RD1634

REAL DECRETO 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007

Art.1 - Art.2 - Art.3 - Art.4 - Art.5 - Art.6 - Art.7 - Art.8 - Art.9 - DA1 - DA2 - DA3 - DA4 - DA5 - DA6 - DA7 - DA8 - DA9 - DA10 - DA11 - DA12 - DA13 - DA14 - DA15 - DA16 - DA17 - DA18 - DA19 - DA20 - DA21 - DA22 - DA23 - DA24 - DA25 - DA26 - DA27 - DT1 - DT2 - DT3 - DT4 - DT5 - DT6 - DT7 - DT8 - DT9 - DT10 - DT11 - DDU - DF1 - DF2 - Anexo 1 - Anexo 2 - Anexo 3 - Anexo 4 - Anexo 5 - Anexo 6 - Anexo 7 - Anexo 8 - Corrección errores

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El√©ctrico, en el apartado 2 del art√≠culo 17 establece que ¬ęAnualmente, o cuando circunstancias especiales lo aconsejen, previos los tr√°mites e informes oportunos, el Gobierno, mediante Real Decreto, proceder√° a la aprobaci√≥n o modificaci√≥n de la tarifa media o de referencia¬Ľ.

El Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci√≥n de energ√≠a el√©ctrica ha hecho efectiva desde el 1 de enero de 1998 la introducci√≥n a la competencia en el sector el√©ctrico mediante la creaci√≥n de un mercado competitivo de generaci√≥n de energ√≠a el√©ctrica, seg√ļn lo previsto en los art√≠culos 23 y 24 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El√©ctrico.

En el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidaci√≥n de los costes de transporte, distribuci√≥n y comercializaci√≥n a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificaci√≥n 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 retribuci√≥n que les corresponda percibir en la disposici√≥n que apruebe las tarifas para el a√Īo correspondiente, as√≠ como la cuant√≠a de las cuotas destinadas a los costes permanentes del sistema y los costes de diversificaci√≥n y seguridad de abastecimiento.

Igualmente, en dicho Real Decreto se prev√© que en la disposici√≥n que apruebe las tarifas para el a√Īo correspondiente, se fijen las exenciones en las cuotas para los distribuidores a los que no les fuera de aplicaci√≥n el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa el√©ctrica de las empresas gestoras del servicio.

El art√≠culo 94 de la Ley 53/2002, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social, regula la metodolog√≠a para la aprobaci√≥n o modificaci√≥n de la tarifa media o de referencia en el per√≠odo 2003-2010, incluye desde el 1 de enero de 2003, como coste en la tarifa la cuant√≠a correspondiente a la anualidad que resulte para recuperar linealmente el valor actual neto del desajuste de ingresos en la liquidaci√≥n de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002, as√≠ como la anualidad que resulta para recuperar linealmente las cantidades que se deriven de las revisiones que se establecen en la disposici√≥n adicional segunda del Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa el√©ctrica para el a√Īo 2001 y en la disposici√≥n adicional segunda del Real Decreto 1483/2001, de 27 de diciembre, por el que se establece la tarifa el√©ctrica para el a√Īo 2002, considerando estos costes a efectos de su liquidaci√≥n 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.

Adem√°s, en la disposici√≥n transitoria segunda del citado Real Decreto Ley se establece que la revisi√≥n de la tarifa media o de referencia que efect√ļe el Gobierno no ser√° de aplicaci√≥n a los precios, primas, incentivos y tarifas establecidas en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, hasta que se produzca la revisi√≥n del r√©gimen retributivo de las instalaciones de r√©gimen especial.

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El√©ctrico, permite mantener la estructura de tarifas de suministro que ven√≠an aplic√°ndose con anterioridad a la entrada en vigor de la misma, de acuerdo con la disposici√≥n transitoria primera de la citada Ley, que prev√© que ¬ęEn tanto no se dicten las normas de desarrollo de la presente Ley que sean necesarias para la puesta en pr√°ctica de alguno de sus preceptos, continuar√°n aplic√°ndose las correspondientes disposiciones en vigor en materia de energ√≠a el√©ctrica¬Ľ.

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 conexi√≥n de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensi√≥n, prev√© en su art√≠culo 6 una primera verificaci√≥n cuyo precio se fija cada a√Īo.

Por todo ello, en el presente Real Decreto se revisan las tarifas para la venta de energ√≠a el√©ctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci√≥n de energ√≠a el√©ctrica que aplican las empresas para el a√Īo 2007. Asimismo se revisa la cuant√≠a 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 diversificaci√≥n y seguridad de abastecimiento, las exenciones de dichas cuotas para determinados distribuidores, y la aplicaci√≥n 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,

D I S P O N G O :

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 energ√≠a el√©ctrica que aplican las empresas distribuidoras de energ√≠a el√©ctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci√≥n de energ√≠a el√©ctrica a partir de 1 de enero de 2007, teniendo en cuenta los costes previstos para dicho a√Īo.

A partir del 1 de julio de 2007 y con car√°cter trimestral, previos los tr√°mites e informes oportunos, el Gobierno mediante Real Decreto, efectuar√° modificaciones de las tarifas para la venta de energ√≠a el√©ctrica que aplican las empresas distribuidoras de energ√≠a el√©ctrica, revisando los costes derivados de las actividades necesarias para el suministro de energ√≠a el√©ctrica, los costes permanentes del sistema y los costes de la diversificaci√≥n y seguridad de abastecimiento, incluyendo el reintegro con cargo a la recaudaci√≥n de la tarifa el√©ctrica en los pr√≥ximos ejercicios de los saldos negativos resultantes de las liquidaciones realizadas de acuerdo con la metodolog√≠a en vigor por la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a correspondientes a la tarifa del a√Īo 2006 a cada una de las empresas el√©ctricas 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 inclusi√≥n de los costes financieros que se devenguen.

2. Los costes m√°ximos reconocidos para el 2007 destinados a la retribuci√≥n de la actividad de transporte ascienden a 1.089.773 miles de euros, de los que 928.469 miles de euros corresponden a la retribuci√≥n de la actividad de transporte de Red El√©ctrica de Espa√Īa, S. A., 64.697 miles de euros a la actividad del transporte del resto de empresas peninsulares sometidas a liquidaci√≥n, 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 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 el√©ctricas durante el a√Īo 2007, se reconocer√° ex ante un d√©ficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas, en cuyo c√°lculo se tendr√° en cuenta el d√©ficit o super√°vit de trimestres anteriores.

El d√©ficit reconocido entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de marzo de 2007, as√≠ como los d√©ficit ex ante que pudieran reconocerse para los tres restantes trimestres de 2007 hasta un importe de cinco veces el determinado en el p√°rrafo anterior, se financiar√° con los ingresos que se obtengan mediante la cesi√≥n de los derechos de cobro correspondientes a dichos d√©ficit, que consistir√°n en el derecho a percibir un determinado porcentaje de la facturaci√≥n mensual por tarifas de suministro y tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci√≥n. La cesi√≥n, que tendr√° por objeto financiar el d√©ficit que se reconozca ex ante durante el a√Īo 2007, se realizar√° mediante un procedimiento de subasta. La entidad o entidades cesionarias podr√°n ceder a su vez dichos derechos de cobro a terceros notific√°ndolo previamente a la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a y a la Secretar√≠a General de Energ√≠a.

El porcentaje de la facturaci√≥n mensual por tarifas de suministro y tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci√≥n destinado al pago de los derechos correspondientes a los d√©ficit reconocidos ex ante durante el a√Īo 2007 se establecer√° mediante Real Decreto y se revisar√° con car√°cter anual.

El valor de los porcentajes a que se hace referencia en el p√°rrafo anterior ser√° el que corresponda a la cuota que resulte para recuperar linealmente durante un per√≠odo de 15 a√Īos las cantidades aportadas. Dicha cuota se calcular√° anualmente utilizando como tipo de inter√©s el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al a√Īo durante el que haya de aplicarse, incrementado en el diferencial que corresponda a los derechos de cobro seg√ļn el resultado del procedimiento de subasta. Las cuotas que hayan de aplicarse durante el a√Īo 2007 se calcular√°n 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 seg√ļn el resultado del procedimiento de subasta.

