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Timestamp: 2019-10-13 20:54:46+00:00

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REAL DECRETO 2392/2004
Artículo 1 Revisión de la tarifa media o de referencia para 2005.
Artículo 4 Planes de calidad de servicio.
Artículo 5 Programas nacionales de gestión de la demanda.
Artículo 7 Comprobaciones e inspecciones de la Comisión Nacional de Energía.
Artículo 8 Precios de las actuaciones del Operador del Sistema.
Artículo 9 Precio de la primera verificación.
Precio medio previsto del mercado de producción correspondiente a las instalaciones en régimen ordinario pertenecientes a las sociedades con derecho al cobro de CTC.
DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA Clasificación de las empresas acogidas a la disposición transitoria undécima de la Ley del Sector Eléctrico.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA Carácter de los costes de compensación extrapeninsular.
DISPOSICIÓN ADICIONAL TERCERA Aplicación del sistema de interrumpibilidad.
DISPOSICIÓN ADICIONAL CUARTA Procedimiento de autorización administrativa de determinados parámetros y tarifas.
DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA Aplicación de tarifas de acceso a exportaciones y a las unidades productor consumidor.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SEXTA Cálculo de compensaciones a distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley del Sector Eléctrico por adquisiciones de energía en instalaciones en régimen especial.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SÉPTIMA Precio unitario por garantía de potencia.
DISPOSICIÓN ADICIONAL OCTAVA Destino de los fondos de la cuota de financiación del stock básico del uranio.
DISPOSICIÓN ADICIONAL NOVENA Incentivos de las instalaciones del apartado 2 del artículo 41 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, y actualización de las primas de determinadas instalaciones.
DISPOSICIÓN ADICIONAL DÉCIMA Ingresos procedentes de la facturación de energía reactiva de las tarifas de acceso.
DISPOSICIÓN ADICIONAL UNDÉCIMA Transparencia en la información del mercado de producción.
DISPOSICIÓN ADICIONAL DUODÉCIMA Cambio de modalidad de contratación en baja tensión.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA ÚNICA Aplicación a clientes de la tarifa horaria de potencia y del complemento por interrumpibilidad.
Se incrementan los precios de venta de las instalaciones acogidas al régimen especial para el régimen transitorio del Real Decreto 2366/1994 en una cuantía igual al incremento medio de la tarifa. Por su parte, con la fijación para el año 2005 de la tarifa eléctrica media o de referencia quedan actualizados los componentes retributivos del Real Decreto 436/2004, de 12 marzo, que hacen referencia a dicha tarifa. Para las instalaciones de régimen especial de dicho Real Decreto que permanecen al amparo de sus disposiciones transitorias primera y segunda también se procede a la actualización de sus elementos retributivos adoptando en estos casos además la variación del tipo de interés conforme a la variación del Euribor a tres meses, correspondiente al mes de noviembre de 2004 con respecto a la misma fecha del año 2003, resultando una variación del 0,47 %. Como variación interanual del precio del gas se ha tomado la variación media anual de la tarifa firme de gas natural de un consumidor tipo de 40 Mte/año, resultando un valor del -5,11 %. La media anual del precio final horario del mercado de producción en los últimos doce meses para cada grupo se ha calculado como la media de precios mensuales, ponderando cada uno por la energía facturada en régimen especial para cada grupo. La estimación para 2005 de la media del precio final horario del mercado de producción es de 3,78 céntimos de Euro/kWh. No obstante lo anterior, se mantienen las primas, establecidas para las instalaciones del grupo a., tipos a.1 y a.2 que utilicen como combustible fuel-oil, y las del grupo d. y tipo d.1, quedando fijados sus valores en 3,2424 céntimos de euro/ kWh, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico.
En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Turismo y Comercio y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 30 de diciembre de 2004, dispongo:
