Source: https://global.economistjurist.es/BDI/legislacion/legislaciongeneral/emergentelegislacion.php?id=51426
Timestamp: 2019-11-13 09:03:37
Document Index: 295574088

Matched Legal Cases: ['artículo 17', 'artículo 94', 'artículo 17', 'artículo 26', 'artículo 6', 'Artículo 1', 'artículo 4', 'artículo 5', 'artículo 1', 'artículo 6', 'artículo 9', 'artículo 3', 'artículo 20', 'artículo 6', 'artículo 3', 'artículo 3', 'artículo 3', 'artículo 3', 'artículo 20', 'Artículo 6', 'Artículo 6', 'artículo 9', 'artículo 9', 'artículo 28']

Órgano Emisor : Ministerio de Industria y Comercio
Marginal : 62111
Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. 54/1997
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Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007.Introducción La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en el apartado 2 del artículo 17 establece que «Anualmente, o cuando circunstancias especiales lo aconsejen, previos los trámites e informes oportunos, el Gobierno, mediante Real Decreto, procederá a la aprobación o modificación de la tarifa media o de referencia». El Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica ha hecho efectiva desde el 1 de enero de 1998 la introducción a la competencia en el sector eléctrico mediante la creación de un mercado competitivo de generación de energía eléctrica, según lo previsto en los artículos 23 y 24 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. 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, viene establecido el procedimiento de reparto de los fondos que ingresan los distribuidores y comercializadores entre quienes realicen las actividades del Sistema, de acuerdo con la retribución que les corresponda percibir en la disposición que apruebe las tarifas para el año correspondiente, así como la cuantía de las cuotas destinadas a los costes permanentes del sistema y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento. Igualmente, en dicho Real Decreto se prevé que en la disposición que apruebe las tarifas para el año correspondiente, se fijen las exenciones en las cuotas para los distribuidores a los que no les fuera de aplicación el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las empresas gestoras del servicio. El artículo 94 de la Ley 53/2002, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social, regula la metodología para la aprobación o modificación de la tarifa media o de referencia en el período 2003-2010, incluye desde el 1 de enero de 2003, como coste en la tarifa la cuantía correspondiente a la anualidad que resulte para recuperar linealmente el valor actual neto del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002, así como la anualidad que resulta para recuperar linealmente las cantidades que se deriven de las revisiones que se establecen en la disposición adicional segunda del Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el año 2001 y en la disposición adicional segunda del Real Decreto 1483/2001, de 27 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el año 2002, considerando estos costes a efectos de su liquidación y cobro, como ingresos de las actividades reguladas. De acuerdo con el citado artículo se aprobó el Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia y se modifican algunos artículos del 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. Posteriormente, el Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se aprueban determinadas medidas en el sector energético, introduce una nueva disposición adicional vigésima primera en la Ley 54/1997, por el que se faculta al Gobierno para que en aplicación de la metodología para la aprobación o modificación de la tarifa eléctrica media o de referencia fije los límites máximos anuales al incremento de tarifas, así como los costes a considerar. Además, en la disposición transitoria segunda del citado Real Decreto Ley se establece que la revisión de la tarifa media o de referencia que efectúe el Gobierno no será de aplicación a los precios, primas, incentivos y tarifas establecidas en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, hasta que se produzca la revisión del régimen retributivo de las instalaciones de régimen especial. La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, permite mantener la estructura de tarifas de suministro que venían aplicándose con anterioridad a la entrada en vigor de la misma, de acuerdo con la disposición transitoria primera de la citada Ley, que prevé que «En tanto no se dicten las normas de desarrollo de la presente Ley que sean necesarias para la puesta en práctica de alguno de sus preceptos, continuarán aplicándose las correspondientes disposiciones en vigor en materia de energía eléctrica». El Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, determina los elementos que integran las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, estableciendo el marco económico de dichas actividades garantizando la adecuada prestación del servicio y su calidad. Por su parte, el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, establece que el Gobierno, al aprobar la tarifa eléctrica, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 17.2 de la Ley del Sector Eléctrico, fijará los precios de los términos de potencia y energía, activa y reactiva, a aplicar en cada período tarifario de las diferentes tarifas de acceso definidas en el Real Decreto 1164/2001 citado. 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, determina el procedimiento de la evolución de las tarifas, precios, primas e incentivos a aplicar a las diferentes instalaciones de este régimen. El Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y los Tránsitos de Energía Eléctrica y la Orden de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las instrucciones técnicas complementarias a dicho Reglamento, prevén unas verificaciones y actuaciones sobre los puntos de medida para los cuales resulta necesario actualizar los precios que permitan al Operador del Sistema, como empresa verificadora facturar los servicios prestados a los agentes, a excepción de los costes reconocidos en el artículo 26 del citado Reglamento. El Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, prevé en su artículo 6 una primera verificación cuyo precio se fija cada año. Por todo ello, en el presente Real Decreto se revisan las tarifas para la venta de energía eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica que aplican las empresas para el año 2007. Asimismo se revisa la cuantía destinada a partir de 1 de enero de 2007 a las actividades reguladas y las cuotas destinadas a satisfacer los costes permanentes, los costes por diversificación y seguridad de abastecimiento, las exenciones de dichas cuotas para determinados distribuidores, y la aplicación de las tarifas a dichos distribuidores. Para mejorar la competitividad, los servicios y la calidad del suministro eléctrico que reciben los ciudadanos y las empresas, se incrementa la retribución de la distribución en 500 millones de euros a la vez que se mejoran los objetivos de calidad exigidos en la prestación del servicio. No obstante, se contempla la posibilidad de que el Gobierno a partir del 1 de julio de 2007 proceda a efectuar revisiones trimestrales de las tarifas con el objetivo de ir adaptando las tarifas a los precios del mercado. Se mantienen los precios de los alquileres de los equipos de medida y control. Se actualizan los valores de los precios a satisfacer por derechos de acometida, enganche y verificación así como los precios de las verificaciones y actuaciones sobre los puntos de medida a realizar por el Operador del Sistema, así como los precios de la primera verificación de las instalaciones fotovoltaicas, con la media de la variación anual del índice de precios al consumo resultante en el periodo noviembre 2005-octubre 2006 de 2,5 %. La compensación prevista para los sistemas insulares y extrapeninsulares se determina de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y en su normativa de desarrollo. Vistos el informe de la Comisión Nacional de Energía y de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Turismo y Comercio y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 29 de diciembre de 2006,
Artículo 1. Revisión de los costes y tarifas a partir de 1 de enero de 2007.
1. Se revisan las tarifas para la venta de energía eléctrica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica a partir de 1 de enero de 2007, teniendo en cuenta los costes previstos para dicho año.
