Source: https://www.scribd.com/document/25536/Borrador-Senuelo-RD-Regimen-Especial-28-07-06
Timestamp: 2018-06-24 15:21:55
Document Index: 173867153

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Borrador Señuelo RD Regimen Especial (28-07-06)
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Description: Borrador "señuelo" de la revisión del Real Decreto 436/2004 que se filtró como una broma pesada el 28/07/06, pero que no tuvo mayores consecuencias. + info: http://jumanjisolar.blogspot.com
Borrador "señuelo" de la revisión del Real Decreto 436/2004 que se filtró como una broma pesada el 28/07/06, pero que no tuvo mayores consecuencias. + info: http://jumanjisolar.blogspot.com
28-julio-2006/Correcciones Cogeneración IDAE 31 de julio NUEVO REAL DECRETO REAL DECRETO XXXX de xx de xxxxx, 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 . En una sociedad moderna y avanzada como la española, el progreso científico y tecnológico va naturalmente acompañado de una cada vez mayor sensibilidad social hacia el medio ambiente. El concepto de desarrollo sostenible se erige así en uno de los elementos clave de la política económica de cualquier Gobierno. La actividad de producción de energía eléctrica, como los demás sectores industriales, no puede ser ajena a estos planteamientos. El agua de nuestros ríos, la fuerza del viento o el calor proveniente del sol son fuentes limpias e inagotables de producción de energía eléctrica que deben ser fomentadas por los estamentos públicos. 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". Desde el punto de vista de la retribución, la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial se caracteriza por la posibilidad de que su régimen retributivo se complemente mediante la percepción de una prima, en los términos que reglamentariamente se establezcan, para cuya determinación pueden tenerse en cuenta factores como el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución efectiva a la mejora del medioambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya incurrido. Este real decreto tiene por objeto unificar la normativa de desarrollo de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, en lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial, en particular en lo referente al régimen económico de estas instalaciones. Se pretende con él seguir el camino iniciado con 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 o cogeneración, con una ventaja añadida, como es el hecho de poder aprovechar al propio tiempo la estabilidad que ha venido a proporcionar, para el conjunto del sistema, el Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, de metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o de referencia, para dotar a quienes han decidido o decidan en el futuro próximo apostar por el régimen especial de un marco regulatorio duradero, objetivo y transparente. Para conseguirlo, se define un sistema basado en la libre voluntad del titular de la instalación, que puede optar por vender su producción o excedentes de energía eléctrica al distribuidor, percibiendo por ello una retribución en forma de tarifa regulada, única para todos los períodos de programación, o bien por vender dicha producción o excedentes directamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado, más un incentivo por participar en él y una prima, si la instalación concreta tiene derecho a percibirla. Este incentivo y esta prima complementaria se concretan, caso por caso, teniendo en cuenta los criterios a que se refiere el artículo 30.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico. Cualquiera que sea el mecanismo retributivo por el que se opte, el real decreto garantiza a los titulares de instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los consumidores eléctricos una asignación también razonable de los costes
imputables al sistema eléctrico, si bien se incentiva la participación en el mercado, por estimarse que con ello se consigue una menor intervención administrativa en la fijación de los precios de la electricidad, así como una mejor y más eficiente imputación de los costes del sistema, en especial en lo referido a gestión de desvíos y a la prestación de servicios complementarios. En cualquier caso, y aunque es indudable que esta nueva metodología para el cálculo de la retribución del régimen especial, por la seguridad y estabilidad que ofrece, debe contribuir a fomentar la inversión en este tipo de instalaciones, la plena consecución en 2011 de los objetivos de potencia instalada previstos en el Plan de Energías Renovables, en la Planificación de redes de los sectores de electricidad y gas y en la Estrategia de ahorro y eficiencia energética exige el esfuerzo de todas las Administraciones públicas, muy singularmente el de las comunidades autónomas, a las que corresponde la competencia exclusiva en determinadas materias directa e inmediatamente relacionadas con las energías primarias empleadas por algunas instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial, como es el caso de la biomasa o el tratamiento de ciertos residuos asociados a actividades agrícolas y ganaderas. El Fomento de la Cogeneración de alta eficiencia sobre la base de la demanda de calor útil es una prioridad para la Unión Europea y sus Estados Miembros, habida cuenta de los beneficios potenciales de la cogeneración en lo que se refiere al ahorro de energía primaria, a la eliminación de pérdidas en la red y a la reducción de las emisiones, en particular de gases de efecto invernadero, por todo ello el objetivo de la Directiva Europea, expresado en su artículo 1º, es incrementar la eficiencia energética y mejorar la seguridad de abastecimiento mediante la creación de un marco para el fomento y desarrollo de la cogeneración. La retribución de la energía generada por la cogeneración se basa en los servicios prestados al sistema, tanto por su condición de generación distribuida como por su mayor eficiencia energética, introduciendo, por primera vez, una retribución que es función directa del Ahorro de Energía Primaria que exceda del que corresponde al cumplimiento de los requisitos mínimos. Por otra parte la retribución de la cogeneración debe estar relacionada, entre otros parámetros, con el precio del combustible. Esta relación se establece en el Anexo ANEXO VII, inspirada en el mantenimiento de una rentabilidad razonable a las inversiones en cogeneración. El real decreto se estructura sistemáticamente en cuatro capítulos,. El capítulo I define el alcance objetivo de la norma y especifica las instalaciones que tienen la consideración de régimen especial, clasificándolas en categorías, grupos y subgrupos ; el capítulo II regula el procedimiento para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial, allanando la relación de los ciudadanos con las Administraciones públicas ; el capítulo III, las condiciones de entrega de la energía producida en régimen especial, habiéndose simplificado las modalidades de venta de la energía, y el capítulo IV, el régimen económico, coherente y compatible con la citada metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o de referencia. 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 por ciento del total de la demanda energética en España. De acuerdo con la disposición adicional undécima, apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, este real decreto ha sido sometido a informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía. 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 xx de xxxx de 200x,
DISPONGO: CAPÍTULO I Objeto y ámbito de aplicación Artículo 1. Objeto. Este real decreto tiene por objeto: a) 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, en el RD-Ley 7/2006 de fecha 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético y en el RD 5555/2006**, de fecha XX/YY/ZZ, de transposición de la directiva sobre Fomento de la Cogeneración 2004/08/CE. b) El establecimiento de un régimen económico duradero para las instalaciones acogidas al régimen especial, basado en una metodología de cálculo de la retribución, que asegure una rentabilidad razonable a lo largo de su vida útil. c) El establecimiento de un régimen económico transitorio, para las instalaciones acogidas a la categoría d) y las incluidas en la disposición transitoria segunda que utilicen la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios 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. d) La determinación de una retribución 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, que incluya también a las instalaciones de cogeneración que utilicen como combustible el gas natural. e) La posibilidad de percepción de una retribución para las instalaciones de co-combusgión de biomasa en centrales térmicas de carbón, independientemente de su potencia. Artículo 2. Ámbito de aplicación. 1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este real decreto las instalaciones de producción de energía eléctrica contempladas en el artículo 27.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, modificado por el artículo 1 del RD-Ley 7/2006, de fecha 23 de junio. Dichas instalaciones se clasifican en las siguientes categorías, grupos y subgrupos, en función de las energías primarias utilizadas, de las tecnologías de producción empleadas y de los rendimientos energéticos obtenidos: a) Categoría a): productores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales. Tienen la consideración de productores cogeneradores aquellas personas físicas o jurídicas que desarrollen las actividades destinadas a la generación de energía térmica útil y energía eléctrica y/o mecánica mediante cogeneración, tanto para su propio uso como para la venta total o parcial de las mismas. Entendiéndose como energía eléctrica la producción en barras de central o generación neta, de acuerdo con los artículos 16.7 y 30.2 de la Ley 54/97, modificado por el RD-Ley 7/2006, de 23 de junio. Se entiende por energía térmica útil la producida en un proceso de cogeneración para satisfacer, sin superarla, una demanda económicamente justificable de calor y/o refrigeración y, por tanto, que sería satisfecha en condiciones de mercado mediante otros procesos, de no recurrirse a la cogeneración. Esta categoría a) se clasifica a su vez en dos grupos: 1.º Grupo a.1 Instalaciones que incluyan una central de cogeneración siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:
Subgrupo a.1.1 Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilicen como combustible un combustible líquido derivado del petróleo, o bien Gases Licuados del Petroleo (GLP), siempre que estos supongan al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. Subgrupo a.1.3 Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles combustibles a emplear, gases residuales de refinería, coquería, combustibles de proceso, carbón y otros. 2.º Grupo a.2 Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica. b) 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. 1.º Grupo b.1 Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. Dicho grupo se divide en dos subgrupos: Subgrupo b.1.1 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la solar fotovoltaica. 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 por ciento 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 por ciento si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción b) del artículo 22.1. 2.º Grupo b.2 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos: Subgrupo b.2.1 Instalaciones eólicas ubicadas en tierra. Subgrupo b.2.2 Instalaciones eólicas ubicadas en el mar. 3.º 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. 4.º Grupo b.4 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW. 5.º Grupo b.5 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW. 6.º 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. Subgrupo b.6.1 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de cultivos energéticos, en los términos que figuran en el anexo II. Subgrupo b.6.2 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías, residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que figuran en el anexo II 7.º 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.
Subgrupo b.7.1 instalaciones que empleen como combustible principal el biogás recuperado de los Residuos Sólidos Urbanos, instalaciones industriales o lodos de depuradora. Instalaciones que empleen como combustible principal estiércoles y biocombustibles. Subgrupo b.7.2 Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás recuperado de residuos ganaderos. 8.º Grupo b.8 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola y forestal, en los términos que figuran en el anexo II. Subgrupo b.8.1. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola. Subgrupo b.8.2. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal. c) 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: 1.º Grupo c.1 Centrales que utilicen como combustible principal residuos sólidos urbanos. 2.º Grupo c.2 Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos no contemplados anteriormente. 3.º Grupo c.3 Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre que éstos no supongan menos del 50 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. 2. A los efectos de la categoría b) anterior, se entenderá como combustible principal aquel combustible que suponga, como mínimo, el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. Para la categoría c) el porcentaje anterior será el 70 por ciento. 3. No podrán acogerse al presente Real Decreto aquellas instalaciones que a la entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico hubieran estado sometidas al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las empresas gestoras del servicio, salvo que hubieran permanecido sin producción durante los cinco años anteriores a la solicitud de inclusión y superado el periodo de vida útil que dicha reglamentación establecía y aquellas instalaciones en que su titular realice actividades de producción en régimen ordinario salvo las referidas en el artículo 42 del presente Real Decreto. 4. Se admite la posibilidad de de hibridaciones, es decir la generación eléctrica común en equipos térmicos correspondientes a tecnologías de diferentes grupos o subgrupos de la categoría b), para el subgrupo b.1.2 y los grupos b.6 y b.8.
Artículo 3. Potencia de las instalaciones. 1. La potencia nominal será la especificada en la placa de características del grupo motor o alternador, según aplique, corregida por las condiciones de medida siguientes, en caso que sea procedente: a) Carga: 100 por ciento en las condiciones nominales del diseño. b) Altitud: la del emplazamiento del equipo. c) Temperatura ambiente: 15 ºC. d) Pérdidas de carga: admisión 150 mm c.d.a. ; escape 250 mm c.d.a. e) Pérdidas por ensuciamiento y degradación: tres por ciento. 2. A los efectos del límite de potencia establecido para acogerse al régimen especial o para la determinación del régimen económico establecido en el capítulo IV, se considerará que pertenecen a una única instalación cuya potencia será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias para cada uno de los grupos definidos en el artículo 2:
a) Categoría a): instalaciones que tengan el mismo titular y en común al menos un consumidor de energía térmica útil o que la energía residual provenga del mismo proceso industrial. b) 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 las instalaciones del subgrupo b.1.1 que se encuentren en el ámbito de aplicación del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, la referencia que en el párrafo anterior se hace al transformador será sustituida por el inversor, o, en su caso, por el conjunto de inversores trabajando en paralelo para un mismo titular. Para las instalaciones de los grupos b.4 y b.5, las que tengan la misma cota altimétrica de toma y desagüe dentro de una misma ubicación. c) Para el resto de instalaciones, las que tengan equipos electromecánicos propios.
CAPÍTULO II Procedimiento para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial SECCIÓN 1.ª DISPOSICIONES GENERALES Artículo 4. Competencias administrativas. 1. 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 corresponde a los órganos de las comunidades autónomas. 2. Corresponde a la Administración General del Estado, a través de la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, sin perjuicio de las competencias que tengan atribuidas otros departamentos ministeriales: a) 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. b) 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. c) 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 por ciento 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. 4. Las anteriores competencias se entienden sin perjuicio de otras que pudieran corresponder a cada organismo respecto a las instalaciones sujetas a esta regulación. Artículo 5. Autorización de instalaciones.
El procedimiento para el otorgamiento de autorizaciones administrativas para la construcción, modificación, explotación, transmisión y cierre de las instalaciones a las que hace referencia este real decreto, cuando sea competencia de la Administración General del Estado, se regirá por las normas por las que se regulan con carácter general las instalaciones de producción de energía eléctrica, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables, que pudieran ser previas a la autorización de instalaciones como en el caso de la concesión de aguas para las centrales hidroeléctricas. Estas autorizaciones estarán condicionadas a la obtención de los derechos de conexión y acceso de las redes de transporte o distribución correspondientes Artículo 6. Requisitos para la inclusión de una instalación en el régimen especial. 1. La condición de instalación de producción acogida al régimen especial será otorgada por la Administración competente para su autorización. Los titulares o explotadores de las instalaciones que pretendan acogerse a este régimen deberán solicitar ante la Administración competente su inclusión en una de las categorías, grupo y, en su caso, subgrupo a los que se refiere el artículo 2. 2. Para que una instalación de producción pueda acogerse al régimen especial se deberá acreditar además del cumplimiento de los requisitos a que se refiere el artículo 2 las principales características técnicas y de funcionamiento de la instalación. Asimismo, deberá realizarse una evaluación cuantificada de la energía eléctrica que va a ser transferida en su caso a la red. 3. En el caso de instalaciones incluidas en la categoría a) del artículo 2.1, se deberán acreditar las siguientes características de la instalación: a) La máxima potencia a entregar con el mínimo consumo compatible con el proceso. b) La mínima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al funcionamiento en régimen normal. c) La potencia mínima a entregar compatible con las condiciones técnicas del grupo generador, para los productores que no tengan proceso industrial. d) El cumplimiento de los requisitos que se determinan en el anexo I, para lo cual se debe elaborar un estudio energético que lo acredite, justificando, en su caso, la necesidad de energía térmica útil producida, de acuerdo con la definición dada en el artículo 2, en los diferentes regímenes de explotación de la instalación previstos. 4. En el caso de instalaciones acogidas al artículo 42 del presente Real Decreto se deberá justificar la energía que se transfiere a la red mediante el consumo de biomasa, su poder calorífico, los consumos propios asociados a esa biomasa y los rendimientos de conversión de la energía térmica del combustible en energía eléctrica, tal y como se especifica en el anexo VII.
