Al efecto de facilitar el acceso de estas bases de datos 
de puntos de suministro y de promover la competencia, se homogeneiza el contenido de los registros desarro-llando a su vez las condiciones de mantenimiento y acceso a las mismas.
La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se 
aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despa-cho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, aprobó el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utiliza-
dos y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapenin-sulares (SEIE), asignando dichas liquidaciones al Opera-dor del Mercado.
En la actualidad, tras su modificación por la Ley 
17/2007 , de 4 de julio, la Ley del Sector Eléctrico asigna al Operador del Sistema las funciones de liquidación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y esta-blece que el régimen de cobros, pagos y garantías estará sujeto a las mismas condiciones que el mercado de pro-ducción peninsular.
Por ello, en esta orden se establece el procedimiento 
de liquidación de la energía del operador del mercado en los SEIE hasta la fecha en que se produce el traspaso al operador del sistema.
La orden ha sido informada por la Comisión Nacional 
de Energía con fecha 20 de diciembre de 2007 .
En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada 
del Gobierno para Asuntos Económicos adoptado en su reunión del día 27 de diciembre de 2007 , dispongo:
Artículo 1. Revisión de los costes y tarifas a partir de 1 de 
enero de 2008.
1. Se revisan las tarifas para la venta de energía eléc-
trica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica a partir de 1 de enero de 2008, teniendo en cuenta los costes y la demanda previs-tos para dicho año.
2. Los costes máximos reconocidos a partir de 1 de 
enero de 2008 destinados a la retribución de la actividad de transporte ascienden a 1.217 .307 miles de euros, de los que 1.022.683 miles de euros corresponden a la retribu-ción de la actividad de transporte de Red Eléctrica de España, S.A., 76.139 miles de euros a la actividad del transporte del resto de empresas peninsulares sometidas a liquidación, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el pro-cedimiento de liquidación de los costes de transporte, 
distribución y comercialización a tarifa, de los costes per-manentes del sistema y de los costes de diversificación y 
seguridad de abastecimiento, y 118.485 miles de euros a las empresas insulares y extrapeninsulares.
3. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 
2008 correspondientes a las empresas distribuidoras sin incluir a las empresas distribuidoras acogidas a la dispo-sición transitoria undécima de la Ley 54/1997 , de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, deducidos los otros ingresos derivados de los derechos de acometida, engan-ches, verificación y alquiler de aparatos de medida, se calcularán aplicando la siguiente fórmula:
R
i
2008 = Ri
2007 · 1,028 . (1+ ΔDi
2007 · Fei) 
Donde,
Fei, es el factor de escala aplicable a la empresa distri-
buidora i. Dicho valor para cada empresa distribuidora i, en tanto por uno, se establece en la tabla siguiente: 
Empresa o grupo empresarial Fei
  
Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.  . . . . 0,60638551
Unión Fenosa Distribución, S.A.  . . . . . . . . . 0,61185609
Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 0,57081165Electra de Viesgo Distribución, S.A. . . . . . . . 0,62224200
Endesa (peninsular).  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,61164764Endesa (extrapeninsular). . . . . . . . . . . . . . . . 0,61164764
FEVASA.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,51620000
SOLANAR.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,32570000
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 ΔDi
2007, es el incremento de la demanda media anual 
en abonado final en las instalaciones de distribución de la empresa distribuidora i en el año 2007 , una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, expresado en tanto por uno.
R
i
2007 es el valor que figura en la siguiente tabla: 
Empresa o grupo empresarialRi
2007
–
(miles de euros)
  
Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.  . . . . 1.297 .585
Unión Fenosa Distribución, S.A.  . . . . . . . . . 603.888Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. . . 123.142
Electra de Viesgo Distribución, S.A. . . . . . . . 116.750Endesa (peninsular).  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.429.484Endesa (extrapeninsular). . . . . . . . . . . . . . . . 283.382FEVASA.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133SOLANAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111
   Total  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.854.475
 A efectos de liquidaciones provisionales, la Comisión 
Nacional de Energía aplicará para todas las empresas dis-tribuidoras un valor de 0,0384 en concepto de incremento de la demanda media anual en abonado final en las insta-laciones de distribución para el año 2007 , una vez corre-gido el efecto de laboralidad y temperatura, hasta que se conozca el valor definitivo particular de cada empresa 
distribuidora.
A estos costes de distribución se incorporarán 90.000 
miles de euros como costes destinados a planes de mejora de calidad del servicio a los que hace referencia el 
artículo 4 de la presente orden.
Se prevé un coste de 274.635 miles de euros corres-
pondiente a la retribución de los distribuidores acogidos 
a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997 , de 27 de noviembre. A esta cantidad habrá que añadir la can-
tidad de 14.800 miles de euros en concepto de interrumpi-bilidad, régimen especial y otros, que se recaudará como porcentaje a tenor de lo contemplado en el artículo 3 de esta orden.
4. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 
2008 destinados a la retribución de la gestión comercial realizada por las empresas distribuidoras ascienden a 
312.639 miles de euros, desglosados por empresas distri-
buidoras según establece la siguiente tabla: 
Empresa o grupo empresarialCoste GCi2008
–
(miles de euros)
  
Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.  . . . . . 122.534
Unión Fenosa Distribución, S.A.  . . . . . . . . . . 42.388Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A.  . 7 .966Electra de Viesgo Distribución, S.A. . . . . . . . . 6.861Endesa (peninsular) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113.000Endesa (extrapeninsular)  . . . . . . . . . . . . . . . . 19.841FEVASA  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41SOLANAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
   Total  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.639
 5. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar 
el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, sin tener en cuenta las revi-siones de los costes de generación extrapeninsular, según establece el artículo 4.9 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 
de diciembre de 2002, se fija en un máximo de 225.099 miles de euros.
A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se 
considerarán un ingreso de las actividades reguladas.
6. La cantidad que en 2008 resulta necesaria para 
recuperar linealmente el valor actual neto del déficit de 
ingresos en la liquidación de las actividades reguladas 
generadas entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciem-bre de 2005, se fija en 387 .958 miles de euros, valor actual neto que ha de calcularse a 31 de diciembre de 2007 actualizando el importe de dicho déficit a 31 de diciembre de 2006 mediante la aplicación al mismo del EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones de noviembre de 2007 , de conformidad con lo previsto en la disposición adicional primera del Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006. Dicha cuantía se recaudará por aplica-ción de un porcentaje específico sobre las tarifas de sumi-
nistro y sobre las tarifas de acceso.
7 . La anualidad para 2008 que resulta para recuperar 
el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de diciembre de 2006, se fija en 210.242 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación una vez que la Comisión Nacional de Energía comunique a la Secretaría General de Energía la cuantía final del déficit del año 2006, a tenor de lo con-templado en el apartado 4 de la disposición adicional única de la Orden ITC/3315/2007 , de 15 de noviembre, por la que se regula, para el año 2006, la minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléc-trica en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratui-tamente.
A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se 
considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas.
8. El valor a 31 de diciembre de 2005 de la cuantía 
definitiva de los costes específicos destinados a la com-pensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares de las empresas generadoras de Endesa, S.A. para los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005, una vez descontadas las anualidades correspondiente a los ejercicios 2003, 2004 y 2005 del déficit provisional 2001-2002 e incluidos los costes financieros devengados para cada uno de ellos calculados con un tipo de interés igual a la media anual del EURIBOR a tres meses fijados en el punto primero de 
la Resolución de la Dirección General de Política Energé-
tica y Minas de 2 de octubre de 2007 se recuperará lineal-mente durante un período de 15 años.
El importe pendiente de pago a 31 de diciembre de 
cada año se calculará mediante la actualización del saldo pendiente correspondiente a 31 de diciembre del año pre-cedente de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmedia-tamente anterior al año durante en el que haya de apli-carse el porcentaje correspondiente, deduciendo los pagos efectivamente realizados durante el año.
La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el 
valor actual del desajuste de ingresos derivado de las revisiones de los costes de generación insular y extrape-ninsular entre el 1 de enero de 2001 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 191.292 miles de euros.
A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se 
considerarán un ingreso de las actividades reguladas.
9. De acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de 
la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997 , de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé provisional-mente para el cálculo de las tarifas de 2008 un coste de 75.561 miles de euros, en concepto de plan de viabilidad 
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para Elcogás, S.A. Esta cantidad es provisional. La Direc-
ción General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, procederá a aprobar la cuantía definitiva que corresponda a dicho año.
A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se 
considerarán un ingreso de las actividades reguladas.
10. La anualidad para 2008 que resulta para recupe-
rar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquida-ción de las actividades reguladas, generado entre el 1 de 
enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2007 , se fija en 
67 .950 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación cuando se conozcan los resultados de las subastas establecidas mediante real decreto a lo largo de dicho año.
Hasta dicha fecha y provisionalmente la Comisión 
Nacional de Energía liquidará la cantidad que figura en el apartado anterior, entre las diferentes empresas en fun-ción de los importes realmente aportados para cubrir el déficit.
A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se 
considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas.
11. Se reconoce ex ante la existencia de un déficit de 
ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas que se generará entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de marzo de 2008 que asciende a un máximo 1.200.000 miles de euros.
12. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 
de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997 , de 
27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé un importe 
provisional de 93.089 miles de euros para incentivar el 
consumo de carbón autóctono. Una vez aprobado este 
incentivo, tendrá efectos a partir del 1 de enero de 2008.
A los efectos de su liquidación y cobro, este coste se 
considerará un ingreso de las actividades reguladas.
La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en 
régimen de depósito a estos efectos y la comunicará 
mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del 
Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin.
13. Se prevé una partida de 380.000 miles de euros 
destinada al servicio de gestión de la demanda de inte-
rrumpibilidad para los consumidores que adquieren su 
energía en el mercado de producción regulado en la 
Orden ITC/2370/2007 , de 26 de julio, por la que se regula el 
servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad 
para los consumidores que adquieren su energía en el 
mercado de producción.
Artículo 2. Revisión de tarifas y precios regulados.
1. Las tarifas para la venta de energía eléctrica se 
fijan en el anexo I de la presente orden, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de los términos de potencia y energía.
2. El precio de los alquileres de los equipos de 
medida es el que se detalla en el anexo II de esta orden.
3. Las tarifas de acceso a las redes de transporte y 
distribución establecidas en el Real Decreto 1164/2001, de 
26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a 
las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, 
son las que se fija en el anexo III de esta orden, donde 
figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de sus 
términos de potencia y energía, activa y reactiva, en cada período tarifario.
4. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y 
en el apartado a.1.3 de 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, se procede a la actualización trimestral de las tarifas y primas para su aplicación a partir del 1 de 
enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 de las instalaciones del grupo c.2 y de las instala-
ciones acogidas a la disposición transitoria segunda. En el 
anexo IV de la presente orden figuran las tarifas y primas que se fijan para las citadas instalaciones.
5. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y 
en la disposición transitoria décima del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a la actualización anual de las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.3 y a.1.4 del grupo a.2, de las instalaciones de la categoría b), del subgrupo a.1.3, y de la disposición transitoria décima y de las instalaciones de los grupos c.1, c.3 y c.4. En el anexo V de esta orden figuran las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, que se fijan para las citadas instalaciones.
6. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de 
la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, se procede a la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 2 de 
la citada disposición adicional, tomando como referencia 
el incremento del IPC, quedando fijado en 1,9836 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
Igualmente, de acuerdo con lo establecido en el apar-
tado 3 de la disposición adicional sexta del citado real decreto, se efectúa la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 3 de la citada disposición adicional, con el mismo incremento que les sea de aplicación a las instalaciones de la categoría a.1.1, quedando fijado en 1,9296 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
7 . De acuerdo con lo establecido en el artículo 29.1 
del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, se revisa el valor del complemento por energía reactiva, quedando fijado en 8,1069 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
Igualmente, de acuerdo con lo establecido en la dispo-
sición adicional séptima del citado real decreto se revisa el valor del complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión, quedando fijado en 0,3927 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
8. Se mantienen las pérdidas de transporte y distri-
bución, homogéneas por cada tarifa de suministro y/o de acceso, para traspasar la energía suministrada a los con-sumidores a tarifa y a los consumidores en el mercado en sus contadores a energía suministrada en barras de cen-tral, a los efectos de las liquidaciones previstas en el Real Decreto 2017/1997 , de 26 de diciembre y en el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre. Los coeficientes para el cálculo de dichas pérdidas son las establecidas en el Anexo IV del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007 .
Artículo 3. Costes con destinos específicos.
1. La cuantía de los costes con destinos específicos 
de acuerdo con el capítulo II del Real Decreto 2017/1997 , de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumido-res de energía eléctrica por los suministros a tarifa, se establecen a partir del 1 de enero de 2008 en los porcen-
tajes siguientes: 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53785
% Sobre 
Tarifa
  
 Costes permanentes:  
Compensación insulares y extrapeninsulares 5,026
Operador del Mercado  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,045Operador del Sistema  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,153Tasa de la Comisión Nacional de Energía  . . . . 0,069
 Costes de diversificación y seguridad de abas-
tecimiento:
Moratoria nuclear  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,020
Fondo para la financiación de actividades del 
Plan General de Residuos Radiactivos  . . . . . 0,253
Coste de la compensación por interrumpibili-
dad, por adquisición de energía a las instala-ciones de producción en régimen especial y otras compensaciones  . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,061
Recargo para recuperar el déficit de ingresos en 
la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,577
 2. La cuantía de los costes con destinos específicos 
de acuerdo con el capítulo II del Real Decreto 2017/1997 , de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumido-res directos en mercado y comercializadores por los con-tratos de acceso a tarifa, se establecen a partir de 1 de enero de 2008 en los porcentajes siguientes: 
% Sobre 
tarifa de 
acceso
  
 Costes permanentes:  
Compensación insulares y extrapeninsulares . 22,168
Operador del Mercado  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,197Operador del Sistema  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,674Tasa de la Comisión Nacional de Energía  . . . . 0,201
 Costes de diversificación y seguridad de abas-
tecimiento:
Moratoria nuclear  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,020
Fondo para la financiación de actividades del 
Plan General de Residuos Radiactivos  . . . . . 1,116
Coste de la compensación por interrumpibili-
dad, por adquisición de energía a las instala-ciones de producción en régimen especial y otras compensaciones  . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,271
Recargo para recuperar el déficit de ingresos en 
la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6,954
 El 0,02 por ciento de la cuota de la moratoria nuclear 
debe aplicarse igualmente sobre las cantidades resultan-tes de la asignación de la energía adquirida por los comercializadores o consumidores directos en el mer-cado de la electricidad o a las energías suministradas a través de contratos bilaterales físicos, de acuerdo con lo previsto en el artículo 6 del Real Decreto 2017/1997 , de 26 de diciembre.
3. Los porcentajes a destinar a costes con destinos 
específicos que se regulan en los apartados anteriores se actualizarán a lo largo de 2008 en función de la evolución del mercado cuando se revisen las tarifas eléctricas.  4. Exenciones sobre las cuotas a aplicar a las empre-
sas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa y a la empresa «ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.» para sus suministros a tarifa en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla:
a) Con carácter general las empresas distribuidoras 
que adquieran su energía a tarifa quedan exentas de hacer entrega de las cuotas expresadas como porcentaje de la factura en concepto de moratoria nuclear, según se establece en el apartado anterior.
b) Las empresas clasificadas en el Grupo 1, de 
acuerdo con la disposición adicional del Real Decre-to 1634/2006, de 29 de diciembre, quedan exentas de hacer entrega de las cuotas previstas en el apartado 1 del presente artículo.
c) Para las empresas clasificadas en el Grupo 2, 
de acuerdo con la disposición adicional del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe de la Comisión Nacional de Energía podrá autorizar un coeficiente reductor que afecte a los fondos a entregar a la Comisión Nacional de Energía a que se refiere el apartado 1 de este artículo.
d) Las restantes empresas distribuidoras que adquie-
ran energía a tarifas ingresarán la totalidad de las cuotas 
a excepción de la establecida con carácter general en el 
apartado 4.a) del presente artículo.
e) La empresa «ENDESA Distribución Eléctrica, S. L.» 
por sus suministros a tarifas en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla quedan exentas de ingresar la cuota correspon-diente a su propia compensación por extrapeninsularidad.
Artículo 4. Planes de calidad de servicio.
De acuerdo con el artículo 48.2 de la Ley 54/1997 , de 27 
de noviembre, y su normativa de desarrollo, se incluye en 
la tarifa del año 2008, dentro de los costes reconocidos para la retribución de la distribución, una partida especí-
fica que no podrá superar los 90.000 miles de euros con 
objeto de realizar inversiones en instalaciones para mejo-rar la calidad del servicio en zonas donde se superen los índices de calidad establecidos para la actividad de distri-
bución.
Dentro de esta partida y a los efectos previstos en el 
apartado 3 del artículo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 
de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución, los planes de control 
de tensión que realicen las empresas distribuidoras para cumplir los requisitos de control de tensión exigidos a las 
mismas respecto a la red de transporte, deberán ser 
incluidos, en su caso, en los Planes de calidad.
Asimismo, de esta partida de 90.000 miles de euros, 
10.000 miles de euros se destinarán a planes para realizar la limpieza de la vegetación de las márgenes por donde discurran líneas eléctricas de distribución.
La ejecución de esta partida deberá realizarse en régi-
men de cofinanciación con las comunidades autónomas o 
ciudades de Ceuta y Melilla, mediante convenios de cola-boración para la realización de planes de mejora de cali-
dad de servicio suscritos entre la Secretaría General de 
Energía, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y las Administraciones territoriales anteriormente indica-
das que incluyan inversiones en instalaciones de distribu-ción en las zonas citadas.
La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en 
régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la 
parte que le corresponda a este fin. Dicha cuenta se irá liquidando a las empresas distribuidoras previa autoriza-
ción de la Dirección General de Política Energética y 
Minas una vez realizada la puesta en marcha de las insta-
53786 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
laciones incluidas en los convenios de colaboración a que 
se ha hecho referencia en el párrafo anterior.
Los saldos de la cuenta en régimen de depósito 
abierta por la Comisión Nacional de Energía destinada a la realización de planes de mejora de calidad de servicio con cargo a la tarifa de 2006, no comprometidos en los correspondientes Convenios de Colaboración firmados antes del 31 de marzo de 2008, pasarán a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondien-tes al año 2008.
Artículo 5. Estrategia de ahorro y eficiencia energética 
en España 2004-2012: Plan de acción 2008-2012.
La cuantía con cargo a la tarifa eléctrica destinada a la 
financiación del Plan de acción 2008-2012, aprobado el Acuerdo de Consejo de Ministros de 8 de julio de 2005, por el que se concretan las medidas del documento de «Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012» aprobado por Acuerdo de Consejo de Minis-tros de 28 de noviembre de 2003, no excederá para el año 2008 de 275.900 miles de euros. Esta cuantía será distri-buida por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio con carácter objetivo de acuerdo con el citado plan y será liquidada previa comprobación de la consecución de los objetivos previstos.
La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en 
régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del 
Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin.
Artículo 6. Precios de las actuaciones del Operador del 
Sistema.
Los precios máximos de actuaciones derivadas del 
Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007 , de 24 de agosto, y sus instrucciones técnicas complementarias 
(ITC), en puntos de medida tipo 1 y 2, a cobrar por el Ope-rador del Sistema serán los que figuran en el anexo VI de 
esta orden.
El Operador del Sistema deberá presentar antes del 
mes de noviembre de cada año, los ingresos y gastos correspondientes a dichas actuaciones, desde el 1 de octubre del año anterior hasta el 30 de septiembre del año correspondiente, a la Dirección General de Política Ener-gética y Minas quien lo remitirá para informe a la Comi-sión Nacional de Energía.
Artículo 7 . Precio de la primera verificación.
1. El precio máximo para la primera verificación del 
cumplimiento de la normativa técnica en las instalaciones 
fotovoltaicas conectadas a la red, a la que hace referencia 
el artículo 6 del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiem-bre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, será de 103,03 euros.
2. El precio medio de aplicación como tarifa base 
del servicio de estimación de medidas, indicado en el apartado 9 de la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica es de 0,04 €/kWh.
Disposición adicional primera. Plan de sustitución de 
equipos de medida.
1. Todos los contadores de medida en suministros de 
energía eléctrica con una potencia contratada de hasta 15 kW deberán ser sustituidos por nuevos equipos que perm itan la discriminación horaria y la telegestión antes del 31 de 
diciembre de 2018. Este cambio se realizará de acuerdo al plan de sustitución que se establece en la presente dispo-sición.
2. El número de equipos que deberán ser sustituidos 
por cada una de las compañías distribuidoras se esta-blece como un porcentaje del total del parque de contado-res de medida de cada una de dichas empresas para este tipo de suministros y deberá ajustarse a los valores que 
se señalan a continuación para cada intervalo de tiempo:
Entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2010 
deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.
Entre el 1 de enero de 2011 y el 31 de diciembre de 2012 
deberá sustituirse un 20 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.
Entre el 1 de enero de 2013 y el 31 de diciembre de 2015 
deberá sustituirse un 20 por ciento del total del parque de 
contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.
Entre el 1 de enero de 2016 y el 31 de diciembre de 2018 
deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada 
empresa distribuidora.
