Source: http://www.instalacionesindustriales.es/normativa/electricidad/RD436-2004.html
Timestamp: 2019-10-22 19:37:49
Document Index: 350305041

Matched Legal Cases: ['Artículo 18', 'Artículo 21', 'Artículo 23', 'Artículo 24', 'Artículo 25', 'Artículo 26', 'Artículo 27', 'Artículo 28', 'Artículo 29', 'Artículo 30', 'Artículo 31', 'Artículo 32', 'Artículo 33', 'Artículo 34', 'Artículo 35', 'Artículo 36', 'Artículo 37', 'Artículo 38', 'Artículo 39', 'Artículo 40', 'Artículo 41', 'artículo 2', 'artículo 30', 'artículo 22', 'artículo 22', 'artículo 22', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 35', 'artículo 17', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 22', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 58', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 17', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 30', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 22', 'artículo 185', 'artículo 185', 'artículo 22', 'artículo 22', 'artículo 19', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 40', 'artículo 40', 'artículo 30', 'artículo 2', 'artículo 2', 'artículo 32', 'artículo 2', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 22', 'artículo 22', 'artículo 24', 'artículo 22', 'artículo 2', 'artículo 22', 'artículo 31', 'artículo 2', 'artículo 30', 'artículo 3', 'artículo 149', 'artículo 2', 'artículo 2', 'Artículo 31']

REAL DECRETO 436/2004
Modificado según 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.
CAPÍTULO II. PROCEDIMIENTO PARA LA INCLUSIÓN DE UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL RÉGIMEN ESPECIAL.
SECCIÓN III. REGISTRO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL.
CAPÍTULO III. CONDICIONES DE ENTREGA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA PRODUCIDA EN RÉGIMEN ESPECIAL.
Artículo 18. Derechos de los productores en régimen especial.
Artículo 21. Condiciones de la cesión de energía eléctrica.
Artículo 23. Tarifa regulada.
Artículo 24. Prima.
Artículo 25. Incentivo por participación en el mercado.
Artículo 26. Complemento por energía reactiva.
Artículo 27. Liquidación de tarifas reguladas, primas, incentivos y complementos.
SECCIÓN II. PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO E IMPUTACIÓN DEL COSTE DE LOS DESVÍOS.
Artículo 28. Participación en el mercado.
Artículo 29. Requisitos para participar en el mercado.
Artículo 30. Solución de restricciones técnicas.
Artículo 31. Cálculo y liquidación del coste de los desvíos.
SECCIÓN III. TARIFAS, PRIMAS E INCENTIVOS POR PARTICIPAR EN EL MERCADO.
Artículo 32. Tarifas, primas e incentivos por participar en el mercado para instalaciones de la categoría a: autoproductores.
Artículo 33. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b, grupo b.1: energía solar.
Artículo 34. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b, grupo b.2: energía eólica.
Artículo 35. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b, grupo b.3: geotérmicas y otras.
Artículo 36. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b, grupos b.4 y b.5: energía hidráulica.
Artículo 37. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b, grupos b.6, b.7 y b.8: biomasa.
Artículo 38. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría c: residuos.
Artículo 39. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría d: tratamiento de residuos.
Artículo 40. Revisión de tarifas, primas, incentivos y complementos para nuevas instalaciones.
SECCIÓN IV. INSTALACIONES QUE SÓLO PUEDEN OPTAR POR VENDER SU ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO.
Artículo 41. Instalaciones con potencia superior a 50 MW.
DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA. Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotaciones de porcino.
DISPOSICIÓN ADICIONAL TERCERA. Nuevas formas de contratación.
DISPOSICIÓN ADICIONAL CUARTA. Complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión.
DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA. Renuncia voluntaria a la prima.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SEXTA. Tarifa media o de referencia en 2004.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SÉPTIMA. Instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW no incluidas en el ámbito de aplicación de este Real Decreto.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA PRIMERA. Instalaciones acogidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA SEGUNDA. Instalaciones acogidas al Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA TERCERA. Conexión a la red.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA CUARTA. Comunicación de previsiones de producción e imputación del coste de desvíos.
DISPOSICIÓN FINAL SEGUNDA. Modificación del Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.
ANEXO I. Rendimiento mínimo para las instalaciones de producción.
ANEXO II. Biomasa que puede incluirse en la categoría b del artículo 2.1, clasificada por grupos.
ANEXO III. Modelo de inscripción en el registro.
ANEXO IV. Memoria-resumen anual.
ANEXO V. Complemento por energía reactiva.
ANEXO VI. Primas de las instalaciones a las que se refiere la disposición transitoria segunda de este Real Decreto.
Del mismo modo, las instalaciones que utilizan el biogás o la biomasa como energía primaria para generar electricidad o las instalaciones de autoproductores que utilizan la cogeneración de alta eficiencia energética, por su reducido grado de emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera y por su condición de generación distribuida , contribuyen también al doble objetivo de proteger el medio ambiente y de garantizar un suministro eléctrico de calidad a todos los consumidores al que se orienta la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico, tal y como se indica en su exposición de motivos.
Para la consecución de este doble objetivo, entre otros mecanismos, la vigente Ley 54/1997, de 27 de noviembre, parte de la diferenciación de un conjunto de instalaciones de producción de energía eléctrica que conforman el denominado régimen especial , las cuales disfrutan de una cierta singularidad jurídica y económica frente al resto de instalaciones de producción integrantes del llamado régimen ordinario .