SECCIÓN 2.ª PROCEDIMIENTO Artículo 7. Presentación de la solicitud. En el caso de las instalaciones para cuya autorización sea competente la Administración General del Estado, la solicitud de inclusión en el régimen especial deberá ser presentada por el titular de la instalación o por quien le represente, entendiendo por tales al propietario, arrendatario, concesionario hidráulico o titular de cualquier otro derecho que le vincule con la explotación de una instalación. Esta solicitud deberá acompañarse de la documentación acreditativa de los requisitos a que se refiere el artículo anterior, así como de una memoriaresumen de la entidad peticionaria que deberá contener: a) Nombre o razón social y domicilio del peticionario. b) Capital social y accionistas con participación superior al cinco por ciento, en su caso, y participación de éstos. Relación de empresas filiales en las que el titular tenga participación mayoritaria.
c) Las condiciones de eficiencia energética, técnicas y de seguridad de la instalación para la que se solicita la inclusión en el régimen especial. d) Relación de otras instalaciones acogidas al régimen especial de las que sea titular. e) Copia del balance y cuenta de resultados correspondiente al último ejercicio fiscal. f) 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. Artículo 8. Tramitación y resolución. 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. En los supuestos de imposibilidad material de obtener el documento, debidamente justificada en el expediente, el órgano competente podrá requerir al solicitante su presentación o, en su defecto, la acreditación por otros medios de los requisitos a que se refiere el documento, con anterioridad a la formulación de la propuesta de resolución. 2. El procedimiento de tramitación de la solicitud se ajustará a lo previsto en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, y en sus normas de desarrollo. 3. La Dirección General de Política Energética y Minas notificará la resolución expresa sobre la solicitud en el plazo de tres meses. La falta de notificación de la resolución expresa en plazo tendrá efectos desestimatorios, de acuerdo al artículo 28.3 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. No obstante, podrá interponerse recurso de alzada ante la autoridad administrativa correspondiente. SECCIÓN 3.ª REGISTRO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL Artículo 9. Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial. 1. Para el adecuado seguimiento del régimen especial y específicamente para la gestión y el control de la percepción de las tarifas reguladas, los incentivos ,las primas y complementos, tanto en lo relativo a la categoría, grupo y subgrupo, a la potencia instalada y, en su caso, a la fecha de puesta en marcha como a la evolución de la energía eléctrica producida, la energía cedida a la red, la energía primaria utilizada, el calor útil producido y el ahorro de energía primaria conseguido, las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial deberán ser inscritas obligatoriamente en la sección correspondiente del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. 2. El procedimiento de inscripción en este registro constará de una fase de inscripción previa y de una fase de inscripción definitiva. Artículo 10. Coordinación con las comunidades autónomas. 1. Sin perjuicio de lo previsto en el artículo anterior, las comunidades autónomas podrán crear y gestionar los correspondientes registros territoriales. 2. Para garantizar la intercambiabilidad de las inscripciones entre el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial y los registros autonómicos que puedan constituirse, así como la agilidad y homogeneidad en la remisión de datos entre la Administración General del Estado y las comunidades autónomas, se establece en el anexo III el modelo de inscripción previa y definitiva en el registro. De acuerdo con estos modelos, se realizará la comunicación de datos por las comunidades autónomas para la toma de razón de las inscripciones en el registro dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y
Comercio, así como la transmisión a aquéllas de las inscripciones que afecten a su ámbito territorial. Artículo 11. Inscripción previa. 1. La inscripción previa en este registro se producirá de oficio una vez que haya sido otorgada la condición de instalación de producción acogida al régimen especial. Para ello, la comunidad autónoma competente deberá dar traslado, en un plazo máximo de un mes, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía de la inscripción de la instalación en el registro autonómico o, en su caso, de la resolución por la que se otorga esa condición para la toma de razón de la inscripción previa en el registro administrativo, acompañado del modelo de inscripción del anexo III. En el caso de que la condición de instalación acogida al régimen especial haya sido otorgada por la Dirección General de Política Energética y Minas, se procederá a su inscripción previa en un plazo máximo de un mes, contado desde la fecha de la resolución. 2. La formalización de la inscripción previa dará lugar a la asignación de un número de identificación en el registro, que será comunicado a la comunidad autónoma competente, al objeto de que por ésta se proceda a su notificación al interesado. Esta notificación será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se trate de instalaciones para cuya autorización sea competente la Administración General del Estado. Artículo 12. Inscripción definitiva. 1. La solicitud de inscripción definitiva se dirigirá al órgano correspondiente de la comunidad autónoma competente o, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas, acompañada de: a) 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. b) Documento de opción de venta de la energía producida a que se refiere el artículo 22. c) 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. La solicitud de inscripción definitiva podrá presentarse simultáneamente con la solicitud del acta de puesta en marcha de la instalación. En el caso de que se opte por la venta libre en el mercado, deberá acompañarse a la solicitud de inscripción un documento acreditativo de haberse adherido a las reglas del mercado de que se trate o, en su defecto, acreditación de haber firmado un contrato bilateral. Cuando la instalación entregue su energía en baja tensión, dicho certificado podrá emitirlo el distribuidor correspondiente. 2. En el caso de que la competencia para la resolución de la solicitud corresponda a una comunidad autónoma, ésta, en el plazo de un mes, deberá comunicar la inscripción de la instalación en el registro autonómico o, en su caso, de los datos precisos para la inscripción definitiva en el Registro de instalaciones de producción en régimen especial a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía, según el modelo de inscripción del anexo III, acompañado del acta de puesta en marcha definitiva definida en el artículo 132 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Cuando resulte competente, la Dirección General de Política Energética y Minas deberá resolver sobre la solicitud de inscripción definitiva en un plazo máximo de un mes. 3. La inscripción definitiva en este registro, en la que constará el número de identificación en éste, será comunicada a la comunidad autónoma que resulte competente, al objeto de que se proceda a su notificación al solicitante, a la empresa distribuidora y al operador del sistema para instalaciones con potencia superior a 10 MW. Esta notificación será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se trate de instalaciones para cuya autorización sea competente la Administración General del Estado. Artículo 13. Plazo para la inscripción definitiva.
La inscripción previa de una instalación en este registro será cancelada si, transcurridos dos años desde que aquélla fuese notificada al interesado, éste no hubiera solicitado la inscripción definitiva. No obstante, no se producirá esta cancelación en el caso de que a juicio de la Administración competente existan razones fundadas para que esta inscripción permanezca en el registro, lo que deberá comunicar, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía expresando el plazo durante el cual la vigencia de la inscripción debe prorrogarse. Artículo 14. Actualización de documentación. Los titulares o explotadores de las instalaciones inscritas en este registro deberán enviar al órgano que autorizó la instalación, durante el primer trimestre de cada año, una memoriaresumen del año inmediatamente anterior, de acuerdo con el modelo establecido en el anexo IV. Asimismo, en el caso de las instalaciones de la categoría a) del artículo 2.1 se remitirá un certificado, de una entidad reconocida por la Administración competente, acreditativo de que se cumplen las exigencias mínimas del anexo I, así como del valor realmente alcanzado de rendimiento eléctrico equivalente (REE), 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 el plazo máximo de un mes, contado a partir de su recepción, los órganos competentes de las comunidades autónomas remitirán la información, incluidas las memorias-resumen anuales, a la Dirección General de Política Energética y Minas para su toma de razón en el registro, con copia a la Comisión Nacional de Energía. Al objeto de proceder a la elaboración de las estadísticas anuales relativas al cumplimiento de los objetivos nacionales de ahorro y eficiencia energética, la Comisión Nacional de la Energía, a su vez, remitirá y pondrá a disposición del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía toda la información a que aquí se hace referencia y que afecte a las instalaciones del Régimen Especial y a las cogeneraciones de más de 50 MW.. Artículo 15. Efectos de la inscripción. 1. La condición de instalación acogida al régimen especial tendrá efectos desde la fecha de la resolución de otorgamiento de esta condición emitida por la autoridad competente. No obstante, la inscripción definitiva de la instalación en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial será requisito necesario para la aplicación a dicha instalación del régimen económico regulado en este real decreto, con efectos desde el primer día del mes siguiente a la fecha del acta de puesta en marcha definitiva de la instalación. 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, y la vertida después de la concesión de dicha acta, hasta el primer día del mes siguiente, según el precio fijo correspondiente a la opción del Artículo 22.1.a) que le corresponda, de acuerdo con la categoría, grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación. El funcionamiento en pruebas deberá ser previamente autorizado y su duración no podrá exceder de tres meses. Dicho plazo podrá ser ampliado por la autoridad competente si la causa del retraso es ajena al titular o explotador de la instalación de producción. Artículo 16. Cancelación de las inscripciones.
Procederá la cancelación de la inscripción en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial en los siguientes casos: a) Cese de la actividad como instalación de producción en régimen especial. b) 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. La Administración competente comunicará la cancelación o revocación, así como cualquier otra incidencia de la inscripción en el registro, a la empresa distribuidora, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía para su toma de razón en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial. CAPÍTULO III Condiciones de entrega de la energía eléctrica producida en régimen especial Artículo 17. Contrato con la empresa distribuidora. 1. El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato tipo, según modelo establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, con una duración mínima de cinco años, por el que se regirán las relaciones técnicas y económicas entre ambos. En dicho contrato se reflejarán, como mínimo, los siguientes extremos: a) Punto de conexión y medida, indicando al menos las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida. b) Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su caso, de la consumida, especificando potencia y previsiones de producción, consumo, generación neta, venta y, en su caso, compra. c) Causas de rescisión o modificación del contrato. d) Condiciones económicas, de acuerdo con el capítulo IV. e) 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. f) Cobro de la tarifa regulada o, en su caso, el incentivo y la prima, así como el complemento retributivo y 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. Se incluye, también, el cobro del complemento por eficiencia que afecta a toda la energía generada neta y que se producirá una vez hayan sido acreditados ante la administración los valores anuales acumulados y efectuado el cálculo de su cuantía. La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato, incluso aunque no se produzca generación neta en la instalación, en un plazo máximo de un mes desde el momento en que quede determinado el punto y las condiciones de conexión, según la regulación vigente. 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. Este contrato técnico se anexará al contrato principal definido en el apartado anterior. 3. La facturación a la empresa distribuidora se realizará mensualmente, en un modelo de factura aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas, que recogerá las principales características de cada instalación según lo dispuesto en este real decreto. La empresa distribuidora tendrá la obligación de realizar el pago de todos aquellos conceptos recogidos en este real decreto que le sean de aplicación, dentro del período máximo de 30 días posteriores de la recepción de la correspondiente factura. Transcurrido este plazo máximo sin que el pago se hubiera hecho efectivo, comenzarán a devengarse intereses de
demora, que serán equivalentes al interés legal del dinero incrementado en 1,5 puntos. Dichos intereses incrementarán el derecho de cobro del titular de la instalación y deberán ser satisfechos por el distribuidor, y no podrán incluirse dentro de los costes reconocidos por las adquisiciones de energía al régimen especial, a efectos de las liquidaciones de actividades y costes regulados según establece el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. Artículo 18. Derechos de los productores en régimen especial. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, modificado por el artículo 1 del RD-Ley 7/2006, de 23 de junio los titulares de instalaciones de producción acogidas al régimen especial tendrán los siguientes derechos: a) Conectar en paralelo su grupo o grupos generadores a la red de la compañía eléctrica distribuidora o de transporte. b) Transferir al sistema a través de la compañía eléctrica distribuidora o de transporte su producción neta de energía eléctrica o energía vendida, siempre que técnicamente sea posible su absorción por la red. c) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 22 la retribución prevista en el régimen económico de este real decreto. d) Vender toda, o parte de su producción neta por medio de contrato bilateral a través de redes propias, en cuyo caso, en el precio negociado por la venta no existirá ningún coste en concepto de peajes al no generarse derecho de cobro alguno imputable al uso de redes de ninguna compañía distribuidora. Artículo 19. Obligaciones de los productores en régimen especial. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, los titulares de instalaciones de producción en régimen especial tendrán las siguientes obligaciones: a) Entregar y recibir la energía en condiciones técnicas adecuadas, de forma que no se causen trastornos en el normal funcionamiento del sistema. b) 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. c) Para las instalaciones de generación de la categoría a) en el caso en que se produzca una cesión a terceros de la energía térmica producida, será requisito para acogerse a este régimen retributivo, la formalización de uno o varios contratos de venta de energía térmica, por el total del calor útil de la planta, valorando la energía térmica o calor útil vendido a condiciones de mercado del combustible utilizado. d) 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. Si las instalaciones estuvieran conectadas a la red de transporte, deberán comunicar dichas previsiones, además de al distribuidor correspondiente, al operador del sistema. Estarán exentos de realizar todas estas comunicaciones aquellas instalaciones que opten por vender su energía eléctrica libremente en el mercado. e) Se establece la obligación para todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW de estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el Operador del Sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico Dicha obligación será así mismo aplicable a las instalaciones mayores de 1 MW que formen parte de un conjunto con conexión en un mismo nudo de la red de tensión igual o superior a 10 kV y sumen más de 10 MW.