El importe pendiente de pago a 31 de diciembre de cada a√Īo se calcular√° mediante la actualizaci√≥n del saldo pendiente correspondiente a 31 de diciembre del a√Īo precedente de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al a√Īo durante en el que haya de aplicarse el porcentaje correspondiente, incrementado en el diferencial que corresponda a los derechos de cobro seg√ļn el resultado del procedimiento de subasta, y deduciendo los pagos correspondientes al a√Īo en curso. En todo caso, la deducci√≥n de los pagos correspondientes a los periodos en curso a efectos de la actualizaci√≥n comprender√° √ļnicamente los efectivamente realizados durante los mismos. El saldo pendiente a 31 de diciembre de 2007 se calcular√° capitalizando las cantidades aportadas por la cesi√≥n 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 seg√ļn el resultado del procedimiento de subasta, y deduciendo los pagos correspondientes al a√Īo 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.

Artículo 2. Revisión de tarifas y precios regulados.

1. La distribución de la evolución del promedio de las tarifas para la venta de energía eléctrica a que se refiere el artículo 1.1 del presente Real Decreto entre las distintas tarifas es la que se establece en el anexo I del presente Real Decreto, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de los términos de potencia y energía. Asimismo en dicho anexo se precisan las condiciones de aplicación de las tarifas de venta a los distribuidores que no se encontraban sujetos al Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las empresas gestoras del servicio.

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.

Artículo 3. Costes con destinos específicos.

1. La cuantía de los costes con destinos específicos de acuerdo con el Capítulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumidores de energía eléctrica por los suministros a tarifa, se establecen a partir del 1 de enero de 2007 en los porcentajes siguientes:

 

Costes permanentes:

% Sobre Tarifa

Compensación insulares y extrapeninsulares

5,374

Operador del Sistema

0,156

Operador del Mercado

0,046

Tasa de la Comisión Nacional de Energía

0,069

Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento:

Moratoria nuclear

0,020

Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radiactivos

0,228

Coste de la compensación por interrumpibilidad, por adquisición de energía a las instalaciones de producción en régimen especial y otras compensaciones

0,065

Recargo para recuperar el déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005

1,549

2. La cuantía de los costes con destinos específicos de acuerdo con el Capítulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumidores cualificados y comercializadores por los contratos de acceso a tarifa, se establecen a partir de 1 de enero de 2007 en los porcentajes siguientes:

 

Costes permanentes:

% Sobre Tarifa

Compensación insulares y extrapeninsulares .

21,087

Operador del Sistema

0,614

Operador del Mercado

0,180

Tasa de la Comisión Nacional de Energía

0,201

Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento:

Moratoria nuclear

0,020

Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radiactivos

0,893

Coste de la compensación por interrumpibilidad, por adquisición de energía a las instalaciones de producción en régimen especial y otras compensaciones

0,256

Recargo para recuperar el déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005

6,078

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:

a) Con car√°cter general las empresas distribuidoras que adquieran su energ√≠a a tarifa quedan exentas de hacer entrega de las cuotas expresadas como porcentaje de la factura en concepto de moratoria nuclear, seg√ļn se establece en el apartado anterior.

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.

Artículo 4. Planes de calidad de servicio.

De acuerdo con el art√≠culo 48.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre y su normativa de desarrollo, se incluye en la tarifa del a√Īo 2007, dentro de los costes reconocidos para la retribuci√≥n de la distribuci√≥n, una partida espec√≠fica que no podr√° superar los 90.000 miles de euros con objeto de realizar inversiones en instalaciones para mejorar la calidad del servicio en zonas donde se superen los √≠ndices de calidad establecidos para la actividad de distribuci√≥n.

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 r√©gimen de dep√≥sito abierta por la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a destinada a la realizaci√≥n de planes de mejora de calidad de servicio con cargo a la tarifa de 2005, no comprometidos en los correspondientes Convenios de Colaboraci√≥n firmados antes del 31 de marzo de 2007, pasar√°n a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al a√Īo 2007.

Art√≠culo 5. Estrategia de ahorro y eficiencia energ√©tica en Espa√Īa 2004-2012: Plan de acci√≥n 2005-2007.

La cuant√≠a con cargo a la tarifa el√©ctrica destinada a la financiaci√≥n del Plan de acci√≥n 2005-2007 aprobado el Acuerdo de Consejo de Ministros de 8 de julio de 2005 por el que se concretan las medidas del documento de ¬ęEstrategia de ahorro y eficiencia energ√©tica en Espa√Īa 2004-2012¬Ľ aprobado por Acuerdo de Consejo de Ministros de 28 de noviembre de 2003, no exceder√° para el a√Īo 2007 de 176.760 miles de euros. Esta cuant√≠a ser√° distribuida por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio con car√°cter objetivo de acuerdo con el citado plan y ser√° liquidada previa comprobaci√≥n de la consecuci√≥n de los objetivos previstos.

La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante Circular publicada en el Boletín Oficial del Estado, donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin.

Artículo 6. Información.

1. Con objeto de poder dar cumplimiento a la informaci√≥n que requiere la Directiva 90/377/CEE sobre transparencia de precios aplicables a los consumidores industriales de gas y electricidad, las empresas distribuidoras de energ√≠a, as√≠ como los comercializadores o productores remitir√°n a la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas la informaci√≥n que establece la Orden de 19 de mayo de 1995 sobre informaci√≥n de precios aplicables a los consumidores industriales finales de electricidad, as√≠ como cualquier otra informaci√≥n sobre precios, condiciones de venta aplicables a los consumidores finales, distribuci√≥n de los consumidores y de los vol√ļmenes correspondientes por categor√≠as de consumo que se determine por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

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.

Artículo 7. Comprobaciones e inspecciones de la Comisión Nacional de Energía.

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) Comprobar√° cada una de las facturaciones de los suministros de energ√≠a acogidos al sistema de interrumpibilidad realizados por las empresas distribuidoras a que se refiere el p√°rrafo b) anterior a los efectos de proponer a la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas la aprobaci√≥n 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 efect√ļan y el Real Decreto 2017/1997 antes citado.

d) Comprobar√° 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 inspecci√≥n realizadas a la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas, a los efectos de que esta √ļltima compruebe la aplicaci√≥n de la normativa tarifaria vigente.

2. El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, podrá inspeccionar a través de la Comisión Nacional de Energía, facturaciones correspondientes a los contratos de suministro a tarifa y a contratos de acceso a tarifa, así como las adquisiciones de energía a las instalaciones acogidas al régimen especial a los efectos de comprobar la adecuación a la normativa tarifaria vigente de las facturaciones realizadas y de la cesión de excedentes.

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 Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a remitir√° los resultados de las inspecciones realizadas al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, acompa√Īadas 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.

Artículo 8. Precios de las actuaciones del Operador del Sistema.

Los precios m√°ximos de actuaciones derivadas del Reglamento de puntos de medida y sus ITC, en puntos de medida tipo 1 y 2, a cobrar por el Operador del Sistema ser√°n los que figuran en el Anexo V del presente Real Decreto. El Operador del Sistema deber√° presentar antes del mes de noviembre de cada a√Īo, los ingresos y gastos correspondientes a dichas actuaciones, desde el 1 de octubre del a√Īo anterior hasta el 30 de septiembre del a√Īo correspondiente, a la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas quien lo remitir√° para informe a la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a.

Artículo 9. Precio de la primera verificación y de la tarifa base del servicio de estimación de medidas.

1. El precio m√°ximo para la primera verificaci√≥n del cumplimiento de la normativa t√©cnica en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red, a la que hace referencia el art√≠culo 6 del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexi√≥n de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensi√≥n, ser√° de 99,74 ‚ā¨.

2. El precio medio de aplicaci√≥n como tarifa base del servicio de estimaci√≥n de medidas, indicado en el apartado 9 de la Orden del Ministerio de Industria y Energ√≠a de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las Instrucciones T√©cnicas Complementarias del Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tr√°nsitos de Energ√≠a El√©ctrica es de 0,04 ‚ā¨ / kWh.

Disposición adicional primera. Clasificación de las empresas acogidas a la disposición transitoria undécima de la Ley del Sector Eléctrico.

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 considerar√°n de car√°cter rural diseminado los n√ļcleos de poblaci√≥n siguientes:

a) Inferiores a 2.500 clientes con consumo en baja tensión, por contrato, inferior a la media nacional a tarifas.

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 estos n√ļcleos se contabilizar√° como energ√≠a distribuida con car√°cter rural diseminada exclusivamente la energ√≠a distribuida en baja tensi√≥n y los suministros en alta tensi√≥n con tarifa ¬ęR¬Ľ de riegos.

En todo caso, no tendr√° la consideraci√≥n de rural diseminado la energ√≠a que se distribuya a industrias propias o clientes cuya potencia contratada sea igual o superior a 100 kW, excepto si en este √ļltimo caso se hace a tarifa de riegos.