Con este Real Decreto se pretende que en el año 2010 cerca de un tercio de la demanda de electricidad esté cubierta por tecnologías de alta eficiencia energética y por energías renovables, sin incrementar el coste de producción del sistema eléctrico, respecto de las previsiones que sirvieron para fijar la metodología de tarifas en 2002.
Con esta aportación del régimen especial, será posible alcanzar el objetivo fijado en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, de conseguir que en el año 2010 las fuentes de energía renovable cubran, al menos, el 12 % del total de la demanda energética en España.
En su virtud, a propuesta del Ministro de Economía, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 12 de marzo de 2004, dispongo:
La actualización, sistematización y refundición de las disposiciones reglamentarias dictadas en desarrollo de las normas sobre régimen jurídico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial recogidas en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.
El establecimiento de un régimen económico duradero para las instalaciones acogidas al régimen especial, basado en una metodología de cálculo de la retribución, objetiva y transparente, compatible con la metodología para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia, regulada por el Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre.
El establecimiento de sendos regímenes económicos transitorios, tanto para las instalaciones acogidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, como para las acogidas al Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos o cogeneración.
La determinación de una prima complementaria para aquellas instalaciones mayores de 50 MW, de acuerdo con lo establecido en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.
Categoría a: autoproductores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I.
Tienen la consideración de autoproductor de energía eléctrica aquellas personas físicas o jurídicas que generen electricidad fundamentalmente para su propio uso, es decir, cuando se autoconsuma, al menos, el 30 % de la energía eléctrica producida, si su potencia instalada es inferior a 25 MW, y, al menos, el 50 % si su potencia instalada es igual o superior a 25 MW.
Cuando se trate de instalaciones de autoproducción que utilicen la cogeneración con alto rendimiento energético como forma de producción de electricidad, el porcentaje de autoconsumo referido será del 10 %, cualquiera que sea la potencia de la instalación.
Esta categoría a se clasifica a su vez en dos grupos:
Grupo a.1 Instalaciones que incluyan una central de cogeneración. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:
Subgrupo a.1.1 Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 % de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.
Categoría b: instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.
Grupo b.1 Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:
Subgrupo b.1.2 Instalaciones que utilicen como energía primaria para la generación eléctrica la solar térmica. En estas instalaciones se podrán utilizar equipos auxiliares que consuman gas natural o propano únicamente para el mantenimiento de la temperatura del acumulador de calor. El consumo de dicho combustible, en cómputo anual, deberá ser inferior al 12 por ciento de producción de electricidad y sólo durante los períodos de interrupción de la generación eléctrica, si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción a) del artículo 22.1. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 por ciento, sin limitación temporal, si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción b) del artículo 22.1.
Redactado según 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.
Subgrupo b.1.2 Instalaciones que utilicen como energía primaria para la generación eléctrica la radiación solar. En estas instalaciones se podrán utilizar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho combustible deberá ser inferior, en cómputo anual, al 12 % de la producción total de electricidad si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción a) del artículo 22.1. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 % si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción b) del artículo 22.1.
Grupo b.2 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:
Grupo b.3 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas.
Grupo b.4 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW.
Grupo b.5 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW.
Grupo b.6 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que figuran en el anexo II.
Grupo b.7 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de estiércoles, biocombustibles o biogas procedente de la digestión anaerobia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recuperado en los vertederos controlados, en los términos que figuran en el anexo II.
Grupo b.8 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola y forestal, o mezcla de los combustibles principales anteriores, en los términos que figuran en el anexo II.
Categoría c: instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización energética no contemplados en la categoría b. Dicha categoría se divide en tres grupos:
Grupo c.1 Centrales que utilicen como combustible principal residuos sólidos urbanos.
Grupo c.2 Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos no contemplados anteriormente.
Grupo c.3 Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre que éstos no supongan menos del 50 % de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.
Categoría d: instalaciones que utilizan la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I.
Todas las instalaciones pertenecientes a esta categoría tendrán una potencia instalada máxima de 25 MW.
Dicha categoría se divide en tres grupos:
Grupo d.1 Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotaciones de porcino de zonas excedentarias.
Grupo d.2 Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos.
Grupo d.3 Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos, distintos de los enumerados en los dos grupos anteriores.
Contenido de humedad entre el 40 % y el 99 %.
2. A los efectos de las categorías b y c anteriores, se entenderá como combustible principal aquel combustible que suponga, como mínimo, el 70 % de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. Para el grupo b.8 de la categoría b el porcentaje anterior será el 90 %.
Carga: 100 % en las condiciones nominales del diseño.
Altitud: la del emplazamiento del equipo.
Temperatura ambiente: 15 °C.
Pérdidas de carga: admisión 150 mm c.d.a.; escape 250 mm c.d.a.
Pérdidas por ensuciamiento y degradación: tres %.
Categorías a y d: instalaciones que tengan en común al menos un consumidor de energía térmica útil o que la energía residual provenga del mismo proceso industrial.
Categoría b: para las instalaciones del grupo b.1 que no estén en el ámbito de aplicación del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, y los grupos b.2 y b.3, las que viertan su energía a un mismo transformador con tensión de salida igual a la de la red de distribución o transporte a la que han de conectarse. Si varias instalaciones de producción utilizasen las mismas instalaciones de evacuación, la referencia anterior se entendería respecto al transformador anterior al que sea común para varias instalaciones de producción.