Los costes de instalación y mantenimiento de los centros de control de generación serán por cuenta de los generadores en régimen especial adscritos a los mismos. Las condiciones de funcionamiento de lso centros de control, junto con las obligaciones de los generadores en régimen especial, en relación con los mismos, serán desarrolladas por Orden Ministerial. f) Las instalaciones eólicas –grupo b.2.- cuya fecha de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, sea posterior al 1 de enero de 2007, están obligadas a disponer de los equipos técnicos necesarios para contribuir a la continuidad de suministro frente a huecos de tensión. El resto de instalaciones eólicas en funcionamiento, cuya tecnología se considera técnicamente adaptable, tienen de plazo hasta el 1 de enero de 2008. A estos efectos, los requerimientos mínimos que han de cumplir las protecciones de las instalaciones eólicas, así como la verificación de su cumplimiento y la definición de las tecnologías que se consideran técnicamente adaptables, citadas en el párrafo anterior, se encuentran regulados en los procedimientos de operación correspondientes. Artículo 20. Cesión de la energía eléctrica generada en régimen especial. Las instalaciones incluidas en el régimen especial podrán incorporar al sistema la totalidad de la energía eléctrica neta producida, entendiendo como tal la energía eléctrica bruta generada por la planta menos los consumos propios del sistema de generación de energía eléctrica. EL PARRAFO SIGUIENTE PODRÍA ELIMINARSE: Independientemente de lo anterior las instalaciones de cogeneración incluidas en las categorías a) y d) podrán asociarse con las plantas a las que venden la energía térmica, de tal modo que sea posible el paso a isla del conjunto formado por el generador y el consumidor de energía térmica. Artículo 21. Condiciones de la cesión de energía eléctrica. 1. La energía eléctrica vendida, excepto la vendida según el artículo 18.d), deberá ser cedida a la empresa distribuidora más próxima que tenga características técnicas y económicas suficientes para su ulterior distribución. En caso de discrepancia, la Dirección General de Política Energética y Minas o el órgano competente de la Administración autonómica, resolverán lo que proceda, previo informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía. No obstante lo anterior, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar, a los efectos de la correspondiente liquidación económica, que la empresa distribuidora más próxima pueda adquirir la energía eléctrica de las instalaciones aunque ésta sobrepase sus necesidades, siempre que la citada empresa distribuidora esté conectada a otra empresa distribuidora, en cuyo caso cederá sus excedentes a esta última empresa. 2. Para las instalaciones interconectadas con la red eléctrica, será necesario un acuerdo entre el titular y la empresa distribuidora, que se formalizará mediante un contrato comprensivo de los extremos a que hace referencia el artículo 17. 3. Toda instalación de régimen especial deberá contar con los equipos de medida de energía eléctrica necesarios que permitan su liquidación, facturación y control, de acuerdo con lo expresado en este real decreto y en el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre. 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. Cuando varias instalaciones de producción en régimen especial compartan conexión, la energía medida se asignará a cada instalación, junto con la imputación de pérdidas que corresponda, proporcionalmente a las medidas individualizadas.
. CAPÍTULO IV Régimen económico SECCIÓN 1.ª DISPOSICIONES GENERALES Artículo 22. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial. 1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir entre una de las opciones siguientes: a) 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. b) 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 y/o complemento retributivo, todos expresados en céntimos de euro por kilowatiohora. Para ciertos tipos de instalaciones pertenecientes a la categoría b) se acota la prima, de modo que la cifra resultante de sumar el precio medio mensual del mercado organizado y dicha prima, no pueda ser superior ni inferior a los valores establecidos en los apartados correspondientes. La verificación, y en su caso liquidación, según los límites inferior y superior se realizará con carácter mensual, afectando al procedimiento de liquidación de primas, incentivos y complementos, estipulados en los artículos 17 y 27 de este Real Decreto. c) Vender la electricidad mediante contratos bilaterales a través de redes propias, de acuerdo con lo expresado en el artículo 18.d) de este R.D. En este caso el precio de venta será el libremente negociado por el titular sin que le corresponda el complemento retributivo por generación distribuida, ni se le apliquen costes de peajes. Si tendrá derecho, en cambio, al complemento de eficiencia que aplica a toda la electricidad generada neta, si acredita ante la Administración su derecho por haber conseguido, en el año, un REE mayor que el mínimo requerido según el anexo I. 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 2.ª de este capítulo IV, y le será además de aplicación la legislación, normativa y reglamentación específica del mercado eléctrico. 3. Los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto podrán elegir, por períodos no inferiores a un año, la opción de venta de su energía que más les convenga, lo que comunicarán 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 del cambio de opción. Dicha fecha será el primer día del primer mes en que el cambio de opción vaya a ser efectivo y deberá quedar referida explícitamente en la comunicación. 4. La Dirección General de Política Energética y Minas tomará nota de la opción en la inscripción del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y la comunicará a la Comisión Nacional de Energía y, en su caso, a los operadores del sistema y del mercado, a los efectos de liquidación de las energías. 5. La Dirección General de Política Energética y Minas actualizará en todo momento en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial la opción de venta de cada instalación, comunicándola a la Comisión Nacional de Energía, al operador del sistema y, en su caso, al operador del mercado.
6. La retribución de la energía generada por la cogeneración se basa en los servicios prestados al sistema por esta tecnología de generación, fundamentados en la eficiencia energética (Complemento de eficiencia) y en la generación distribuida (Complemento retributivo) evitando pérdidas de energía en la red y habilitando la liberación de las redes de transporte. El cogenerador podrá optar por vender su energía al distribuidor por un precio fijo en el que está incluido el Complemento retributivo por los servicios de generación distribuida. Artículo 23. Tarifa regulada. 1. La tarifa regulada a que se refiere el artículo 22.1.a) se determinará anualmente para cada tipo de tecnología, siendo publicadas en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para cada año. Para la categoría a, la tarifa se actualizará trimestralmente de acuerdo con la fórmula recogida en el Anexo VII de este real decreto, publicándose trimestralmente en la correspondiente Orden Ministerial. 2. Esta tarifa regulada será facturada y liquidada a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en los artículos 17 y 27 de este real decreto. Artículo 24. Prima. 1. Los límites para la suma de prima más precio de mercado -a los que se refiere el artículo 22.1.b), se determinarán anualmente para cada tipo de tecnología, siendo publicados en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para cada año. 2. Esta prima se fijará en función del grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, así como de su potencia instalada, y en su caso combustible utilizado. 3. Esta prima será facturada y liquidada a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en los artículos 17 y 27 de este real decreto. Artículo 25. Incentivo por participación en el mercado. 1. El incentivo por participar en el mercado a que se refiere el artículo 22.1.b) se determinará anualmente para cada tipo de tecnología, siendo publicadas en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para cada año. 2. Este incentivo se fijará en función del grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, así como de su potencia instalada. 3. Este incentivo será facturado y liquidado a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en los artículos 17 y 27 de este real decreto. Artículo 25 bis. Complementos Retributivos por Generación Distribuida y Eficiencia 1. El complemento retributivo a que se refiere el artículo 22.1.b) para las instalaciones acogidas a la categoría a) consistirá en una cantidad definida en el artículo 32, para cada grupo, subgrupo y combustible que será actualizado trimestralmente de acuerdo con la metodología recogida en el Anexo VII de este real decreto. Los valores actualizados del complemento retributivo se publicarán trimestralmente en la correspondiente Orden Ministerial. 2. Este complemento retributivo se fijará en función del grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, así como de su potencia instalada y en su caso el combustible utilizado. 3. Las instalaciones acogidas a este marco retributivo y aquellas cogeneraciones con potencia instalada mayor de 50 MW, que acrediten en cualquier caso un Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) superior al mínimo por tipo de tecnología y combustible según se recoge en el Anexo I de este real decreto, percibirán un complemento adicional en base a un Ahorro de Energía Primaria incremental (1/REEminimo – 1/REEi) cuya cuantía será determinada de la siguiente forma: Compl. Retr. por Eficiencia = (1/REEminimo – 1/REEi) x Cmp REEminimo: Rendimiento Eléctrico Equivalente mínimo exigido que aparece en la tabla del Anexo I. REEi: Rendimiento Eléctrico Equivalente acreditado por la instalación, en el año considerado y calculado según el Anexo I.
Cmp: coste unitario de la materia prima (Cmp) publicado periódicamente por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, por medio de la orden en la que se establecen, entre otros, las tarifas de venta de gas natural y gases manufacturados por canalización para suministros a presión igual o inferior a 4 bar. 4. Este complemento por mayor eficiencia será retribuido a la instalación independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 22 del presente real decreto. 5. Este complemento será facturado y liquidado a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en los artículos 17 y 27 de este real decreto. Artículo 26. Complemento por energía reactiva. 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, función del periodo horario en el que se entregue la energía, del valor de 7,6588 c€/kWh, que será revisado anualmente y publicado en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica. Dicho porcentaje se establece en el anexo V. 2. Este complemento será facturado y liquidado a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en los artículos 17 y 27. 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. Artículo 27. Liquidación de tarifas reguladas, primas, incentivos y complementos. 1. Los distribuidores que, en virtud de la aplicación de este real decreto, hayan efectuado compras de electricidad a instalaciones acogidas al régimen especial tendrán derecho a ser liquidados por la cuantía de las cantidades efectivamente desembolsadas en concepto de tarifa regulada. 2. Los distribuidores que, en virtud de la aplicación de este real decreto, hayan efectuado pagos de primas, incentivos y/o complementos a instalaciones acogidas al régimen especial tendrán derecho a ser liquidados por la cuantía de las cantidades efectivamente desembolsadas por estos conceptos. 3. Los importes correspondientes a los conceptos expresados en los dos apartados anteriores se someterán al correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento. 4. Para el caso de las instalaciones acogidas a la categoría a) del artículo 2.1. y al objeto de verificación del cumplimiento del Rendimiento Eléctrico Equivalente mínimo y del valor de Ahorro de Energía Primaria incremental por rendimiento eléctrico equivalente superior al mínimo, definido este según el Anexo I, se faculta a la Comisión Nacional de la Energía para la realización de las inspecciones necesarias para poder calcular y verificar el valor del Complemento Retributivo por Eficiencia definido en el Capítulo IV, Artículo 25 del presente real decreto. SECCIÓN 2.ª PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO E IMPUTACIÓN DEL COSTE DE LOS DESVÍOS Artículo 28. Participación en el mercado. 1. El titular de una instalación acogida al régimen especial podrá participar en el mercado directa o indirectamente, mediante un agente vendedor, que actuará como su representante. La participación indirecta mediante un agente vendedor es posible tanto en la presentación de ofertas en el mercado de producción como en la firma de contratos bilaterales o en la negociación a plazo.