Los equipos de medida que se instalen deberán cum-
plir con los requisitos establecidos en el Reglamento uni-ficado de puntos de medida del sistema eléctrico, apro-bado por Real Decreto 1110/2007 , de 24 de agosto, y en la Orden ITC/3022/2007 , de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los conta-dores de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en sumi-nistros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la con-formidad, verificación después de reparación o modifica-ción y de verificación periódica, así como en cualquier 
otra norma que les resulte de aplicación. El sistema de 
telegestión desarrollado por cada empresa distribuidora, 
los equipos asociados y, en su caso, los protocolos espe-
cíficos, habrán de ser presentados a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo de tres meses para su autorización según lo dispuesto en el artículo 9.8 del mencionado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
El cliente podrá optar por instalar los equipos en régi-
men de alquiler o bien adquirirlos en propiedad, de acuerdo con el mencionado artículo 9.8 del citado Reglamento unifi-
cado de puntos de medida del sistema eléctrico.
3. La implantación efectiva de los sistemas de tele-
gestión y telemedida, así como la integración de los equipos de medida instalados desde el 1 de julio de 2007 en dichos sistemas deberá realizarse antes del 1 de enero de 2014.
Estos sistemas de telegestión, los equipos asociados y, 
en su caso, los protocolos específicos, deberán contar con 
la autorización a que hace referencia el penúltimo párrafo 
del apartado 2 de la presente disposición adicional.
4. Las empresas distribuidoras deberán presentar 
para su aprobación a las Administraciones de las comuni-
dades autónomas donde se ubiquen los distintos puntos de suministro los planes de instalación de contadores de medida en el plazo de seis meses en los que se establece-rán:
a) Los criterios para la instalación de dichos conta-
dores para cada uno de los periodos contemplados en el apartado 2 de esta disposición adicional.
b) El número de equipos a instalar en cada periodo 
que, como mínimo, deberá ser para cada empresa distri-
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53787
buidora el porcentaje del total a instalar que corresponda 
según lo establecido en el mismo apartado 2.
c) El procedimiento para la comunicación de los dis-
tribuidores a los consumidores de la obligación que tie-nen éstos de instalar los equipos y de las opciones de que disponen.
Las Administraciones de las comunidades autónomas 
y de las ciudades de Ceuta y Melilla, resolverán en el plazo de tres meses. Una vez aprobados dichos planes deberán ser remitidos por dichas Comunidades autóno-mas y ciudades a la Dirección General de Política Energé-tica y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. El cum-plimiento de los planes aprobados tendrá carácter vinculante, no pudiendo la empresa distribuidora des-viarse del mismo. A estos efectos el cambio de suminis-trador no podrá ser motivo para exigir la sustitución del equipo de medida, salvo en el caso de que coincida dicho cambio con la fecha en que está prevista la sustitución del equipo en el plan aprobado a la empresa distribuidora.
Antes de que transcurran tres meses desde la finaliza-
ción de cada uno de los periodos en que se divide el plan de sustitución, según el apartado 2 de la presente disposi-ción, las empresas distribuidoras deberán enviar, tanto a las Administraciones de las comunidades autónomas y de las ciudades de Ceuta y Melilla como a la Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía, un informe de evolución de la ejecu-ción de los planes aprobados que contenga una descrip-ción detallada de las acciones realizadas desde el inicio de los mismos.
A partir del 1 de enero de 2009, las empresas distribui-
doras deberán reflejar claramente en todas las facturas bimestrales, la fecha prevista (trimestre y año) para la sustitución del contador a los clientes, de acuerdo al Plan de Sustitución que se establece en la presente disposic ión.
5. Aquellos equipos de medida de suministros de 
potencia contratada hasta 15 kW que sean propiedad de cliente que no dispongan de capacidad de discriminación horaria y telegestión, afectados por las acciones contem-pladas en los planes de sustitución aprobados por las administraciones autonómicas, serán sustituidos de acuerdo a lo establecido en dichos planes de sustitución. En este caso, y cuando la sustitución de dichos equipos dentro del correspondiente plan deba realizarse antes de que hayan transcurrido 15 años desde la fecha de instala-ción y precintado del equipo, dicha sustitución no gene-rará coste alguno para su propietario ni cobro en con-cepto de alquiler durante el periodo restante de vida del equipo hasta alcanzar los 15 años. En cualquier caso, estos equipos mencionados deberán ser sustituidos antes del 31 de diciembre de 2018.
Disposición adicional segunda. Pago en concepto de 
Incentivo a la inversión medioambiental.
1. Según lo dispuesto en el apartado décimo del 
anexo III de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, tendrán derecho a percibir un pago en concepto de incen-tivo a la inversión, en los términos establecidos en la presente orden, las instalaciones de producción de ener-gía eléctrica que utilicen carbón como combustible princi-pal y que cumplan los siguientes requisitos:
a) Estar incluidas en el Plan Nacional de Reducción 
de Emisiones de las Grandes Instalaciones de Combus-tión Existentes (PNRE-GIC), aprobado por Acuerdo del 
Consejo de Ministros de fecha 7 de diciembre de 2007 .
b) No estar excluidas del cálculo de la burbuja de 
emisiones por ninguna de las causas previstas al efecto por el PNRE-GIC.
c) Haber acometido inversiones medioambientales 
en plantas de desulfuración, siempre que la fecha de la resolución del órgano competente por la que se aprueba 
su Proyecto de Ejecución sea anterior a la de entrada en vigor de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, o la solicitud de aprobación del proyecto de ejecución haya sido presentada al menos 3 meses antes de la entrada en vigor de la citada orden.
2. Las instalaciones que cumplan lo establecido en el 
apartado anterior tendrán derecho a un cobro de 8.750 euros/MW y año.
3. El cobro se devengará desde la fecha de la resolu-
ción por la que se aprueba el Acta de Puesta en Marcha, durante un período de diez años. Si la fecha fuera anterior 
a la de la entrada en vigor de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, el cobro se devengará desde esta última y hasta que transcurran diez años desde la fecha del acta de puesta en servicio.
4. Corresponderá al Operador de Sistema la liquida-
ción del incentivo a cada uno de los titulares de las insta-laciones que tengan derecho a la percepción del mismo.
5. El derecho a percibir la retribución por el incentivo 
a la inversión requerirá autorización administrativa de la Dirección General de Política Energética y Minas. A estos efectos, el titular de la instalación deberá remitir su solici-tud junto con la documentación justificativa del cumpli-
miento de los requisitos del apartado 1. La autorización 
supondrá la inclusión de una nota al margen de su ins-cripción en el en el registro administrativo a que se refiere 
el artículo 171 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciem-
bre, expresando que la instalación está autorizada para percibir la retribución del servicio, su cuantía anual y la 
fecha hasta la que le corresponde su percepción.
Disposición adicional tercera. Desarrollo de las condi-
ciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro.
1. Las empresas distribuidoras deberán mantener 
los registros de las bases de datos de puntos de suminis-
tro referidas en el artículo 7 del Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión, completos de forma 
permanente y garantizar el contenido actualizado de cada uno de los datos que componen dichas bases, conforme a 
los términos estandarizados establecidos en el anexo VII de la presente orden.
2. Los comercializadores inscritos en la sección 
correspondiente del Registro Administrativo de Distribui-
dores, Comercializadores y Consumidores Directos en 
Mercado, así como la Oficina de Cambio de Suministra-dor definida en el artículo 47 bis de la Ley del Sector Eléc-
trico, modificada por Ley 17/2007 , de 4 de julio, podrán acceder gratuitamente a las bases de datos de puntos de 
suministro de cada empresa distribuidora.
3. Las empresas distribuidoras no podrán establecer 
condición alguna al acceso y tratamiento de estos datos por parte de los comercializadores o de la Oficina de Cam-
bio de Suministrador, ni exigir en ningún caso que éstos les proporcionen dato alguno como condición previa de acceso a su base de datos, entre ellos: el Código Univer-sal del Punto de Suministro, CIF , NIF o NIE del titular de 
dicho punto de suministro o número de contrato en vigor 
de cada punto de suministro concreto, para el cual deseen 
consultar la base de datos.
4. Las empresas distribuidoras deberán garantizar el 
acceso a las bases de datos de puntos de suministro a través de medios telemáticos. En particular, la empresas distribuidoras deberán contar con los medios necesarios para que cualquier comercializador o la Oficina de Cam-bio de Suministrador, pueda descargar y proceder al tra-
tamiento de los datos referidos a la totalidad de los pun-
tos de suministro conectados a las redes del distribuidor 
53788 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
y a las redes de transporte de su zona, así como llevar a 
cabo una selección detallada de los puntos de suministro respecto a los cuales quiere acceder a sus datos, en fun-ción de las diferentes categorías de datos que componen las citadas bases.
5. A partir de la entrada en vigor de la presente 
orden, y sin perjuicio del derecho de acceso a las bases de datos a través de medios telemáticos establecido en el apartado 4 anterior, las empresas distribuidoras deberán remitir a la Oficina de Cambio de Suministrador, o a los comercializadores que lo soliciten, los datos relativos a todos y cada uno de los puntos de suministro conectados a sus redes y a las redes de transporte de su zona a través de un soporte físico informático que permita su inmediata y efectiva disposición y tratamiento. La empresa distribui-dora deberá remitir dicha información en el plazo máximo de quince días desde la fecha de solicitud por parte del comercializador.
6. Los comercializadores que hagan uso de la informa-
ción que figura en las bases de datos de puntos de suminis-tro de las empresas distribuidoras, a tenor de lo contem-plado en la presente disposición y en el artículo 45.1.i de la Ley 54/1997 , del Sector Eléctrico, deberán garantizar la confidencialidad de la información contenida en las mismas.
Disposición adicional cuarta. Mandatos.
1. Antes del 15 de febrero de 2008 la Comisión 
Nacional de Energía remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio un informe donde se detalle la subida que debiera corresponder a cada una de las tarifas de suministro y de acceso de tal forma que se cumpla el prin-cipio de aditividad tarifaria. A estos efectos se explicitarán las hipótesis de costes utilizados, así como los criterios de asignación de los mismos entre las diferentes tarifas.
2. Antes del 1 de abril de 2008 la Comisión Nacional 
de Energía remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio una propuesta motivada sobre los mecanismos de financiación de pagos por capacidad.
3. Antes del 1 de julio de 2008 la Comisión Nacional 
de Energía, el Operador del Mercado y el Operador del Sis-tema presentarán a la Secretaria General de Energía el detalle de las cuentas de balance y de gastos e ingresos de los últimos cuatro años y antes del 1 de octubre de 2008 la previsión de gastos del periodo 2009-2012.
4. En aplicación de lo previsto en el artículo 28.tres, 
del Real Decreto Ley 6/2000, de 23 de junio, en su nueva redacción dada por el artículo vigésimo del Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contra-tación pública, antes de que transcurran dos meses desde la entrada en vigor de la presente Orden, el Operador del Sistema publicará en su página web la potencia de gene-ración eléctrica disponible en régimen ordinario, agre-gada por tecnologías de generación (nuclear, carbón, hidráulica, fueloil, ciclos combinados) para los horizontes temporales siguientes: Semana, mes, trimestre y año móvil. Esta información se actualizará diariamente.