Si concurrieran varias empresas distribuidoras en un mismo n√ļcleo de la poblaci√≥n se imputar√≠a a cada una de ellas el n√ļmero 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 calcular√° de la forma siguiente:

1.¬ļ Empresas cuya energ√≠a distribuida, sin considerar la correspondiente a consumidores cualificados, hubiera totalizado hasta 30 millones de kWh. El coeficiente reductor se calcular√° seg√ļn la siguiente f√≥rmula:

Siendo A la energ√≠a en kWh distribuida en n√ļcleos de poblaci√≥n rural diseminado anteriormente definido y B el total de energ√≠a distribuida, en ambos casos sin considerar la correspondiente a consumidores cualificados.

2.¬ļ Empresas cuya energ√≠a distribuida, sin considerar la correspondiente a consumidores cualificados, hubiera totalizado m√°s de 30 y menos de 45 millones de kWh. El coeficiente reductor se calcular√° seg√ļn la siguiente f√≥rmula:

Siendo A y B los mismos conceptos definidos anteriormente y C el sumatorio de la energía en MWh entrante en las redes del distribuidor medida en los puntos frontera correspondientes en el ejercicio anterior.

Estos coeficientes reductores se redondean a tres cifras decimales por defecto.

La autorizaci√≥n de dicho coeficiente reductor deber√° solicitarse a la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas. La reducci√≥n tendr√° vigen¬≠cia por dos a√Īos y podr√° 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.

1. La cuantía de los costes de compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares para 2007 que figuran en el artículo 3 del presente Real Decreto destinada al sobrecoste de la generación en régimen ordinario sometida al despacho económico de estos sistemas es provisional. Dicha cuantía se calculará de forma definitiva cuando se dicte la correspondiente resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas que la determine.

2. Los transportistas y distribuidores liquidarán ante la Comisión Nacional de Energía sus ingresos y costes igual que los transportistas y distribuidores del sistema peninsular de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, sin asignar, en su caso, la diferencia positiva de sus ingresos netos menos los costes de adquisición de energía de los distribuidores y sus costes de las actividades reguladas directamente a los generadores en régimen ordinario de estos sistemas en concepto de sobrecoste de generación.

Disposición adicional tercera. Aplicación del sistema de interrumpibilidad.

Se modifica el apartado 7.4.3.1 del Título I del Anexo I de la orden de 12 de enero de 1995 por la que se establecen tarifas eléctricas, que queda redactado de la siguiente forma:

¬ę7.4.3.1 Tipos de interrumpibilidad.

1. Existir√°n cuatro tipos de interrupciones normales

 

 

Tipo

Interrupción máxima

Preaviso mínimo

A

12 horas

16 horas

B

6 horas

6 horas

C

3 horas

1 hora

D

45 minutos

5 minutos

 

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 m√°ximo 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 ser√° 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 m√°ximo 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 ser√° 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.

4. Los consumidores acogidos a este sistema deber√°n aportar permanentemente informaci√≥n de la potencia activa y reactiva demandada en tiempo real y los programas de consumo previstos.¬Ľ

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 s√≥lo les es de aplicaci√≥n el complemento por energ√≠a reactiva si se midiera un coseno de ŌÜ 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 aplicaci√≥n el complemento por discriminaci√≥n 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 ser√° la m√°xima 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:

 

 

Períodos horarios

Duración

Punta

10 horas/día

Valle

14 horas/día

 

Se considerar√°n como horas punta y valle en todas las zonas las siguientes:

 

 

Invierno

Verano

Punta

Valle

Punta

Valle

11-21

0-11 21-24

12-22

0-12 22-24

 

Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coincidir√°n con la fecha del cambio oficial de hora.

4. La tarifa de baja tensión 3.0 pasa a denominarse 3.0.2. Las tarifas de baja tensión 3.0.2 y 4.0 sólo se aplicarán a consumidores de baja tensión con potencia contratada superior a 15 kW.

Disposición adicional quinta. Aplicación de tarifas de acceso a exportaciones e importaciones y a las unidades productor consumidor.

1. No se aplicarán tarifas de acceso a los agentes externos y a otros sujetos para las exportaciones de energía eléctrica que realicen a través del sistema eléctrico nacional que tengan su destino en países miembros de la Unión Europea, cuando exista reciprocidad con dichos países.

Excepcionalmente se podr√°n aplicar tarifas de acceso a las operaciones de importaci√≥n de energ√≠a al sistema el√©ctrico nacional, cuando los respectivos pa√≠ses apliquen cargos espec√≠ficos a las exportaciones hacia el sistema espa√Īol.

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.

Disposición adicional sexta. Cálculo de compensaciones a distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley del Sector Eléctrico por adquisiciones de energía en instalaciones en régimen especial.

Para el cálculo de la compensación establecida en el apartado cuarto del artículo 20 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, se entenderá en todos los casos, por el precio que correspondería a la energía eléctrica adquirida por el distribuidor a cada uno de los productores facturada a la tarifa que le fuera de aplicación al distribuidor, el precio neto, es decir, el resultante de deducir de la facturación bruta correspondiente, el importe de los porcentajes sobre dicha facturación que deben entregar las empresas distribuidoras.

Disposición adicional séptima. Precio unitario por garantía de potencia.

Los precios unitarios por garant√≠a de potencia establecidos en el apartado 1 del punto 5.¬ļ 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 diferenciaci√≥n de per√≠odos 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

Energía adquirida por clientes acogidos a tarifas de acceso de alta tensión y tres períodos:

Período 1 (punta) X1 = 0,007934

Período 2 (llano) X2 = 0,004272

Período 3 (valle) X3 = 0,000000

Energía adquirida por clientes acogidos a tarifas de acceso de baja tensión y tres períodos:

Período 1 (punta) X1 = 0,013427

Período 2 (llano) X2 = 0,004272

Período 3 (valle) X3 = 0,000000

Energía adquirida por clientes acogidos a tarifa de acceso de dos períodos:

Período 1 (punta y llano) X1 = 0,013222

Período 2 (valle) X2 = 0

Energía adquirida por clientes acogidos a tarifa de un solo período:

Período 1 (punta, llano y valle) X1 = 0,013222

Disposición adicional octava. Ingresos procedentes de la facturación de energía reactiva de las tarifas de acceso.

Las facturaciones correspondientes a la aplicación del término de facturación de energía reactiva que se regula en el apartado 3 del artículo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, citado estarán sujetas al proceso de liquidaciones establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.

Disposición adicional novena. Cambio de modalidad de contratación en baja tensión.

Todo cambio de potencia contratada que derive √ļnicamente de un proceso de normalizaci√≥n de tensi√≥n de 220V a 230V, de acuerdo con el Reglamento Electrot√©cnico para Baja Tensi√≥n aprobado por el Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, siempre que no suponga una modificaci√≥n de la intensidad, no dar√° lugar a cargo alguno en concepto de cuota de acceso, actualizaci√≥n del deposito de garant√≠a ni a la presentaci√≥n de un nuevo bolet√≠n de instalador. En estos casos, los t√©rminos de potencia de las tarifas de acceso a las redes y de las tarifas de suministro deber√°n multiplicarse por el factor 0,956522.

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.

Se modifica 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, quedando redactado en los siguientes términos:

¬ęLos distribuidores de energ√≠a el√©ctrica presentar√°n ofertas de adquisici√≥n de energ√≠a por la parte de energ√≠a necesaria para el suministro de sus clientes a tarifa no cubierta mediante sistemas de contrataci√≥n bilateral con entrega f√≠sica. Estas ofertas de adquisici√≥n de energ√≠a el√©ctrica deber√°n incluir la cantidad de energ√≠a demandada, la identificaci√≥n del agente y el per√≠odo de programaci√≥n a que se refiere la oferta, al precio m√°ximo fijado en las Reglas del mercado diario e intradiario de producci√≥n de energ√≠a el√©ctrica.¬Ľ

Disposición adicional undécima. Modificación Real Decreto 809/2006, de 30 de junio.

Se modifica la cuantía del déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005, que figura en la Disposición adicional primera del Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006, que queda fijado en 3.830.447 miles de euros.

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 revisi√≥n de los mecanismos de asignaci√≥n y los procedimientos de cobro y pago de la garant√≠a 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 se√Īales a la inversi√≥n.

Una propuesta de norma que proporcione se√Īales a los productores para adecuar la localizaci√≥n geogr√°fica eficiente de las instalaciones de generaci√≥n, donde se incorporen incentivos o desincentivos zonales para las nuevas unidades de producci√≥n de energ√≠a el√©ctrica, teniendo en cuenta las p√©rdidas.