2. El agente vendedor podrá ser agente del mercado en el que vaya a negociar la energía de su representado, para lo que tendrá que cumplir con los requisitos y procedimientos establecidos para ello. Si el sujeto al que representa fuera agente del mercado diario de producción no será necesario que el agente vendedor se acredite como tal. 3. El agente vendedor podrá presentar las ofertas por el conjunto de las instalaciones de régimen especial a las que representa, agrupadas en una o varias unidades de oferta, sin perjuicio de la obligación de desagregar por unidades de producción las ofertas casadas. 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 por ciento. 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 por ciento 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. 6. La Comisión Nacional de Energía será responsable de incoar los correspondientes procedimientos sancionadores en caso de incumplimiento de lo previsto en los apartados anteriores. 7. Se establece la obligación para todas las instalaciones del régimen especial con potencia superior a 10 MW de estar asociadas a un centro de control, que actuará como interlocutor del operador del sistema, transmitiendo las instrucciones a los distintos propietarios de dichas instalaciones o sus representantes, con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico. Artículo 29. Requisitos para participar en el mercado. 1. Para adquirir la condición de agente del mercado de producción, el titular de la instalación o quien le represente deberá cumplir las condiciones establecidas en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. Su participación en los distintos mercados en los que se estructura el mercado de producción la realizará en las mismas condiciones que el resto de productores de energía eléctrica en régimen ordinario. 2. Independientemente de la modalidad de negociación elegida, los titulares o representantes de las instalaciones que pretendan negociar su energía eléctrica libremente en el mercado deberán comunicarlo a la Dirección General de Política Energética y Minas. 3. El operador del mercado, en el plazo de dos semanas desde que se produzca el alta de una unidad de oferta o cualquier modificación de ésta o de su agente vendedor, deberá comunicarla a la empresa distribuidora, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. 4. Durante el período en el que la instalación participe en el mercado, quedarán en suspenso las condiciones económicas del contrato de venta que tuviera firmado con la empresa distribuidora, sin perjuicio de percibirse y liquidarse la prima complementaria, el incentivo
por participar en el mercado, el complemento retributivo por eficiencia y el complemento por energía reactiva, según los artículos 24, 25, 25 BIS, 26 y 27, quedando vigentes el resto de condiciones, técnicas y de conexión incluidas en el contrato. 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. El operador de mercado procederá en este caso a suspender provisionalmente su derecho a ofertar en el mercado, dando de baja su unidad de oferta. Artículo 30. Solución de restricciones técnicas. 1. Las instalaciones de régimen especial no participarán en el proceso de resolución de restricciones técnicas salvo que no existan otros medios y la seguridad del sistema así lo exija. 2. En caso de que una instalación de régimen especial sea programada por restricciones técnicas, obtendrá la remuneración asociada a este servicio más el incentivo, la prima y los complementos correspondientes. En este caso, el operador del sistema comunicará al operador del mercado, al distribuidor correspondiente y a la Comisión Nacional de Energía el importe devengado por este servicio, así como la energía cedida. Artículo 31. Cálculo y liquidación del coste de los desvíos. 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 por ciento para los grupos b.1 y b.2 del artículo 2.1, y del cinco por ciento para el resto de grupos del artículo 2.1. El desvío en cada uno de estos períodos de programación se calculará como el valor absoluto de la diferencia entre la previsión de venta de energía eléctrica y la medida correspondiente. 2. El coste de los desvíos de cada mes será un valor fijo de 0,76588 c€/kWh durante todo el año de aplicación, que se actualizará con periodicidad anual de acuerdo con el real decreto de tarifas eléctricas que publica el gobierno. Este coste unitario del desvío se multiplicará 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. SECCIÓN 3.ª TARIFAS, PRIMAS, INCENTIVOS Y COMPLEMENTOS RETRIBUTIVOS POR PARTICIPAR EN EL MERCADO Artículo 32. Tarifas, y complementos retributivos por participar en el mercado para instalaciones de la categoría a):. Todos las tarifas y complementos retributivos que figuran en este artículo se actualizarán según el apartado 17 del mismo. 1. Instalaciones del subgrupo a.1.1: pilas de combustible y además, otras instalaciones de no más de 0,5 MW de potencia instalada Tarifa: 12,04 c€/kWh. 2. Instalaciones del subgrupo a.1.1 de no más de un MW y más de 0,5 MW de potencia instalada: Tarifa : 9,88 c€/kWh. 3. Instalaciones del subgrupo a.1.1 de más de un MW y no más de 10 MW de potencia instalada:
Tarifa: 7,72 c€/kWh.. Complemento Retributivo: 2,00 c€/. 4. Instalaciones del subgrupo a.1.1 más de 10 y no más de 25 MW de potencia instalada: Tarifa: 7,31 c€/kWh. Complemento Retributivo: 1,82 c€/kWh. 5. Instalaciones del subgrupo a.1.1 más de 25 y no más de 50 MW de potencia instalada: Tarifa: 6,92 c€/kWh Complemento Retributivo: 1,54 c€/kWh. 6. Instalaciones del subgrupo a.1.2 de no más de 0,5 MW de potencia instalada, Tarifa: 13,29 c€/kWh 7. Instalaciones del subgrupo a.1.2 de más de 0,5 MW y no más de un MW de potencia instalada, Combustible: Gasóleo y GLP. Tarifa: 11,31 c€/kWh. Combustible: Fuel-oil. Tarifa: 10,41 c€/kWh. 8. Instalaciones del subgrupo a.1.2 de más de un MW y no más de 10 MW de potencia instalada: Combustible: Gasóleo y GLP Tarifa: 9,59 c€/kWh. Complemento retributivo: 3,88 c€/kWh. Combustible: Fuel-oil Tarifa: 8,76 c€/kWh. Complemento retributivo: 3,05 c€/kWh. 9. Instalaciones del subgrupo a.1.2 de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada: Combustible: Gasóleo y GLP Tarifa: 9,32 c€/kWh. Complemento retributivo: 3,83 c€/kWh. Combustible: Fuel-oil Tarifa: 8,48 c€/kWh que. Complemento retributivo: 2,99 c€/kWh. 10. Instalaciones del subgrupo a.1.2 de más de 25 MW y no más de 50 MW de potencia instalada: Combustible: Gasóleo y GLP Tarifa: 8,99 c€/kWh. Complemento retributivo: 3,60 c€/kWh. Combustible: Fuel-oil Tarifa: 8,15 c€/. Complemento retributivo: 2,77 c€/. 11. Instalaciones del subgrupo a.1.3 de no más de un 10 MW: Combustible: Carbón Tarifa: 6,13 c€/kWh. Complemento retributivo: 3,06 c€/kWh. Combustible: Otros
Tarifa: 4,60 c€/kWh. Complemento retributivo: 1,15 c€/kWh. 12. Instalaciones del subgrupo a.1.3 de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada: Combustible: Carbón Tarifa: 4,21 c€/kWh. Complemento retributivo: 1,15 c€/kWh. Combustible: Otros Tarifa: 4,21 c€/kWh. Complemento retributivo: 0,77 c€/kWh. 13. Instalaciones del subgrupo a.1.3 de más de 25 MW y no más de 50 MW de potencia instalada: Combustible: Carbón Tarifa: 3,83 c€/kWh. Complemento retributivo: 0,77 c€/kWh. Combustible: Otros Tarifa: 3,83 c€/kWh. Complemento retributivo: 0,39 c€/kWh. 14. Instalaciones del grupo a.2 de no más de 10 MW de potencia instalada: Tarifa: 4,60 c€/kWh. Complemento retributivo: 1,15 c€/kWh. 15. Instalaciones del grupo a.2 de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada: Tarifa: 4,21 c€/. Complemento retributivo: 0,77 c€/kWh. 16. Instalaciones del grupo a.2 de más de 25 MW y no más de 50 MW de potencia instalada: Tarifa: 3,83 c€/kWh. Complemento retributivo: 0,39 c€/kWh. 17. Trimestralmente se procederá a realizar la actualización de Tarifas y Complementos retributivos correspondientes a los subgrupos a.1.1. y a.1.2. dentro de este artículo, de acuerdo con la metodología recogida en el Anexo VII de este real decreto. Para las instalaciones acogidas al subgrupo a.1.3. y al grupo a.2. la actualización de Tarifas y Complementos retributivo se hará de acuerdo con la evolución anual del IPC según aparece en el Anexo VII, salvo para el subgrupo a.1.3. de carbón en que el gobierno actualizará y revisará anualmente las tarifas y Complementos retributivos correspondientes, en función de la evolución de los precios internacionales del carbón. Aquellas instalaciones, de entre los subgrupos a.1.1. y a.1.2. que hayan cumplido 10 años de explotación tendrán una corrección por antigüedad(de acuerdo con el Anexo VII) en la actualización correspondiente al año undécimo, o posterior si en el momento de entrada en vigor de este RD y/o acogimiento al mismo, ya hubieran superado los 10 años de explotación. 18. Para las instalaciones de los subgrupos a.1.1. y a.1.2. y al objeto de asegurar que, aún adoptando la opción retributiva mercado, la rentabilidad operativa se mantenga dentro de unos límites de rentabilidad razonables, que garanticen la viabilidad económica de los proyectos de cogeneración a largo plazo. Se establece una banda retributiva aplicable a cada nivel de potencia, que actuará sobre los resultados de la liquidación diaria de las plantas que acudan al mercado, de tal modo que los ingresos por kWh generado y vendido se encuentren comprendidos y acotados entre: Pv(mínimo)< PM(instalación)+Complementos+Cr < Pv(máximo)
Pv(mínimo):Precio de venta mínimo que se irá actualizando de acuerdo con el Anexo VII. Pv(máximo): Precio de venta máximo que se irá actualizando de acuerdo con el Anexo VII. PM(instalación): Precio de Mercado que realmente ve una instalación, que es función del número de horas de funcionamiento y de su factura en los mercados diario e intradiarios en que participe, dividido por los kWh vendidos. Complementos: Incluye todos aquellos complementos que recibe la instalación tales como Garantía de Potencia, coste por desvíos, servicios complementarios, complemento por energía reactiva. Cr: Complemento Retributivo definido en el artículo 24 y que aparece su valor exacto en c€/kWh, dentro de este artículo para cada instalación. En la medida en que el resultado de esta suma supere el límite superior Pv(máximo) se realizará una corrección sobre el Cr del Anexo VII, disminuyéndolo hasta que la retribución total (PM(instalación)+ Complementos + Cr corregido) se ajuste exactamente al valor de Pv(máximo). Del mismo modo, cuando el resultado de la suma anterior se sitúe por debajo del Pv(mínimo), el Cr del Anexo VII se aumentará hasta conseguir que la retribución total (PM(instalación)+ Complementos + Cr corregido) se iguale a Pv(mínimo). En el caso en que la retribución total se sitúe entre los valores de Pv(máximo) y Pv(mínimo) no se realizará ninguna corrección sobre los valores del Cr del Anexo VII, percibiendo el valor de Cr sin corregir que le corresponda a la instalación en cuestión. Para llevar a término estas correcciones diarias sobre la energía a liquidar en la opción de venta al mercado, se toman como referencia los valores de Pv(mínimo) y Pv(máximo) que aparecen en el Anexo VII, procediéndose a actualizar trimestralmente los mismos de acuerdo con los coeficientes allí expresados. 19. Cuando el aprovechamiento del calor útil se realice en edificios, con el propósito indistinto de utilización como calor o frío, se habrá de considerar un periodo de tiempo distinto de un año para la determinación del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE, definido según el Anexo I). Dado que las condiciones climatológicas son diferentes para cada lugar y pueden variar de un año a otro, en lugar de considerar un periodo concreto se procede al cálculo de la electricidad que asociada a la demanda térmica real de climatización cumple con el REE requerido:
V ⎛1 1 ⎞ ⎟ Re fH ⋅ ⎜ − ⎜ η e REE ⎟ ⎝ ⎠
Siendo: Ep: Energía eléctrica que cumple el requisito de haber sido producida con un REE mínimo requerido. V: Calor o energía térmica útil, de acuerdo con la definición del artículo 2 apartado 1.a) de este Real Decreto. En el caso de que la demanda sea de refrigeración, la energía térmica útil correspondiente tomará el mismo valor que la demanda de refrigeración final que satisfaga la cogeneración. Ref H: Valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor que será publicado mediante orden ministerial. ηe: Rendimiento exclusivamente eléctrico de la instalación (E/Q). Para este tipo de instalaciones se estipulan dos revisiones anuales semestrales, en las que se evaluará y liquidará de forma extraordinaria para el periodo correspondiente de octubre a marzo (1º semestre) y para el de abril a septiembre (2º semestre), el valor de la expresión anterior de energía eléctrica (Ep) en cada uno de esos periodos. Dicha energía tendrá derecho a percibir el régimen retributivo correspondiente a la energía de cogeneración, tanto en la opción en que la instalación acuda o venda su energía
libremente al mercado como en el caso en que elija la opción de venta a la distribuidora. Para el resto de la energía en la opción mercado la instalación recibirá solo el precio del mercado más los complementos del mercado que le correspondan, mientras que en la opción de distribuidora o precio fijo se retribuirá por el resultado de aplicar un porcentaje del 65% sobre el Precio Fijo definido en los apartados 1 a 9 de este artículo. A efectos prácticos y operativos para realizar las liquidaciones semestrales durante el mes inmediatamente posterior al semestre a liquidar, se distinguirá entre las dos opciones de venta posibles: a) Tarifa (art.22.1.a): la instalación durante el periodo contemplado habrá de percibir por la energía generada neta (EGN) el 65% del Precio Fijo que le corresponda en cada momento. Efectuándose una liquidación final semestral en función de la energía eléctrica (EP) de todo el semestre, que cumpla el REE. Estableciéndose una retribución adicional como liquidación semestral del 35% del valor del Precio Fijo medio del periodo de liquidación que le corresponda a esa instalación multiplicado por la EP. b) Opción Mercado (art.22.1.b): la instalación no percibirá durante el periodo contemplado en cualquiera de las liquidaciones mensuales ordinarias, ninguna retribución en concepto de Complemento Retributivo, quedando pendiente su cobro hasta el final del periodo semestral de acuerdo con el valor definitivo de Ep y realizando los oportunos ajustes por banda de rentabilidad, que en su caso hubiera habido a partir del perfil de producción de la instalación y de los precios del mercado alcanzados durante el periodo de estudio, estos ajustes seguirán el criterio expresado en el apartado 18 de este artículo y se liquidará con el Cr medio ponderado del periodo de liquidación. 20. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando la categoría a) alcance los 9215 MW de potencia instalada, se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, primas incentivos y complementos retributivos expresados en este artículo. Artículo 33. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupo b.1: energía solar. Las tarifas y primas establecidas en este artículo para las instalaciones del grupo b.1.1, no serán de aplicación en las instalaciones realizadas en el ámbito de aplicación del Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación. 1. Instalaciones de energía solar fotovoltaica del subgrupo b.1.1 de no más de 5 kW de potencia instalada, situadas exclusivamente en viviendas: Tarifa: 42,25 c€/kWh, durante los primeros 25 años desde la inscripción definitiva en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica acogidas al Régimen Especial. 2. Instalaciones de energía solar fotovoltaica del subgrupo b.1.1 de no más de 5 MW de potencia instalada: Tarifa: 33,43 c€/kWh, durante los primeros 25 años desde la inscripción definitiva en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica acogidas al Régimen Especial. 3. Instalaciones de energía solar fotovoltaica del subgrupo b.1.1 de más de 5 MW: Tarifa: 30,09 c€/kWh, durante los primeros 25 años desde la inscripción definitiva en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica acogidas al Régimen Especial. 4. Instalaciones de energía solar térmica del subgrupo b.1.2: Tarifa: 24,16 c€/kWh, durante los primeros 25 años desde la inscripción definitiva en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica acogidas al Régimen Especial. Prima: 22,31 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado inferior o igual a 8,17 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 8,17 c€/kWh su valor será tal que sumado a dicho precio resulte 30,48 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh.
5. Para todas las instalaciones solares que se acojan a la alternativa b) del artículo 22 de este Real Decreto, y que por tanto participen en el mercado, se fijan los siguientes límites inferior y superior para la cifra resultante de sumar el precio medio mensual del mercado organizado y la prima establecida, por unidad de producción evacuada a red: Instalaciones subgrupo b.1.2: Límite inferior: 22,31 c€/kWh Límite superior: 30,48 c€/kWh 6. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando las instalaciones incluidas en el apartado 1 de este artículo alcancen los 100 MW de potencia instalada, o entre las instalaciones incluidas en el apartado 2 y 3 alcancen los 250 MW, o el subgrupo b.1.2 alcance los 500 MW de potencia instalada, se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, primas e incentivos expresadas en este artículo. Se estiman 50 MW para instalaciones realizadas en el ámbito de aplicación del Real decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación. A dichos efectos, la antigüedad de las instalaciones vendrá determinada según la fecha de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial Artículo 34. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupo b.2: energía eólica. 1. Instalaciones del subgrupo b.2.1 de no más de 5 MW de potencia instalada: Tarifa: 6,82 c€/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha, y 5,52 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 0,814 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado entre 4,68 c€/kWh y 6,05 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,68 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte 5,49 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 6,05 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte 6,86 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh. 2. Resto de instalaciones del subgrupo b.2.1: Tarifa: 6,82 c€/kWh durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha, y 5,52 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 0,145 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado entre 4,76 c€/kWh y 6,01 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,76 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte 4,90 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 6,01 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte 6,15 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh. 3. Instalaciones del subgrupo b.2.2 de no más de 5 MW de potencia instalada: Tarifa: 6,89 c€/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha, y 6,13 c€kWh a partir de entonces. Prima: 3,06 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh. 4. Resto de instalaciones del subgrupo b.2.2: Tarifa: 6,89 c€/kWh durante los primeros 5 años desde su puesta en marcha, 6,51 c€/kWh durante los diez años siguientes, y 6,13 c€kWh a partir de entonces. Prima: 3,06 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh.