5. Antes del 31 de marzo de 2008 la Comisión Nacio-
nal de Energía remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio un informe detallado donde se justifique el valor del alquiler de los contadores electrónicos trifásicos con discriminación horaria y con posibilidad de teleges-tión.
6. Antes del 31 de marzo de 2008, «Endesa, S. A.» 
remitirá a la Comisión Nacional de Energía y a la Direc-ción General de Política Energética y Minas los valores auditados de los costes de operación y mantenimiento, desagregados en fijos y variables, y de los costes de com-bustible de cada una de las instalaciones de los sistemas insulares y extrapeninsulares desde la entrada en vigor de las órdenes ITC/913 y 914, de 30 de marzo de 2006, hasta el 31 de diciembre de 2007 . La Comisión Nacional 
de Energía antes del 30 de junio de 2008 remitirá al Minis-terio de Industria Turismo y Comercio una valoración y propuesta de revisión de los valores unitarios del régimen retributivo de las instalaciones eléctricas de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, de acuerdo con los criterios fijados en la normativa vigente.
Disposición adicional quinta. Procedimiento de liquida-
ción de la energías vendidas y compradas a través del despacho económico de la generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares pendientes hasta la entrada en vigor de la disposición transitoria sexta de le Ley 17/2007 , de 5 de julio de 2007 .
Las energías vendidas y compradas a través del des-
pacho económico de la generación en los sistemas eléctri-cos insulares y extrapeninsulares, correspondientes al periodo comprendido entre el 1 de enero de 2006 y el 4 de noviembre de 2007 , que estén pendientes de su liquida-ción definitiva a la fecha de entrada en vigor de la dispo-sición transitoria sexta de la Ley 17/2007 , de 4 de julio, se liquidarán y facturarán por el operador del mercado según lo dispuesto a continuación:
1.º Antes del 20 de enero de 2008 el operador del 
sistema comunicará a los comercializadores la medida horaria de sus clientes elevada a barras de central de todos los meses de 2006 y 2007 cuyo cierre definitivo de medidas haya sido publicado conforme a los procedi-mientos de operación. Las medidas horarias definitivas se publicarán elevadas a barras de central agregadas por comercializador y por subsistema aislado. Asimismo, el operador del sistema publicará las medidas definitivas elevadas a barras de central correspondientes al agente de cierre de los subsistemas aislados de Baleares y de Canarias, según la metodología establecida en la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combus-tibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquida-ción de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. El operador del sistema comunicará las medidas anteriores al operador del mercado.
2.º El operador del mercado multiplicará la energía 
horaria de los comercializadores por el precio horario 
medio final de la energía de los comercializadores desti-nada a clientes nacionales en el mercado de producción peninsular y la energía horaria del agente de cierre por el precio horario medio final de la energía de los distribuido-
res en el mercado de producción peninsular. Los precios 
finales serán calculados por el operador del mercado para el periodo entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de mayo de 2006. Los precios finales desde el 1 de junio de 2006 serán 
los precios finales correspondientes publicados por la Comisión Nacional de Energía según lo dispuesto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 1454/2005, 
de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas 
disposiciones relativas al sector eléctrico.
A estos efectos el operador del mercado y la Comisión 
Nacional de Energía publicarán el precio horario medio final de la energía de los comercializadores destinada a clientes nacionales en el mercado de producción peninsu-
lar valorando las energías contratadas bilateralmente al 
precio horario del mercado diario.
A estos mismos efectos, la Comisión Nacional de 
Energía comunicará al operador del mercado antes del 31 
de enero de 2008 la forma de determinación del precio horario medio final de la energía de los distribuidores en 
el mercado de producción peninsular para el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de mayo 
de 2006.
3.º El operador del mercado, en nombre y por cuenta 
del sujeto productor único, expedirá a cada comercializa-
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53789
dor y al agente de cierre para cada SEIE y para cada uno 
de los meses, una factura de compra como adquirente de energía por el importe mensual resultante del apartado anterior.
4.º El operador del mercado remitirá copia de las 
facturas al sujeto productor único que hasta el 4 de noviembre de 2007 ha participado en el despacho técnico de cada SEIE.
A estos efectos el sujeto productor único de cada SEIE 
hasta el 4 de noviembre de 2007 ha sido el siguiente:
«Unión Eléctrica de Canarias Generación, S. A. U.» en 
el Sistema Canario.
«Gas y Electricidad Generación, S. A. U.» en el Sis-
tema Balear.
«Endesa Generación, S. A.» en los Sistemas de Ceuta 
y de Melilla.
5.º El operador del mercado comunicará con sufi-
ciente antelación las fechas de emisión de facturas, de pagos y de cobros de los meses facturados.
6.º Antes del 31 de mayo de 2008 y antes del 30 de 
septiembre de 2008 el operador del sistema comunicará al operador del mercado, a los comercializadores y al agente de cierre la medida horaria elevada a barras de central del resto de periodos hasta el 4 de noviembre de 2007 que no hayan sido facturados y cuyo cierre definitivo de medidas 
haya sido publicado conforme a los procedimientos de 
operación. Tras cada una de las fechas indicadas el opera-
dor del mercado procederá a la facturación de los meses 
comunicados con anterioridad a las mismas, según el pro-
cedimiento anteriormente expuesto.
El operador del mercado comunicará a la Comisión 
Nacional de Energía las energías e importes facturados que sean necesarios para realizar las liquidaciones a las que se refiere el artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas insu-lares y extrapeninsulares. Al tal efecto, el operador del sistema comunicará a los sujetos productores y a la Comi-sión Nacional de Energía los parámetros, valores, ener-gías, potencias e importes correspondientes al coste de generación del régimen ordinario establecido en el ar-tículo 7 del citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
Disposición adicional sexta. Minoración de la retribu-
ción de la actividad de producción de energía eléctrica 
por los derechos de emisión de gases de efecto inver-
nadero asignados gratuitamente.
A los exclusivos efectos de la minoración de la retribu-
ción de la actividad de producción de energía eléctrica por los derechos de emisión de gases de efecto inverna-dero asignados gratuitamente a partir de 1 de enero de 2006, las instalaciones a las que hace referencia la Dispo-sición adicional sexta del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se considerarán como instalaciones de producción en régimen especial.
Disposición adicional séptima. Financiación de los pagos 
por capacidad.
1. Estarán obligados al pago por capacidad todos los 
comercializadores y consumidores directos en mercado 
por la energía que efectivamente adquieran a través de 
las diferentes modalidades de contratación y destinada al 
consumo interno español.
No estarán sujetos al pago por capacidad los produc-
tores por la energía correspondiente al autoconsumo de 
producción y al consumo de bombeo.2. El pago por capacidad del comercializador y del 
consumidor directo en mercado será la suma de los tér-minos mensuales de cada período tarifario de acuerdo con la definición del último párrafo de este apartado que resultan de multiplicar la demanda de energía elevada a barras de central adquirida en el mercado de producción por el precio unitario por capacidad, tal como se detalla en la siguiente fórmula: 
  
i bc
ii mcDX mcPC ),( ),(6
1⋅ =¦
= 
 Siendo:
PC(c,m)= Pago por capacidad del comercializador, 
consumidor directo o agente externo c en el mes m por la energía adquirida en el mercado de producción.
D
bc(c,m) i= Demanda de energía elevada a barras de 
central adquirida en el mercado de producción por el comercializador, consumidor directo y agente externo en el mes m y en el período tarifario i.
X
i= Precio unitario por capacidad, que para cada 
período tarifario i dependiendo de la diferenciación de períodos tarifarios de la tarifa de acceso que aplique, toma los valores que se indican en la siguiente tabla:
Precio unitario por capacidad (€/kWh b.c. 
Tarifa Período 1 Período 2 Período 3 Período 4 Período 5 Período 6
       
Baja tensión:       
2.0 0,005712      
2.0.DHA 0,005885 0,000993     
3.0A 0,010331 0,005310 0,000071    
Alta tensión:       
3.1.ª 0,007934 0,004272 0,000000    
6.1 0,007934 0,003662 0,002441 0,001831 0,001831 0,0000006.2 0,007934 0,003662 0,002441 0,001831 0,001831 0,0000006.3 0,007934 0,003662 0,002441 0,001831 0,001831 0,000000
6.4 0,007934 0,003662 0,002441 0,001831 0,001831 0,000000
 Los períodos tarifarios, i, serán los definidos para las 
tarifas de acceso establecidas en la Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctri-cas a partir del 1 de octubre de 2007 .
Disposición adicional octava. Percepción de cantidades 
en concepto de retribución fija.
Las cantidades a percibir en concepto de CTC’s o por 
disminución de la financiación del déficit, correspondien-tes a las liquidaciones de las actividades reguladas de ejercicios anteriores, así como el fondo de CTC’s pen-diente de pago por liquidaciones correspondientes a la liquidación provisional número catorce del ejercicio 2004, pasarán a incorporarse como ingresos de las actividades reguladas correspondientes al año 2008 y siguientes.
Disposición adicional novena. Modificación de la Orden 
ITC/913/2006, de 30 de marzo, de 2006, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se 
aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de 
53790 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
los combustibles utilizados y el procedimiento de despa-
cho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares se modifica como sigue:
1. Se suprime el párrafo tercero del apartado 4.2 del 
artículo 11 y se modifica el párrafo segundo del citado apartado, que queda como a continuación se transcribe:
«A cada grupo generador en régimen especial e que 
participa en el despacho del sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h su energía medida, que se deno-minará etm(e,h,j) o em(e,h,j,d) de acuerdo con lo estable-cido en el apartado 1 de este artículo.» 
 2. Se modifica el apartado 2 del artículo 12, que 
queda como a continuación se transcribe:
«2. Derechos de cobro de los grupos de producción 
en régimen especial que participan en el despacho de generación
El derecho de cobro correspondiente a cada grupo 
generador del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h que haya elegido la opción b) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, será el siguiente:
cg(e,h,j=e(e,h,j)*[PREP(h)+Prima(e)+Incentivo(e)]–
desv(e,h,j)*CDSV (h)
cg(e,h,j): Retribución en la hora h del grupo generador 
en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j.
e(e,h,j): Energía generada en la hora h por el grupo 
generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j.
PREP(h): Precio medio final en la hora h resultante 
para el conjunto de instalaciones de régimen especial que participan en el mercado de producción peninsular de la misma categoría y opción de venta, sin considerar el coste imputado por sus desvíos en la hora h“
Prima (e): Prima que corresponde al tipo de instala-
ción al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo. A efectos de lo dispuesto en el artículo 27 del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, el precio del mer-cado de referencia al que se refiere dicho artículo será PREP(h).
Incentivo (e): Incentivo que corresponde al tipo de 
instalación al que pertenece el grupo en régimen especial 
e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo.
desv (e,h,j): Valor absoluto de la diferencia en la hora 
h entre la energía medida en barras de central del genera-dor de régimen especial e del sistema eléctrico aislado j y la producción prevista comunicada al despacho.