Para el resto de instalaciones, las que tengan equipos electromecánicos propios.
PROCEDIMIENTO PARA LA INCLUSIÓN DE UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL RÉGIMEN ESPECIAL.
La autorización administrativa para la construcción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción en régimen especial y el reconocimiento de la condición de instalación de producción acogida a dicho régimen cuando la comunidad autónoma donde esté ubicada la instalación no cuente con competencias en la materia o cuando las instalaciones estén ubicadas en más de una comunidad autónoma.
La autorización administrativa para la construcción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones cuya potencia instalada supere los 50 MW, o se encuentren ubicadas en el mar, previa consulta en cada caso con las comunidades autónomas afectadas por la instalación.
La inscripción o toma de razón, en su caso, en el Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de las instalaciones reguladas en este Real Decreto, así como la comunicación de la inscripción o toma de razón a la Comisión Nacional de Energía, al operador del sistema y, en su caso, al operador del mercado.
3. Se entiende por modificación sustancial de una instalación preexistente las sustituciones de los equipos principales como las calderas, motores, turbinas hidráulicas, eólicas o de gas, alternadores y transformadores, cuando se acredite que la inversión de la modificación parcial o global que se realiza supera el 50 % de la inversión total de la planta, valorada con criterio de reposición. La modificación sustancial dará origen a una nueva fecha de puesta en marcha a los efectos del capítulo IV.
3. En el caso de instalaciones incluidas en las categorías a y d del artículo 2.1, se deberá justificar la energía eléctrica que se transfiera a la red, en función tanto de su estructura y nivel de producción como de sus consumos energéticos. Asimismo se deberán acreditar las siguientes características de la instalación:
El cumplimiento de los requisitos que se determinan en el anexo I, según corresponda, para las categorías a y d, para lo cual se debe elaborar un estudio energético que lo acredite, justificando, en su caso, la necesidad del calor útil producido en los diferentes regímenes de explotación de la instalación previstos.
Capital social y accionistas con participación superior al 5 %, en su caso, y participación de éstos. Relación de empresas filiales en las que el titular tenga participación mayoritaria.
Copia del balance y cuenta de resultados correspondiente al último ejercicio fiscal.
Certificación expedida por el órgano competente de la comunidad autónoma correspondiente, acreditativa de que se ubica en una zona excedentaria de purines, cuando se trate de instalaciones del grupo d.1 del artículo 2.1.
1. Cuando los documentos exigidos a los interesados ya estuvieran en poder de cualquier órgano de la Administración actuante, el solicitante podrá acogerse a lo establecido en el artículo 35.f de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, siempre que haga constar la fecha y el órgano o dependencia en que fueron presentados o, en su caso, emitidos.
Contrato con la empresa distribuidora o, en su caso, contrato técnico de acceso a la red de transporte, a los que se refiere el artículo 17.
Documento de opción de venta de la energía producida a que se refiere el artículo 22.
Certificado emitido por el encargado de la lectura, que acredite el cumplimiento de lo dispuesto en el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.
Añadido según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.
Cuando la instalación entregue su energía en baja tensión, dicho certificado podrá emitirlo el distribuidor correspondiente.
Asimismo, en el caso de las instalaciones de las categorías a y d del artículo 2.1 se remitirá un certificado, de una entidad reconocida por la Administración competente, acreditativo de que se cumplen las exigencias del anexo I para las instalaciones de las categorías a y d, debiendo notificar cualquier cambio producido en los datos aportados para la autorización de la instalación, para la inclusión en el régimen especial o para la inscripción en el registro.
En cualquier caso, a partir de dicho primer día serán aplicables, en su caso, los complementos, y costes por desvíos previstos en dicho régimen económico. Asimismo, cuando la opción de venta elegida fuera la del artículo 22.1.b, y el primer día del mes siguiente a la fecha de puesta en marcha no se hubiera obtenido aún la condición de sujeto del mercado de producción, se aplicará desde dicho primer día, y hasta que se acceda al mercado, la retribución resultante del artículo 22.1.a, con sus complementos y costes por desvíos asociados.
2. Sin perjuicio de lo previsto en el apartado anterior, la energía eléctrica que pudiera haberse vertido a la red, como consecuencia de un funcionamiento en pruebas, previo al acta de puesta en marcha definitiva, será retribuida al 50 % de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.
2. Sin perjuicio de lo previsto en el apartado anterior, la energía eléctrica que pudiera haberse vertido a la red como consecuencia de un funcionamiento en pruebas previo al acta de puesta en marcha definitiva, y la vertida después de la concesión de dicha acta, hasta el primer día del mes siguiente, será retribuida al 50 % de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.
Cese de la actividad como instalación de producción en régimen especial.
Revocación por el órgano competente del reconocimiento de instalación acogida al régimen especial o revocación de la autorización de la instalación, de acuerdo con la legislación aplicable.
CONDICIONES DE ENTREGA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA PRODUCIDA EN RÉGIMEN ESPECIAL.
Punto de conexión y medida, indicando al menos las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida.
Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su caso, de la consumida, especificando potencia y previsiones de producción, consumo, venta y, en su caso, compra.
Causas de rescisión o modificación del contrato.
Condiciones económicas, de acuerdo con el capítulo IV.
Condiciones de explotación de la interconexión, así como las circunstancias en las que se considere la imposibilidad técnica de absorción de los excedentes de energía.