5. Para todas las instalaciones eólicas que se acojan a la alternativa b) del artículo 22 de este Real Decreto, y que por tanto participen en el mercado, se fijan los siguientes límites inferior y superior para la cifra resultante de sumar el precio medio mensual del mercado organizado y la prima establecida, por unidad de producción evacuada a red: Instalaciones subgrupo b.2.1 menores de 5 MW: Límite inferior: 5,49 c€/kWh Límite superior: 6,86 c€/kWh Instalaciones subgrupo b.2.1, resto instalaciones: Límite inferior: 4,90 c€/kWh Límite superior: 6,15 c€/kWh 6. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando el grupo b.2 alcance los 20.155 MW de potencia instalada se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas expresadas en este artículo. A dichos efectos, la antigüedad de las instalaciones vendrá determinada según la fecha de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial Artículo 35. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupo b.3: geotérmicas y otras. Instalaciones de no más de 50 MW de potencia instalada: Tarifa: 6,89 c€/kWh durante los primeros 20 años desde su puesta en marcha y 6,51 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 3,06. c€/kWh Incentivo: 0,77 c€/kWh . Artículo 36. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupos b.4 y b.5: energía hidroeléctrica. 1. Instalaciones del grupo b.4: Tarifa: 6,89 c€/kWh durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha, y 6,13 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 0,19 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado entre 4,45 c€/kWh y 6,19 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,45 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 4,64 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 6,38 c€/kWh, su valor será cero. Incentivo: 0,77 c€/kWh. 2. Instalaciones del grupo b.5, de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada: Tarifa: 6,13 c€/kWh durante los primeros 10 años desde su puesta en marcha y 4,01 c€/kWh a partir de entonces. Prima: Variable, su valor será tal que sumado al precio medio mensual del mercado organizado resulte 4,07 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado supera este valor, la prima será cero. Incentivo: 0,77 c€/kWh. 3. Instalaciones del grupo b.5, de más de 25 MW y no más de 50 MW de potencia instalada: Tarifa: 4,44 c€/kWh. Prima: Variable, su valor será tal que sumado al precio medio mensual del mercado organizado resulte 3,68 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado supera este valor, la prima será cero. Incentivo: 0,77 c€/kWh.
4. Para las todas las instalaciones hidroeléctricas que se acojan a la alternativa b) del artículo 22 de este Real Decreto, y que por tanto participen en el mercado, se fijan los siguientes límites inferior y superior para la cifra resultante de sumar el precio medio mensual del mercado organizado y la prima establecida, por unidad de producción evacuada a red: Instalaciones grupo b.4. : Límite inferior: 4,64 c€/kWh Límite superior: 6,38 c€/kWh 5. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando el grupo b.4 alcance los 2400 MW de potencia instalada se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas expresadas en este artículo. A dichos efectos, la antigüedad de las instalaciones vendrá determinada según la fecha de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial. Artículo 37. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupos b.6, b.7 y b.8: biomasa. 1. Instalaciones del grupo b.6: Instalaciones del subgrupo b.6.1: Para instalaciones cuya potencia sea igual o inferior a 15 MW: Tarifa: 14,01 c€/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 6,13 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 7,93 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado entre 4,92 c€/kWh y 5,79 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,92 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 12,85 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 5,79 c€/kWh su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 13,72 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh. Para instalaciones cuya potencia sea mayor de 15 MW e inferior a 50 MW: Tarifa: 9,98 c€/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 6,13 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 3,88 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado entre 4,97 c€/kWh y 5,78 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,97 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 8,85 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 5,78 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 9,66 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh. Instalaciones del subgrupo b.6.2: Tarifa: 9,98 c€/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 6,13 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 3,88 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado entre 4,97 c€/kWh y 5,78 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,97 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 8,85 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 5,78 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 9,66 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh 2. Instalaciones del grupo b.7: Instalaciones del subgrupo b.7.1: Tarifa: 4,67 c€/kWh
Prima: Variable, su valor será tal que sumado al precio medio mensual del mercado organizado resulte 3,48 cent€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado supera este valor, la prima será cero. Incentivo: 0,77 c€/kWh Instalaciones del subgrupo b.7.2: Tarifa: 8,20 c€/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 6,13 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 2,65 c€/kWh para valores del precio medio del mercado organizado entre 4,36 c€/kWh y 6,00 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,36 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 7,01 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 6,00 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 8,65 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh 3. Instalaciones del grupo b.8: Instalaciones del subgrupo b.8.1: Tarifa: 9,98 c€/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 6,13 c€/kWh a partir de entonces. Prima: 3,88 c€/kWh para valores del precio medio mensual del mercado organizado entre 4,97 c€/kWh y 5,78 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es inferior a 4,97 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 8,85 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado organizado es superior a 5,78 c€/kWh, su valor será tal que sumado a dicho precio resulte de 9,66 c€/kWh. Incentivo: 0,77 c€/kWh Instalaciones del subgrupo b.8.2: Tarifa: 5,32 c€/kWh Prima: Variable, su valor será tal que sumado al precio medio mensual del mercado organizado resulte 3,92 c€/kWh. Si el precio medio mensual del mercado supera este valor, la prima será cero. Incentivo: 0,77 c€/kWh 4. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando la suma de los grupos b.6 y b.8 alcance los 1.317 MW de potencia instalada se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas expresadas en este artículo. En el caso del grupo b.7.1,este limite se establece en 235 MW y en el caso del grupo b.7.2 este limite se establece en 15 MW. A dichos efectos, la antigüedad de las instalaciones vendrá determinada según la fecha de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial 5., Para todas las instalaciones de los grupos considerados en este articulo que se acojan a la alternativa b) del artículo 22 de este Real Decreto, y que por tanto participen en el mercado, se fijan los siguientes límites inferior y superior para la cifra resultante de sumar el precio medio mensual del mercado organizado y la prima establecida, por unidad de producción neta evacuada a red. En el caso de que el precio medio mensual del mercado organizado supere el límite superior se tomará este precio medio como límite superior: Instalaciones subgrupo b.6.1 con potencia igual o inferior a 15 MW: Límite inferior: Límite superior: 12,85 13,72 c€/kWh c€/kWh
Instalaciones subgrupo b.6.1 con potencia mayor a 15 MW: Límite inferior: 8,85 c€/kWh
Instalaciones subgrupo b.6.2: Límite inferior: Límite superior: 8,85 9,66 c€/kWh c€/kWh
Instalaciones subgrupo b.7.2.: Límite inferior: Límite superior: 7,01 8,65 c€/kWh c€/kWh
Instalaciones subgrupo b.8.1.: Límite inferior: Límite superior: 8,85 9,66 c€/kWh c€/kWh
El procedimiento de verificación y ajuste de liquidación según estos límites inferior y superior se realizará con carácter mensual, en las Notas de Cargo y Abono entre el titular y el operador del mercado, no afectando al procedimiento de liquidación de primas, incentivos y complementos, estipulados en los artículos 17 y 27 de este Real Decreto. A principios de 2009 se establecerá una distribución por CC.AA. de la potencia, que sirva de referencia para la aplicación del régimen de tarifas, primas e incentivos establecidos Articulo 37 bis: Tarifas, primas e incentivos para las instalaciones consideradas en el apartado 4 del artículo 2 Las primas o tarifas aplicables a la electricidad vertida a la red se valorarán según la energía primaria aportada a través de cada una de las tecnologías y/o combustibles. Para ello, se deberán ponderar las cantidades y los poderes caloríficos inferiores de los combustibles según los grupos. En el caso de incluir el subgrupo b.1.2., dicha ponderación se realizará en términos de energía térmica aportada por cada uno de los combustibles o fuentes de energía. Artículo 38. Tarifas, primas, incentivos instalaciones de la categoría c): residuos. y complementos retributivos para
1. Instalaciones del grupo c.1, centrales que utilicen como combustible principal residuos sólidos urbanos: Tarifa: 5,36 Complemento Retributivo: 2,30 c€/kWh
2. Instalaciones del grupo c.2, centrales que utilicen como combustible principal otros residuos: Tarifa: 5,36 c€/kWh. Complemento Retributivo: 2,30 c€/kWh
3. Instalaciones del grupo c.3: Tarifa: 3,83 c€/kWh Complemento Retributivo: 0,77 c€/kWh
Las tarifas y complementos retributivos para la categoría c se mantendrán durante un periodo de 15 años desde la puesta en marcha de la instalación, actualizándose de la siguiente forma: Instalaciones del grupo c.1 y c.3, actualización anual según evolución del IPC.
Instalaciones del grupo c.2, actualización igual que las cogeneraciones del grupo a.1.2 del mismo rango de potencia que utilicen como combustible fueloil.
4. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando el grupo c.1 alcance los 350 MW de potencia instalada, se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primas expresadas en el presente artículo. Artículo 39. Revisión de tarifas, primas, incentivos y complementos para nuevas instalaciones. 1. Se fija un 3 % como índice de evolución anual para las tarifas, límites de primas, incentivos y complementos definidos en este real decreto, para las energías renovables. 2. Durante el año 2009, a la vista del resultado de los informes de seguimiento sobre el grado de cumplimiento del Plan de las Energías Renovables, se procederá a la revisión de las tarifas, primas, incentivos, complementos y límites inferior y superior definidos en este real decreto, atendiendo a los costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del régimen especial en la cobertura de la demanda y a su incidencia en la gestión técnica y económica del sistema. Cada dos años, a contar desde 2009, se efectuará una nueva revisión. 3. Las tarifas, primas, incentivos, complementos y límites inferiores y superiores, que resulten de cualquiera de las revisiones contempladas en esta sección serán de aplicación a la totalidad de instalaciones de cada grupo, con independencia de la fecha de puesta en servicio de la instalación. 4. Los tarifas y complementos retributivos de los subgrupos a.1.1. y a.1.2. sufrirán una actualización trimestral en función de las variaciones que experimenten las variables Coste de la Materia Prima (Cmp) e Indice de Precios al Consumo (IPC) en ese mismo periodo. Dicha actualización se hará siguiendo el procedimiento recogido en el Anexo VII de este real decreto. Para el resto de grupos de la categoría a) se actualizarán las retribuciones anualmente en función de la evolución del IPC, según el anexo VII. 5. Anualmente, a la vista del resultado de los informes de seguimiento y del cumplimiento de los objetivos energéticos de los subgrupos a.1.1. y a.1.2. planteados por el documento de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4) y del precio medio del mercado de ese año para esos subgrupos, el gobierno al objeto de mantener una rentabilidad razonable y a propuesta del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio procederá a la revisión de las primas o complementos retributivos definidos para estos subgrupos en este real decreto, atendiendo a los costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del régimen especial en la cobertura de la demanda y a su incidencia en la gestión técnica y económica del sistema. Entrarán en vigor las revisiones de esta sección, el 1 de enero del primer año posterior al año en que se haya efectuado la revisión. 6. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para establecer mediante circular la definición de las tecnologías e instalaciones tipo, así como para recopilar información de las inversiones, costes, ingresos y otros parámetros de las distintas instalaciones reales que configuran las tecnologías tipo. 5. Las revisiones contempladas en este artículo serán aprobadas por el Gobierno mediante real decreto antes del 31 de diciembre del año en el que se efectúe la revisión conforme a lo dispuesto en este artículo. Artículo 40. Procedimiento de Inspección de las Cogeneraciones. 1) Cualquier instalación de cogeneración independientemente de su pertenencia o no al Régimen Especial y cualquiera que sea el régimen económico adoptado, deberá calcular y acreditar a final de año el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) real alcanzado por su instalación, definido de acuerdo con el Anexo I de este real decreto. Demostrando el cumplimiento de al menos el mínimo REEmin exigido, que aparece en el mencionado Anexo. Para ello además deberá acreditar y justificar el calor útil producido por la planta y efectivamente aprovechado por la instalación consumidora del mismo. 2) Por otro lado el titular de la instalación efectuará una autoliquidación anual que incluya el cálculo del Complemento Retributivo por Eficiencia, definido en el artículo 25 de este real
decreto, o de cualquier otro derecho de cobro que se derive de un cumplimiento del Rendimiento Eléctrico Equivalente superior o igual al mínimo exigido por tipo de tecnología y combustible según se define en el Anexo I. En el caso del uso del calor útil en climatización, el titular habrá de efectuar dos autoliquidaciones que permitan las dos revisiones anuales semestrales que se indican en el artículo 32. apartado 19. El titular de la instalación será responsable de acreditar ante la Administración competente la correspondiente hoja de liquidación económica con los siguientes conceptos recogidos: a) Energía eléctrica en barras de central (E) o generación neta total de la instalación. b) Combustible o combustibles utilizados (cantidad y PCI; Q). c) Calor útil (V) económicamente justificable, procedente de la cogeneración medido y aplicado al cliente o consumidor del mismo, acompañado de una Memoria Técnica justificativa de su uso, especificando además el mecanismo propuesto y empleado para realizar la medida del mencionado Calor útil. d) Consumo energético térmico asociado, por unidad de producto acabado y fabricado por el cliente de energía térmica. La Administración General del Estado, a través de la Comisión Nacional de la Energía, hará inspecciones periódicas y aleatorias a lo largo del año en curso, sobre aquellas instalaciones de cogeneración objeto del cumplimiento del requisito del REE anual definido en el Anexo I, siguiendo los criterios de elección e indicaciones que la Secretaria General de la Energía perteneciente al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio imponga en cada caso, ajustándose el número total de inspecciones efectuadas anualmente a un mínimo del 10% del total de instalaciones de cogeneración existentes, que representen al menos el 10% de la potencia instalada dentro del subgrupo correspondiente. Aquellas instalaciones de cogeneración que tras la realización de la correspondiente inspección no puedan acreditar el cumplimiento de los valores comunicados en el cálculo del REE de su instalación. Se someterán al expediente sancionador que incoará el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, ajustándose al régimen sancionador que este determine en su caso (Nota IDAE: a definir por el MITYC). CONTINÚA SIN ESTAR DEFINIDO. SECCIÓN 4.ª INSTALACIONES QUE SÓLO PUEDEN OPTAR POR VENDER SU ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO Artículo 41. Instalaciones con potencia superior a 50 MW. 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 de 2,2976 c€/kWh, que será revisada anualmente y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para cada año 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 de 1,9147 c€/kWh, que será revisada anualmente y publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para cada año y publicada en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica, durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha. 2. 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, están obligadas a negociar libremente en el mercado su producción o excedentes. Para aquellas de estas cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior, y siempre que cumplan el requisito mínimo en cuanto a cumplimiento del REE que se determinan en el anexo I, tendrán derecho a percibir un Complemento Retributivo Suplementario(Crs) según la siguiente expresión, siempre que la potencia de la instalación que se encuentre entre los 50 MW y los 100 MW; Crs = Cr50 * 2 * [ 1 – ( Pot / 100 ) ] Expresando Cr en c€/kWh y Pot, potencia de la cogeneración, en MW. El valor de Cr50 será en todo momento, igual al Cr que aparece en el artículo 32 de este real decreto, que corresponde al subgrupo a.1.1. para instalaciones entre 25 MW y 50 MW de potencia. Teniendo derecho estas instalaciones a percibir la suma del Complemento Retributivo Suplementario que aquí se define junto con el que aparece definido en el artículo 25 BIS de este real decreto por eficiencia energética, aplicados sobre la totalidad de la producción eléctrica neta de la instalación. 3. Todas estas instalaciones con potencia eléctrica instalada superior a 50 MW deberán estar inscritas en la sección primera del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, con una anotación al margen indicando la particularidad prevista en el párrafo anterior.