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 energ√≠a el√©ctrica, detallando la fecha de puesta en marcha de las instalaciones, sus valores contables brutos y netos junto con la vida √ļtil residual. A estos efectos las empresas transportistas deber√°n facilitar a la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a la informaci√≥n que requiera para ello.

2. La Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a antes del 30 de junio de 2007 propondr√° al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio para cada uno de los distribuidores a los que es de aplicaci√≥n la disposici√≥n transitoria und√©cima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, el coste acreditado de distribuci√≥n inicial correspondiente. Este coste ser√° el margen resultante de la facturaci√≥n neta de las ventas de energ√≠a el√©ctrica a los consumidores a tarifa de estos distribuidores, menos la facturaci√≥n neta de las adquisiciones de energ√≠a el√©ctrica a tarifa, menos las adquisiciones de energ√≠a al r√©gimen especial, m√°s, en su caso, la facturaci√≥n neta por tarifas de acceso de estos distribuidores a sus clientes cualificados y las compensaciones que reciban por suministros a clientes interrumpibles, por adquisiciones de energ√≠a a instalaciones acogidas al r√©gimen especial y por p√©rdida de ingresos de sus consumidores cualificados que se pasan al mercado actualizado al a√Īo correspondiente en que se fije.

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 deber√°n enviar antes del 30 de marzo de 2007 el detalle de los datos relacionados en el apartado anterior correspondiente a los a√Īos 2005 y 2006 a la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a.

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:

Antes del 1 de octubre de 2007 las correspondientes a los distribuidores con m√°s de 50.000 clientes conectados a sus redes.

Antes del 1 de mayo de 2008 las correspondientes al resto de los distribuidores.

3. En el marco de la estructura organizativa actual, la Comisión Nacional de Energía pondrá en marcha las actuaciones necesarias para reforzar la función de supervisión de los mercados de energía eléctrica. A estos efectos antes del 30 de marzo de 2007 remitirá a la Secretaría General de Energía, un plan en el que se indicarán los recursos para dicha función.

Disposición adicional decimotercera. Informes del Operador de Mercado y del Operador del Sistema sobre el mercado de producción.

El Operador de Mercado y el Operador del Sistema elaborarán mensualmente sendos informes sobre el comportamiento de los agentes y los precios de los mercados que gestionan. Estos informes los remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía antes de que finalice el mes siguiente al que se refiere el informe.

Disposición adicional decimocuarta. Recargos y bonificaciones del complemento por energía reactiva.

Se modifica el apartado 7.2.5 del Título I del Anexo I de la orden de 12 de enero de 1995 por la que se establecen tarifas eléctricas, que queda redactado de la siguiente forma:

¬ę7.2.5. Recargos y bonificaciones.

El valor porcentual Kr, a aplicar a la facturaci√≥n b√°sica se determinar√° seg√ļn la f√≥rmula que a continuaci√≥n se indica:

Para 1 ‚Č• cos j < 0,95:

Para 0,95 ‚Č• cos j ‚Č• 0,90

Kr(%) = 0

Para cos j < 0,90:

Cuando dé un resultado negativo se aplicará una bonificación en porcentaje igual al valor absoluto del mismo.

La aplicaci√≥n de estas f√≥rmulas dan los resultados siguientes para los valores de cos ŌÜ que a continuaci√≥n se indican. Los valores intermedios deben obtenerse de la misma f√≥rmula y no por interpolaci√≥n lineal

 

 

Cos ŌÜ

Recargo %

Descuento %

1,00

-

4,0

0,97

-

1,7

0,95

-

0,0

0,90

0,0

0,0

0,85

4,4

-

0,80

9,6

-

0,75

15,8

-

0,70

23,5

-

0,65

33,0

-

0,60

45,0

-

0,58

50,7

-

 

No se aplicar√°n recargos superiores al 50,7 por 100 ni descuentos superiores al 4 por 100.¬Ľ

Disposición adicional decimoquinta. Limitaciones por zonas territoriales a la capacidad de conexión de instalaciones de generación.

El gestor de la red de transporte, atendiendo a criterios de seguridad de suministro, podrá establecer límites por zonas territoriales a la capacidad de conexión a las instalaciones de trasporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica, previa comunicación a la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Disposici√≥n adicional decimosexta. Revisi√≥n para el a√Īo 2007 de los tipos de gravamen y elementos tributarios para la determinaci√≥n 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 √ļltimo p√°rrafo del apartado 17 del art√≠culo octavo ¬ęCreaci√≥n de la entidad p√ļblica empresarial ENRESA de gesti√≥n de residuos radiactivos¬Ľ de la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, de Reformas para el Impulso a la productividad, se revisan para el a√Īo 2007 los tipos de gravamen y elementos tributarios para la determinaci√≥n 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 determinaci√≥n de la cuota correspondiente a las centrales nucleares de la tasa por la prestaci√≥n de servicios de gesti√≥n de residuos radiactivos a que se refiere el apartado 4 de la Disposici√≥n Adicional Sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El√©ctrico, modificada por el art√≠culo vig√©simo 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 contrataci√≥n, fijando su valor en 0,228 cts.‚ā¨/kWh brutos generados, manteni√©ndose los coeficientes correctores aplicables.

Se revisa el tipo de gravamen de la tasa por la prestaci√≥n de servicios de gesti√≥n de los residuos radiactivos derivados de la fabricaci√≥n de elementos combustibles, incluido el desmantelamiento de las instalaciones de fabricaci√≥n de los mismos fijando su valor para 2007 en 2.227 ‚ā¨/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:

 

 

 

Tipo Residuo

 

Descripción

Tipo grav√°men (‚ā¨ / unid)

SOLIDOS

S01

Residuos sólidos compactables (bolsas de 25 litros)

99,70

S02

Residuos no compactables (bolsas de 25 litros)

99,70

S03

Cadáveres de animales. Residuos biológicos (bolsas de 25 litros)

257,73

S04

Agujas hipodérmicas en contenedores rígidos (bolsas de 25 litros)

99,70

 

 

S05

Sólidos especiales

S051

Residuos con Ir-192 como componente activo (bolsas de 25 litros)

99,70

S052

Sales de Uranio ó Torio (bolsas de 25 litros)

186,39

MIXTOS

M01

Residuos mixtos compuestos por líquidos orgánicos más viales (contenedores de 25 litros)

214,65

M02

Placas y similares con líquidos o geles (bolsas de 25 litros)

99,70

LIQUIDOS

L01

Residuos líquidos orgánicos (contenedores de 25 litros)

218,48

L02

Residuos líquidos acuosos (contenedores de 25 litros)

185,81

FUENTES

 

 

 

 

 

F01

Fuentes encapsuladas cuya actividad no sobrepase los límites establecidos por el ADR para bultos del Tipo A y el conjunto de la fuente con su contenedor de origen o con el equipo en que va instalada no supere los 20 litros:

F011

Las fuentes F01 con elementos de semiperíodo inferior o igual al del Co-60

295,14

F012

Las fuentes F01 con elementos de semiperíodo comprendido entre el del Co-60 y el del Cs-137 incluido éste.

295,14

F013

Las fuentes F01 con elementos de semiperíodo superior al del Cs-137

295,14

 

 

 

F02

Fuentes encapsulada cuya actividad no sobrepase los límites establecidos por el ADR para bultos del Tipo A y el conjunto de la fuente con su contenedor de origen o con el equipo en que va instalada sea superior a 20 l. e inferior o igual a 80 l.

F021

Las fuentes F02 con elementos de semiperíodo inferior o igual al del Co-60

548,12

F022

Las fuentes F02 con elementos de semiperíodo comprendido entre el del Co-60 y el del Cs-137, incluido éste.

548,12

F023

Las fuentes F02 con elementos de semiperíodo superior al del Cs-137

548,12

 

Disposici√≥n adicional decimos√©ptima. Gesti√≥n de los contratos suscritos por ¬ęRed El√©ctrica de Espa√Īa, Sociedad An√≥nima¬Ľ, a que se refiere el apartado tercero de la disposici√≥n transitoria novena de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector el√©ctrico.

 

Los contratos suscritos por ¬ęRed El√©ctrica de Espa√Īa, Sociedad An√≥nima¬Ľ, a que se refiere el apartado tercero de la disposici√≥n transitoria novena de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector el√©ctrico, ser√°n gestionados por la citada sociedad.

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.

Se modifican los límites establecidos en los artículos Artículo 104.2 de la calidad de suministro individual y en el Artículo 106.3 de la calidad de suministro zonal del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, estableciéndose sus valores en el anexo VIII.