Cobro de la tarifa regulada o, en su caso, el incentivo y la prima, así como el complemento por energía reactiva por la energía entregada por el titular a la distribuidora, que deberá producirse dentro del período de 30 días posteriores de la recepción de la correspondiente factura.
2. Adicionalmente, en el caso de acceso a la red de transporte, se aplicará lo dispuesto en el artículo 58 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, y deberá comunicarse el contrato técnico de acceso a la red de transporte al operador del sistema y al gestor de la red de transporte, así como a la empresa distribuidora.
Conectar en paralelo su grupo o grupos generadores a la red de la compañía eléctrica distribuidora o de transporte.
Transferir al sistema a través de la compañía eléctrica distribuidora o de transporte su producción o excedentes de energía eléctrica, siempre que técnicamente sea posible su absorción por la red.
Percibir por su producción o excedentes de energía eléctrica la retribución prevista en el régimen económico de este Real Decreto.
Abstenerse de ceder a consumidores finales los excedentes de energía eléctrica no consumida, excepto en el caso de que actúe de acuerdo con lo establecido en el artículo 22.1.b. No tendrán la consideración de cesión a consumidores finales, a estos efectos, los autoconsumos, es decir, la cesión que se realice a otro centro de la misma empresa, a sus filiales, matrices o a cualquiera de los miembros de una agrupación titular de la instalación, que constituyen un autoproductor tal como se define en el artículo 2.
Satisfacer los peajes y tarifas de acceso por la utilización de las redes de transporte o distribución cuando actúen como consumidores cualificados y celebren contratos de suministro de energía eléctrica.
Todas las instalaciones con potencias superiores a 10 MW deberán comunicar a la distribuidora una previsión de la energía eléctrica a ceder a la red en cada uno de los períodos de programación del mercado de producción de energía eléctrica. Deberán comunicarse las previsiones de los 24 períodos de cada día con, al menos, 30 horas de antelación respecto al inicio de dicho día. Asimismo, podrán formular correcciones a dicho programa con una antelación de una hora al inicio de cada mercado intradiario.
Las instalaciones incluidas en el régimen especial incorporarán al sistema su energía eléctrica excedentaria, salvo las incluidas en la categoría b del artículo 2.1, que podrán incorporar a la red la totalidad de la energía eléctrica producida.
En el caso de que la medida se obtenga mediante una configuración que incluya el cómputo de pérdidas de energía, el titular y la empresa distribuidora deberán establecer un acuerdo para cuantificar dichas pérdidas.
Dicho acuerdo deberá quedar reflejado en el contrato que deben suscribir ambos sujetos, definido en el artículo 17.
Ceder la electricidad a la empresa distribuidora de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad vendrá expresado en forma de tarifa regulada, única para todos los períodos de programación, expresada en céntimos de euro por kilowatio-hora.
Vender la electricidad libremente en el mercado, a través del sistema de ofertas gestionado por el operador de mercado, del sistema de contratación bilateral o a plazo o de una combinación de todos ellos. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado por un incentivo y, en su caso, por una prima, ambos expresados en céntimos de euro por kilowatio-hora.
2. En el caso de que un titular elija la opción del apartado 1.b de vender la energía libremente en el mercado, deberá observar las normas contenidas en la sección II de este capítulo IV, y le será además de aplicación la legislación, normativa y reglamentación específica del mercado eléctrico, en las mismas condiciones que a los productores de energía eléctrica en régimen ordinario.
1. La tarifa regulada a que se refiere el artículo 22.1.a consistirá en un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.
2. Para las instalaciones de la categoría b del artículo 2.1, el porcentaje a que se refiere el apartado anterior estará comprendido dentro de una banda entre el 80 % y el 90 %, ambos incluidos.
Las instalaciones del grupo b.1 podrán recibir un porcentaje superior a la banda anterior, de acuerdo al artículo 30.4.b de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.
1. La prima a que se refiere el artículo 22.1.b consistirá en un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.
1. El incentivo por participar en el mercado a que se refiere el artículo 22.1.b consistirá en un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.
1. Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la aplicación de este Real Decreto, independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 22, recibirá un complemento por energía reactiva. Este complemento se fija como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica, en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, según se establece en la sección III de este capítulo IV, y del período horario en el que se entregue la energía. Dicho porcentaje se establece en el anexo V.
3. Sin perjuicio de lo anterior, las instalaciones que opten por vender su energía en el mercado, según el artículo 22.1 b, podrán renunciar al complemento por energía reactiva establecido en este artículo, y podrán participar voluntariamente en el procedimiento de operación de control de tensión vigente, aplicando sus mecanismos de retribución.
Modificados según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.
4. Los operadores dominantes del sector eléctrico, determinados por la Comisión Nacional de la Energía, así como las personas jurídicas participadas por alguno de ellos, sólo podrán actuar como agentes vendedores en representación de las instalaciones de producción en régimen especial de las que posean una participación directa o indirecta superior al 50 %. Esta limitación debe ser aplicada, igualmente, a los contratos de adquisición de energía firmados entre los comercializadores del operador dominante y sus instalaciones de régimen especial. Se entiende que una empresa está participada por otra cuando se cumplan los criterios establecidos en el artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.