A partir del 1 de julio de 2007 y con carácter trimestral, previos los trámites e informes oportunos, el Gobierno mediante Real Decreto, efectuará modificaciones de las tarifas para la venta de energía eléctrica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica, revisando los costes derivados de las actividades necesarias para el suministro de energía eléctrica, los costes permanentes del sistema y los costes de la diversificación y seguridad de abastecimiento, incluyendo el reintegro con cargo a la recaudación de la tarifa eléctrica en los próximos ejercicios de los saldos negativos resultantes de las liquidaciones realizadas de acuerdo con la metodología en vigor por la Comisión Nacional de Energía correspondientes a la tarifa del año 2006 a cada una de las empresas eléctricas que figuran en el apartado 1.9 del anexo I del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, en los importes realmente aportados por cada una de ellas, con inclusión de los costes financieros que se devenguen. 2. Los costes máximos reconocidos para el 2007 destinados a la retribución de la actividad de transporte ascienden a 1.089.773 miles de euros, de los que 928.469 miles de euros corresponden a la retribución de la actividad de transporte de Red Eléctrica de España, S. A., 64.697 miles de euros a la actividad del transporte del resto de empresas peninsulares sometidas a liquidación, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, y 96.607 miles de euros a las empresas insulares y extrapeninsulares. 3. Los costes reconocidos para el 2007 destinados a la retribución de la distribución ascienden a 4.299.766 miles de euros, deducidos los otros ingresos derivados de los derechos de acometida, enganches, verificación, alquiler de aparatos de medida, incluyendo 90.000 miles de euros como costes destinados a planes de mejora de calidad del servicio a los que hace referencia el artículo 4 del presente Real Decreto, 176.760 miles de euros como costes destinados al plan de acción 2005-2007 al que hace referencia el artículo 5 del presente Real Decreto, 178.530 miles de euros corresponden a los distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/97, de 27 de noviembre, 283.382 miles de euros corresponden al coste de distribución de las empresas insulares y extrapeninsulares salvo las acogidas a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/97, de 27 de noviembre, y 3.571.093 miles de euros corresponden a las empresas distribuidoras peninsulares sometidas a liquidación, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. Las cantidades asignadas a cada una de las empresas o agrupaciones de empresas distribuidoras peninsulares sometidas a liquidación, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, es la establecida en el anexo VII del presente Real Decreto. 4. Los costes reconocidos para el 2007 destinados a la retribución de la gestión comercial realizada por las empresas distribuidoras ascienden a 306.019 miles de euros, de los que 19.421 miles de euros corresponden a las empresas distribuidoras insulares y extrapeninsulares, salvo las acogidas a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/97, de 27 de noviembre, y 286.598 miles de euros corresponden a las empresas distribuidoras peninsulares sometidas a liquidación de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. 5. La anualidad para 2007 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas y revisiones de los costes de generación extrapeninsular, que establecen los apartados 9 y 10 del Real Decreto 1432/2002, generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002, se fija en un máximo de 231.456 miles de euros. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 6. La cantidad que en 2007 resulta necesaria para recuperar linealmente el valor actual neto del déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generadas entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005, valor actual neto que ha de calcularse a 31 de diciembre de 2006 actualizando el importe de dicho déficit a 31 de diciembre de 2005 mediante la aplicación al mismo del EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones de noviembre de 2006, de conformidad con lo previsto en la disposición adicional primera del Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, se establece como un porcentaje específico a aplicar sobre las tarifas de suministro y sobre las tarifas de acceso. La cantidad recaudada será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas establecidos en el apartado I.9 del anexo I del 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. 7. La anualidad para 2007 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de diciembre de 2006, se fija en 173.122 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación el 1 de abril de 2007, cuando se proceda a efectuar una nueva revisión de las tarifas para la venta de energía eléctrica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas. 8. La anualidad para 2007 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos derivado de las revisiones de los costes de generación insular y extrapeninsular entre el 1 de enero de 2001 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 80.653 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación el 1 de abril de 2007, cuando se proceda a efectuar una nueva revisión de las tarifas para la venta de energía eléctrica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 9. De acuerdo con lo establecido en el apartado 1. de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé provisionalmente para el cálculo de las tarifas de 2007 un coste de 25.000 miles de euros, en concepto de plan de viabilidad para Elcogás, S.A. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación una vez aprobado por el Gobierno el Plan de Viabilidad correspondiente. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante Circular publicada en el Boletín Oficial del Estado, donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin. Dicha cuenta se irá liquidando a las empresas previa autorización de la Dirección General de Política Energética y Minas una vez una vez aprobado por el Gobierno el Plan de Viabilidad correspondiente. 10. Se reconoce ex ante la existencia de un déficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas que se generará entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de marzo de 2007 que asciende a 750.000 miles de euros. Asimismo, en los Reales Decretos por los que se modifiquen las tarifas eléctricas durante el año 2007, se reconocerá ex ante un déficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas, en cuyo cálculo se tendrá en cuenta el déficit o superávit de trimestres anteriores. El déficit reconocido entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de marzo de 2007, así como los déficit ex ante que pudieran reconocerse para los tres restantes trimestres de 2007 hasta un importe de cinco veces el determinado en el párrafo anterior, se financiará con los ingresos que se obtengan mediante la cesión de los derechos de cobro correspondientes a dichos déficit, que consistirán en el derecho a percibir un determinado porcentaje de la facturación mensual por tarifas de suministro y tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución. La cesión, que tendrá por objeto financiar el déficit que se reconozca ex ante durante el año 2007, se realizará mediante un procedimiento de subasta. La entidad o entidades cesionarias podrán ceder a su vez dichos derechos de cobro a terceros notificándolo previamente a la Comisión Nacional de Energía y a la Secretaría General de Energía. El porcentaje de la facturación mensual por tarifas de suministro y tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución destinado al pago de los derechos correspondientes a los déficit reconocidos ex ante durante el año 2007 se establecerá mediante Real Decreto y se revisará con carácter anual. El valor de los porcentajes a que se hace referencia en el párrafo anterior será el que corresponda a la cuota que resulte para recuperar linealmente durante un período de 15 años las cantidades aportadas. Dicha cuota se calculará anualmente utilizando como tipo de interés el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al año durante el que haya de aplicarse, incrementado en el diferencial que corresponda a los derechos de cobro según el resultado del procedimiento de subasta. Las cuotas que hayan de aplicarse durante el año 2007 se calcularán de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre de 2006, incrementado en el diferencial que corresponda a los derechos de cobro según el resultado del procedimiento de subasta. El importe pendiente de pago a 31 de diciembre de cada año se calculará mediante la actualización del saldo pendiente correspondiente a 31 de diciembre del año precedente de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al año durante en el que haya de aplicarse el porcentaje correspondiente, incrementado en el diferencial que corresponda a los derechos de cobro según el resultado del procedimiento de subasta, y deduciendo los pagos correspondientes al año en curso. En todo caso, la deducción de los pagos correspondientes a los periodos en curso a efectos de la actualización comprenderá únicamente los efectivamente realizados durante los mismos. El saldo pendiente a 31 de diciembre de 2007 se calculará capitalizando las cantidades aportadas por la cesión de derechos de cobro de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre de 2007, incrementado en el diferencial que corresponda a los derechos de cobro según el resultado del procedimiento de subasta, y deduciendo los pagos correspondientes al año 2007. Se habilita al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y al Ministerio de Economía y Hacienda a regular mediante Orden Ministerial conjunta las características de los derechos y cobro y el procedimiento de subastas para su cesión. 11. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2. de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé un incentivo provisional de 79.800 miles de euros para incentivar el consumo de carbón autóctono. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio aprobará este incentivo y tendrá efectos a partir del 1 de enero de 2007. A los efectos de su liquidación y cobro, este coste se considerará un ingreso de las actividades reguladas. La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante Circular publicada en el Boletín Oficial del Estado, donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin.