Artículo 42. Instalaciones de co-combustión de biomasa en centrales térmicas de carbón. 1. Las instalaciones térmicas de régimen ordinario que utilicen carbón como combustible principal, podrán utilizar como combustible adicional biomasa, en los términos que figuran en el anexo II. El Gobierno, previa consulta con las Comunidades Autónomas, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima complementaria, específica para cada instalación, que será publicada en el Real Decreto por el que se establece la tarifa eléctrica para cada año, durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha. El cálculo de esta prima para cada instalación se realizará a través de los datos obtenidos en el modelo de solicitud del anexo VII. La prima sólo se aplicará a la parte proporcional de energía eléctrica producida atribuible a la biomasa sobre el total de la energía producida por la instalación. 2. Todas estas instalaciones deberán estar inscritas en la sección primera del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, con una anotación al margen indicando la particularidad prevista en el apartado anterior. Disposición adicional primera. Garantía de potencia. Tendrán derecho al cobro de una retribución por garantía de potencia, en su caso, 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). En lo referente a la retribución por garantía de potencia, a estas instalaciones les será de aplicación la misma legislación, normativa y reglamentación, y en las mismas condiciones, que a los productores de energía eléctrica en régimen ordinario. Disposición adicional segunda. Nuevas formas de contratación. Los comercializadores de energía eléctrica podrán celebrar contratos de compraventa de energía eléctrica con empresas autorizadas a comprar y vender energía eléctrica en países de la Unión Europea o terceros países, así como con productores nacionales de electricidad,
tanto en régimen ordinario como en régimen especial, y con comercializadores de energía eléctrica. Disposición adicional tercera. Complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión. Aquellas instalaciones eólicas –grupo b.2- que a tres meses después de la publicación del presente real decreto dispongan de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, tendrán derecho a percibir un complemento específico durante cinco años, desde el momento en que cuenten con los equipos técnicos necesarios para contribuir a la continuidad de suministro frente a huecos de tensión, según se establece en el artículo 19 y en los procedimientos de operación correspondientes. Este complemento tendrá el valor de 0,38 cent€/kWh, independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 22 de este real decreto. Este valor se revisará anualmente, siendo publicado en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.. Dicho complemento será aplicable únicamente a las instalaciones eólicas que acrediten ante la empresa distribuidora y ante la Dirección General de Política Energética y Minas un certificado de una entidad autorizada por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio que demuestre el cumplimiento de los requisitos técnicos mencionados. La Dirección General de Política Energética y Minas tomará nota de esta mejora en la inscripción del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y la comunicará a la Comisión Nacional de Energía, a los efectos de liquidación de las energías, y al operador del sistema a efectos de su consideración a efectos de control de producción cuando ello sea de aplicación para preservar la seguridad del sistema. Este complemento será facturado y liquidado a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en los artículos 17 y 27.
Disposición adicional cuarta. Instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW no incluidas en el ámbito de aplicación de este real decreto. Sin perjuicio de la energía que pudieran tener comprometida mediante contratos bilaterales físicos, aquellas instalaciones de potencia instalada igual o inferior a 50 MW y superior a un MW a las que no les pudiera ser de aplicación este real decreto, no estarán obligadas a presentar ofertas económicas al operador del mercado para todos los períodos de programación, y podrán realizar dichas ofertas para los períodos que estimen oportuno. Las instalaciones definidas en el párrafo anterior que pertenezcan a empresas vinculadas con empresas distribuidoras a las que se refiere la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, podrán entregar su energía a dicha empresa distribuidora mientras perdure la aplicación de dicha disposición transitoria, facturándola al precio final horario del mercado de producción de energía eléctrica en cada período de programación. La energía de las instalaciones a las que se refiere el primer párrafo de esta disposición adicional, pero con potencia instalada igual o inferior a un MW, deberá ser adquirida por la empresa distribuidora a la que estén conectadas y será remunerada al precio final horario del mercado de producción de energía eléctrica en cada período de programación.
Disposición transitoria primera. Instalaciones acogidas a la Disposición Transitoria Primera del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo. Las instalaciones que a la entrada en vigor del presente Real Decreto estuvieran acogidas a la Disposición Transitoria Primera del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, dispondrán de un plazo máximo de 6 meses para acogerse de pleno en el presente Real Decreto, durante el cual percibirán la retribución prevista en la citada Disposición Transitoria Primera del Real Decreto 436/2004. Disposición transitoria segunda. Acceso y conexión a la red.
1. En tanto el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio no establezca nuevas normas técnicas para la conexión a la red eléctrica de estas instalaciones, continúa en vigor la Orden del Ministerio de Industria y Energía, de 5 de septiembre de 1985, en lo que no se oponga al presente Real Decreto y al Real Decreto 1955/2000. Asimismo, hasta entonces, deberán observarse los criterios siguientes: a) 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. b) 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. Estos titulares deberán cortar la conexión con la red de la empresa distribuidora si, por causas de fuerza mayor u otras debidamente justificadas y aceptadas por la Administración competente, la empresa distribuidora lo solicita. Las condiciones del servicio normal deberán, sin embargo, ser restablecidas lo más rápidamente posible. Cuando se dé esa circunstancia se informará al órgano competente. d) 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: 1.º Líneas: la potencia total de la instalación conectada a la línea no superará el 50 por ciento de la capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. 2.º 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 por ciento de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. Las instalaciones del grupo b.1 tendrán normas específicas que se dictarán por los órganos que tengan atribuida la competencia siguiendo los criterios anteriormente relacionados. 2. El acceso y conexión a la red, y las condiciones de operación para las instalaciones de generación de régimen especial, así como el desarrollo de las instalaciones de red necesarias para la conexión y costes asociados, se resolverán según lo establecido en el Real Decreto 1955/2000 y la normativa que lo desarrolla, con las condiciones particulares que se establecen en el presente Real Decreto. 3. El acceso a la red de la generación de régimen especial se valorará sobre la base de inexistencia de reserva de capacidad de red, sin que la precedencia temporal en la conexión implique una preferencia de acceso o evacuación a la red de la producción de los generadores. La solución de las eventuales restricciones de acceso se resolverá conforme a lo establecido en los procedimientos de operación correspondientes. Siempre que se salvaguarden las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico, y con las limitaciones que, de acuerdo a la normativa vigente se establezcan por el Operador del Sistema o en su caso por el gestor de la red distribución, los generadores de régimen especial tendrán prioridad para la evacuación de la energía producida frente a los generadores de régimen ordinario, con particular preferencia para la generación de régimen especial no gestionable a partir de fuentes renovables. Asimismo, con el objetivo de contribuir a una integración segura y máxima de la generación de régimen especial no gestionable el Operador del Sistema considerará preferentes aquellos generadores cuya adecuación tecnológica contribuya en mayor medida a garantizar las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico.
A los efectos de este real decreto, se define como generación no gestionable aquella cuya fuente primaria no es controlable ni almacenable y cuyas plantas de producción asociadas carecen de la posibilidad de realizar un control de la producción siguiendo instrucciones del Operador del Sistema sin incurrir en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza de la previsión de producción futura no es suficiente para que pueda considerarse como programa. En principio, se consideran como no gestionables los generadores de régimen especial que de acuerdo a la clasificación establecida en este real decreto se encuentren incluidos en los grupos b.1, b.2 y b.3, así como los generadores hidráulicos fluyentes integrados en los grupos b.4 y b.5, salvo valoración específica de gestionable de una planta generadora a realizar por el Operador del Sistema, con la consecuente aplicación de los requisitos o condicionantes asociados a dicha condición. 4. En lo relativo a la conexión a la red, en caso de limitaciones en el punto de conexión derivadas de viabilidad física o técnica para expansión de la misma, o por la aplicación de los criterios de desarrollo de la red, los generadores de régimen especial a partir de fuentes de energía renovable tendrán prioridad de conexión frente al resto de los generadores. En la mencionada prioridad se incluirán las categorías b, y a y será de aplicación durante el plazo de un mes en el que concurran varias instalaciones en condiciones de celebrar el Contrato Técnico de Acceso. 5. Cuando varios generadores de régimen especial compartan punto de conexión a la red de transporte, la tramitación de los procedimientos de acceso y conexión, ante el Operador del Sistema y transportista titular del parque correspondiente, así como la coordinación con éste último tras la puesta en servicio de la generación, deberá realizarse de forma conjunta y coordinada por un Interlocutor Único de Nudo que actuará en representación de los generadores, en los términos y con las funciones que se establezcan. 6. Para instalaciones o agrupaciones de las mismas de más de 10 MW a conectar a la red de distribución, y tras la conclusión de su aceptabilidad por el gestor de distribución, éste solicitará al Operador del Sistema su aceptabilidad desde la perspectiva de la red de transporte. Asimismo, el gestor de la red de distribución informará al Operador del Sistema sobre la resolución de los procedimientos de acceso y conexión de todas las instalaciones incluidas en el ámbito del presente real decreto. 7. Antes de la puesta en tensión de las instalaciones de generación y de conexión a red asociadas, se requerirá el informe de verificación de las condiciones técnicas de conexión del Operador del Sistema o del gestor de la red de distribución que acredite el cumplimiento de los requisitos para la puesta en servicio de la instalación según la normativa vigente, sobre la base de la información aportada por los generadores. Su cumplimiento será acreditado, en su caso, por la Comisión Nacional de la Energía o el órgano de la Administración competente. 8. El punto de conexión de las instalaciones que entreguen energía a la red general se establecerá de acuerdo entre el titular y la empresa distribuidora o transportista. 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. 9. Los gastos de las instalaciones necesarios para la conexión serán, con carácter general, a cargo del titular de la central de producción. 10. Si el órgano competente apreciase circunstancias en la red de la empresa adquirente que impidieran técnicamente la absorción de la energía producida, fijará un plazo para subsanarlas. Los gastos de las modificaciones en la red de la empresa adquirente serán a cargo del titular de la instalación de producción, salvo que no fueran exclusivamente para su servicio ; en tal caso, correrán a cargo de ambas partes de mutuo acuerdo, teniendo en cuenta el uso que se prevé que van a hacer de dichas modificaciones cada una de las partes. En caso de discrepancia resolverá el órgano correspondiente de la Administración competente.
11. Siempre que sea posible, se procurará que varias instalaciones productoras utilicen las mismas instalaciones de evacuación de la energía eléctrica, aun cuando se trate de titulares distintos. Los órganos de la Administración competente, cuando autoricen esta utilización, fijarán las condiciones que deben cumplir los titulares a fin de no desvirtuarse las medidas de energía eléctrica de cada una de las instalaciones de producción que utilicen dichas instalaciones de evacuación. 12. A efectos de realizar una adecuada facturación de la energía producida, así como de la energía vendida a la red. Será obligatoria la instalación de un sistema de medida que, al tiempo que eficaz, facilite la simplificación de la instalación y que evite las pérdidas de energía innecesarias.
Disposición transitoria tercera. 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 por ciento para la categoría a) del Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, y del cinco por ciento para el resto de los grupos de dicho real decreto. Disposición transitoria cuarta. Control directo de la generación de régimen especial por el operador del sistema. La fecha límite contemplada en la Disposición Transitoria quinta del Real Decreto 1454/2005 para que las instalaciones mencionadas hayan creado o estén asociadas a un Centro de Control de Generación podrá extenderse durante seis meses adicionales si la producción de dichas instalaciones estuviera sujeta al control directo del Operador del Sistema, y se cumplen los requisitos establecidos por éste para la recepción y ejecución automática de sus instrucciones Disposición Transitoria quinta. Instalaciones acogidas a la categoría d) del RD 436/2004 1.Las instalaciones acogidas a la categoría d) del RD 436/2004 y las incluidas en la Disposición transitoria segunda del R.D.436/2004 que utilicen 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 que a la entrada en vigor de este Real Decreto estén en operación les será de aplicación lo siguiente: 1.1 Todas las instalaciones dispondrán de un periodo transitorio máximo de 15 años e individualizado por planta, desde su puesta en marcha, durante el cual podrán vender la energía generada neta según la opción prevista en el articulo 22.1 a) de este Real Decreto. 1.2.El precio fijo que percibirá cada grupo será el siguiente: -Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotación de porcino: 10,49 c€/ kwh. -Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos…………………………….5,36 c€/ kwh. -Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos, distintos de los enumerados en los dos grupos anteriores……………………………………………………… 4,60 c€/ kwh 1.3. Las Tarifas se actualizaran según el apartado 17 de artículo 32 de este real decreto. 1.4. Las instalaciones percibirán el complemento por energía reactiva del articulo 26 2. También dispondrán del período transitorio y resto de condiciones del apartado anterior las instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino que, a la entrada en vigor de este real decreto incluidas en la categoría d) del RD 436/2004 y las incluidas en la Disposición transitoria segunda del R.D.436/2004, contaran con la
financiación necesaria para acometer su completa construcción siempre que la puesta en marcha de estas plantas se efectúe antes del 31/12/2007. La suma de las potencias nominales de estas instalaciones está prevista en 67,5 MWe. A partir del momento en que la suma de las potencias nominales de estas instalaciones supere el valor previsto, y sólo en ese caso, el precio fijo contemplado en el apartado 1.2. de esta Disposición transitoria será corregido para todas las instalaciones de este colectivo por la relación: 67,5 / Potencia Total Instalada (MW) 3. Las instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino deberán presentar anualmente ante el órgano competente de la comunidad autónoma, como complemento a la memoria-resumen a la que se hace referencia en el artículo 14, una auditoria medioambiental en la que quede explícitamente recogida la cantidad de purines de cerdo tratados por la instalación en el año anterior. El interesado deberá remitir al propio tiempo copia de esta documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. El incumplimiento de los requisitos de eficiencia energética que se determinan en el anexo I, el tratamiento anual de menos del 50 (IDAE sugiere que este 50% pase a un 85%) por ciento 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. 4. Cualquiera de estas instalaciones podrá acogerse a la terminación del periodo transitorio, o bien antes, si voluntariamente lo decide, al régimen establecido en este R.D. para las instalaciones de la categoría a), dentro del grupo y subgrupo que le corresponda por potencia y tipo de combustible, siéndole de aplicación los derechos, condiciones y obligaciones que correspondan a dichos grupos.