5. Los titulares de instalaciones de producción en régimen ordinario que no pertenezcan a los operadores dominantes, así como las personas jurídicas participadas por alguno de ellos, o terceras sociedades que ejerzan la representación de instalaciones de producción, podrán actuar como agentes vendedores en representación de instalaciones de producción en régimen especial, con la adecuada separación de actividades por cuenta propia y cuenta ajena, y hasta un límite máximo del 5 % de cuota conjunta de participación del grupo de sociedades en la oferta del mercado de producción. Estas características y limitación deben ser aplicadas, igualmente, a los contratos de adquisición de energía firmados entre los comercializadores no pertenecientes a los operadores dominantes y las instalaciones de régimen especial. Se entiende que una empresa está participada por otra cuando se cumplan los criterios establecidos en el artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.
Añadidos según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.
5. Para acogerse a la opción de venta a tarifa regulada, de acuerdo al artículo 22.1.a, el titular de la instalación deberá comunicarlo a la empresa distribuidora, al operador de mercado, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía, con un mínimo de un mes de antelación a la fecha en que desee que se produzca su aplicación, suscribiendo, en su caso, la correspondiente adenda económica al contrato con la empresa distribuidora.
2. En el proceso de solución de restricciones técnicas, serán incorporados al programa base de funcionamiento aquellos tramos de capacidad de unidades de producción del régimen especial que hayan sido ofertados a un precio inferior al 70 % de la tarifa media o de referencia. Dichas unidades deberán estar conectadas a alguna red de distribución que esté conectada a un nudo de la red de transporte en el que el operador del sistema haya identificado alguna restricción técnica.
1. A aquellas instalaciones de potencia superior a 10 MW acogidas al artículo 22.1.a que, de acuerdo al artículo 19.4, tengan que comunicar sus previsiones de excedentes se les repercutirá un coste de desvío por cada período de programación en el que la producción real se desvíe más de la tolerancia permitida respecto a su previsión. Dicha tolerancia será del 20 % para los grupos b.1 y b.2 del artículo 2.1, y del 5 % para el resto de grupos del artículo 2.1.
2. El coste de los desvíos de cada mes será el 10 % del resultado de multiplicar la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica, por la suma de todos los desvíos de dicho mes que hayan excedido las tolerancias fijadas en el apartado anterior. Dicho coste será incluido por dichas instalaciones en su correspondiente factura a la empresa distribuidora.
Tarifa: 90 % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y 50 % a partir de entonces.
2. Instalaciones del subgrupo a.1.1 de más de un MW y no más de 10 MW de potencia instalada:
Tarifa: 80 % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y 50 % a partir de entonces.
Prima: 30 % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha.
Incentivo: 10 % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y 20 % a partir de entonces.
Tarifa: 55 % en tanto subsista la retribución de los costes de transición a la competencia a que se refiere la disposición transitoria sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y 50 % a partir de entonces.
Prima: cinco % en tanto subsista la retribución de los costes de transición a la competencia a que se refiere la disposición transitoria sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.
Incentivo: 20 % durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 15 % a partir de entonces.
Tarifa: 50 %.
Incentivo: 25 % durante los primeros 20 años desde su puesta en marcha y 15 % a partir de entonces.
Incentivo: 10 %.
Tarifa: 60 % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y 50 % a partir de entonces.
Prima: 10 % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha.
Incentivo: cinco % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y 10 % a partir de entonces.
Prima: 5 % en tanto subsista la retribución de los costes de transición a la competencia a que se refiere la disposición transitoria sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.
12. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando la categoría a alcance los 7100 MW de potencia instalada, se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, primas e incentivos expresados en este artículo.
Tarifa: 575 % durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 460 % a partir de entonces.
Tarifa: 300 % durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 240 % a partir de entonces.
Prima: 250 % durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 200 % a partir de entonces.
Tarifa: 90 % durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 80 % a partir de entonces.
Prima: 40 %.
Tarifa: 90 % durante los primeros cinco años desde su puesta en marcha, 85 % durante los 10 años siguientes y 80 % a partir de entonces.
Tarifa: 90 % durante los primeros 20 años desde su puesta en marcha y 80 % a partir de entonces.
Tarifa: 90 % durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 80 % a partir de entonces.
Tarifa: 80 %.
Prima: 30 %.
Tarifa: 70 % durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 50 % a partir de entonces.
Prima: 20 % durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 10 % a partir de entonces.
Prima: 20 % durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y 10 % a partir de entonces.
Prima: 10 %.
4. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando la categoría d alcance los 750 MW de potencia instalada se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas y primas expresadas en este artículo.
1. Las instalaciones con potencia eléctrica instalada superior a 50 MW descritas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, que debido a lo elevado de su potencia instalada no puedan incluirse en los grupos b o c, están obligadas a negociar libremente en el mercado su producción o excedentes.
El Gobierno, previa consulta con las comunidades autónomas, para aquellas de estas instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria una energía renovable no consumible y no hidráulica, incluidas las instalaciones eólicas ubicadas en el mar, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima complementaria equivalente al 30 % de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica, durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha.
Para el resto de estas instalaciones, el Gobierno, previa consulta con las comunidades autónomas, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima complementaria equivalente al 25 % de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica, durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha.
Aquellas de estas cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 % de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior, y siempre que cumplan los requisitos que se determinan en el anexo I, tendrán derecho a percibir el incentivo establecido en el artículo 32.4 por su producción o excedentes.