Disposición adicional decimonovena. Zonas de regulación.

El tama√Īo m√≠nimo de las zonas de regulaci√≥n que prestan el servicio de regulaci√≥n secundaria queda establecido en 300 MW de potencia instalada. El operador del sistema dispondr√° 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.

No obstante lo anterior, el Operador del Sistema antes de 31 de mayo de 2007 remitirá a la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria Turismo y Comercio una propuesta de revisión completa del sistema de regulación secundaria.

Disposición adicional vigésima. Emisiones primarias de energía.

Antes del 1 de julio de 2007, los Operadores Dominantes a los que se refiere la presente disposición adicional, realizarán una emisión primaria de energía conforme lo establecido en la disposición adicional décimo sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Las emisiones primarias se sujetar√°n a las siguientes condiciones:

1. Las emisiones consistir√°n en opciones de compra de energ√≠a hasta una potencia horaria determinada, ejercitables a lo largo de un per√≠odo de entrega o ejercicio prefijado. La energ√≠a se entregar√° a un precio de ejercicio conocido expresado en ‚ā¨ (euros) por MWh (megavatio hora) medidos en barras de central. En caso de per√≠odos de ejercicio superiores al a√Īo, el precio de ejercicio podr√° indiciarse al coste de los combustibles (crudo, fueles, carb√≥n, gas natural) y de los derechos de emisi√≥n de CO2.

2. Las opciones de compra se asignar√°n entre los sujetos del mercado que las demanden mediante un proceso de subasta competitiva y transparente, seg√ļn las primas que ofrezcan. El per√≠odo de entrega o de ejercicio de las opciones estar√° comprendido entre el 1 de julio de 2007 y el 30 de junio de 2009, ambos d√≠as 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 distribuir√° seg√ļn la tabla siguiente

 

 

Subasta

Plazo de entrega

Potencia subastada

Comienzo del periodo de entrega

Subasta n.¬ļ 1

Trimestre.

150 MW

1 de julio de 2007.

Semestre.

150 MW

1 de julio de 2007.

A√Īo.

100 MW

1 de julio de 2007.

Subasta n.¬ļ 2

Trimestre.

200 MW

1 de octubre de 2007.

Semestre.

175 MW

1 de octubre de 2007.

A√Īo.

175 MW

1 de octubre de 2007.

Subasta n.¬ļ 3

Trimestre.

400 MW

1 de enero de 2008.

Semestre.

350 MW

1 de enero de 2008.

A√Īo.

400 MW

1 de enero de 2008.

Subasta n.¬ļ 4

Trimestre.

300 MW

1 de abril de 2008.

Semestre.

275 MW

1 de abril de 2008.

A√Īo.

400 MW

1 de abril de 2008.

Subasta n.¬ļ 5

Trimestre.

150 MW

1 de julio de 2008.

Semestre.

200 MW

1 de julio de 2008.

A√Īo.

400 MW

1 de julio de 2008.

 

5. En las citadas subastas, participar√°n como oferentes los Operadores Dominantes en las proporciones que se recogen en la tabla siguiente aplicadas a la potencia m√°xima a ofertar:

 

 

Operador dominante

Cuota de participación

Endesa

50 %

Iberdrola

50 %

 

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 ser√°n 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 Secretar√≠a General de la Energ√≠a previo informe de la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a, mediante Resoluci√≥n, har√° p√ļblicas las caracter√≠sticas de las opciones de compra de energ√≠a, la potencia a subastar si se solicitara una potencia mayor que la obligatoria, la definici√≥n exacta, el precio de ejercicio y el volumen de cada producto, las condiciones, normas y fecha de las subastas, as√≠ como la entidad independiente encargada de su gesti√≥n.

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.

Antes de que el Gobierno apruebe la tarifa eléctrica a partir del 1 de enero de 2008, se valorarán los resultados de estas emisiones primarias de energía y se determinarán, en su caso, una eventual ampliación de las mismas a partir de julio de 2008.

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. Se modifica el apartado 1 del artículo 7 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, que queda redactado de la forma siguiente:

¬ę1. Tarifa 2.0A: tarifa simple para baja tensi√≥n.-Se podr√° aplicar a cualquier suministro en baja tensi√≥n, 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 ser√° la m√°xima potencia prevista a demandar considerando tanto las horas punta como las horas valle.¬Ľ

2. Se modifica el apartado 1 del artículo 8 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, que queda redactado de la forma siguiente:

¬ę1. Modalidad de dos per√≠odos: tarifa de acceso en baja tensi√≥n 2.0.DHA. Ser√° de aplicaci√≥n a la tarifa 2.0A para baja tensi√≥n 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:

 

 

Períodos horarios

Duración

Punta

10 horas/día

Valle

14 horas/día

 

Se considerar√°n como horas punta y horas valle en todas las zonas en horario de invierno y horario de verano las siguientes:

 

 

Invierno

Verano

Punta

Valle

Punta

Valle

11-21

0-11 21-24

12-22

0-12 22-24

 

Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coincidir√°n con la fecha del cambio oficial de hora.¬Ľ

Disposición adicional vigésima segunda. Plan de instalación de equipos de medida.

Antes del 1 de julio de 2007, la Comisión Nacional de Energía remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe donde se establezca un plan para la sustitución a nivel nacional de contadores que permitan la discriminación horaria de las medidas y la telegestión en todos los suministros de energía eléctrica hasta una potencia contratada de 15 kW.

En el mencionado plan se recoger√°n los criterios para la sustituci√≥n de dichos equipos de medida, as√≠ como el n√ļmero de equipos a instalar anualmente, entendido como un porcentaje del total del parque nacional de contadores correspondientes a este tipo de suministros.

Disposición adicional vigésima tercera. Realización de la prueba de funcionamiento para el cálculo de la potencia neta instalada.

1. Las empresas titulares de grupos térmicos e hidráulicos con derecho al cobro de garantía de potencia que se encuentren inscritos de forma definitiva en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica 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 por la que se modifica la de 29 de diciembre de 1997, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, deberán proceder a la realización de dicha prueba de funcionamiento en el plazo máximo de tres meses a contar desde la entrada en vigor del presente Real Decreto.

Dicha obligaci√≥n no ser√° de aplicaci√≥n para los grupos t√©rmicos que consuman directamente fuel√≥leo o gas natural en caldera, que tengan previsto su cierre en un periodo inferior a dos a√Īos desde la entrada en vigor del presente Real Decreto, siempre que dicho cierre se haya solicitado ante la Administraci√≥n 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.

De acuerdo con lo previsto en el apartado 5 del art√≠culo 1 del Real Decreto-Ley 3/2006, de 24 de febrero, por el que se modifica el mecanismo de casaci√≥n de las ofertas de venta y adquisici√≥n de energ√≠a presentadas simult√°neamente al mercado diario e intradiario de producci√≥n por sujetos del sector el√©ctrico pertenecientes al mismo grupo empresarial, durante el a√Īo 2007, el precio provisional a considerar para los distribuidores por la energ√≠a adquirida a trav√©s del mecanismo de asimilaci√≥n descrito en el apartado 1 del citado art√≠culo ser√° el precio de casaci√≥n del mercado diario e intradiario de producci√≥n de energ√≠a el√©ctrica m√°s el precio medio de adquisici√≥n de los distribuidores en concepto de los servicios de ajuste, de desv√≠os y garant√≠a de potencia correspondiente a dicha energ√≠a para cada periodo de programaci√≥n.

Disposición adicional vigésima quinta. Cambio de modalidad de contratación.

Los consumidores en baja tensión que hayan optado por contratar su energía eléctrica en el mercado libre no podrán volver a contratar su energía a tarifa hasta que hayan transcurrido, como mínimo, doce meses. Los consumidores en alta tensión que hayan optado por contratar su energía eléctrica en el mercado libre no podrán volver a contratar su energía a tarifa.

Los consumidores que hayan optado por contratar su energía eléctrica a tarifa podrán cambiar a la modalidad de contratación en el mercado libre en cualquier momento, siempre que se cumplan los requisitos mínimos que requiere el cambio.

Disposición adicional vigésima sexta. Ampliación del plazo de aplicación de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

Se amplía el plazo de aplicación establecido en el párrafo 2 de la disposición transitoria segunda 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 en régimen especial, hasta la entrada en vigor de la norma por la que se modifique el régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Vencido el periodo transitorio, aquellas instalaciones que a√ļn permanezcan en √©l, migrar√°n autom√°ticamente a la categor√≠a, grupo y subgrupo que les corresponda de dicha nueva norma, en funci√≥n de la tecnolog√≠a y combustible utilizado, manteniendo su inscripci√≥n.