El precio de los alquileres de los equipos de medida es el que se detalla en el anexo II del presente Real Decreto y las cantidades a satisfacer por cuotas de extensión y acceso y derechos de enganche y verificación definidos en el 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, para nuevas instalaciones, quedan fijados a la entrada en vigor del mismo en las cuantías que figuran en el anexo III del presente Real Decreto. Sin perjuicio de lo dispuesto en la disposición transitoria segunda de este Real Decreto y de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se aprueban determinadas medidas en el sector energético, se mantienen los precios, las primas, incentivos y tarifas que forman parte de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial establecidos en el Real Decreto 1556/2005, de 23 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2006. 2. La distribución de la evolución del promedio de las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución a que se refiere el artículo 1.1 del presente Real Decreto entre las distintas tarifas de acceso establecidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, es la que se fija en el anexo VI del presente Real Decreto, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de sus términos de potencia y energía, activa y reactiva, en cada período tarifario. 3. Se cuantifican las pérdidas de transporte y distribución, homogéneas por cada tarifa de suministro y/o de acceso, para traspasar la energía suministrada a los consumidores a tarifa y a los consumidores en el mercado en sus contadores a energía suministrada en barras de central, a los efectos de las liquidaciones previstas en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Los coeficientes para el cálculo de dichas pérdidas se fijan en el anexo IV del presente Real Decreto.
El 0,02 % de la cuota de la moratoria nuclear debe aplicarse igualmente sobre las cantidades resultantes de la asignación de la energía adquirida por los comercializadores o consumidores cualificados en el mercado de la electricidad o a las energías suministradas a través de contratos bilaterales físicos, de acuerdo con lo previsto en el artículo 6 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, 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. 3. Exenciones sobre las cuotas a aplicar a las empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa y a la empresa ENDESA Distribución Eléctrica, S.L. para sus suministros a tarifa en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla:
b) Las empresas clasificadas en el Grupo 1, de acuerdo con la Disposición Adicional del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, quedan exentas de hacer entrega de las cuotas previstas en el apartado 1 del presente artículo. c) Para las empresas clasificadas en el Grupo 2, de acuerdo con la Disposición Adicional Primera del presente Real Decreto, la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe de la Comisión Nacional de Energía podrá autorizar un coeficiente reductor que afecte a los fondos a entregar a la Comisión Nacional de Energía a que se refiere el apartado 1 de este artículo. d) Las restantes empresas distribuidoras que adquieran energía a tarifas ingresarán la totalidad de las cuotas a excepción de la establecida con carácter general en el apartado 3.a) del presente artículo. e) La empresa ENDESA Distribución Eléctrica, S.L. por sus suministros a tarifas en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla quedan exentas de ingresar la cuota correspondiente a su propia compensación por extrapeninsularidad.
Dentro de esta partida y a los efectos previstos en el apartado 3 del artículo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución, los planes de control de tensión que realicen las empresas distribuidoras para cumplir los requisitos de control de tensión exigidos a las mismas respecto a la red de transporte, deberán ser incluidos, en su caso, en los Planes de calidad. Asimismo, de esta partida de 90.000 miles de euros, 10.000 miles de euros se destinarán a planes para realizar la limpieza de la vegetación de las márgenes por donde discurran líneas eléctricas de distribución. La ejecución de esta partida deberá realizarse en régimen de cofinanciación con las Comunidades Autónomas o Ciudades Autónomas, mediante Convenios de Colaboración que contemplen planes de mejora de calidad de servicio suscritos entre la Secretaría General de Energía, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y las Comunidades y Ciudades de Ceuta y Melilla que incluyan inversiones en instalaciones de distribución en las zonas citadas. La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante Circular publicada en el Boletín Oficial del Estado, donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin. Dicha cuenta se irá liquidando a las empresas distribuidoras previa autorización de la Dirección General de Política Energética y Minas una vez realizada la puesta en marcha de las instalaciones incluidas en los Convenios citados. Los saldos de la cuenta en régimen de depósito abierta por la Comisión Nacional de Energía destinada a la realización de planes de mejora de calidad de servicio con cargo a la tarifa de 2005, no comprometidos en los correspondientes Convenios de Colaboración firmados antes del 31 de marzo de 2007, pasarán a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al año 2007.
2. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar a las empresas que realizan actividades en el sector eléctrico información para el seguimiento del mercado, de las instalaciones de régimen especial, elaboración de la propuesta de tarifas, así como para la aprobación de las compensaciones por extrapeninsularidad, a las empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa por la energía adquirida a instalaciones en régimen especial y la energía suministrada a consumidores acogidos a tarifas interrumpibles. 3. Las empresas distribuidoras y comercializadoras de energía eléctrica remitirán mensualmente a cada Ayuntamiento un listado de la facturación de energía eléctrica a sus clientes, clasificado por tarifas eléctricas donde se haga constar para cada una de ellas los conceptos de facturación correspondientes a los suministros realizados en su término municipal y los correspondientes a los peajes por acceso a las redes de los suministros realizados en su término municipal.
1. La Comisión Nacional de Energía, anualmente: a) Efectuará la comprobación de las declaraciones de los ingresos realizados por las empresas distribuidoras que tengan obligación de entregar los porcentajes sobre la facturación que se establece en el artículo 3 del presente Real Decreto a los efectos de comprobar la recaudación de las mismas. Anualmente remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe sobre las declaraciones de las comprobaciones efectuadas de cada una de dichas empresas.
b) Comprobará las facturaciones correspondientes a cada una de las adquisiciones de energía procedente de las instalaciones acogidas al régimen especial realizadas por los distribuidores que no se encontraban acogidos al Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, a los efectos de proponer a la Dirección General de Política Energética y Minas las compensaciones establecidas en el apartado 4 del artículo 20 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. c) Comprobará cada una de las facturaciones de los suministros de energía acogidos al sistema de interrumpibilidad realizados por las empresas distribuidoras a que se refiere el párrafo b) anterior a los efectos de proponer a la Dirección General de Política Energética y Minas la aprobación de las compensaciones a realizar a las mismas por dicho concepto, de acuerdo con el procedimiento establecido en la Orden de 7 de julio de 1992, por la que se regulan las compensaciones a realizar por OFICO por suministros interrumpibles que determinadas empresas efectúan y el Real Decreto 2017/1997 antes citado. d) Comprobará las facturaciones realizadas por las empresas distribuidoras correspondientes a cada uno de los suministros interrumpibles y de los acogidos a la tarifa horaria de potencia remitiendo las actas de inspección realizadas a la Dirección General de Política Energética y Minas, a los efectos de que esta última compruebe la aplicación de la normativa tarifaria vigente.