Para aquellas de estas cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 % de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior, y siempre que cumplan los requisitos que se determinan en el anexo I, el Gobierno, previa consulta con las comunidades autónomas, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima complementaria referida a un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica, así como la duración máxima de la misma.
Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotaciones de porcino.
El incumplimiento de los requisitos de eficiencia energética que se determinan en el anexo I, el tratamiento anual de menos del 50 % de la cantidad de purín de cerdo para la que fue diseñada la planta, atendida la potencia eléctrica instalada, o el tratamiento de otro tipo de residuos o productos distintos al purín de cerdo serán motivos suficientes para que el órgano competente proceda a revocar la autorización de la instalación como instalación de producción en régimen especial.
Tendrán derecho al cobro de una retribución por garantía de potencia aquellas instalaciones acogidas al régimen especial que hayan optado por vender su energía libremente en el mercado, de acuerdo con el artículo 22.1.b.
Complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión.
Este complemento será equivalente al 5 % de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 22 de este Real Decreto.
Renuncia voluntaria a la prima.
Aquellos titulares que elijan la opción de venta del el artículo 22.1.b, de vender la energía libremente en el mercado, podrán renunciar expresamente, si así lo desean, al derecho de percepción de la prima definida en el artículo 24, por períodos no inferiores a un año.
Durante todo el período de renuncia, la instalación deberá mantener la opción de venta del artículo 22.1.b.
Tarifa media o de referencia en 2004.
La tarifa eléctrica media o de referencia para el año 2004, definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, tiene un valor de 7,2072 cE/kWh.
Instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW no incluidas en el ámbito de aplicación de este Real Decreto.
Instalaciones acogidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre.
A cualquier ampliación de una de estas instalaciones le será de aplicación lo establecido en este Real Decreto.
A estos efectos, la energía asociada a la ampliación será la parte de energía eléctrica proporcional a la potencia de la ampliación frente a la potencia total de la instalación una vez ampliada, y las referidas a la potencia lo serán por dicha potencia total una vez efectuada la ampliación.
No obstante, cualquiera de las instalaciones acogidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, podrá elegir vender su energía libremente en el mercado, según la opción del artículo 22.1.b, y le será de aplicación, a partir de entonces, el régimen económico del capítulo IV, en función de su tecnología y su potencia instalada. Dicha elección deberá realizarse por períodos no inferiores a un año, lo que se comunicará a la empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas, con una antelación mínima de un mes, referido a la fecha en la que el cambio de opción vaya a ser efectivo. Dicha fecha de cambio de opción deberá quedar referida explícitamente en la comunicación. Finalizado este período, podrán volver a acogerse al régimen económico del Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, siempre que lo comuniquen con una antelación mínima de un mes a la empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas.
Instalaciones acogidas al Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre.
Grupos a.1 y a.2, de potencia instalada superior a 10 MW pero igual o inferior a 25 MW: prima = a · (40 - P)/30.
Grupo b.5: prima = b · (50 - P)/40.
Grupos c.1, c.2 y c.3, de potencia instalada superior a 10 MW pero igual o inferior a 50 MW: prima = d + (c - d) · (50 - P)/40 .
Grupo d.1, de potencia instalada superior a 15 MW pero igual o inferior a 25 MW: prima = e · (35 - P)/20.
e) Grupo d.2, de potencia instalada superior a 15 MW pero igual o inferior a 25 MW: prima = f · [(10/13) + (25 - P)/65].
f) Grupo d.3, de potencia instalada superior a 15 MWpero igual o inferior a 25MW: prima = g · (40 - P)/30.
Siendo a la prima correspondiente al grupo a; b , la correspondiente al grupo b.4; c , la correspondiente al grupo c; d , la correspondiente al grupo denominado artículo 31 ; e , la correspondiente al grupo d.1; f , la correspondiente al grupo d.2; g , la correspondiente al grupo d.3, y P , la potencia de la instalación, expresada en MW. Todos los grupos están expresados según la notación del anexo VI.
Añadido según 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.
5. Las primas correspondientes a los grupos a.1, a.2, d.1, d.2 y d.3 se actualizarán anualmente por el Ministerio de Economía, de acuerdo con la variación interanual de los tipos de interés, de la tarifa eléctrica para los consumidores sin capacidad de elección y del precio del gas, ponderando las tres variables a partes iguales.(...)
(Pa+1 + Ca+1) = (1 + (0,25 x DTI + 0,5 x DPG x D(TMR)) x (Pa + Ca)
DTI: variación del Euribor a tres meses correspondiente al último mes cerrado previo a la determinación de la tarifa media o de referencia para el año a+1 con respecto a la misma fecha del año anterior (a-1).
DPG: variación media anual de la tarifa firme de gas natural de un consumidor tipo de 40 Mte/año en el año móvil correspondiente al último mes cerrado previo a la determinación de la tarifa media o de referencia para el año a+1 con respecto a la misma fecha del año anterior (a-1).
D(TMR): variación de la tarifa media o de referencia entre el año para el que se calcula la tarifa media o de referencia (a+1) y el año actual (a).
(Pa+1 + Ca+1)= D(TMR) · (Pa + Ca)
D(TMR): variación de la tarifa media o de referencia entre el año actual (a) y el año próximo (a+1).
En cualquier caso, el cociente entre (Pa+1+Ca+1) y la tarifa media o de referencia de cada año deberá estar comprendido dentro de una banda entre el 80 % y el 90 %, ambos incluidos. De no ser así, deberá corregirse la cantidad Ca+1 para que se respete dicha banda.