8. La revisión en 2005 de las previsiones realizadas en el cálculo de la tarifa de 2003, a tenor de lo establecido en el artículo 7 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y teniendo en cuenta la revisión fijada para ese año en el artículo 1.8 del Real Decreto1802/2003, de 26 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2004, asciende a -46.738 miles de euros, desglosados en -36731 miles de euros en concepto de corrección de demanda en consumidor final y -10.007 miles de euros en concepto de sobrecoste de las primas del régimen especial. Por su parte, en 2005 la revisión de las previsiones realizadas en el cálculo de la tarifa de 2004, a tenor de lo establecido en el artículo 7 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, es nula. De la aplicación de estos criterios de revisión se deriva una variación adicional de la tarifa media o de referencia del -0,27%.
3. Las primas establecidas en el anexo VI del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se actualizan, tomando como variación interanual del tipo de interés el 0,47 %; la variación del precio del gas del -5,11 %, la variación de la tarifa media del 1,71 %, excepto las primas, establecidas para las instalaciones del grupo a., tipos a.1 y a.2 que utilicen como combustible fuel-oil, y las del grupo d. y tipo d.1, que mantienen sus valores, ya actualizados en el Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico. Sus valores se establecen en el apartado 1 del anexo IV del presente Real Decreto.
Las restantes empresas distribuidoras que adquieran energía a tarifas ingresarán la totalidad de las cuotas a excepción de la establecida con carácter general en el apartado 3.a del presente artículo.
1. Con objeto de poder dar cumplimiento a la información que requiere la Directiva 90/377/CEE sobre transparencia de precios aplicables a los consumidores industriales de gas y electricidad, las empresas distribuidoras de energía, así como los comercializadores o productores remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas la información que establece la Orden de 19 de mayo de 1995 sobre información de precios aplicables a los consumidores industriales finales de electricidad, así como cualquier otra información sobre precios, condiciones de venta aplicables a los consumidores finales, distribución de los consumidores y de los volúmenes correspondientes por categorías de consumo que se determine por el Ministerio de Industria,Turismo y Comercio.
Empresas cuya energía entrante en sus redes no sea superior a 15 millones de kWh en el ejercicio anterior.
Entre 2.500 y 4.999 clientes con consumo en baja tensión, por abono, inferior al 90 % de la media nacional a tarifas.
Entre 5.000 y 7.499 clientes con consumo en baja tensión, por abono, inferior al 80 % de la media nacional a tarifas.
En estos municipios se contabilizará como rural diseminada exclusivamente la energía distribuida en baja tensión y los suministros en alta tensión con tarifa R de riegos.
1. Empresas cuya energía distribuida, sin considerar la correspondiente a consumidores cualificados, hubiera totalizado más de 15 y menos de 30 millones de kWh. El coeficiente reductor se calculará según la siguiente fórmula:
2. Empresas cuya energía distribuida, sin considerar la correspondiente a consumidores cualificados, hubiera totalizado más de 30 y menos de 45 millones de kWh. El coeficiente reductor se calculará según la siguiente fórmula:
3. Se incluyen en él todas las empresas no comprendidas en los grupos 1 y 2. Entregarán a la Comisión Nacional de Energía las cantidades detalladas en el artículo 3 del presente Real Decreto, con las salvedades que se establecen en el apartado 3 de dicho artículo.
Para aquellos clientes, que como consecuencia de las características de sus sistemas de medida y comunicaciones, la adecuación de los mismos suponga la perdida de comunicación con el actual sistema de interrumpibilidad, el plazo anterior se prorroga hasta el 31 de julio de 2005.
Los clientes que se encuentren en esta última situación deberán notificarlo a Red Eléctrica de España S.A. antes del 1 de mayo de 2005, indicando el tipo de equipo instalado.
2.1.1 Un periodo máximo de 4 horas continuadas, decido por Red Eléctrica de España, S.A., en el que la empresa limita su potencia a la P max establecida en el contrato de interrumpibilidad.
2.2 Preaviso: Red Eléctrica de España, S.A. explicitará, con un preaviso mínimo de 2 horas, el perfil de las 12 horas de interrupción, aplicando los criterios anteriores, teniendo en cuenta que el preaviso mínimo para ordenar a una empresa el límite P max no puede ser inferior a una hora.
2.1.1 Un periodo máximo de 3 horas continuadas, decidido por Red Eléctrica de España, S.A., en el que la empresa limita su potencia a la P max establecida en el contrato de interrumpibilidad.