A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas aprobará un plan de inspecciones con carácter semestral a realizar sobre una muestra concreta de clientes de empresas distribuidoras y de instalaciones acogidas al régimen especial. La Comisión Nacional de Energía deberá presentar durante los primeros 15 días de cada semestre una propuesta a la Dirección General de Política Energética y Minas. 3. La Comisión Nacional de Energía realizará la comprobación de los ingresos de otros distribuidores no incluidos en el apartado 1.a) del presente artículo a efectos de poder proceder a su clasificación por la Dirección General de Política Energética y Minas. 4. La Comisión Nacional de Energía remitirá los resultados de las inspecciones realizadas al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, acompañadas del acta correspondiente en la que se hagan constar los hechos observados. En el caso de que se detectaran irregularidades en las facturaciones inspeccionadas, la Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre la procedencia de las mismas y en su caso, determinará las cuantías que resulten de aplicar la normativa tarifaria vigente, dando traslado de las mismas a la Comisión Nacional de Energía a los efectos de que se incorporen en las liquidaciones correspondientes.
1. El precio máximo para la primera verificación del cumplimiento de la normativa técnica en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red, a la que hace referencia el artículo 6 del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, será de 99,74 ?.
2. El precio medio de aplicación como tarifa base del servicio de estimación de medidas, indicado en el apartado 9 de la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica es de 0,04 ? / kWh.
Las empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa de acuerdo con la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, a efectos de la entrega a la Comisión Nacional de Energía de las tasas a que se refiere el artículo 3 del presente Real Decreto, se clasifican en los grupos siguientes: 1) Empresas cuya energía entrante en sus redes no sea superior a 15 millones de kWh en el ejercicio anterior. Estas empresas no tendrán obligación de hacer en­trega a la Comisión Nacional de Energía de ninguna cantidad de las previstas como porcentajes de facturación en el artículo 3.1 del presente Real Decreto.
2) Empresas cuya energía entrante en sus redes totalice más de 15 y menos de 45 millones de kWh en el ejercicio anterior y tuvieran una distribución de carácter rural disemi­nado, superior al 10 por 100 de su distribución. Se considerarán de carácter rural diseminado los núcleos de población siguientes:
b) Entre 2.500 y 4.999 clientes con consumo en baja tensión, por contrato, inferior al 90 por 100 de la media nacional a tarifas. c) Entre 5.000 y 7.499 clientes con consumo en baja tensión, por contrato, inferior al 80 por 100 de la media nacional a tarifas.
En todo caso, no tendrá la consideración de rural diseminado la energía que se distribuya a industrias propias o clientes cuya potencia contratada sea igual o superior a 100 kW, excepto si en este último caso se hace a tarifa de riegos. Si concurrieran varias empresas distribuidoras en un mismo núcleo de la población se imputaría a cada una de ellas el número de contratos propios. Para las empresas del grupo 2) la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, podrá autorizar un coeficiente reductor que afecte a los fondos a entregar a la Comisión Nacional de Energía expresados como porcentajes sobre la facturación regulados en el artículo 3.1 del presente Real Decreto. Dicho coeficiente reductor se calculará de la forma siguiente:
Estos coeficientes reductores se redondean a tres cifras decimales por defecto. La autorización de dicho coeficiente reductor deberá solicitarse a la Dirección General de Política Energética y Minas. La reducción tendrá vigen­cia por dos años y podrá renovarse o revisarse al cabo de ellos, a solici­tud de la empresa interesada. Para el cómputo de los límites a que se refieren los apartados 1) y 2) anteriores, no se tendrán en cuenta los kWh cedidos y facturados a otro distribuidor en la misma tensión a que se reciben. Dichos límites podrán ser modificados anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas tomando como referencia el incremento de la demanda del sis­tema peninsular.
3) Se incluyen en él todas las empresas no comprendidas en los grupos 1 y 2. Entregarán a la Comisión Nacional de Energía las cantidades detalladas en el artículo 3 del presente Real Decreto, con las salvedades que se establecen en el apartado 3 de dicho artículo. A efectos de la aplicación de la tasa y cuotas se considerarán como ingresos procedentes de la facturación a sus clientes indicados en el artículo 20.3 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.
Disposición adicional segunda. Carácter y liquidación de los costes de compensación insular y extrapeninsular 2007.
«7.4.3.1 Tipos de interrumpibilidad. 1. Existirán cuatro tipos de interrupciones normale
Además de la modalidad normal, las interrupciones tipo A y B tendrán la modalidad de aplicación flexible. La Dirección General de la Energía, podrá establecer un tipo de interrupción automática sin preaviso, incompatible con el D, disponiendo las condiciones para acogerse, los beneficios y los equipos de control necesarios. 2. Las interrumpibilidades tipo A y B tendrán dos modalidades de aplicación siendo potestad del Operador del Sistema en cada momento ordenar a cada consumidor la aplicación de una u otra. a) Interrumpibilidad tipo A: 1. Normal: Preaviso mínimo de 16 horas e interrupción máxima de 12 horas. 2. Flexible: 2.1. Interrupción: 2.1.1 Un periodo máximo de 4 horas continuadas, decidido por el Operador del Sistema, en el que la empresa limita su potencia a la Pmax establecida en el contrato de interrumpibilidad. 2.1.2 Otro periodo por un máximo de 4 horas continuadas decidido por el Operador del Sistema, en el que la empresa limita su potencia a la Pmax más el 50% de la potencia ofertada en el periodo horario de que se trate, siendo esta la diferencia entre la potencia contratada y la Pmax correspondiente a cada período tarifario. 2.1.3 Resto de las 12 horas, la empresa será libre de mantener la potencia que tenga contratada. 2.2 Preaviso: El Operador del Sistema explicitará, con un preaviso mínimo de 2 horas, el perfil de las 12 horas de interrupción, aplicando los criterios anteriores, teniendo en cuenta que el preaviso mínimo para ordenar a una empresa el límite Pmax no puede ser inferior a una hora. b) Interrumpibilidad tipo B: 1. Normal: Preaviso mínimo de 6 horas e interrupción máxima de 6 horas 2. Flexible: 2.1 Interrupción: 2.1.1 Un periodo máximo de 3 horas continuadas, decidido por el Operador del Sistema, en el que la empresa limita su potencia a la Pmax establecida en el contrato de interrumpibilidad. 2.1.2 Otro periodo por un máximo de 3 horas continuadas decidido por el Operador del Sistema, en el que la empresa limita su potencia a la Pmax más el 50% de la potencia ofertada en el periodo horario de que se trate, siendo esta la diferencia entre la potencia contratada y la Pmax correspondiente a cada período tarifario. 2.1.3 Resto de las 6 horas, la empresa será libre de mantener la potencia que tenga contratada. 2.2 Preaviso: El Operador del Sistema explicitará, con un preaviso mínimo de 2 horas, el perfil de las 6 horas de interrupción, aplicando los criterios anteriores, teniendo en cuenta que el preaviso mínimo para ordenar a una empresa el límite Pmax no puede ser inferior a una hora. 3. Las interrupciones flexibles de tipo A y B computarán como 12 y 6 horas respectivamente y como una interrupción aunque se dividan en varios periodos.