Disposición transitoria sexta. Distribución de referencia por Comunidades Autónomas. Con objeto de que se consiga una máxima integración del régimen especial en el sistema eléctrico, salvaguardando la seguridad en el sistema eléctrico y garantizando su calidad de suministro, así como para minimizar las restricciones a la producción de dicha generación, se establece en las tablas siguiente unas capacidades de potencia instalables de referencia por Comunidades Autónomas: a) Potencia instalable para energía eólica (grupo b.2.1): Potencia Instalada (MW) 2005 Andalucía Aragón Asturias Baleares Canarias Cantabria Castilla- La Mancha Castilla y León Cataluña Extremadura 451 1.333 162 3 140 0 1.871 1.759 143 0 Potencia Instalable de referencia (MW) 2008 1.680 2.100 370 135 2.900 2.900 1.100 25
Potencia Instalable (MW) 2010
Mínima 2.200 2.400 450 250 3.100 3.100 1.200 150
Máxima 3.000 2.600 820 250 3.300 3.525 1.400 220
Galicia Madrid Murcia Navarra Rioja País Vasco Comunidad Valenciana TOTAL
2.371 0 55 908 418 145 21 9.781
3.400 0 190 1.100 468 240 845 17.453
3.60 50 350 1.200 500 250 1.600 20.400
3.800 100 410 1.300 600 300 1.800 23.425
b) Potencia de referencia instalable para energía solar fotovoltaica (subgrupo b.1.1) al 2010. Potencia instalada (MW) 2005 Andalucía Aragón Asturias Baleares Canarias Cantabria Castilla- La Mancha Castilla y León Cataluña Extremadura Galicia Madrid Murcia Navarra Rioja País Vasco Comunidad Valenciana No regionalizados TOTAL 3,287 0,127 0,183 0,121 0,926 0,090 1,406 2,383 2,338 0,019 0,937 2,790 3,246 10,779 0,069 3,382 5,609 37,692 Potencia instalable de referencia (MW) 2010 51,24 16,75 9,27 17,74 17,24 9,21 13,42 28,33 56,59 13,39 24,00 31,71 20,06 19,64 9,23 26,10 34,08 1,50 400,00
c) Potencia de referencia instalable para energía solar termoeléctrica (subgrupo b.1.2) al 2010. Potencia instalada (MW) 2005 Andalucía Castilla- La Mancha Castilla y León Extremadura Murcia TOTAL 0,010 0 0 0 0 0,010 Potencia instalable de referencia (MW) 2010 300 50 50 50 50 500
Estas tablas se han confeccionado sobre la base de estudios de capacidad de producción admisible realizados por el operador del sistema, considerando la magnitud y tecnología de generación actualmente instalada y sus previsiones de evolución en cada una de las Comunidades Autónomas.
Concretamente para el caso eólico se ha establecido una potencia instalable de referencia en el horizonte del 2008, así como unos límites máximos y mínimos previsibles para el 2010, teniendo en cuenta posibles retrasos en la ejecución de proyectos. La distribución de potencia de referencia para el año 2010 para las áreas consideradas en esta disposición, se ajustará a principios de 2009, de acuerdo con el grado de cumplimiento de las previsiones en cada Comunidad Autónoma y en función de los resultados obtenidos en 2008. Para esta revisión será de particular relevancia valorar la evolución de la demanda, el desarrollo de la red, la experiencia demostrada en el control de la producción y, en el caso eólico, la adecuación tecnológica de los aerogeneradores para la continuidad de suministro frente a los huecos de tensión.
Disposición derogatoria única. Derogación normativa. Queda derogado el 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.
Disposición final primera. Modificación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. Se añade un apartado 4 al artículo 14 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, con la siguiente redacción: "4. Los mecanismos de imputación y retribución de los servicios complementarios serán establecidos mediante los correspondientes procedimientos de operación y las reglas de funcionamiento del mercado. En el caso de la reserva de regulación secundaria, el pago de la banda de regulación secundaria del sistema se imputará proporcionalmente a los distribuidores, a los comercializadores y a los consumidores cualificados en función de la energía eléctrica que adquieran en el mercado de producción."
Disposición final segunda. Carácter básico. Este real decreto tiene un carácter básico al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.22.ª y 25.ª de la Constitución. Las referencias a los procedimientos sólo serán aplicables a las instalaciones de competencia estatal y, en todo caso, se ajustarán a lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común. Disposición final tercera. Desarrollo normativo y modificaciones del contenido de los anexos. Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo de este real decreto y para modificar los valores, parámetros y condiciones establecidas en sus anexos, si consideraciones relativas al correcto desarrollo de la gestión técnica o económica del sistema así lo aconsejan. Disposición final cuarta. Entrada en vigor. El presente real decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el "Boletín Oficial del Estado". Dado en Madrid, a de de 2006. JUAN CARLOS R. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,
ANEXO I Rendimiento mínimo para las instalaciones de producción 1. El rendimiento de las instalaciones viene dado por la fórmula: R = (E + V)/Q donde: Q = consumo de energía primaria, medida por el poder calorífico inferior de los combustibles utilizados. V = producción de calor útil o energía térmica útil definida de acuerdo con el apartado 1.a) del artículo 2 del presente real decreto. En el caso de que la demanda sea de refrigeración, la energía térmica útil correspondiente tomará el mismo valor que la demanda de refrigeración final que satisfaga la cogeneración. E = energía eléctrica generada medida en bornes de alternador y expresada como energía térmica, con un equivalente de 1 kWh = 860 kcal. 2. Se considera como energía primaria imputable a la producción de calor útil (V) la requerida por calderas de alta eficiencia en operación comercial. Se fija un rendimiento para la producción de calor útil del 90 por ciento (0,9) que podrá ser revisado en función de la evolución tecnológica de estos procesos. 3. El rendimiento eléctrico equivalente (REE) de la instalación se determinará, considerando el apartado anterior, por la fórmula: REE = E/[Q-(V/0,9)] Para la determinación del REE en el momento de extender el acta de puesta en marcha, se contabilizarán los parámetros Q, V y E durante un período ininterrumpido de dos horas de funcionamiento a carga nominal. A los efectos de justificar el cumplimiento del REE en la declaración anual, se utilizarán los parámetros Q, V y E acumulados durante dicho período. 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: (VER IMAGEN, PÁGINA 13234) REE -Porcentaje Tipo de combustible Combustibles líquidos en centrales con calderas. 49 Combustibles líquidos en motores térmicos . .. . 56 Combustibles sólidos .. .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... 49 Gas natural y GLP en motores térmicos .. .. ... .. 55 Gas natural y GLP en turbinas de gas ... .. ... .. .. 59 Otras tecnologías y/o combustibles . ... ... .. ... . 59 5. Quedan excluidos del cálculo del promedio de un período anual a que hace referencia el apartado anterior los períodos horarios punta de los días pico correspondientes al tipo cinco de discriminación horaria, de acuerdo con la clasificación de horas punta que se establece en el apartado 7.1 del anexo I de la Orden ministerial de 12 de enero de 1995, por la que se establecen las tarifas eléctricas. Por tanto, los valores de Q, V y E serán los correspondientes al resto del período anual. 6. En las instalaciones que usen varios combustibles convencionales se aplicará a cada uno el rendimiento mínimo exigido, en función de la proporción de Q y E que les sean técnicamente imputables. 7. Para la verificación del REE, tanto para las instalaciones existentes como nuevas, se instalarán equipos de medida locales y totalizadores. Cada uno de los parámetros Q, V y E deberá tener como mínimo un equipo de medida.
ANEXO II A. Ámbito de aplicación A los efectos de lo establecido en el presente Real Decreto, se entenderá por biomasa la fracción biodegradable de los productos, subproductos y residuos procedentes de la agricultura (incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal), de la selvicultura y de las industrias conexas, así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales. Conforme a esta definición, los tipos de biomasa considerados en el artículo 2.1 aparecen descritos a continuación: Productos incluidos en el grupo b.6 Productos incluidos en el subgrupo b.6.1 a) Cultivos energéticos
Biomasa, de origen agrícola o forestal, producida expresa y únicamente con fines energéticos, mediante las actividades de cultivo, cosecha y, en caso necesario, procesado de materias primas recolectadas. Según su origen se dividen en: 1. Cultivos energéticos agrícolas: herbáceos o leñosos 2. Cultivos energéticos forestales: empleando especies de crecimiento rápido mediante sistemas de aprovechamiento de turno corto Productos incluidos en el subgrupo b.6.2 a) Residuos de las actividades agrícolas
Biomasa residual originada durante el cultivo y primera transformación de productos agrícolas, incluyendo la procedente de los procesos de eliminación de la cáscara cuando corresponda. Se incluyen los siguientes productos: 1. 1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 2. (olivar, b) Residuos agrícolas herbáceos: Del cultivo de cereales: pajas y otros De producciones hortícolas: residuos de cultivo de invernadero De cultivos para fines agroindustriales, tales como algodón o lino De cultivos de legumbres y semillas oleaginosas Residuos agrícolas leñosos: procedentes de las podas de especies agrícolas leñosas viñedos y frutales) Residuos de las actividades de jardinería
Biomasa residual generada en la limpieza y mantenimiento de jardines. c) Residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes Biomasa residual producida durante la realización de cualquier tipo de tratamiento o aprovechamiento selvícola en masas forestales, así como la generada en la limpieza y mantenimiento de los espacios verdes. Productos incluidos en el grupo b.7 Productos incluidos en el subgrupo b.7.1. a) Biogás procedente de la digestión anaerobia de residuos biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recuperado de los Residuos Sólidos Urbanos b) Estiércoles
Excrementos de cualquier animal valorizados mediante combustión.
Combustibles líquidos provenientes de la transformación de biomasa de origen vegetal o animal. Son: 1. Alcoholes obtenidos a partir de materias primas de origen vegetal 2. Aceites obtenidos a partir de materias primas de origen vegetal o animal; bien puros, bien modificados químicamente
Productos incluidos en el subgrupo b.7.2. a) Biogás procedente de la digestión anaerobia de residuos ganaderos.
Productos incluidos en el grupo b.8 Subgrupo b.8.1 a) 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola Residuos de la producción de aceite de oliva y aceite de orujo de oliva Residuos de la producción de aceitunas Residuos de la extracción de aceites de semillas Residuos de la industria vinícola y alcoholera Residuos de industrias conserveras Residuos de la industria de la cerveza y la malta Residuos de la industria de producción de frutos secos Residuos de la industria de producción de arroz Otros residuos agroindustriales
Subgrupo b.8.2 a) Biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal
1. Residuos de las industrias forestales de primera transformación 2. Residuos de las industrias forestales de segunda transformación (mueble, puertas, carpintería) 3. Otros residuos de industrias forestales Productos incluidos en el grupo b.9 Cualquiera de los indicados en los grupos b.6, b.7, b.8 y b.9 anteriores, cuando estos sean empleados en centrales térmicas convencionales mediante tecnologías de co-combustión. B. Exclusiones No se considerarán biomasa, a los efectos del presente Real Decreto: 1. Combustibles fósiles, incluyendo la turba, y sus productos y subproductos 2. Residuos de madera: a) Tratados químicamente durante procesos industriales de producción. b) Mezclados con productos químicos de origen inorgánico. c) De otro tipo, si su uso térmico está prohibido por la legislación 3. Cualquier tipo de biomasa contaminada con sustancias tóxicas o metales pesados. 4. Papel y cartón 5. Textiles 6. Cadáveres animales o partes de los mismos, cuando la legislación prevea una gestión de estos residuos diferente a la valorización energética C. Eficiencia energética
Los sistemas de generación eléctrica con biomasa deberán alcanzar los siguientes niveles de eficiencia para su generación bruta de energía eléctrica: 1. 2. 3. 4. Un Un Un Un mínimo mínimo mínimo mínimo del del del del 18 22 24 26 % % % % para para para para potencias potencias potencias potencias hasta 5 MW entre 5 y 10 MW entre 10 y 20 MW entre 20 y 50 MW
El cálculo de la eficiencia se realizará conforme a la siguiente fórmula:
[ PEB ] x 0,086 EPC
Donde: [PEB]: producción eléctrica bruta anual, en MWh. EPC: energía primaria consumida, en toneladas equivalentes de petróleo, contabilizando a PCI (poder calorífico inferior). El hecho de no alcanzar los niveles de eficiencia establecidos podrá dar lugar a la revocación de la condición de productor de electricidad en régimen especial
ANEXO III Modelo de inscripción en el registro Central: Nombre de la central Tecnología (1) Emplazamiento: calle o plaza, paraje, etc. . ... .. ... .. .. Municipio . .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... . Provincia .. .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... . Grupo al que pertenece (artículo 2) . .. ... .. ... ... .. ... .. Empresa distribuidora a la que vierte . ... .. ... .. ... .. ... Número de grupos . ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. . Potencia nominal total en kW . .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... . Potencia nominal de cada grupo en kW . ... .. ... .. ... . Hidráulica: Río ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. Salto en metros ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... Caudal en m3 por segundo ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. Térmica clásica: Tipo(s) de combustible(s) .. .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. Titular: Nombre: .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. . Dirección: . .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... . Municipio: .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... . Provincia: . .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... . Fecha de puesta en marcha: .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. . Fecha de inscripción (en el registro autonómico): . .. .