CDVS(h): Coste medio de los desvíos del régimen 
especial peninsular de la misma categoría que participa en el mercado en la hora h. El importe desv(e,h,j)*CDSV (h) se define como coste de desvíos del generador e.
Asimismo, los grupos de generación en régimen 
especial que participen en el despacho económico de generación tendrán derecho a percibir, cuando les corres-ponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.»
3. Se modifica la fórmula y el condicionado de la 
fórmula del apartado 7 del artículo 12, que quedan como a continuación se transcribe:
«CAG(e,h,j) = –e(e,h,j) * PMCCP(h)
siempre que: e(e,h,j) < 0»
4. Se modifican las definiciones de PMCP(h) y de 
PMCCP(h) que figuran en los apartados 4 y 7 del artículo 12, que quedan como a continuación transcribe:PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la ener-
gía para los consumidores y comercializadores que 
adquieren su energía para clientes finales nacionales 
directamente en el mercado de producción en el sistema 
eléctrico peninsular en la hora h.
PMMCP(h): Precio medio final de adquisición de la 
energía para los consumidores y comercializadores que 
adquieren su energía para clientes finales nacionales 
directamente su energía en el mercado de producción en 
el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
5. Se modifica la fórmula de BOLSAG(h) y de D/S(h) 
del apartado 8 del artículo 12, que quedan como a conti-
nuación se transcribe:
«BOLSAG(h) = Σi Σi cg(i,h,j) + Σe Σj DCRE(e,h,j)»
«D/S(h) = BOLSAA(h) – BOLSAG(h)»
6. Se modifica el apartado 9 del artículo 12, que 
queda como a continuación se transcribe:
«La liquidación de la energía vertida por el generador 
en régimen especial e que participe en el despacho de los SEIE tanto si ha elegido la opción a) como la opción b) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007 , de 25 de mayo, se calculará con la siguiente expresión sin perjuicio de la liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos y tarifas establecidos en el artículo 30 del citado Real Decreto:
“DCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PREP(h) –desvio(e,h,j) * CDSV 
(h)”»
7 . Se modifica el primer párrafo y la fórmula de D/S/
i,h,j) del apartado 10 del artículo 12, que quedan como a continuación se transcribe:
«El déficit/superávit señalado en el apartado 8 será 
distribuido entre todos los grupos de generación en régi-men ordinario del SEIE en proporción al peso relativo de sus costes de generación respecto al total de costes de generación del régimen ordinario.»
«El valor de D/S (i,h,j) se obtendrá según la siguiente 
expresión: 
  
   cg(i,h,j) 
D/S (i,h,j) = _______________ 
     ¦
=J
j1¦
=I
i1cg(i,h,j)  
 Siendo J los sistemas eléctricos aislados pertenecien-
tes a un determinado SEIE.»
8. Se modifica el artículo 12, que queda como a con-
tinuación se transcribe:
«El importe complementario por la diferencia con la 
tarifa regulada o por la prima, incentivo o complemento a percibir por cada grupo generador de régimen especial 
será liquidado conforme a lo establecido en el artículo 30 
del Real Decreto 66172007 , de 25 de mayo, y en su dispo-
sición transitoria sexta.»
9. Se suprimen los apartados 1 y 2 del artículo 13.
Disposición transitoria primera. Servicio transitorio de 
disponibilidad.
1. En virtud de lo dispuesto en el apartado quinto.1 
del anexo III de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 , se autoriza al Operador del Sistema a la 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53791
provisión de un servicio transitorio de disponibilidad en el 
período comprendido entre el 1 de enero de 2008 y el 31 
de julio de 2008.
El servicio transitorio de disponibilidad tendrá por 
objeto promover la capacidad a medio plazo de instala-ciones de producción y consistirá en la puesta a disposi-ción del Operador del Sistema de determinada potencia en el horizonte temporal arriba indicado, incentivando la disponibilidad de los recursos que presentan un riesgo más elevado de indisponibilidad en los momentos de 
mayor demanda.
2. Con el objetivo de garantizar la seguridad del 
suministro, el Operador del Sistema establecerá las con-diciones técnicas de habilitación de las instalaciones de producción de energía eléctrica para la prestación del ser-vicio transitorio de disponibilidad, las cuales serán públi-cas.
3. El Operador del Sistema adjudicará la provisión 
del servicio de manera transparente, objetiva y no discri-minatoria, bajo el criterio de mínimo coste y teniendo en 
cuenta las restricciones técnicas asociadas al diseño de la red y la localización de las instalaciones.
El procedimiento para la prestación de este servicio se 
formalizará mediante la contratación bilateral entre el Operador del Sistema y el titular de la instalación de generación. El primero deberá remitir copia de los contra-tos celebrados a la Dirección General de Política Energé-tica y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. Los contratos incluirán las eventuales penalizaciones asocia-das al incumplimiento del servicio, que serán proporcio-nales a su gravedad.
Las cantidades facturadas por este servicio tendrán la 
consideración de costes liquidables del sistema y su cuantía máxima para el período no podrá superar los 80 millones de euros.
Las eficiencias respecto a la cantidad máxima que 
obtenga el Operador del Sistema en la contratación del servicio transitorio de disponibilidad serán incorporadas, en un 20 por ciento, a la cuantía de la retribución del Ope-rador del Sistema que resulte del cálculo de los costes 
con destinos específicos a que hace referencia el artículo 3 de la presente orden.
4. La Comisión Nacional de Energía inspeccionará 
las condiciones de prestación de este servicio y los pagos realizados por el Operador del Sistema correspondientes a estos contratos. Igualmente, una vez concluido el período de provisión, la Comisión Nacional de Energía remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe sobre las condiciones de prestación de este servicio y las liquidaciones correspondientes.
5. El Operador del Sistema remitirá a la Dirección 
General de Política Energética y Minas un informe en el que se justifiquen los criterios empleados para la adjudi-cación de la provisión del servicio. Asimismo, antes del 1 de septiembre de 2008, el Operador del Sistema remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe de evaluación que incluirá, al menos, los siguien-tes aspectos:
a) Contratos firmados y cantidades facturadas.
b) Grado de aplicación de cada uno de los servicios 
contratados en el período.
c) Impacto de la provisión del servicio sobre la segu-
ridad de suministro.
d) Incumplimientos en la prestación del servicio y 
penalizaciones.
e) Efectos del servicio transitorio de disponibilidad 
sobre la gestión y el coste de los servicios de ajuste del sistema, regulados por el Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el Mercado de Producción de Energía Eléctrica.Disposición transitoria segunda. Plazos para la adapta-
ción de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suminis-
tro.
1. Las empresas distribuidoras dispondrán del plazo 
de dos meses a partir de la entrada en vigor de la presente orden, para adaptar los contenidos de las bases de datos de puntos de suministro referidas en el artículo 7 del Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, a los términos estandarizados establecidos en el anexo VII de esta orden a que se refiere el apartado 1 de la disposición adicional tercera.
2. Asimismo las empresas distribuidoras dispondrán 
del plazo dos meses a partir de la entrada en vigor de la 
presente orden, para garantizar el acceso a las bases de datos de puntos de suministro a través de medios telemá-
ticos conforme lo establecido en el apartado 4 de la dispo-sición adicional tercera.
Disposición transitoria tercera. Adaptación transitoria 
de la autorización e inscripción de los agentes exter-nos a la figura del comercializador.
Aquellas sociedades que con anterioridad a la finaliza-
ción del periodo establecido en la disposición transitoria cuarta de la Ley 17/2007 , de 4 de julio, por la que se modi-fica la Ley 54/1997 , de 27 de noviembre, del Sector Eléc-trico, estén autorizadas para ejercer como agentes exter-nos y cuenten con inscripción definitiva en los correspondientes registros administrativos, podrán ejer-cer su actividad como comercializadores en los términos y condiciones establecidos en su autorización, hasta el momento en que se realice el desarrollo reglamentario de la citada disposición, necesario para proceder a su adap-tación a la figura del comercializador.
Disposición transitoria cuarta. Utilización de perfiles de 
consumo.
Aquellos suministros que desde la entrada en vigor 
del Real Decreto 1110/2007 , de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, han cambiado su clasificación de tipo de punto de medida pasando de ser puntos de medida tipo 4 a ser de puntos de medida tipo 3, y que no dispongan de registro horario de consumo, podrán utili-zar perfiles de consumo para la liquidación de la energía hasta el momento en que sustituyan el equipo de medida para adaptarlo a lo establecido en el Real Decreto 1110/2007 , de 24 de agosto.
Disposición transitoria quinta. Adecuación de equipos 
de medida a los nuevos periodos horarios.
Durante el plazo contemplado en la disposición transi-
toria única de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 de septiem-
bre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 , la facturación de aquellos consumi-
dores a los que no se haya adaptado el equipo de medida se realizará a partir de los datos obtenidos de sus lecturas, excepto para los casos que se detallan a continuación:
1. Para los clientes acogidos a discriminación horaria 
Tipo 2 los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:
Periodo de Invierno:Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Valle x 
(4/20).
Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x 
(16/20) + Consumo leído Punta.
53792 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
Periodo de Verano:
Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Valle x 
(1/20) + Consumo leído Punta x (3/4).
Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x 
(19/20) + Consumo leído Punta x (1/4).
2. Para los clientes acogidos a las tarifas 1.0, 2.0.X y 
3.0.1 con discriminación horaria o a la tarifa de acceso 
2.0.DHA, los consumos a facturar para cada periodo se 
obtendrán como:
Períodos de invierno y verano:Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Valle x 
(1/14) + Consumo leído Punta x (9/10).
Consumo a facturar en Valle = Consumos leído Valle x 
(13/14) + Consumo leído Punta x (1/10).
3. Para los clientes acogidos a discriminación hora-
ria Tipo 3 los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:
Periodo de Invierno: no varía.
Periodo de Verano:
Zonas 1 y 2:Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano 
x (2/12) + Consumo leído Punta x (2/4).
Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x 
(10/12) + Consumo leído Punta x (2/4).
Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.
Zonas 3 y 4:
Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano 
x (1/12) + Consumo leído Punta x (3/4).
Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x 
(11/12) + Consumo leído Punta x (1/4).
Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.
4. Para los clientes acogidos a discriminación hora-
ria Tipo 4 los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:
Periodos de invierno y verano:Zonas 1 y 3:
Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano 
x (1/10) + Consumo leído Punta x (5/6).
Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x 
(9/10) + Consumo leído Punta x (1/6).
Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.5. Modalidad de tres períodos: Clientes acogidos a 
Tarifa 3.0A para baja tensión o a tarifa 3.1A de alta ten-sión. Los consumos a facturar para cada periodo se 
obtendrán como:
Periodo de Invierno: no varía.