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 aplicaci√≥n de lo establecido en la disposici√≥n adicional sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector el√©ctrico, 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 contrataci√≥n p√ļblica, se actualizan los valores unitarios a aplicar y facturar por ENRESA a los titulares de las centrales nucleares durante el a√Īo 2007, que quedar√°n como sigue:

Santa Mar√≠a de Garo√Īa: 0,267 c√©ntimos 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 complemento por interrumpibilidad correspondiente a tarifas generales de alta tensión y la tarifa horaria de potencia sólo será de aplicación a los consumidores que estuvieran acogidos a dicha tarifa a la entrada en vigor del presente Real Decreto. Las condiciones y precios de aplicación de estos contratos serán los establecidos en los Títulos I y II del Anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995, con las modificaciones establecidas en el apartado 2 del Anexo I del presente Real Decreto.

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 r√©gimen retributivo de las instalaciones de r√©gimen especial, conforme lo establecido en el Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, se modifica la cuant√≠a del incentivo para las instalaciones del subgrupo a.1.1 de m√°s de 10 MW y no m√°s de 25 MW de potencia instalada definidas en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, quedando establecido en 1,9147 Cent. ‚ā¨/kWh durante los primeros 15 a√Īos desde su puesta en marcha y en 1,5318 Cent. ‚ā¨/kWh a partir de entonces.

Disposici√≥n transitoria tercera. Adecuaci√≥n de los equipos de medida de los clientes acogidos a la tarifa de alumbrado p√ļblico.

1. Con el fin de posibilitar la adaptaci√≥n de los equipos de medida de aquellos clientes acogidos a la tarifa espec√≠fica B.0 de alumbrado p√ļblico a los requisitos de la nueva opci√≥n tarifaria a la que se acojan con motivo de la desaparici√≥n 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 m√°ximo que se establece en el apartado 2 de la presente disposici√≥n, se facturar√° 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 m√°ximo 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 est√©n acogidos a la tarifa B.0. Los consumidores deber√°n 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 compa√Ī√≠a distribuidora aplicar√° autom√°ticamente la tarifa 2.0.X o 3.0.1 sin discriminaci√≥n horaria alguna que corresponda si la potencia contratada es inferior a 15 kW, y la tarifa 3.0.2 con discriminaci√≥n 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 suministros que a la entrada en vigor del presente Real Decreto estuvieran acogidos a la tarifa 2.0 con discriminación horaria nocturna, podrán continuar acogidos a esta tarifa.

La duración de cada período será la que se detalla a continuación:

 

 

Períodos horarios

Duración

Punta

16 horas/día

Valle

8 horas/día

 

Se considerar√°n como horas punta y horas valle en todas las zonas en horario de invierno y horario de verano las siguientes:

 

 

Invierno

Verano

Punta

Valle

Punta

Valle

8-23

24-7

9-24

0-8

 

Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coincidir√°n con la fecha del cambio oficial de hora.

Los precios a aplicar a partir del 1 de enero de 2007 ser√°n los siguientes:

 

 

Término de potencia

Término de energía día

Término de energía noche

TP: ‚ā¨/kW y mes

Te: ‚ā¨/kWh

Te: ‚ā¨/kWh

1,615741

0,094297

0,042761

 

En cualquier caso, para estos suministros la potencia a contratar ser√° la m√°xima potencia prevista a demandar considerando tanto las horas punta como las horas valle.

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 ser√° la m√°xima 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, reducir√°n 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:

Potencia de Consumo (Pf): valor verificable de potencia a consumir de forma continuada por el consumidor que preste este servicio en los periodos de punta y llano que se definan.

Potencia Residual Máxima (Pmaxi): potencia máxima a consumir por el consumidor que preste este servicio en los periodos en que se solicite la máxima reducción de potencia.

Todos los consumidores que preste este servicio de interrumpibilidad tendrán la obligación de instalar un relé de deslastre por subfrecuencia cuyos ajustes serán determinados por el Operador del Sistema.

Los tipos de órdenes de reducción de potencia, el preaviso mínimo con el que debe solicitarse cada uno y la duración total máxima, serán los siguientes:

 

 

Tipo

Preaviso mínimo

Duración total máxima

1

2 horas

12 horas

2

2 horas

8 horas

3

1 hora

3 horas

4

5 min.

2 horas

5

0 min.

1 hora

 

Donde:

Tipo: Denominación de la modalidad de reducción de potencia que pueden ofrecer los consumidores en este servicio.

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.

La orden de reducci√≥n de potencia puede constar de uno o varios periodos de duraci√≥n m√≠nima de una hora y no necesariamente sucesivos. Cada tipo de orden se caracterizar√° por un n√ļmero m√°ximo de periodos por orden, duraci√≥n m√°xima de cada periodo y m√°ximo valor de potencia residual a consumir en cada uno de ellos. Para cada tipo de orden los par√°metros anteriores tomaran los siguientes valores:

 

 

Tipo

N√ļmero de periodos m√°ximo por orden

Duración máxima por periodo

M√°ximo valor de potencia residual a consumir en cada periodo

1

3

4 horas

Pmaxi en dos periodos P50% en un periodo

2

2

4 horas

Pmaxi

3

1

3 horas

Pmaxi

4

1

2 horas

Pmaxi

5

1

1 hora

Pmaxi

 

Se define P50% como:

P50% = 0,5 * (Pf - Pmaxi) + Pmaxi

Dentro de un mismo día, a cada consumidor que preste este servicio no se le podrá dar más de una orden de reducción de potencia, cualquiera que sea su tipo.

Para cada consumidor que preste este servicio el n√ļmero m√°ximo de √≥rdenes de reducci√≥n semanales, cualquiera que sea su tipo, ser√° de 5.

El n√ļmero m√°ximo de horas de aplicaci√≥n a consumidor que preste este servicio para el conjunto de √≥rdenes tipo 1 y 2 ser√° de 120 horas por a√Īo. Para el conjunto de √≥rdenes tipo 3, 4 y 5 la duraci√≥n ser√° como m√°ximo de 120 horas por a√Īo. Las horas de aplicaci√≥n de cada tipo de orden se calcular√°n como suma de la duraci√≥n de todos los periodos en que se solicite reducci√≥n de potencia.

1.2 Servicios de gestión de energía reactiva.

2. Antes de que transcurran tres meses desde la entrada en vigor de este Real Decreto, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio desarrollará 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.

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 El√©ctrica de Espa√Īa, S.A. como operador del sistema, gestionar√° estos servicios, a cuyos efectos suscribir√° los contratos con cada uno de los clientes que acuden al mercado de producci√≥n 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.

A partir del 1 de enero de 2007 y hasta que se efect√ļe la revisi√≥n de los mecanismos de asignaci√≥n y de los procedimientos de cobro y pago de la garant√≠a de potencia, no tendr√°n derecho al cobro por garant√≠a de potencia las unidades de producci√≥n de energ√≠a el√©ctrica nuclear.

A estos efectos en el término DTbc(m) del punto tercero de la Orden de 17 de diciembre de 1998, será la demanda del mes m en barras de central que incluya la demanda de energía en el mercado de producción de los clientes finales nacionales elevada a barras de central de acuerdo con la normativa vigente y excluidos el autoconsumo de producción, los consumos de bombeo, la producción correspondiente al régimen especial que no acuda al mercado de producción y la producción correspondiente a las unidades de producción de energía eléctrica nuclear.

Disposición transitoria octava. Financiación de déficit de caja.

Hasta que se realice la subasta de los derechos de cobro a los que se hace referencia en el Art√≠culo 1 apartado 10 del presente Real Decreto la financiaci√≥n de los eventuales saldos negativos en el fondo acumulado en la cuenta espec√≠fica abierta en r√©gimen de dep√≥sito en la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a a que se refiere el art√≠culo vig√©simo cuarto 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 contrataci√≥n p√ļblica, se har√° de acuerdo al procedimiento descrito en dicho Real Decreto Ley.

Las cantidades aportadas por este concepto serán devueltas una vez realizada la subasta, reconociéndose una retribución financiera resultante de aplicar el tipo de interés implícito en la subasta.

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.

Se establece un plazo máximo de tres meses a partir de la entrada en vigor de esta Real Decreto para que las empresas distribuidoras procedan a la adaptación de sus sistemas de facturación de acuerdo a lo establecido en el apartado 1 de la disposición adicional cuarta.

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.