2.2 Preaviso: Red Eléctrica de España, S.A. explicitará, con un preaviso mínimo de 2 horas, el perfil de las 6 horas de interrupción, aplicando los criterios anteriores, teniendo en cuenta que el preaviso mínimo para ordenar a una empresa el límite P max no puede ser inferior a una hora.
Las interrupciones flexibles de tipo A y B computarán como 12 y 6 horas respectivamente y como una interrupción aunque se dividan en varios periodos.
1. Las cogeneraciones con potencia eléctrica instalada superior a 50 MW, incluidas las que estaban acogidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, así como aquéllas a las que se refiere su disposición adicional segunda, que utilicen como combustible el gas natural, a que hace referencia el apartado 2 del artículo 41 del Real Decreto 436/2004, de 2 de marzo, para tener derecho a la percepción de un incentivo por la producción o excedentes será requisito indispensable que éste combustible suponga al menos el 95 % de la energía primaria utilizada medida por el poder calorífico inferior, y que cumplan los requisitos que se determinan en el anexo I, del Real Decreto 436/2004, de 2 de marzo.
TARIFAS Y ESCALONES DE TENSIÓN TÉRMINO DE POTENCIA
Tp: € / kW mes TÉRMINO DE ENERGÍA
2.0 General, potencia no superior a 15 kW (1) 1,461129 0,083007
3.0 General 1,430269 0,083728
4.0 General de larga utilización 2,284634 0,076513
B.0 Alumbrado público 0,000000 0,073285
R.0 De riegos agrícolas 0,335417 0,077841
1.1 General no superior a 36 Kv 1,980859 0,066324
1.2 General mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 1,873273 0,062274
1.3 General mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 1,809987 0,060439
1.4 Mayor de 145 kV 1,759358 0,058412
2.1 No superior a 36 kV 4,075634 0,060502
2.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 3,854132 0,056642
2.3 Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 3,727559 0,054996
2.4 Mayor de 145 kV 3,632629 0,053224
3.1 No superior a 36 kV 10,821947 0,048731
3.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 10,119470 0,045882
3.3 Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 9,809367 0,044112
3.4 Mayor de 145 kV 9,511921 0,042908
T.1 No superior a 36 kV 0,620205 0,069361
T.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 0,569576 0,065247
T.3 Mayor de 72,5 kV 0,556920 0,063223
R.1. No superior a 36 kV 0,506290 0,069425
R.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV 0,480974 0,065375
R.3 Mayor de 72,5 kV 0,455661 0,063160
Tarifa G.4 de grandes consumidores 10,208070 0,011265
D.1: No superior a 36 kV 2,200412 0,046539
D.2: Mayor de 36 Kv, y no superior a 72,5 kV 2,077085 0,044398
D.3: Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV 2,025157 0,042840
D.4: Mayor de 145 kV 1,960248 0,041671
Energía consumida día (punta y llano): 0,085274 /kWh de término de energía
Energía consumida noche (valle): 0,038670 /kWh de término de energía.
Tp Euros/kW y año 31,712734 21,137602 18,118851 12,682563 12,682563 12,682563 9,752409
Te Euros/kWh 0,177518 0,061463 0,061641 0,055122 0,036200 0,023543 0,018543
T< 36
36 < T < 72,5
72,5 < T < 145
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 0,038199 €/kVArh.
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 APLICABE 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.
a. Cuotas de extensión, en /kW solicitado, fijadas en función de la tensión de la red de suministro, serán las siguientes:
1. Alta Tensión:
Potencia solicitada < 250 kW:
V < 36 kV
14,018793
36 kV < V 72,5 < kV
13,684259
14,567930
2. Baja Tensión:
Potencia solicitada < 50 kW.
Cuota de extensión = 15,495784 €/kW solicitado
15,154939
13,135122
9,543635
b. Cuotas de acceso, en /kW contratado:
Cuota de acceso: 17,572407 €/kW contratado
c. Derechos de enganche:
Baja Tensión: 8,066644 €
70,895575
238,087887
334,038839
d. Derechos de verificación:
Baja Tensión: 7,145316 €/consumidor.
48,938041
75,954098
112,368833
a. LAS <PRIMAS ESTABLECIDAS EN EL ANEXO VI DEL REAL DECRETO 436/2004, DE 12 DE MARZO, POR EL QUE SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA LA ACTUALIZACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL RÉGIMEN JURÍDICO Y ECONÓMICO DE LA ACTIVIDAD DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN RÉGIMEN ESPECIAL SON LAS SIGUIENTES:
GRUPO SUBGRUPO POTENCIA MW Euros /kWH
A a.1 P< 10 0,014100
a.2 P< 10 0,014202
a.1 y a.2 fuel-oil P< 10 0,032828
B b.2 0,023574
b.3 0,027173
b.4 0,025903
b.6 0,028174