Disposición adicional cuarta. Modificación de las Tarifa 1.0, 2.0, 2.0.N y 3.0.
1. Se sustituyen las tarifas 1.0 y 2.0 con discriminación horaria nocturna reguladas en el apartado 3.1.2 de la Orden de 12 de enero de 1995 por la que se establecen las tarifas eléctricas, por las siguientes modalidades, en función de la potencia contratada: 1.0: Menor de 1 kW.
2.0.1: Mayor de 1 kW y no superior a 2,5 kW. 2.0.2: Mayor de de 2,5 kW y no superior a 5 kW. 2.0.3: Mayor de 5 kW y no superior a 10 kW. 3.0.1: Mayor de 10 kW y no superior a 15 kW.
2. A estas tarifas sólo les es de aplicación el complemento por energía reactiva si se midiera un coseno de ?inferior a 0,8 en las condiciones fijadas en el punto 7.2.2. de la Orden de 12 de enero de 1995 pero no le son de aplicación el complemento por discriminación horaria tipos 0, 1, 2, 3, 4 y 5, el complemento por estacionalidad ni el complemento por interrumpibilidad.
3. Opcionalmente, los consumidores acogidos a estas tarifas que dispongan del equipo de medida, podrán aplicar un complemento por discriminación horaria que diferencia dos períodos tarifarios al día. En cualquier caso, para estos suministros la potencia a contratar será la máxima potencia prevista a demandar considerando tanto las horas punta como las horas valle. Los precios aplicables al término energía en cada periodo son los que se fijan en el anexo I. La duración de cada período será la que se detalla a continuación:
Disposición adicional quinta. Aplicación de tarifas de acceso a exportaciones e importaciones y a las unidades productor consumidor.
Excepcionalmente se podrán aplicar tarifas de acceso a las operaciones de importación de energía al sistema eléctrico nacional, cuando los respectivos países apliquen cargos específicos a las exportaciones hacia el sistema español. Se habilita a la Secretaría General de Energía a la determinación de la estructura de las tarifas de importación y a la modificación de la estructura de las tarifas de exportación, así como al establecimiento de los valores de las mismas. 2. Para la facturación del término de potencia de las tarifas de acceso a las unidades productor consumidor por la energía que adquieran como consumidores cualificados de acuerdo con el método establecido en el apartado 6 b) del Artículo 6 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, la potencia contratada en cada período tarifario i deberá ser mayor o igual que la diferencia entre la potencia máxima contratada que puede llegar a absorber de la red en el período tarifario i, PMi, y la potencia instalada de la unidad de producción de energía eléctrica en régimen especial. En estos casos, el período de facturación considerado para el cálculo del término de potencia de las tarifas de acceso a que hace referencia el párrafo 2 del apartado 6 b) del Artículo 6 del citado Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, cuando todas las potencias realmente demandadas y registradas en todos y cada uno de los períodos tarifarios sean inferiores o iguales a las potencias máximas PMi que puede llegar a absorber de la red, tendrá carácter mensual, sin perjuicio del carácter anual establecido para el contrato, por lo que en aquellos meses en que no exista período tarifario i, la Pdi de aplicación será igual al 85 por 100 de la citada potencia contratada en el mismo.
Los precios unitarios por garantía de potencia establecidos en el apartado 1 del punto 5.º de la parte dispositiva de la Orden de 17 de diciembre de 1998 aplicables de acuerdo con lo dispuesto en el citado punto dependiendo de la diferenciación de períodos tarifarios de la tarifa de acceso, toman los siguientes valores expresados en euros/kWh: Energía adquirida por clientes acogidos a tarifas de acceso de seis períodos: Período 1 X1 = 0,007934
Período 2 X2 = 0,003662 Período 3 X3 = 0,002441 Periodo 4 X4 = 0,001831 Período 5 X5 = 0,001831 Período 6 X6 = 0,000000
Período 2 (llano) X2 = 0,004272 Período 3 (valle) X3 = 0,000000
Disposición adicional octava. Ingresos procedentes de la facturación de energía reactiva de las tarifas de acceso.
Disposición adicional novena. Cambio de modalidad de contratación en baja tensión.
Disposición adicional décima. Nueva redacción del párrafo cuarto del apartado 1 del artículo 9 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
Disposición adicional undécima. Modificación Real Decreto 809/2006, de 30 de junio.
Disposición adicional duodécima. Mandatos a la Comisión Nacional de Energía.
1. Antes del 1 de junio de 2007 la Comisión Nacional de Energía remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio: Una propuesta de revisión de los mecanismos de asignación y los procedimientos de cobro y pago de la garantía de potencia, de forma que se asegure un adecuado margen de cobertura de la demanda, se incentive la disponibilidad de las centrales y permita dar señales a la inversión.
Una propuesta de norma que proporcione señales a los productores para adecuar la localización geográfica eficiente de las instalaciones de generación, donde se incorporen incentivos o desincentivos zonales para las nuevas unidades de producción de energía eléctrica, teniendo en cuenta las pérdidas. Una propuesta de norma donde se establezcan los criterios para determinar en qué casos la extensión de las redes se considera una extensión natural de la red de distribución o se trata de una línea directa o una acometida. Adicionalmente se incluirá en la norma una propuesta en la que se revise el régimen económico de los derechos por acometidas, incluyendo los límites a establecer en función de la potencia que se solicite y de la ubicación del suministro, de forma que se asegure la recuperación de las inversiones en que incurran las empresas distribuidoras y la revisión del régimen económico de las demás actuaciones necesarias para atender los requerimientos de suministro de los usuarios. Un estudio acerca de los activos de transporte de energía eléctrica, detallando la fecha de puesta en marcha de las instalaciones, sus valores contables brutos y netos junto con la vida útil residual. A estos efectos las empresas transportistas deberán facilitar a la Comisión Nacional de Energía la información que requiera para ello.