El incumplimiento de los requisitos que se determinan en el anexo I, el tratamiento anual de menos del 50 % de la cantidad de purín de cerdo para la que fue diseñada la planta, el tratamiento de otro tipo de residuos o productos distintos al purín de cerdo, así como el hecho de estar instalada la planta en una zona no excedentaria de purines, serán motivos suficientes para que el órgano competente revoque la autorización de la instalación, de acuerdo con la legislación aplicable.
Los titulares que no tengan interconectados en paralelo sus grupos con la red tendrán todas sus instalaciones receptoras o sólo parte de ellas conectables por un sistema de conmutación, bien a la red de la empresa distribuidora bien a sus grupos generadores, que asegurará que en ningún caso puedan quedar sus grupos generadores conectados a dicha red.
Los titulares que tengan interconectados en paralelo sus grupos con la red general lo estarán en un solo punto, salvo circunstancias especiales debidamente justificadas y autorizadas por la Administración competente, y podrán emplear generadores síncronos o asíncronos.
Las instalaciones de potencia superior a cinco MW dotadas de generadores síncronos, en caso que la instalación ceda excedentes eléctricos a la red, deberán estar equipadas con sistemas de desconexión automática que eviten provocar oscilaciones de tensión o frecuencia superiores a las reglamentarias y averías o alteraciones en el servicio de la red.
La energía suministrada a la red deberá tener un cos Ø lo más próximo posible a la unidad. Los titulares conectados en paralelo con la red deberán tomar las medidas necesarias para ello o llegar a acuerdos con las empresas distribuidoras sobre este punto.
En relación con la potencia máxima admisible en la interconexión de una instalación de producción en régimen especial, se tendrán en cuenta los siguientes criterios, según se realice la conexión con la distribuidora a una línea o directamente a una subestación:
Líneas: la potencia total de la instalación conectada a la línea no superará el 50 % de la capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto.
Subestaciones y centros de transformación (AT/BT): la potencia total de la instalación conectada a una subestación o centro de transformación no superará el 50 % de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión.
El titular solicitará a dicha empresa el punto y condiciones de conexión que, a su juicio, sean los más apropiados. En el plazo de un mes, la empresa notificará al titular la aceptación o justificará otras alternativas.
El titular, en caso de no aceptar la propuesta alternativa, solicitará al órgano competente de la Administración General del Estado o de las comunidades autónomas la resolución de la discrepancia, que deberá dictarse y notificarse al interesado en el plazo máximo de tres meses a contar desde la fecha de la solicitud.
Redacción según 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.
Comunicación de previsiones de producción e imputación del coste de desvíos.
A las instalaciones incluidas en la categoría a del artículo 2.1 de este Real Decreto y en los grupos d y e del Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, de potencia instalada superior a 10 MW, les será de aplicación lo dispuesto en los artículos 19.4 y 31 desde el momento de la entrada en vigor de este Real Decreto.
La tolerancia del desvío será del 20 % para el grupo a del Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, y del 5 % para el resto de los grupos de dicho Real Decreto.
Quedan derogados el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, el Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida, el artículo 30.2.h del Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, así como cualquiera otra disposición de igual o inferior rango en lo que se oponga a este Real Decreto.
Modificación del Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.
El apartado 1.a del artículo 3 del Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, queda redactado como sigue:
El punto de conexión de generadores tanto en régimen ordinario como en régimen especial y clientes cualificados con las redes de transporte o distribución. Constituye una única frontera de generación-consumo el punto de conexión con la red de distribución de las instalaciones en régimen especial excluyendo, cuando existan, los consumos eléctricos de las instalaciones que aprovechan el calor útil generado, sin perjuicio del cumplimiento de los requisitos de autoconsumo mínimo previstos para los autoproductores en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.
Este Real Decreto tiene un carácter básico al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.22 y 25 de la Constitución.
Desarrollo normativo y modificaciones del contenido de los anexos.
Rendimiento mínimo para las instalaciones de producción.
Se fija un rendimiento para la producción de calor útil del 90 % (0,9) que podrá ser revisado en función de la evolución tecnológica de estos procesos.
REE = E/[Q-(V/0,9)]
4. Será condición necesaria para poder acogerse al régimen especial regulado en este Real Decreto, en las instalaciones de producción de las categorías a y d del artículo 2.1, que el REE de la instalación, en promedio de un período anual, sea igual o superior al que le corresponda según la siguiente tabla:
Biomasa que puede incluirse en la categoría b del artículo 2.1, clasificada por grupos.
A. Productos incluidos en el grupo b.6:
1. Cultivos energéticos: incluye la biomasa, de origen agrícola o forestal, producida para fines energéticos mediante las actividades de cultivo, cosecha y, en caso necesario, procesado de materias primas recolectadas. Según su origen se dividen en:
1.2 Cultivos forestales, en zonas de regadío o secanos de alto potencial, con especies de crecimiento rápido, comúnmente conocidas como especies de turno corto o rotación corta , cuyo producto principal se destine a uso energético. Los géneros utilizados en este caso son:
2. Residuos procedentes de aprovechamientos forestales o actividades de jardinería y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes: la biomasa residual originada en las actividades de producción, corta y procesado en monte de materias primas dentro del sector forestal y jardinería, así como la derivada de los residuos producidos en las actividades de cuidado, limpieza y mantenimiento de las áreas forestales y los espacios verdes. Según su origen pueden ser:
3. Residuos de la actividad agrícola: biomasa residual originada en las actividades de producción, cosecha y procesado de materias primas dentro del sector agrícola.