b.7 0,022633
C P< 10 0,018442
Artículo 31 (*) 0,004989
D d.1 0,032828
d.2 0,018361
d.3 0,009909
3. PRECIOS DE LOS TÉRMINOS DE POTENCIA Y ENERGÍA ENTREGADA POR INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL ACOGIDAS AL REAL DECRETO 2366/1994.
1,855771
3,818849
0,056157
10,036313
0,045444
15 < P < 30
9,727020
30 < P < 50
9,430349
0,042529
0,061734
Tarifa G.4 Nivel de Tensión > de 36 kV y < 72,5 kV
Tarifa G.4 Nivel de Tensión > 72,5 kV y < 145 kV
COEFICIENTES DE PÉRDIDAS PARA CONTRATOS DE ACCESO A TARIFAS DE BAJA TENSIÓN REGULADOS EN EL REAL DECRETO 1164/2001.
MT (1 > kV > 36)
AT (36 > kV > 72,5)
AT (72,5 > kV > 145)
PRECIOS MÁXIMOS DEL OPERADOR DEL SISTEMA POR ACTUACIONES DERIVADAS DEL REGLAMENTO DE PUNTOS DE
MEDIDA Y SUS ITC.
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (1h<período 7 días).
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (7 días<período 1 mes).
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (1mes<período 6meses).
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (6meses<período 1año).
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (1año<período 3años).
Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (3años<período 6años).
Análisis y prueba de que los equipos cumplen los protocolos establecidos por el Operador del Sistema entre el concentrador principal y registradores o concentradores secundarios (red troncal): Estos costes se facturarán por las horas realmente dedicadas a un coste de 91,526137 Euros/hora, con un coste mínimo de 1.262,42 Euros, y se acompañarán cuando hayan superado las pruebas de un certificado de validación del protocolo, que servirá para su aceptación en todo el sistema de medidas.
Tp: 17,643080 €/kW y año
Te: 0,026132 €/kWh
Tp: 16,697723 €/kW y año
Te: €/kWh 0,035918 0,023428
Tp: €/kW y año 21,507034 12,726843 2,762023
Te: €/kWh 0,018940 0,017295 0,013684
Tp: €/kW y año 16,261726 10,028170 2,299574
Te: €/kWh 0,011719 0,011023 0,009756
6.1 10,493659 5,252340 3,846940 3,846940 3,846940 1,752617
6.2 8,761187 4,383761 3,211801 3,211801 3,211801 1,463366
6.3 8,039007 4,022671 2,945735 2,945735 2,945735 1,343002
6.4 7,316826 3,661580 2,679669 2,679669 2,679669 1,222638
6.5 0,713697 0,713697 0,324986 0,324986 0,324986 0,324986
6.1 0,017967 0,016810 0,014990 0,009866 0,006448 0,005015
6.2 0,015013 0,014063 0,012543 0,008235 0,005385 0,004181
6.3 0,013810 0,012860 0,011530 0,007539 0,004942 0,003864
6.4 0,012543 0,011719 0,010453 0,006905 0,004498 0,003485
6.5 0,001848 0,001848 0,000957 0,000957 0,000957 0,000957
Para cos f < 0,95 y hasta cos f = 0,90: 0,000010 €/kVA rh
Para cos f < 0,90 y hasta cos f = 0,85: 0,012531 €/kVA rh
Para cos f < 0,85 y hasta cos f = 0,80: 0,025063 €/kVA rh
Para cos f < 0,80: 0,037594 €/kVA rh
Tp: 16,951295 €/kW y año
Te: 0,025107 €/kWh
Tp: 16,043005 €/kW y año
Te: €/kWh 0,034510 0,022509
Tp: €/kW y año 20,663743 12,227823 2,653724
Te: €/kWh 0,018197 0,016617 0,013147
Tp: €/kW y año 15,624104 9,634965 2,209408
Te: €/kWh 0,011259 0,010591 0,009373
6.1 10,082203 5,046396 3,696101 3,696101 3,696101 1,683897
6.2 8,417661 4,211874 3,085866 3,085866 3,085866 1,405987
6.3 7,723798 3,864942 2,830233 2,830233 2,830233 1,290343
6.4 7,029933 3,518009 2,574599 2,574599 2,574599 1,174698
6.5 0,685713 0,685713 0,312243 0,312243 0,312243 0,312243
6.1 0,017263 0,016151 0,014402 0,009479 0,006195 0,004818
6.2 0,014424 0,013512 0,012051 0,007912 0,005174 0,004017
6.3 0,013269 0,012356 0,011078 0,007243 0,004748 0,003712
6.4 0,012051 0,011259 0,010043 0,006634 0,004322 0,003348
6.5 0,001776 0,001776 0,000919 0,000919 0,000919 0,000919
Para cos f < 0,95 y hasta cos f = 0,90: 0,000010 €/kVArh
Para cos f < 0,90 y hasta cos f = 0,85: 0,012040 €/kVA rh
Para cos f < 0,85 y hasta cos f = 0,80: 0,024080 €/kVA rh
Para cos f < 0,80: 0,036120 €/kVA rh
3. PRECIOS DE LOS EXCESOS DE POTENCIA
Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 1.085.137
Unión Fenosa Distribución, S.A. 497.073
Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 93.705
Electra de Viesgo Distribución, S.L.U. 88.010
Endesa 1.178.553
FEVASA 127
SOLANAR 99
TOTAL 2.942.711

References: Artículo 1

Artículo 4

Artículo 5

Artículo 7

Artículo 8

Artículo 9
 artículo 41
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 resolución 
 artículo 7
 Real Decreto 
 artículo 1
 artículo 7
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 resolución 
 artículo 3
 Real Decreto 
 artículo 41
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 REAL DECRETO 

Artículo 31
 REAL DECRETO 
 REAL DECRETO