La cuantía así determinada que apruebe el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio será el coste acreditado de distribución inicial de estos distribuidores que se reconocerá en el sistema retributivo general de la actividad de distribución. A estos efectos todos los distribuidores deberán enviar antes del 30 de marzo de 2007 el detalle de los datos relacionados en el apartado anterior correspondiente a los años 2005 y 2006 a la Comisión Nacional de Energía. Posteriormente, la Comisión Nacional de Energía propondrá la revisión del coste acreditado de distribución inicial correspondiente a cada uno, teniendo en cuenta la información contable de estas empresas, a cuyos efectos podrá dictar una circular donde se detalle la información requerida. Para ello, la Comisión Nacional de Energía remitirá al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio las propuestas de revisión del coste acreditado de distribución inicial correspondiente, calculadas tal como se indica en el párrafo anterior, con el siguiente calendario:
Disposición adicional decimotercera. Informes del Operador de Mercado y del Operador del Sistema sobre el mercado de producción.
Disposición adicional decimocuarta. Recargos y bonificaciones del complemento por energía reactiva.
«7.2.5. Recargos y bonificaciones. El valor porcentual Kr, a aplicar a la facturación básica se determinará según la fórmula que a continuación se indica:
Cuando dé un resultado negativo se aplicará una bonificación en porcentaje igual al valor absoluto del mismo. La aplicación de estas fórmulas dan los resultados siguientes para los valores de cos ? que a continuación se indican. Los valores intermedios deben obtenerse de la misma fórmula y no por interpolación lineal
Disposición adicional decimoquinta. Limitaciones por zonas territoriales a la capacidad de conexión de instalaciones de generación.
Disposición adicional decimosexta. Revisión para el año 2007 de los tipos de gravamen y elementos tributarios para la determinación de la cuota de las tasas reguladas en la Ley la Ley 24/2005, de 18 de noviembre.
En virtud de lo establecido en el último párrafo del apartado 17 del artículo octavo «Creación de la entidad pública empresarial ENRESA de gestión de residuos radiactivos» de la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de Reformas para el Impulso a la productividad, se revisan para el año 2007 los tipos de gravamen y elementos tributarios para la determinación de la cuota de las tasas reguladas en esta Ley, que quedan como sigue: Se revisan los tipos de gravamen, aplicados, respectivamente, a tarifas eléctricas y a peajes de la tasa por la prestación de servicios de gestión de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 3 de la Disposición Adicional Sexta de la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, modificada por el artículo vigésimo quinto del Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación, fijando sus valores en 0,228% y 0,893% respectivamente.
Se revisa la tarifa fija unitaria, para la determinación de la cuota correspondiente a las centrales nucleares de la tasa por la prestación de servicios de gestión de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 4 de la Disposición Adicional Sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, modificada por el artículo vigésimo quinto del Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación, fijando su valor en 0,228 cts.?/kWh brutos generados, manteniéndose los coeficientes correctores aplicables. Se revisa el tipo de gravamen de la tasa por la prestación de servicios de gestión de los residuos radiactivos derivados de la fabricación de elementos combustibles, incluido el desmantelamiento de las instalaciones de fabricación de los mismos fijando su valor para 2007 en 2.227 ?/Tm. Se revisan los tipos de gravamen de la tasa por la prestación de servicios de gestión de residuos radiactivos generados en otras instalaciones fijando sus valores para 2007 en el cuadro siguiente:
Disposición adicional decimoséptima. Gestión de los contratos suscritos por «Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima», a que se refiere el apartado tercero de la disposición transitoria novena de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.
La energía que tenga su origen en los mencionados contratos, podrá negociarse utilizando cualesquiera de las modalidades de contratación de la energía eléctrica previstas en la legislación vigente y serán gestionados de forma que se optimice la diferencia entre los ingresos y los costes de dicho contratos. Será objeto de liquidación de estos contratos en el proceso 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, la diferencia entre los ingresos percibidos y los siguientes costes: los costes fijos del contrato, los costes variables y el coste derivados de la utilización de la capacidad de interconexión.
Disposición adicional decimoctava. Límites del cumplimiento de la calidad.
Disposición adicional decimonovena. Zonas de regulación.
El tamaño mínimo de las zonas de regulación que prestan el servicio de regulación secundaria queda establecido en 300 MW de potencia instalada. El operador del sistema dispondrá de un plazo de tres meses a partir de la entrada en vigor de este Real Decreto para realizar los ajustes necesarios para adaptarse a lo dispuesto en este apartado.
Disposición adicional vigésima. Emisiones primarias de energía.
1. Las emisiones consistirán en opciones de compra de energía hasta una potencia horaria determinada, ejercitables a lo largo de un período de entrega o ejercicio prefijado. La energía se entregará a un precio de ejercicio conocido expresado en ? (euros) por MWh (megavatio hora) medidos en barras de central. En caso de períodos de ejercicio superiores al año, el precio de ejercicio podrá indiciarse al coste de los combustibles (crudo, fueles, carbón, gas natural) y de los derechos de emisión de CO2.
2. Las opciones de compra se asignarán entre los sujetos del mercado que las demanden mediante un proceso de subasta competitiva y transparente, según las primas que ofrezcan. El período de entrega o de ejercicio de las opciones estará comprendido entre el 1 de julio de 2007 y el 30 de junio de 2009, ambos días inclusive. 3. La potencia máxima ofertada en cada subasta se dividirá en opciones de base, ejercitables en cualesquiera de las horas de todos los días, laborables y festivos incluidos en el período de ejercicio y opciones de punta, ejercitables en cualesquiera de las horas punta de los días que no sean festivos nacionales o sus vísperas. 4. La potencia obligatoria a ofertar a lo largo de cinco subastas, incluyendo los productos de base y punta, se distribuirá según la tabla siguiente
Estos mismos Operadores podrán solicitar a la Secretaría General de Energía que su oferta sea mayor que la obligatoria, siempre que los productos a subastar sean idénticos a los obligatorios y las normas y procedimientos de la subasta los mismos. Por otra parte, cualquier otro generador del mercado de producción de energía eléctrica podrá participar en las subastas previa autorización de la Secretaría General de Energía
Podrán ser demandantes en las subastas todos los sujetos del mercado de producción que cumplan las condiciones de garantías y requisitos formales establecidos para cada subasta. No obstante, no podrán ser demandantes los sujetos del mercado pertenecientes a los grupos empresariales considerados, en cada momento, como Operadores Principales en el sector eléctrico por Resolución de la Comisión Nacional de la Energía, excepto Viesgo Generación, S.L. 6. Las subastas serán gestionadas por una entidad independiente propuesta conjuntamente por los Operadores Dominantes que sean oferentes. 7. Antes del 31 de marzo de 2007, los Operadores Dominantes a los que se refiere la presente Disposición Adicional, podrán presentar una propuesta con las características específicas de los productos, las normas particulares de la subasta, las cantidades voluntarias a incluir, en su caso, en la oferta y la entidad independiente para actuar como gestora de las subastas. 8. Al menos un mes antes de cada subasta, la Secretaría General de la Energía previo informe de la Comisión Nacional de Energía, mediante Resolución, hará públicas las características de las opciones de compra de energía, la potencia a subastar si se solicitara una potencia mayor que la obligatoria, la definición exacta, el precio de ejercicio y el volumen de cada producto, las condiciones, normas y fecha de las subastas, así como la entidad independiente encargada de su gestión. 9. La Comisión Nacional de la Energía supervisará que el procedimiento de las subastas se realice de forma competitiva, transparente y conforme a la normativa vigente y elaborará un informe al respecto.