3.1 Residuos herbáceos como la paja del cereal y los residuos que se dejan en la tierra de labor después de la recolección. Los residuos susceptibles de este aprovechamiento energético son los siguientes:
Residuos procedentes del cultivo de cereales: la paja de trigo, cebada, avena, centeno, arroz, maíz, sorgo.
Residuos procedentes de producciones hortícolas: los residuos de cultivos de invernadero.
Residuos de producción de frutos secos: las cáscaras de almendra, pistacho, girasol, piñón, avellana y nuez.
Residuos de producción del arroz: la cascarilla de arroz.
Residuos procedentes de cultivos para el sector agroindustrial: los residuos del cultivo del algodón, el girasol y la colza.
Residuos de cultivos dedicados a la producción de legumbres para alimentación humana o animal.
B. Productos incluidos en el grupo b.7:
Biogás: combustible gaseoso producido en la digestión anaerobia de materia orgánica generada en las actividades de los sectores residencial, industrial y servicios, ya sea en plantas de depuración o en vertederos.
Residuos de la actividad ganadera: biomasa residual originada en las actividades de producción y cuidado de animales y el procesado de materias primas dentro del sector ganadero, incluidos los residuos de las explotaciones de animales, extensivas o intensivas, como gallinaza, purines o residuos cárnicos.
Estiércoles: biomasa residual originada en la limpieza y saneamiento de las heces de los animales durante las actividades de producción en el sector ganadero y otros relacionados con el mantenimiento de animales vivos.
Lodos procedentes de la depuración de aguas residuales: biomasa residual originada en la aireación de los tratamientos biológicos de aguas residuales procedentes de estaciones de depuración de aguas residuales urbanas, industriales, agroindustriales o forestales.
Biocombustibles: combustibles líquidos o sólidos producidos a partir de materiales orgánicos mediante procesos físicos y/o químicos para su uso energético.
Líquidos: aceites y ésteres derivados de la producción de oleaginosas; aceites vegetales modificados químicamente; alcoholes etílicos y el ETBE (Etil-Terc-Butil-Eter) obtenidos a partir de productos agrícolas o de origen vegetal; bioetanol.
Sólidos: productos obtenidos mediante densificación y otros tratamientos físico-químicos de residuos vegetales. Dentro de estos productos se incluyen los pellets, las briquetas y las mezclas de biocombustibles sólidos.
C. Productos incluidos en el grupo b.8:
Residuos procedentes de las industrias del sector agroforestal: biomasa residual originada en las actividades de producción y procesado de materias primas dentro de las industrias del sector forestal y del sector agrícola, incluido el sector alimentario.
Residuos de lavado, orujos, alperujos y orujillos procedentes de la producción de aceites de oliva y de aceites de orujo de oliva.
Residuos de la producción de aceitunas como los huesos de aceitunas y los residuos de lavado.
Residuos de la extracción de aceites de semillas como el girasol o la colza, como las cáscaras de la semilla o las tortas de residuos prensados.
Residuos de las industrias vinícolas y de alcoholes etílicos, como los orujos desalcoholizados, orujillos, el residuo de los raspones y la granilla.
Residuos de industrias conserveras, como los huesos (melocotón, albaricoque, ciruelas, cerezo, etc.), las pepitas (manzana, pera, etc.), o incluso las pieles y rechazos.
Residuos de las industrias de cerveza y malta como el bagazo.
Residuos de las industrias de frutales cítricos (naranjo, mandarino, limonero, pomelo, toronjo, etc.), como las productoras de zumos y cuyos residuos incluyen pieles y pepitas.
Residuos procedentes de las industrias forestales de primera y segunda transformación: las industrias de primera transformación son las industrias de aserrado, de producción de chapa, chapa la plana, tableros contrachapados, tableros de partículas, tableros de fibras, tableros alistonados y las de fabricación de pasta de papel.
Modelo de inscripción en el registro.
Emplazamiento: calle o plaza, paraje, etc. .............
Municipio ..................................................
Empresa distribuidora a la que vierte ...................
Caudal en m³ por segundo ..............................
Municipio: .................................................
Fecha de inscripción (en el registro autonómico): ....
Definitiva ..................................................
En ..............., a ... de ............... de 2 ......
Memoria-resumen anual.
Complemento por energía reactiva.
Tipo de FP Energía activa y reactiva Bonificación %
Inductivo. < 0,95 - 4 - 4 8
< 0,96 y ³ 0,95 - 3 0 6
< 0,97 y ³ 0,96 - 2 0 4
< 0,98 y ³ 0,97 - 1 0 2
< 1 y ³ 0,98 0 2 0
Capacitivo < 1 y ³ 0,98 0 2 0
< 0,98 y ³ 0,97 2 0 - 1
< 0,97 y ³ 0,96 4 0 - 2
< 0,96 y ³ 0,95 6 0 - 3
< 0,95 8 - 4 - 4
Primas de las instalaciones a las que se refiere la disposición transitoria segunda de este Real Decreto.
Grupo Tipo Instalación Potencia
(MW) Prima
a. a.1 y a.2 P £ 10
1,9399 (*)
c. P £ 10 1,8244
Artículo 31 0,4935
d. d.1 2,6853 (*)
(*)Modificado según 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.