Periodo de Verano:
Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano 
x (2/12) + Consumo leído Punta x (2/4).
Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x 
(10/12) + Consumo leído Punta x (2/4).
Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.
Disposición derogatoria única. Derogación normativa.
1. Quedan derogados los apartados segundo y 
quinto de la Orden de 17 de diciembre de 1998 por la que se modifica la de 29 de diciembre de 1997 , que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997 , de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y el apartado decimoc-tavo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a 
partir del 1 de octubre de 2007 .
2. Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual 
o inferior rango se opongan a lo dispuesto en la presente orden.
Disposición final primera. Modificación del apartado 
décimo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 
de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctri-cas a partir del 1 de octubre de 2007 .
Se añade un párrafo al final del apartado décimo del 
anexo III de la Orden ITC/2794/2007 , de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 con la siguiente redacción:
«Para tener derecho a cualquiera de los incentivos a la 
inversión establecidos en los párrafos anteriores, las ins-
talaciones de generación deberán acreditar una potencia 
media disponible semestral equivalente al 75 por ciento de su potencia neta.»
Disposición final segunda. Entrada en vigor.
La presente orden entrará en vigor el día 1 de enero 
de 2008.
Madrid, 28 de diciembre de 2007 .–El Ministro de 
Industria, Turismo y Comercio, Joan Clos i Matheu 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53793
  ANEXO I
1. Relación de tarifas básicas con los precios de  sus términos de potencia y energía. 
TARIFAS Y ESCALONES DE TENSIÓNTÉRMINO DE 
POTENCIATÉRMINO DE 
ENERGÍA 
Tp: € / kW mes Te:  € / kWh 
BAJA TENSIÓN
1.0  General, Potencia   1 kW 0,291980 0,065630 
2.0.1 General, 1 kW< Potencia   2,5 kW (1) 1,621373 0,092111 
2.0.2 General, 2,5 kW< Potencia   5 kW (1) 1,634089 0,092834 
2.0.3  General, 5 kW< Potencia   10 kW (1) 1,642355 0,093303 
3.0.1 General, 10 kW< Potencia   15 kW (1) 1,752513 0,099562 
3.0.2 General, potencia superior a 15 kW 1,988549 0,095576 
R.0 De riegos agrícolas 0,420542 0,097596 
ALTA TENSIÓN
Tarifas generales:
Corta utilización:
1.1   General no superior a 36 kV 2,391482 0,082403 
1.2   General mayor de 36 kV y no superior a  72,5 kV.
2,261593 0,077374 
1.3   General mayor de 72,5 kV y no superior a 145 
kV.2,185189 0,075092 
1.4   Mayor de 145 kV 2,124066 0,072575 
Media utilización:
2.1   No superior a 36 kV 4,944381 0,075525 
2.2   Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 4,675665 0,070707 
2.3   Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 4,522111 0,068652 
2.4   Mayor de 145 kV 4,406947 0,066440 
Larga utilización:
3.1 No superior a 36 kV 13,192136 0,062831 
3.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 12,335805 0,059158 
3.3 Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 11,957785 0,056876 
3.4 Mayor de 145 kV 11,595193 0,055324 
Tarifas R. De Riegos Agrícolas:
R.1. No superior a 36 kV 0,647756 0,088891 
R.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 0,615364 0,083706 
R.3 Mayor de 72,5 kV 0,582981 0,080869 
Tarifa G.4 de grandes consumidores 12,567050 0,014396 
Tarifa venta a distribuidores (D)
D.1: No superior a 36 kV 2,638657 0,055808 
D.2: Mayor de 36 Kv, y no superior a 72,5 kV 2,490768 0,053239 
D.3: Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 2,428498 0,051372 
D.4: Mayor de 145 kV 2,350662 0,049971 
(1)  1. A estas tarifas cuando no se les aplique el complemento por discriminación horaria que se regula en el punto siguiente y el consumo promedio diario sea superio r
al equivalente a 1.100 kWh en un bimestre, a la energía consumida por encima de dicha cuantía se le aplicará un recargo de 0,01 34 €/kWh en exceso consumido.
Para ello, la facturación debe corresponder a lecturas reales del contador. 
2. A estas tarifas cuando se aplique el complemento por discriminación horaria de dos períodos se aplicarán directamente los si guientes precios a la energía
consumida en cada uno de los períodos horarios: 
TÉRMINO DE 
ENERGÍA PUNTATÉRMINO DE 
ENERGÍA VALLEBAJA TENSIÓN 1.0, 2.0.X y 3.0.1 CON 
DISCRIMINACION HORARIA 
Te:  € / kWh Te:  € / kWh
1.0    General, Potencia   1 kW 0,088600 0,034783 
2.0.1 General, 1 kW < Potencia   2,5 kW  0,124349 0,048819 
2.0.2 General, 2,5 kW < Potencia   5 kW 0,125326 0,049202 
2.0.3 General, 5 kW < Potencia   10 kW  0,125959 0,049451 
3.0.1 General, 10 kW < Potencia   15 kW 0,134408 0,052767 
53794 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
  TÉRMINO DE 
POTENCIATÉRMINO DE 
ENERGÍA PUNTATÉRMINO DE 
ENERGÍA 
VALLEBAJA TENSIÓN 2.0.N
Tp: € / kW mes Te:  € / kWh Te:  € / kWh
2.0.N, potencia no superior a 15 kW  1,752513 0,102279 0,046381 
2. Precios de los términos de potencia y ener gía de la tarifa horaria de potencia. 
Los precios de los términos de potencia (Tp i), y de los términos de energía (Te i) en cada período horario para los clientes acogidos a 
esta tarifa, serán los siguientes afectados de coeficientes de recargo o descuento que se detallan más adelante: 
PRECIOS
Períodos 1 2 3 4 5 6 7
Tp Euros/kW y año39,041223 26,022286 22,305933 15,613374 15,613374 15,613374 12,006091 
Te Euros/kWh0,228531 0,084895 0,079353 0,070962 0,046602 0,030308 0,023872 
Los recargos o descuentos aplicables a los precios anteriores serán, en función de la tensión de suministro, los siguientes: 
TENSION kV RECARGO DESCUENTO
Td 36 3,09%
36 < T d 72,5 1,00%
72,5 < T d 145 0,00% 0,00%
T > 145 12,00% 
Estos precios en euros se redondearán a seis decimales para los términos de potencia y  energía. 
A los efectos de aplicación de esta tarifa los 23 días tipo A del período 1 a fijar por el Operador del Sistema se podrán estab lecer en 
cada año eléctrico, no pudiendo en un mismo mes fijar más de 12  días, y los días tipo A que se definen en el apartado tercero,
apartado 3.1 del anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995 podrán ser todos los días del año eléctrico excepto sábados domingo s
y festivos. 
El precio de los excesos computados de energía reactiva de acuerdo con lo establecido en el punto 4.3 del título II, del anexo I de la 
Orden de 12 de enero de 1995, por la que se establecen tarifas eléctricas, se fija en 0,049177 €/kVArh. 
En la fórmula de la facturación de los excesos de potencia establecida en el párrafo  4.1.2. del apartado cuarto del título II del anexo 
I de la Orden de 12 de enero de 1995 por la que se establecen las tarifas eléctricas, fijada para el caso en que la potencia 
demandada sobrepase en cualquier período horario la potencia contratada en el mismo, el valor que figura de 806 que viene 
expresado en pesetas/kW es de 4,8441 expresado en euros por kW. 
3. Condiciones de aplicación del complemento por interrumpibilidad regulado en el punto 7.4 del titulo I del anexo I de la orden
de 12 de enero de 1995 aplicable a  las tarifas generales de alta tensión. 
El término variable del descuento DI, que figura en el segundo sumando de la fórmula establecida en el párrafo a) del apartado 7.4 del
Título I del Anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995 será nulo, es decir ( ¦Pj/Pf) será siempre 0 con independencia de las
interrupciones solicitadas y cumplidas por el consumidor en cada temporada eléctrica. 
4. Condiciones de aplicación de las tarifas de venta a los distribuidores que no se encontraban sujetos al Real Decreto
1538/1987, de 11 de diciembre. 
1. Las empresas distribuidoras que vinieran operando con anterioridad al 1 de enero de 1997, y a las que no les fuera de aplica ción lo
dispuesto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, excepto ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.U. para sus
suministros en Baleares y Canarias, podrán adquirir su energía: 
a) A tarifa D, de acuerdo con lo establecido en la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, por l a
parte de su consumo que no exceda del realizado en el ejercicio económico anterior descontados los incrementos del año
anterior que hayan sobrepasado los límites fijados para el mismo e incrementado en el porcentaje correspondiente a los
aumentos vegetativos, que a estos efectos se fijan: 
1.º  Para las empresas clasificadas en el Grupo I, en el 10%.  
2.º Para las empresas clasificadas en el Grupo 2 en el 10%. 3.º Para las empresas clasificadas en el Grupo 3 en el 7%. 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53795
  Estos límites serán considerados a año vencido, por lo que, en todo caso, deberán adquirir, como sujetos cualificados, ya sea
directamente en el mercado organizado de producción como agentes del mercado o bien a través de una empresa
comercializadora, la cuantía resultante de la energía que en el ejercicio anterior haya excedido de los límites del crecimiento  que
se hayan establecido para el mismo. 
No obstante, podrá autorizarse por la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del órgano competente
de la Comunidad Autónoma y de la Comisión Nacional de Energía, un aumento superior a los límites establecidos, en atención
a las particularidades de cada caso. 
Estos límites de crecimiento vegetativo no se aplicarán a las empresas distribuidoras de energía eléctrica de Ceuta, Melilla,
Baleares y Canarias hasta que no se establezca un precio de referencia para los sujetos cualificados en dichos sistemas. 
b) Al precio del mercado organizado de producción como sujetos cualificados. c) A la tarifa general correspondiente a su nivel de conexión. 
2. El resto de empresas distribuidoras adquirirán su energía en el mercado organizado de producción como sujetos cualificados. 