Disposición adicional vigésima primera. Modificaciones del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.
«1. Tarifa 2.0A: tarifa simple para baja tensión.-Se podrá aplicar a cualquier suministro en baja tensión, con potencia contratada no superior a 15 kW. A esta tarifa sólo le es de aplicación la facturación de energía reactiva si se midiera un consumo de energía reactiva durante el período de facturación superior al 50 por 100 de la energía activa consumida durante el mismo, en las condiciones fijadas en el artículo 9.3. Los suministros acogidos a esta tarifa podrán optar por la modalidad de tarifa de acceso con discriminación horaria (2.0.DHA). En esta modalidad se aplican precios diferenciados para la energía consumida en las horas punta (periodo 1) de la consumida en las horas valle (periodo 2). En cualquier caso, para estos suministros la potencia a contratar será la máxima potencia prevista a demandar considerando tanto las horas punta como las horas valle.»
«1. Modalidad de dos períodos: tarifa de acceso en baja tensión 2.0.DHA. Será de aplicación a la tarifa 2.0A para baja tensión cuando se haya contratado esta modalidad de consumo y se disponga del equipo de medida adecuado para ello. La duración de cada período será la que se detalla a continuación:
Disposición adicional vigésima segunda. Plan de instalación de equipos de medida.
Disposición adicional vigésima tercera. Realización de la prueba de funcionamiento para el cálculo de la potencia neta instalada.
Dicha obligación no será de aplicación para los grupos térmicos que consuman directamente fuelóleo o gas natural en caldera, que tengan previsto su cierre en un periodo inferior a dos años desde la entrada en vigor del presente Real Decreto, siempre que dicho cierre se haya solicitado ante la Administración competente. 2. Las empresas titulares de aquellos grupos térmicos e hidráulicos con derecho al cobro de garantía de potencia que a la entrada en vigor del presente Real Decreto no estén inscritos definitivamente en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica y que no hayan realizado la prueba de funcionamiento para el cálculo de la potencia neta instalada, que establece el apartado 3 del punto cuarto de la Orden de 17 de diciembre de 1998 citada en el apartado anterior, deberán realizar la mencionada prueba de funcionamiento en el plazo máximo de seis meses a contar desde la inscripción definitiva en el Registro de la citada instalación. 3. Para aquellos grupos hidráulicos que por su ubicación geográfica no dispongan del caudal y salto adecuados para la realización de la citada prueba de funcionamiento, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar la ampliación del plazo para su realización previa justificación de estas circunstancias. Asimismo, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar la ampliación de los plazos previstos en los apartados anteriores por causas debidamente justificadas. 4. Si transcurridos los plazo citados en los apartados anteriores no se hubiera realizado la prueba de funcionamiento correspondiente o no se hubieran comunicado los resultados de la misma a la Dirección General de Política Energética y Minas en un plazo máximo de veinte días desde su realización, los titulares de los grupos térmicos e hidráulicos afectados perderán su derecho al cobro de garantía de potencia desde el día siguiente al de la finalización del plazo.
Disposición adicional vigésima cuarta. Precio provisional a considerar para los distribuidores por la energía adquirida a través del mecanismo de asimilación.
Disposición adicional vigésima quinta. Cambio de modalidad de contratación.
Disposición adicional vigésima sexta. Ampliación del plazo de aplicación de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.
Disposición adicional vigésima séptima. Actualización del valor unitario específico por central a aplicar por ENRESA para la financiación de los costes correspondientes a la gestión de los residuos radiactivos y del combustible gastado.
En aplicación de lo establecido en la disposición adicional sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico, modificada por el Real Decreto-Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación pública, se actualizan los valores unitarios a aplicar y facturar por ENRESA a los titulares de las centrales nucleares durante el año 2007, que quedarán como sigue: Santa María de Garoña: 0,267 céntimos de Euro/kWh bruto generado.
Almaraz I: 0,226 céntimos de Euro/kWh bruto generado. Ascó I: 0,226 céntimos de Euro/ kWh bruto generado. Almaraz II: 0,226 céntimos de Euro/kWh bruto generado. Cofrentes: 0,249 céntimos de Euro/kWh bruto generado. Ascó II: 0,226 céntimos de Euro/kWh bruto generado. Vandellós II: 0,226 céntimos de Euro/ kWh bruto generado. Trillo: 0,226 céntimos de Euro/kWh bruto generado.
Disposición transitoria primera. Desaparición de las complemento por interrumpibilidad correspondiente a tarifas generales de alta tensión y de la tarifa horaria de potencia.
El procedimiento de autorización de modificaciones de parámetros a suministros acogidos a estas tarifas y el procedimiento de autorización de aplicación de la tarifa horaria de potencia, se realizará de acuerdo con lo previsto en la Orden de 12 de enero de 1995 por la que se establecen tarifas eléctricas. En cualquier caso, tanto el complemento por interrumpibilidad correspondiente a tarifas generales de alta tensión como la tarifa horaria de potencia desaparecerán el 1 de julio de 2008.
Disposición transitoria segunda. Incentivo para las instalaciones del subgrupo a.1.1 de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada definidas en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.
Hasta que se desarrolle el régimen retributivo de las instalaciones de régimen especial, conforme lo establecido en el Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, se modifica la cuantía del incentivo para las instalaciones del subgrupo a.1.1 de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada definidas en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, quedando establecido en 1,9147 Cent. ?/kWh durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y en 1,5318 Cent. ?/kWh a partir de entonces.
Disposición transitoria tercera. Adecuación de los equipos de medida de los clientes acogidos a la tarifa de alumbrado público.
1. Con el fin de posibilitar la adaptación de los equipos de medida de aquellos clientes acogidos a la tarifa específica B.0 de alumbrado público a los requisitos de la nueva opción tarifaria a la que se acojan con motivo de la desaparición de dicha tarifa B.0, desde el 1 de enero de 2007 en tanto no se les haya instalado el equipo de medida adecuado y hasta el plazo máximo que se establece en el apartado 2 de la presente disposición, se facturará a estos suministros de la siguiente manera: A los consumidores que tengan una potencia contratada inferior o igual a 15 kW se les aplicará la tarifa 2.0.X o 3.0.1 con discriminación horaria que diferencia dos periodos correspondiente al escalón de potencia contratada, de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional cuarta, facturando un 86 % del consumo total con el termino de energía de valle y un 14 % del consumo total con el termino de energía del resto de horas.