Hasta que se apruebe el Plan de Viabilidad al que hace referencia el punto 9 del artículo 1 del presente Real Decreto, de forma extraordinaria se habilita a la Comisión Nacional de Energía a pagar a cuenta del mismo la cantidad de 1.000 miles de euros mensuales. Dicho pago se considerará como pago a cuenta del Plan de Viabilidad para Elcogas, S.A.

Disposici√≥n derogatoria √ļnica. Derogaci√≥n normativa.

Se derogan cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo dispuesto en el presente Real Decreto.

Disposición final primera. Facultad de desarrollo.

1. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio dictará las disposiciones necesarias para el desarrollo y ejecución del presente Real Decreto.

2. Asimismo se faculta al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para:

Modificar el sistema de cobros y pagos de garantía de potencia.

Desarrollar los sistemas de garant√≠a de origen de la electricidad generada a partir de fuentes de energ√≠a renovables y de garant√≠a de origen de la electricidad de cogeneraci√≥n 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 promoci√≥n de la electricidad generada a partir de fuentes de energ√≠a 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 cogeneraci√≥n sobre la base de la demanda de calor √ļtil en el mercado interior de la energ√≠a 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.

Disposición final segunda. Entrada en vigor.

El presente Real Decreto entrará en vigor el día 1 de enero de 2007.

Dado en Madrid, el 29 de diciembre de 2006.

 

A N E X O I

1. Relación de tarifas básicas con los precios de sus términos de potencia y energía.

 

TARIFAS Y ESCALONES DE TENSI√ďN

T√ČRMINO DE POTENCIA

T√ČRMINO DE ENERG√ćA

Tp: ‚ā¨ / kW mes

Te: ‚ā¨ / kWh

BAJA TENSI√ďN

1.0¬†¬†General, Potencia ‚ȧ 0,77 kW (1)

0,282652

0,063533

2.0.1 General, 0,77 kW< Potencia ‚ȧ 2,5 kW (1)

1,569577

0,089168

2.0.2 General, 2,5 kW< Potencia ‚ȧ 5 kW (1)

1,581887

0,089868

2.0.3 General, 5 kW< Potencia ‚ȧ 10 kW (1)

1,589889

0,090322

3.0.1 General, 10 kW< Potencia ‚ȧ 15 kW (1)

1,615741

0,091791

3.0.2 General, potencia superior a 15 kW

1,566552

0,091706

4.0 General de larga utilización, , potencia superior a 15 kW

2,533604

0,084852

R.0 De riegos agrícolas

0,387721

0,089979

ALTA TENSI√ďN

Tarifas generales:

Corta utilización:

1.1   General no superior a 36 Kv

2,271918

0,078284

1.2   General mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV.

2,148523

0,073505

1.3   General mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV.

2,075938

0,071338

1.4   Mayor de 145 kV

2,017871

0,068947

Media utilización:

2.1   No superior a 36 kV

4,697183

0,071749

2.2   Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV

4,441901

0,067172

2.3   Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV

4,296025

0,065220

2.4   Mayor de 145 kV

4,186618

0,063119

Larga utilización:

3.1 No superior a 36 kV

12,532584

0,059690

3.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV

11,719066

0,056200

3.3 Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV

11,359945

0,054032

3.4 Mayor de 145 kV

11,015481

0,052558

Tarifas R. De Riegos Agrícolas:

R.1. No superior a 36 kV

0,597203

0,083515

R.2 Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV

0,567339

0,078643

R.3 Mayor de 72,5 Kv

0,537483

0,075979

Tarifa G.4 de grandes consumidores

11,938750

0,013676

Tarifa venta a distribuidores (D)

D.1: No superior a 36 kV

2,489520

0,052654

D.2: Mayor de 36 Kv, y no superior a 72,5 kV

2,349989

0,050230

D.3: Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV

2,291238

0,048468

D.4: Mayor de 145 kV

2,217802

0,047146

 

(1) 1. A estas tarifas cuando se les aplique el complemento por discriminaci√≥n horaria que se regula en el punto siguiente y el consumo promedio diario sea superior al equivalente a 1.300 kWh en un bimestre, se aplicar√° a la energ√≠a consumida por encima de dicha cuant√≠a un recargo de 0,013 ‚ā¨/kWh en exceso consumido. Para ello, la facturaci√≥n debe corresponder a lecturas reales del contador.

2. A estas tarifas cuando se aplique el complemento por discriminación horaria de dos períodos se aplicarán directamente los siguientes precios a la energía consumida en cada uno de los períodos horarios:

 

BAJA TENSI√ďN 1.0, 2.0.X y 3.0.1 CON DISCRIMINACION HORARIA

T√ČRMINO DE ENERG√ćA PUNTA

T√ČRMINO DE ENERG√ćA VALLE

Te: ‚ā¨ / kWh

Te: ‚ā¨ / kWh

1.0¬†¬†General, Potencia ‚ȧ 0,77 kW

0,085770

0,033672

2.0.1 General, 0,77 kW < Potencia ‚ȧ 2,5 kW

0,120377

0,047259

2.0.2 General, 2,5 kW < Potencia ‚ȧ 5 kW

0,121322

0,047630

2.0.3 General, 5 kW < Potencia ‚ȧ 10 kW

0,121935

0,047871

3.0.1 General, 10 kW < Potencia ‚ȧ 15 kW

0,123918

0,048649

 

2. PRECIOS DE LOS T√ČRMINOS DE POTENCIA Y ENERG√ćA DE LA TARIFA HORARIA DE POTENCIA

 

Los precios de los términos de potencia, tpi, y de los términos de energía tei en cada período horario para los clientes acogidos a esta tarifa, serán los siguientes afectados de coeficientes de recargo o descuento que se detallan más adelante:

PRECIOS

 

 

Períodos

1

2

3

4

5

6

7

Tp

Euros/kW y a√Īo

37,089323

24,721280

21,190728

14,832769

14,832769

14,832769

11,405836

Te

Euros/kWh

0,217105

0,080651

0,075386

0,067414

0,044272

0,028793

0,022678

 

 

Los recargos o descuentos aplicables a los precios anteriores serán, en función de la tensión de suministro, los siguientes:

 

 

TENSION KV

RECARGO

DESCUENTO

T £ 36

3,09%

36 < T £ 72,5

1,00%

72,5 < T £ 145

0,00%

0,00%

T > 145

12,00%

 

 

Estos precios en euros se redondearán a seis decimales para los términos de potencia y energía.

A los efectos de aplicaci√≥n de esta tarifa los 23 d√≠as tipo A del per√≠odo 1 a fijar por Red El√©ctrica de Espa√Īa S.A. se podr√°n establecer en cada a√Īo el√©ctrico, no pudiendo en un mismo mes fijar m√°s de 12 d√≠as, y los d√≠as tipo A que se definen en el apartado tercero, apartado 3.1 del Anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995 podr√°n ser todos los d√≠as del a√Īo el√©ctrico excepto s√°bados domingos y festivos.

 

El precio de los excesos computados de energ√≠a reactiva de acuerdo con lo establecido en el punto 4.3 del T√≠tulo II, del Anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995, por la que se establecen tarifas el√©ctricas, se fija en 0,046718 ‚ā¨/kVArh.

 

En la fórmula de la facturación de los excesos de potencia establecida en el párrafo 4.1.2. del apartado cuarto del Título II del Anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995 por la que se establecen las tarifas eléctricas, fijada para el caso en que la potencia demandada sobrepase en cualquier período horario la potencia contratada en el mismo, el valor que figura de 806 que viene expresado en pesetas/KW es de 4,8441 expresado en euros por kW.

 

3. CONDICIONES DE APLICACI√ďN DEL COMPLEMENTO POR INTERRUMPIBILIDAD REGULADO EN EL PUNTO 7.4 DEL TITULO I DEL ANEXO I DE LA ORDEN DE 12 DE ENERO DE 1995 APLICABLE A LAS TARIFAS GENERALES DE ALTA TENSI√ďN

 

El término variable del descuento DI, que figura en el segundo sumando de la fórmula establecida en el párrafo a) delapartado 7.4 del Título I del Anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995 será nulo, es decir (å Pj/Pf) será siempre 0 con independencia de las interrupciones solicitadas y cumplidas por el consumidor en cada temporada eléctrica.

 

4. CONDICIONES DE APLICACI√ďN DE LAS TARIFAS DE VENTA A LOS DISTRIBUIDORES QUE NO SE ENCONTRABAN SUJETOS AL REAL DECRETO 1538/1987, DE 11 DE DICIEMBRE.

 

     

  1. Las empresas distribuidoras que vinieran operando con anterioridad al 1 de enero de 1997, y a las que no les fuera de aplicación lo dispuesto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, excepto GESA I y UNELCO I, podrán adquirir su energía:
  2.  