53796 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
A N E X O  II 
Precios medios de los alquileres de los contadores 
Los precios medios de los alquileres de los contadores, considerando no solo el precio del propio equipo sino también los coste s asociados a
su instalación y verificación así como a la operación y el mantenimiento, son los siguientes:
2008
 Euros /mes
a) Contadores simple tarifa:
Energía Activa
Monofásicos:
Tarifa 1.0 0,47
Resto 0,54
Trifásicos o doble monofásicos 1,53
Energía Reactiva
Monofásicos: 0,72
Trifásicos o doble monofásicos 1,71
b) Contadores discriminación horari a sin posibilidad de
telegestión:
Monofásicos (doble tarifa) 1,11
Trifásicos o doble monofásicos (doble tarifa) 2,22
Trifásicos o doble monofásicos (triple tarifa) 2,79
Contactor 0,15
Servicio de reloj de conmutador 0,91
c) Interruptor de control de potencia por polo 0,03
d)Contadores electrónicos con discriminación horaria y con
posibilidad de telegestión para consumidores domésticos0,81
Para el resto de aparatos y equipos auxiliares de medida y control, el canon de alquiler se determinará aplicando una tasa del 1,125 por 100
mensual al precio medio de los mismos considerando no solo el precio del propio equipo sino también los costes asociados a su i nstalación y
verificación así como a la operación y el mantenimiento, siendo este porcentaje aplicable igualmente a los equipos de medida pa ra
consumidores cualificados y otros agentes del mercado. 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53797
  ANEXO III
Precios de los términos de potencia y términos de energía, activa y reactiva, de las tarifas de acceso definidas en el Real Dec reto
1164/2001, de 26 de diciembre, por el que se establecen tarifas de acceso  a las redes de transporte y distribución de energía e léctrica 
1. º   Precios de los términos de potencia y energía activa de las tarifas de baja tensión: 
- Tarifa 2.0A: Tp: 18,164292  €/kW y año
                 Te:  0,020871 €/kWh 
-Tarifa 2.0.DHA: 
Tp: 18,164292  €/kW y año 
Período 1 Período 2
 Te: €/kWh 0,031008 0,008945
-Tarifa 3.0A: 
Período tarifario 1 Período ta rifario 2 Período tarifario 3
Tp: €/kW y año 15,171381 9,355783 2,145388
Te: €/kWh 0,023479 0,022083 0,019545 
2. º Precios de los términos de potencia y energía  activa de las tarifas de acceso de alta tensión: 
-Tarifa 3.1A: 
Período tarifario 1 Período ta rifario 2 Período tarifario 3
Tp: €/kW y año 15,090975 9,306199 2,134018 
Te: €/kWh 0,013833 0,013011 0,011516 
-Tarifa de alta tensión de 6 periodos tarifarios (6.): 
)
53798 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
TÉRMINOS DE POTENCIA 
€/KW y año 
Tarifa Período 1 Período 2 Período 3 Período 4 Período 5 Período 6
6.1 10,092239 5,050488 3,696118 3,696118 3,696118 1,686408
6.2 8,691805 4,349664 3,183232 3,183232 3,183232 1,452396
6.3 8,162049 4,084557 2,989218 2,989218 2,989218 1,363874
6.4 7,581139 3,793852 2,776470 2,776470 2,776470 1,266805
6.5 0,763081 0,763081 0,347473 0,347473 0,347473 0,347473
TÉRMINOS DE ENERGÍA 
 €/KWh 
Tarifa Período 1 Período 2 Período 3 Período 4 Período 5 Período 6
6.1 0,019305 0,016934 0,012870 0,007307 0,004719 0,004290
6.2 0,006440 0,005649 0,004294 0,002437 0,001574 0,001431
6.3 0,005196 0,004558 0,003464 0,001966 0,001270 0,001155
6.4 0,004078 0,003576 0,002718 0,001543 0,000996 0,000906
6.5 0,002391 0,002245 0,000991 0,000852 0,000845 0,000991
3.º Término de facturación de energía reactiva (Artículo 9.3 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre): 
Cos ) Euro/kVArh
Cos ) < 0,95  y hasta cos ) = 0,90 0,00001
Cos ) < 0,90  y hasta cos ) = 0,85 0,013091
Cos ) < 0,85  y hasta cos ) = 0,80 0,026182
Cos ) < 0,80 0,039274 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53799
  4.º  Precios de los excesos de potencia
En la fórmula de la facturación de los excesos de potencia establecida en el punto b).3 del apartado 1.2. del artículo 9 del Re al Decreto
1164/2001, de 26 de octubre, fijada para las tarifas 6. en el caso en que la potencia demandada sobrepase en cualquier período horario la
potencia contratada en el mismo, el valor que figura de 234 que viene expresado en pesetas/KW es de 1,4064 expresado en €/ kW. 
ANEXO IV 
Actualizaciones trimestrales de las tarifa s y primas del régimen especial. 
1. Tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 y del grupo c.2 del artículo 2 del Real Decreto 661/20 07,
de 25 de mayo. 
Grupo Subgrupo Combustible PotenciaTarifa 
regulada 
c€/kWhPrima de 
referencia 
c€/kWh
P0,5 MW 12,1533 0,0000 
0,5<P1 MW 9,9729 0,0000 
1<P10 MW 7,7840 2,8075 
10<P25 MW 7,3693 2,2301 a.1.1
25<P50 MW 6,9741 1,9296 
P0,5 MW 14,3153 0,0000 
0,5<P1 MW 12,1826 0,0000 
1<P10 MW 10,4275 5,0718 
10<P25 MW 10,1513 4,5988 Gasóleo / GLP
25<P50 MW 9,8100 4,1730 
0,5<P1 MW 11,1786 0,0000 
1<P10 MW 9,5022 4,1593 
10<P25 MW 9,2149 3,6753 a.1
a.1.2
Fuel
25<P50 MW 8,8803 3,2625 
c.2   5,8245 2,4993 
2. Tarifas para las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda de l Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. 
Combustible PotenciaTratamiento y 
reducción de 
purines de 
explotaciones de 
porcinoTratamiento y 
reducción de 
lodos 
derivados de 
la producción 
de aceite de 
olivaTratamiento y 
reducción de 
otros lodosTratamiento y 
reducción de 
otros residuos
P0,5 MW 10,5886 9,4380 5,4104 4,6433 
0,5<P1 MW 10,5886 9,4379 5,4104 4,6433 
1<P10 MW 10,5770 9,4276 5,4044 4,6381 
10<P25 MW 10,5751 9,4259 5,4035 4,6373 Gas Natural
25<P50 MW 10,5720 9,4230 5,4019 4,6360 
P0,5 MW 11,2994 10,0714 5,7736 4,9549 
0,5<P1 MW 11,2994 10,0714 5,7736 4,9549 
1<P10 MW 11,4061 10,1665 5,8280 5,0018 
10<P25 MW 11,4256 10,1840 5,8381 5,0103 Gasóleo /
GLP
25<P50MW 11,4468 10,2029 5,8490 5,0196 
P0,5 MW 11,2994 10,0714 5,7736 4,9549 
0,5<P1 MW 11,2645 10,0403 5,7557 4,9397 
1<P10 MW 11,3788 10,1422 5,8141 4,9897 
10<P25 MW 11,3990 10,1603 5,8245 4,9986 Fuel
25<P50 MW 11,4300 10,1878 5,8403 5,0121 
53800 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
  ANEXO V 
Actualizaciones anuales de las tarifas, primas y límites superior e inferior del régimen especial. 
1. Tarifas para las instalaciones del subgrupo a.1.4 y del grupo a.2 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. 
Grupo Subgrupo Combustible Potencia Tarifa 
regulada 
c€/kWh Prima de 
referencia 
c€/kWh 
P10 MW 6,4885 4,0749 
10<P25 MW 4,4608 1,6319 Carbón 
25<P50 MW 4,0553 1,0485 
P10 MW 4,7607 2,0028 
10<P25 MW 4,3639 1,1998 a.1 a.1.4 
Otros
25<P50 MW 3,9673 0,6290 
P10 MW 4,7656 2,0040 
10<P25 MW 4,3616 1,2040 a.2     
25<P50 MW 3,9679 0,6363 
2. Tarifas para las ins talaciones del subgrupo a.1.3 del artículo 2 y de la disposición trans itoria décima del Real Decreto
661/2007, de 25 de mayo. 