A los consumidores que tengan una potencia contratada superior a 15 kW se les aplicará la tarifa 3.0.2 con discriminación horaria tipo 3, realizando a estos efectos un reparto del 12 % del total de consumo atribuido al período de punta, del 24 % del total de consumo atribuido al período de llano y del 64 % del total de consumo atribuido al período de valle.
2. Se establece un plazo máximo de seis meses a partir de la entrada en vigor de este Real Decreto para que las empresas distribuidoras instalen o adapten los equipos de medida de todos sus clientes que a 31 de diciembre de 2007 estén acogidos a la tarifa B.0. Los consumidores deberán comunicar en este plazo a la empresa distribuidora la nueva tarifa a la que desean acogerse. Una vez transcurrido el plazo, sin que el cliente haya solicitado las nuevas condiciones del contrato, la compañía distribuidora aplicará automáticamente la tarifa 2.0.X o 3.0.1 sin discriminación horaria alguna que corresponda si la potencia contratada es inferior a 15 kW, y la tarifa 3.0.2 con discriminación horaria Tipo 1 si su potencia contratada es superior a 15 kW.
Disposición transitoria cuarta. Adaptación de la tarifa 2.0 con discriminación horaria nocturna.
Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coincidirán con la fecha del cambio oficial de hora. Los precios a aplicar a partir del 1 de enero de 2007 serán los siguientes:
Disposición transitoria quinta. Adaptación de la tarifa de acceso 2.0NA.
Se establece un periodo de tres meses a partir de la entrada en vigor de este Real Decreto, para la adaptación de los relojes de los equipos de medida de todos aquellos suministros que se encuentran acogidos a la tarifa 2.0NA con discriminación horaria tipo 0 a lo establecido en la disposición adicional vigésima primera. Durante este periodo, estos suministros se facturarán a los precios de la nueva tarifa 2.0.DHA, aplicando un 71 % del total de su consumo al valle y un 29% del total de su consumo a la punta.
A los consumidores que tengan una potencia contratada superior a 15 kW se les aplicará la tarifas 3.0A, realizando a estos efectos un reparto del consumo de la siguiente forma: 11% del total de consumo atribuido al período de punta, 38% del total de consumo atribuido al período de llano y del 51% del total de consumo atribuido al período de valle. En cualquier caso, para estos suministros la potencia a contratar será la máxima potencia prevista a demandar considerando tanto las horas punta como las horas valle.
Disposición transitoria sexta. Servicios de gestión de demanda en el mercado.
1. Se establecen los siguientes servicios de gestión de demanda para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción: 1.1. Servicios de interrumpibilidad.
Podrán prestar este servicio de interrumpibilidad aquellos consumidores en alta tensión que contraten su energía en el mercado de producción, bien directamente, bien a través de comercializador, y sean habilitados por la Dirección General de Política Energética y Minas para tal fin. Los consumidores que presten este servicio de interrumpibilidad, en respuesta a una orden del Operador del Sistema, reducirán su potencia demandada hasta el valor de potencia residual requerido en dicha orden. La autorización para la prestación del servicio recogerá, ente otros, los siguientes parámetros:
Preaviso mínimo: Es el tiempo mínimo necesario entre el instante de emisión de la orden de reducción de potencia y el de comienzo de su primer periodo de aplicación. Duración total máxima: Es la suma de la duración máxima de todos los periodos que componen la orden de reducción de potencia.
Para cada consumidor que preste este servicio el número máximo de órdenes de reducción semanales, cualquiera que sea su tipo, será de 5. El número máximo de horas de aplicación a consumidor que preste este servicio para el conjunto de órdenes tipo 1 y 2 será de 120 horas por año. Para el conjunto de órdenes tipo 3, 4 y 5 la duración será como máximo de 120 horas por año. Las horas de aplicación de cada tipo de orden se calcularán como suma de la duración de todos los periodos en que se solicite reducción de potencia. 1.2 Servicios de gestión de energía reactiva.
3. Los costes de estos servicios de gestión de la demanda tendrán la consideración de costes liquidables a los efectos previstos en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. 4. Red Eléctrica de España, S.A. como operador del sistema, gestionará estos servicios, a cuyos efectos suscribirá los contratos con cada uno de los clientes que acuden al mercado de producción y ofrezcan dichos servicios. A estos efectos, el Operador del Sistema remitirá a la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en el plazo máximo de 15 días desde la publicación de las condiciones de estos servicios y los requisitos para la participación en los mismos de los consumidores en el mercado, así como su régimen retributivo a que hace referencia el apartado 2, una propuesta de modelo de contratos de los servicios de gestión de demanda en el mercado que se regulan en los apartados anteriores.
Disposición transitoria séptima. Cobro por garantía de potencia.
Disposición transitoria octava. Financiación de déficit de caja.
Disposición transitoria novena. Adscripción a centro de control.
Aquellas instalaciones del régimen especial con potencia superior a 10 MW a las que se refiere el apartado 7 del artículo 28 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 en régimen especial, que a la entrada en vigor del presente real decreto no hubieran cumplido con la obligación de estar asociadas a un centro de control en el plazo fijado en la disposición transitoria quinta del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, tendrán de plazo para hacerlo hasta el 30 de junio de 2007.
Disposición transitoria décima. Adaptación de los sistemas de facturación a la nueva estructura de tarifas de baja tensión.
Durante este periodo transitorio, las empresas distribuidoras podrán facturar a los suministros acogidos a la tarifa 1.0 y 2.0 con y sin discriminación horaria nocturna, establecidas en el apartado 3.1.2 del anexo I del título I de la Orden de 12 de enero de 1995, a los precios de los términos de potencia y de energía correspondientes a la tarifa 1.0 y 2.0.1 respectivamente, establecidos en el anexo I del presente Real Decreto, indicándolo claramente en las facturas que remitan a los consumidores. Una vez que se realice la adaptación de los sistemas de facturación a lo establecido en este Real Decreto, los distribuidores deberán incluir en la próxima factura que remitan a sus clientes la diferencia entre las facturaciones remitidas y las facturaciones resultantes de aplicar los términos de potencia y de energía correspondientes a la tarifa que les es de aplicación en función de la potencia contratada.
Disposición transitoria undécima. Pago a cuenta del Plan de Viabilidad para Elcogas, S.A.
Desarrollar los sistemas de garantía de origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables y de garantía de origen de la electricidad de cogeneración de alta eficiencia, derivados de las Directivas 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad y 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE, respectivamente. Establecer un sistema de incentivos a la gestión de la operación del sistema que fomente su eficiencia y calidad.