Provisional .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... . Definitiva . .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... . En .. ... .. ... .. ..., a . .. de ... .. ... .. ... .. de 2 ... .. . (1) Hidráulica fluyente, bombeo puro, bombeo mixto, turbina de gas, turbina de vapor condensación, turbina de vapor contrapresión, ciclo combinado, motor diesel, otros (especificarlos). ANEXO IV :
(VER IMÁGENES, PÁGINAS 13237 A 13238)) ANEXO V Complemento por energía reactiva :
ESTA TABLA DEBE IR EN PORCENTAJES IGUAL QUE LA MISMA QUE ESTÁ EN EL 436, YA QUE EN EL ARTÍCULO 26 SE MENCIONAN PORCENTAJES DE UN VALOR. SI SE MANTIENE ESTA TABLA EL ARTICULO 26 DEBE SER MODIFICADO INDICANDO LOS PRECIOS FIJOS QUE SE INDICAN EN ESTA TABLA.
Tipo de FP Inductivo Energía Activa y Reactiva < 0,95 < 0,96 y ≥ 0,95 <0,97 y ≥ 0,96 <0,98 y ≥ 0,97 < 1 y ≥ 0,98 1 Bonificación (c€/kWh) Punta Llano Valle - 0,306 - 0,306 0,613 - 0,230 0 0,460 - 0,153 0 0,306 - 0,077 0 0,153 0 0,153 0 0 0,306 0
< 1 y ≥ 0,98 <0,98 y ≥ 0,97 <0,97 y ≥ 0,96 < 0,96 y ≥ 0,95 < 0,95
0 0,153 0,306 0,460 0,613
0,153 0 0 0 - 0,306
0,077 0,153 0,230 0,306
El factor de potencia FP se obtendrá haciendo uso del equipo de medida contador-registrador de la instalación. Se calculará con dos cifras decimales y el redondeo se hará por defecto o por exceso, según que la tercera cifra decimal sea o no menor de cinco. Deberá mantenerse cada cuarto de hora, en el punto de conexión de la instalación con la red, dentro de los períodos horarios de punta, llano y valle del tipo tres de discriminación horaria, de acuerdo con el apartado 7.1 del anexo I de la Orden Ministerial de 12 de enero de 1995. Los porcentajes de complemento se aplicarán con periodicidad cuarto-horaria, realizándose, al finalizar cada mes, un cómputo del acumulado mensual, que será facturado y liquidado según corresponda. ANEXO VI SOLICITUD DE INCLUSIÓN DE LAS INSTALACIONES DE CO-COMBUSTIÓN EN EL ARTÍCULO 42 DEL RD XXX/XXX DATOS A FACILITAR POR LAS PLANTAS DE CO-COMBUSTIÓN. A efectos de inclusión en el artículo 42 de las instalaciones de co-combustión deberán aportar la siguiente información: A) DATOS DE LA CENTRAL TÉRMICA POR CADA UNO DE SUS GRUPOS 1) Combustible utilizado. Tipo de combustible: Poder calorífico medio (kcal/kg): Cantidad anual utilizada (t/año): Coste total adquisición del combustible (€/año):
2) Potencia de la central Potencia térmica de la caldera (MW): Rendimiento de la caldera (%): Presión del vapor (bar): Temperatura del vapor (ºC): Caudal nominal de vapor (t/h): Potencia bruta nominal de la central (MW): Potencia neta nominal de la central (MW): Potencia bruta media anual de la central (MW): Potencia neta media anual de la central (MW):
3) Energía producida y rendimientos Horas anuales de funcionamiento: Energía bruta producida anualmente (MWh/año): Energía neta producida anualmente (MWh/año): Ratio de consumo de combustible por kWe bruto nominal producido (kg/kWe kWt/kWe): Ratio de consumo de combustible por kWe neto nominal producido (kg/kWe kWt/kWe): y y
Ratio de consumo medio de combustible por kWe bruto medio producido (kg/kWe y kwt/kWe): Ratio de consumo medio de combustible por kWe neto medio producido (kg/kWe y kWt/kWe):
B) CARACTERÍSTICAS DE LA PLANTA DE CO-COMBUSTIÓN 1) Combustible 1,2,…. Denominación: Poder calorífico medio en base seca (kcal/kg): Humedad media (%): Poder calorífico medio en base humedad (kcal/kg): Cantidad anual consumida (t/año): Cantidad anual consumida (MWh/año): Coste total de adquisición del combustible en planta (€/año):
2) Potencia Potencia térmica de la instalación de co-combustión para un poder calorífico inferior del combustible de 3.500 kcal/kg en base seca (MW): Incremento/decremento de la potencia bruta nominal de la central por motivo de la instalación de co-combustión (MW y % sobre la potencia bruta nominal de la central): Aumento/disminución de consumos propios de la central por motivo de la instalación de co-combustión (MW y % sobre las potencias medias y nominales de la central):
3) Energía producida: Horas anuales de funcionamiento de la central térmica: Horas anuales de funcionamiento de la instalación de co-combustión: Energía eléctrica total bruta producida por la central una vez instalada la cocombustión (MWh/año): Energía eléctrica bruta producida por la central debido al combustible consumido por la co-combustión (MWh/año): Ratio de consumo de producido (kg/kWe y Ratio de consumo de producido (kg/kWe y Ratio de consumo producido (kg/kWe Ratio de consumo producido (kg/kWe combustible convencional + biomasa por kWe bruto nominal kWt/kWe): combustible convencional + biomasa por kWe neto nominal kWt/kWe):
de combustible convencional + biomasa por kWe bruto medio y kWt/kWe): de combustible convencional + biomasa por kWe neto medio y kWt/kWe):
4) Inversión: Coste de inversión de la instalación de co-combustión (€):
5) Personal: Número total de personas contratadas para la operación de la instalación de cocombustión, horas/año trabajadas y coste total de ese personal.
6) Tecnología empleada: Descripción de la tecnología de co-combustión: Consumos propios asociados a la manipulación del combustible:
7) Descripción Sistema de medición biomasa:
a) Actualización de Tarifas y Complementos retributivos para los subgrupos a.1.1. y a.1.2.
a.1.) Tarifas
Las Tarifas con que se remunera la producción neta de los subgrupos a.1.1. y a.1.2. que vienen recogidos en el articulo 32 del presente real decreto, serán actualizados trimestralmente por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, mediante la correspondiente orden de acuerdo con la siguiente fórmula de actualización:
Pvn+1 = Pvn * (1+ IPCn) * (1+ δnPv) (1)
Donde: Pvn+1 : Precio Fijo de venta vigente en el trimestre “n+1”. Pvn: Precio Fijo de venta vigente en el trimestre “n”. IPCn: Variación anual del Índice de Precios al Consumo
δnPv: Corrección global por el coste de la materia prima (Cmp) y por el crecimiento en la tasa del IPC real
δnPv = A * δnCmp + B * ∆nIPC
δnCmp = [(1 + ∆ nCmp) / (1 + IPCn)] – 1
∆ nCmp = (Cmpn – Cmpn-1) / Cmpn-1
Cmpn : Coste de la materia prima tras la actualización para el trimestre “n”, aprobado en la Orden de tarifas de gas que publica el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
∆ nIPC = (IPCn – IPCn-1) / IPCn-1
IPCn: Variación Anual del Indice de Precios al Consumo A, B: coeficientes fijos de actualización dependientes del nivel de potencia y del combustible utilizado. Los valores aparecen recogidos en la Tabla Nº1 que se adjunta a este Anexo. a.2.) Complementos Retributivos Del mismo modo se procederá a actualizar trimestralmente el Complemento Retributivo definido en el artículo 25 bis de este real decreto, para los subgrupos a.1.1. y a.1.2., sustituyendo en la anterior fórmula (1) respectivamente Pvn+1 por Crn+1 y Pvn por Crn, así la expresión de la fórmula de actualización del Complemento Retributivo queda de este modo:
Crn+1 = Crn * (1+ IPCn) * (1+ δnPv)
siendo aplicables los mismos términos/coeficientes y la misma metodología definidos anteriormente, en el apartado a.1) de este Anexo, para la actualización del Precio Fijo y que son comunes en cuanto a fórmulas de actualización. El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio procederá a realizar la actualización de los Complementos Retributivos a que hace referencia este apartado, con una periodicidad trimestral tras la publicación de la orden de tarifas de gas en la que se publica el nuevo valor actualizado del Coste de la Materia Prima (Cmp) y en función también de la evolución del Indice de Precios al Consumo (IPC) del año móvil que finaliza en el último trimestre vencido. Tabla con los coeficientes A y B de la fórmula de actualización (2) del apartado a.1) de este Anexo. Tabla Nº1 Combustible G.N. Potencia (MW) P<1 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 P<1 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 P<1 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 A 1,1107 1,2142 1,0754 0,9103 0,7935 0,9323 0,9166 0,9513 0,7540 0,8976 0,8845 0,9214 B + 0,0363 + 0,0540 + 0,0335 + 0,0042 – 0,0170 + 0,0048 + 0,0026 + 0,0082 – 0,0230 + 0,0020 – 0,0006 + 0,0051
b) Actualización de Tarifas y Complementos retributivos para el subgrupo a.1.3. Para las instalaciones del subgrupo a.1.3. la actualización de Tarifas y Complementos Retributivos será una actualización anual se hará de acuerdo con la evolución del IPC publicado por el Ministerio de Economía a través del Instituto Nacional de Estadística y, tomando los valores del año “n” y calculando los correspondientes para el año “n+1”. Precio Fijo
Pvn+1 = Pvn * (1+ IPCn)
Crn+1 = Crn * (1+ IPCn)
c) Corrección por antigüedad para las instalaciones de los grupos a.1.1. y a.1.2. Las anteriores Tarifas y Complementos retributivos serán aplicables a aquellas instalaciones del subgrupo a.1.1 y a.1.2. que se encuentren dentro de los 10 primeros años de explotación. Para las instalaciones de los mencionados subgrupos que se incorporen al presente régimen retributivo y hayan superado 10 años de explotación o cuando en un futuro cualquier instalación de estos subgrupos superen los 10 años de explotación, los valores de Pv y Cr vendrán expresados como un producto de las Tarifas actualizados del año undécimo y sucesivos, multiplicadas por un coeficiente fijo de valor 0,83 corrector del Precio Fijo y un coeficiente “β" de ctualización de los Complementos Retributivos por antigüedad de la instalación de más de 10 años determinado a partir de la expresión siguiente:
β = 1 – 0,17 (Pv /Cr)
como función de la relación Pv/Cr distinta para cada nivel de potencia y aplicable sobre el Complemento Retributivo (Cr) de los 10 primeros años de explotación para calcular el
correspondiente Complemento Retributivo (Cr) vigente para el undécimo año de explotación o posteriores. Así sería,
Pvinst>10 años = Pvinst<10 años x 0,83 Crinst>10 años = Crinst<10 años x β Pvinst>10 años : Precio Fijo del undécimo año de explotación y posteriores Pvinst<10 años: Precio Fijo en primeros 10 años explotación Crinst>10 años: Complemento Retributivo del undécimo año de explotación y posteriores. Crinst<10 años : Complemento Retributivo en primeros 10 años de explotación.
La corrección por antigüedad de más de 10 años se realizará después de las actualizaciones trimestrales tanto de las Tarifas, como de los Complementos Retributivos según el procedimiento, coeficientes y fórmulas desarrolladas en los apartados a.1) y a.2) de este Anexo, contemplando la evolución real del IPC y del Cmp. d) Banda de rentabilidad en la opción mercado (según apart. 18 del articulo 32 para los subgrupos a.1.1. y a.1.2.) Al objeto de poder realizar las correcciones sobre el valor del Cr que por defecto viene recogido en el artículo 32 de este real decreto, se aplicarían ciertos cambios para obtener la rentabilidad razonable de la instalación y en concreto para corregir el valor de Cr de acuerdo con el apartado 18 del artículo 32 del presente real decreto. Se definen para ello los siguientes coeficiente de actualización trimestral A0,B0 y A1,B1 que aplicados sobre las mismas variaciones del Cmp y del IPC publicados de acuerdo con el apartado a.1 de este Anexo, determinan los precios de venta Pv(máximo) y Pv(mínimo) que corrigen las liquidaciones mensuales en la opción de venta a mercado. La fórmula de actualización para estos precios umbrales de referencia tiene la misma estructura y términos que aparecen definidos en el apartado a.1) de este Anexo. Tan solo se varían los coeficientes A y B respecto a los que allí aparecen, tomando los de la Tabla Nº2 que aparece a continuación. Así se tiene:
Pvn+1(mínimo) = Pvn (mínimo)* (1+ IPCn) * (1+ A1 * δnCmp + B1 * ∆nIPC) Pvn+1(máximo) = Pvn (máximo)* (1+ IPCn) * (1+ A0 * δnCmp + B0 * ∆nIPC) IPCn , δnCmp, ∆nIPC son los mismos términos que se definen en el apartado a.1) de este
Anexo, con el mismo criterio de actualización allí expresado. Los Precios de Venta máximos y mínimos aplicables para el año 2006, son los que aparecen en la Tabla Nº3.
Tabla Nº 2: Coeficientes de Actualización de Pv(máximo) y Pv(mínimo) Combustible Potencia (MW) 1 < P < 10 G.N. 10 < P < 25 25 < P < 50 1 < P < 10 Gasóleo 10 < P < 25 25 < P < 50 1 < P < 10 Fuel Oil 10 < P < 25 25 < P < 50 Pv(máximo) A0 1,1624 1,0331 0,8802 0,8991 0,8873 0,9261 0,8630 0,8538 0,8947 B0 0,0435 0,0258 – 0,0004 – 0,0005 – 0,0015 – 0,004 – 0,0020 – 0,0045 0,0010 Pv(mínimo) A1 1,2500 1,1035 0,9305 0,9541 0,9356 0,9676 0,9206 0,9048 0,9388 B1 0,0540 0,0401 0,0080 0,0088 0,0063 0,0112 0,0053 0,0029 0,0083
Tabla Nº3: Precios de Venta máximo y mínimo (para 2006)
Combustible G.N.
Potencia (MW) 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50
Pv(máximo) (c€/kWh) 8,38 7,92 7,47 10,38 10,04 9,62 9,54 9,20 8,78
Pv(mínimo) (c€/kWh) 7,49 7,12 6,77 9,48 9,22 8,91 8,64 8,39 8,07
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