Subgrupo Combustible Pote ncia Plazo Tarifa 
regulada 
c€/kWh Prima de 
referencia 
c€/kWh 
primeros 15 años 16,5477 12,0514P2 MW 
A partir de entonces 12,2820 0,0000
primeros 15 años 15,1501 10,4346b.6.1
2 MW  P 
A partir de entonces 12,7606 0,0000
primeros 15 años 13,2286 8,7479P2 MW 
A partir de entonces 8,9185 0,0000
primeros 15 años 11,1143 6,3988b.6.2
2 MW  P 
A partir de entonces 8,3362 0,0000
primeros 15 años 13,2286 8,7479P2 MW 
A partir de entonces 8,9185 0,0000
primeros 15 años 12,2257 7,5109b.6.3
2 MW  P 
a partir de entonces 8,3362 0,0000
primeros 15 años 8,5059 4,2154b.7.1   
a partir de entonces 6,9286 0,0000
primeros 15 años 13,7945 10,4220P500 kW 
a partir de entonces 6,8714 0,0000
primeros 15 años 10,2935 6,3053b.7.2
500 kW  P 
a partir de entonces 6,9225 0,0000
primeros 15 años 5,5396 3,1877b.7.3   
a partir de entonces 5,5396 0,0000
primeros 15 años 13,2286 8,7479P2 MW 
a partir de entonces 8,9185 0,0000
primeros 15 años 11,3165 6,5959b.8.1
2 MW  P 
a partir de entonces 8,4879 0,0000
primeros 15 años 9,7980 5,3319P2 MW 
a partir de entonces 6,8734 0,0000
primeros 15 años 7,3737 3,0963a.1.3
b.8.2
2 MW  P 
a partir de entonces 7,3737 0,0000
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53801
  Subgrupo Combustible Pote ncia Plazo Tarifa 
regulada 
c€/kWh Prima de 
referencia 
c€/kWh 
primeros 15 años 9,7980 5,6008P2 MW 
a partir de entonces 6,8734 0,0000
primeros 15 años 9,6116 5,1247b.8.3
2 MW  P 
a partir de entonces 7,8190 0,0000
a.1.3 dentro de la 
Disp.Transitoria 10ª   13,6680  8,9553
3. Tarifas para las instalaciones de la categoría b) del artícu lo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. 
Grupo Subgrupo Potencia PlazoTarifa 
regulada 
c€/kWhPrima de 
referencia 
c€/kWhLímite 
Superior 
c€/kWhLímite 
Inferior
c€/kWh
primeros 25 años 45,5134P100 kW
a partir de entonces 36,4107
primeros 25 años 43,1486 100 kW<P 10
MWa partir de entonces 34,5189
primeros 25 años 23,7461b.1.1
10<P50 MW
a partir de entonces 18,9969
primeros 25 años 27,8399 26,2509b.1
b.1.2
a partir de entonces 22,2717 21,000735,5499 26,2548 
primeros 20 años 7,5681 3,0272 8,7790 7,3663 b.2.1
a partir de entonces 6,3250 0,0000b.2
b.2.2 * 8,7124 16,9494
primeros 20 años 7,1208 3,9732b.3
a partir de entonces 6,7281 3,1625
primeros 25 años 8,0613 2,5883b.4
a partir de entonces 7,2552 1,38948,8054 6,7384 
primeros 25 años ** 2,1749b.5
a partir de entonces *** 1,38948,2680 6,3250 
primeros 15 años 16,4213 11,9156 17,1871 15,9262 P2 MW
a partir de entonces 12,1882 0,0000
primeros 15 años 15,1501 10,4346 15,5955 14,7480 b.6.1
2 MW  P
a partir de entonces 12,7606 0,0000
primeros 15 años 12,9921 8,4865 13,7559 12,4950 P2 MW
a partir de entonces 8,7591 0,0000
primeros 15 años 11,1143 6,3988 11,5649 10,7267 b.6.2
2 MW  P
a partir de entonces 8,3362 0,0000
primeros 15 años 12,9921 8,4865 13,7559 12,4950 P2 MW
a partir de entonces 8,7591 0,0000
primeros 15 años 12,2257 7,5109 12,6707 11,8232 b.6
b.6.3
2 MW  P
a partir de entonces 8,3362 0,0000
primeros 15 años 8,2597 3,9050 9,2602 7,6892 b.7.1
a partir de entonces 6,7281 0,0000
primeros 15 años 13,5068 10,0969 15,8436 12,7637 b.7
b.7.2
P500 kW
a partir de entonces 6,7281 0,0000
53802 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
  Grupo Subgrupo Potencia PlazoTarifa 
regulada 
c€/kWhPrima de 
referencia 
c€/kWhLímite 
Superior 
c€/kWhLímite 
Inferior
c€/kWh
primeros 15 años 10,0043 5,9709 11,3995 9,8699 500 kW  P
a partir de entonces 6,7281 0,0000
primeros 15 años 5,5396 3,1877 8,6091 5,2709 b.7.3
a partir de entonces 5,5396 0,0000
primeros 15 años 12,9921 8,4865 13,7559 12,4950 P2 MW
a partir de entonces 8,7591 0,0000
primeros 15 años 11,1143 6,3988 11,5649 10,7267 b.8.1
2 MW  P
a partir de entonces 8,3362 0,0000
primeros 15 años 9,5909 5,0863 10,3557 9,0845 P2 MW
a partir de entonces 6,7281 0,0000
primeros 15 años 6,7260 2,0106 7,1725 6,3250 b.8.2
2 MW  P
a partir de entonces 6,7260 0,0000
primeros 15 años 9,5909 5,3428 10,3557 9,0845 P2 MW
a partir de entonces 6,7281 0,0000
primeros 15 años 8,2680 3,3278 9,3015 7,7513 b.8
b.8.3
2 MW  P
a partir de entonces 6,7260 0,0000
*. Prima máxima de referencia a efectos del procedimiento de concurrencia previsto en el Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio,  y
el límite superior, para las instalaciones eólicas marinas. 
**. La cuantía de la tarifa regulada para las instalaciones del grupo b.5 para los primeros veinticinco años desde la puesta en  marcha
será: [6,60 + 1,20 x [(50 - P) / 40]] x 1.0335, siendo P la potencia de la instalación. 
***. La cuantía de la tarifa regulada para las instalaciones del grupo b.5 para el vigésimo sexto año y sucesivos desde la pues ta en
marcha será: [5,94 + 1,080 x [(50 - P) / 40]] x 1.0335, siendo P la potencia de la instalación. 
4. Tarifas para las instalaciones de los grupos c.1, c.3 y c.4 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. 
GrupoTarifa 
regulada 
c€/kWh Prima de 
referencia 
c€/kWh 
c.1 5,5530 2,3828 
c.3 3,9679 2,3828 
c.4 5,4470 1,8227 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53803
ANEXO VI 
Precios máximos del operador del sistema por actuaciones derivadas del Regla mento unificado de puntos de medida y sus 
instrucciones técn icas complementarias
1. Lecturas locales, verific aciones e inspecciones. 
PRECIO
CONCEPTO €
Desplazamiento a un punto de medida para la realización de cualquier 
intervención en el mismo incluyendo lectura visual, lectura local con TPL, 
desprecintado o precintado o conjunto total o parcial de las anteriores. 
Inspección y verificación de los equipos de medida, comunicación y control de la 
interrumpibilidad (EMCC) y del relé de subfrecuencia asociado349,12 
926,00
Suplementos:
Realización de la verificación de contador-registrador y actualización de datos en 
el concentrador correspondiente. 279,29
Realización de la verificación de contador-registrador, con aportación de patrón 
por el solicitante, y actualización de datos en el concentrador correspondiente. 34,91
Realización de la verificación de contador-registrador, con aportación de patrón 
por el solicitante y actualización de datos en el concentrador correspondiente. 104,74
Realización de la inspección de instalación y actualización de inventarios en el 
concentrador correspondiente.104,74
Verificación de transformador monofásico de tensión o intensidad, y actualización 
de datos en el concentrador correspondiente.104,74
Realización de la parametrización de contador-registrador. 69,83
Realización de la carga de claves para firma electrónica en el concentrador 
correspondiente. 69,83
53804 Sábado 29 diciembre 2007 BOE núm. 312
  Certificaciones. 
PRECIO
CONCEPTO €
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o
unidad de oferta (1h<período 7 días).34,91
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o
unidad de oferta (7 días<período  1 mes).69,83
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o
unidad de oferta (1mes<período 6meses).139,66
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o
unidad de oferta (6meses<período 1año).209,48
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o
unidad de oferta (1año<período 3años). 698,30
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o
unidad de oferta (3años<período 6años).1117,24 
2.Pruebas de validación de protocolos .
Análisis y prueba de que los equipos cumplen los protocolos establecidos por el Operador del Sistema entre el concentrador princ ipaly
registradores o concentradores secundarios (red troncal): Estos costes se facturarán por las horas realmente dedicadas a un cos te de
103,031420 Euros/hora, con un coste mínimo de 1.396,56 Euros, y se acompañarán cuando hayan superado las pruebas de un certific ado de
validación del protocolo, que servirá para su aceptación en todo el sistema de medidas. 
ANEXO VII 
Contenidos estandarizados de los registros de las bases de datos  de puntos de suministro 
Campo Relación de información Contenido
a) Código Universal de Punto de Suministro 
(CUPS)a.1) " CUPS " completo.
b) Empresa distribuidora b.1) " Nombre de la empresa distribuidora "; b.2) " Código de la empresa 
distribuidora ".
c) Ubicación del punto de suministro c.1) " Dirección completa (tipo de vía, nombre de la vía, número, piso, 
puerta) ".
d) Población del punto de suministro d.1) " Nombre de la Población "; d.2) " Código Postal ".
e) Provincia del punto de suministro e.1) " Nombre de la Provincia ".
f) Fecha de alta del suministro f.1) "Día, mes y año " en la que se conectó el punto de suministro a las redes.
g) Tarifa en vigor de suministro o de acceso g.1) " Nombre de la Tarifa Básica " o " Tarifa de Acceso de Terceros a las 
Redes " según la modalidad de contratación en vigor en el punto de 
suministro. Dicho Nombre debe corresponderse con el que conste en la 
norma reguladora de las tarifas en vigor en cada momento. 
BOE núm. 312 Sábado 29 diciembre 2007 53805
  Campo Relación de información Contenido
h) Tensión de suministro h.1) " Tensión (en Voltios) " de la conexión del punto de suministro a las 
redes.
i) Potencia máxima autorizada por boletín de 
instalador autorizadoi.1) " Potencia Máxima (en kW) " del punto de suministro, según consta en el 
Boletín de Instalaciones Eléctricas emitid o por un instalador autorizado.
j) Potencia máxima autorizada por acta de 
autorización de puesta en marchaj.1) " Potencia Máxima (en kW) " del punto de suministro, según consta en el 
Acta de Autorización de puesta en marcha.
k) Tipo de punto de medida k.1) Clasificación del punto de suministro según los " Nombres de Tipos de 
Punto de Medida " actualmente en vigor, y definidos en el Reglamento 
unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real 
Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, a saber: " Tipo 1, 2, 3, 4 o 5 ".
l) Disponibilidad de Interruptor de Control de 
Potencial.1) "ICP no instalado "; l.2) " ICP instalado ".
m) Tipo de perfil de consumo m.1) " Nombre del Tipo de Perfil de Consumo " según los tipos de perfil 
actualmente en vigor, y definidos en el Resolución de 28 de diciembre de 
2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se 
aprueba el perfil de consumo y el método de cálculo a efectos de liquidación 
de energía aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que no 
dispongan de registro horario de consumo, o la que esté en vigor en cada 
momento, a saber: " Tipo Pa, Pb, Pc o Pd ".
n) Derechos de extensión reconocidos n.1) " Valor de los derechos de extensión (en kW) " que tenga reconocidos el 
punto de suministro. 
ñ) Derecho de accesos reconocidos ñ.1) " Valor de los derechos de acceso (en kW) " que tenga reconocidos el 
punto de suministro. 
o) Propiedad del equipo de medida o.1) Tipo de propietario del equipo de medida: " Empresa distribuidora " o 
"Titular del punto de suministr o".
p) Propiedad de Interruptor de Control de 
Potenciap.1) Tipo de propietario del ICP: " Empresa distribuidora " o "Titular del punto 
de suministro ".
q) Potencias contratadas en cada período q.1) En función de la Tarifa Básica o la Tarifa de Acceso de Terceros a las 
Redes, " Valor de la potencia contratada (en kW) por Periodo Tarifario ".
r) Fecha del último movimiento de contratación 
a efectos tarifariosr.1) " Día, mes y año " del último cambio de los parámetros relativos a la 
contratación tarifaria (ya sea en modalidad de Tarifa básica o en Tarifa de 
acceso de terceros a las redes), pudiendo ser estos parámetros la tarifa en si 
misma, la potencia contratada, la tensión de conexión, el complemento por 
discriminación horaria y el modo de facturación.
s) Fecha del último cambio de comercializador s.1) " Día, mes y año " del último cambio de comercializador.
t) Fecha límite de los derechos reconocidos de 
extensiónt.1) "Día, mes y año " de los derechos reconocidos de extensión.
u) Consumo de los dos últimos años naturales 
(por períodos de discriminación horaria y 
meses)Con periodicidad mensual (excepto para aquellos puntos de suministro con 
lectura bimestral), desglosado en los pe riodos que registre en origen el 
equipo de medida, y para los dos últimos años naturales a contar desde la 
fecha de la consulta: u.1) " Consumo de energía activa (en kWh) "; u.2) 
"Consumo de energía reactiva (en kVar) "; u.3) " Potencia Demandada (en 
kW)".
v) Fecha de la última lectura v.1) " Día, mes y año " de la última lectura. 
La información relativa a los campos c), d) y e) debe referirse en todo momento al punto de suministro y no a la ubicación, pob lación y
provincia del titular de dicho punto de suministro. Asimismo, aquellas empresas distribuidoras que proporcionen la información b.1), d.1), e.1)
y g.1) en forma de código alfanumérico, están obligadas a proporcionar una relación donde conste la correspondencia de dichos c ódigos con
los nombres concretos. El resto de los contenidos deberá ser presentado por todas las empresas distribuidoras en la forma descr ita en el
cuadro anterior.