 

     

  1. A tarifa D, de acuerdo con lo establecido en la disposici√≥n transitoria und√©cima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, por la parte de su consumo que no exceda del realizado en el ejercicio econ√≥mico anterior descontados los incrementos del a√Īo anterior que hayan sobrepasado los l√≠mites fijados para el mismo e incrementado en el porcentaje correspondiente a los aumentos vegetativos, que a estos efectos se fijan:
  2.  

     

    1.¬ļ Para las empresas clasificadas en el Grupo I, en el 10%.

    2.¬ļ Para las empresas clasificadas en el Grupo 2 en el 10%.

    3.¬ļ Para las empresas clasificadas en el Grupo 3 en el 7%.

     

    Estos l√≠mites ser√°n considerados a a√Īo vencido, por lo que, en todo caso, deber√°n adquirir, como sujetos cualificados, ya sea directamente en el mercado organizado de producci√≥n como agentes del mercado o bien a trav√©s de una empresa comercializadora, la cuant√≠a resultante de la energ√≠a que en el ejercicio anterior haya excedido de los l√≠mites del crecimiento que se hayan establecido para el mismo.

     

    No obstante, podrá autorizarse por la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del órgano competente de la Comunidad Autónoma y de la Comisión Nacional de Energía, un aumento superior a los límites establecidos, en atención a las particularidades de cada caso.

     

    Estos límites de crecimiento vegetativo no se aplicarán a las empresas distribuidoras de energía eléctrica de Ceuta, Melilla, Baleares y Canarias hasta que no se establezca un precio de referencia para los sujetos cualificados en dichos sistemas.

     

     

  3. Al precio del mercado organizado de producción como sujetos cualificados.
  4.  

     

     

  5. A la tarifa general correspondiente a su nivel de conexión.
  6.  

 

     

  1. El resto de empresas distribuidoras adquirirán su energía en el mercado organizado de producción como sujetos cualificados.
  2.  

 

A N E X O II

 

El precio medio de los alquileres de los contadores considerando no solo el precio del propio equipo sino también los costes asociados a su instalación y verificación así como a la operación y el mantenimiento son los siguientes:

 

 

 

2007

 

Euros /mes

a) Contadores simple tarifa:

 

Energía Activa

 

Monof√°sicos:

 

Tarifa 1.0

0,47

Resto

0,54

Trif√°sicos o doble monof√°sicos

1,53

 

Energía Reactiva

Monof√°sicos:

0,72

Trif√°sicos o doble monof√°sicos

1,71

 

b) Contadores discriminación horaria:

Monof√°sicos (doble tarifa)

1,11

Trif√°sicos o doble monof√°sicos (doble tarifa)

2,22

Trif√°sicos o doble monof√°sicos (triple tarifa)

2,79

Contactor

0,15

Servicio de reloj de conmutador

0,91

 

c) Interruptor de control de potencia por polo

0,03

 

 

Para el resto de aparatos y equipos auxiliares de medida y control, el canon de alquiler se determinará aplicando una tasa del 1,125 por 100 mensual al precio medio de los mismos considerando no solo el precio del propio equipo sino también los costes asociados a su instalación y verificación así como a la operación y el mantenimiento, siendo este porcentaje aplicable igualmente a los equipos de medida para consumidores cualificados y otros agentes del mercado.

 

A N E X O III

 

Cantidades a satisfacer por derechos de acometida, enganche y verificación.

 

Sus valores quedan fijados en las cuantías siguientes:

 

 

     

  1. Cuotas de extensi√≥n, en ‚ā¨//kW solicitado, fijadas en funci√≥n de la tensi√≥n de la red de suministro, ser√°n las siguientes:
  2.  

     

    1.¬ļ Alta Tensi√≥n:

    Potencia solicitada £ 250 kW:

     

    Tensión

    Cuota de extensi√≥n ‚ā¨/kW solicitado

    V £ 36 kV

    15,013007

    36 kV < V £ 72,5 kV

    14,654748

    72,5 kV < V

    15,601088

     

     

    2.¬ļ Baja Tensi√≥n:

    &#Potencia solicitada £ 50 kW

    Cuota de extensi√≥n = 16,594746 ‚ā¨/kW solicitado

     

     

     

  3. Cuotas de acceso, en ‚ā¨/kW contratado:
  4.  

    - Alta Tensión:

     

    Tensión

    Cuota de acceso ‚ā¨/kW contratado

    V £ 36 kV

    16,229729

    36 Kv < V £ 72,5 kV

    14,066666

    72,5 kV < V

    10,220471

     

    - Baja Tensión

    Cuota de acceso: 18,818644 ‚ā¨/kW contratado

     

     

     

  5. Derechos de enganche:
  6.  

    1.¬ļ Baja Tensi√≥n: 8,638732 ‚ā¨/consumidor.

    2.¬ļ Alta tensi√≥n:

     

    Tensión

    Derechos de enganche ‚ā¨/Consumidor

    V £ 36 kV

    75,923497

    36 Kv < V £ 72,5 kV

    254,973102

    72,5 kV < V

    357,728905

 

 

 

d. Derechos de verificación:

1.¬ļBaja Tensi√≥n: 7,652062 ‚ā¨/consumidor.

2.¬ļAlta Tensi√≥n:

 

 

Tensión

Derechos de verificaci√≥n ‚ā¨/Consumidor

V £ 36 kV

52,408732

36 Kv < V £ 72,5 kV

81,340770

72,5 kV < V

120,338041

 

 

ANEXO IV

 

COEFICIENTES DE P√ČRDIDAS PARA TRASPASAR LA ENERG√ćA SUMINISTRADA A LOS CONSUMIDORES A TARIFA Y CUALIFICADOS EN SUS CONTADORES A ENERG√ćA SUMINISTRADA EN BARRAS DE CENTRAL

 

 

TARIFA DE SUMINISTRO Y/O ACCESO

% pérdidas por tarifas

Tarifa 1.0

Tarifa 2.0

Tarifa B.0

Tarifa 3.0

Tarifa 4.0

Tarifa R.0

Tarifa 1.1

Tarifa 2.1

Tarifa 3.1

Tarifa R.1

Tarifa T.1

Tarifa D.1

Tarifa 1.2

Tarifa 2.2

Tarifa 3.2

Tarifa R.2

Tarifa T.2

Tarifa D.2

Tarifa 1.3

Tarifa 2.3

Tarifa 3.3

Tarifa R.3

Tarifa T.3

Tarifa D.3

Tarifa 1.4

Tarifa 2.4

Tarifa 3.4

Tarifa D.4

Tarifa G.4 Nivel de Tensión > de 36 kV y £ 72,5 kV

Tarifa G.4 Nivel de Tensión > 72,5 kV y £ 145 kV

Tarifa G.4 Nivel de Tensión > de 145 Kv

14,04

13,95

13,36

14,00

13,99

13,36

5,97

5,84

5,73

5,73

5,98

6,01

4,50

4,48

4,44

4,40

4,70

4,60

3,06

3,04

3,00

2,85

3,21

3,12

1,53

1,51

1,50

1,62

4,55

3,08

1,57

 

 

 

COEFICIENTES DE P√ČRDIDAS PARA CONTRATOS DE ACCESO A TARIFAS DE BAJA TENSI√ďN REGULADOS EN EL REAL DECRETO 1164/2001

TARIFA DE ACCESO

PERIODO 1

PERIODO 2

PERIODO 3

2.0A

2.0NA

3.0A

3.1A

13,9

14,8

15,3

6,6

10,7

14,6

6,4

 

10,7

4,8

 

 

 

COEFICIENTES DE P√ČRDIDAS PARA CONTRATOS DE SUMINISTRO A TARIFA HORARIA DE POTENCIA Y CONTRATOS DE ACCESO A TARIFAS GENERALES DE ALTA TENSI√ďN

Tensión de Suministro

Pérdidas de energía imputadas (en % de la energía consumida en cada período)

Período 1

Período 2

Período 3

Período 4

Período 5

Período 6

Mayor de 1 kV y no superior a 36 kV

6,8

6,6

6,5

6,3

6,3

5,4

Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV

4,9

4,7

4,6

4,4

4,4

3,8

Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV

3,4

3,3

3,2

3,1

3,1

2,7

Mayor de 145 kV

1,8

1,7

1,7

1,7

1,7

1,4

 

Los períodos horarios a que se refiere este cuadro son los regulados para las tarifas generales de acceso para alta tensión. Para su aplicación a los contratos de suministro a tarifa horaria de potencia, corresponderán los períodos 1 y 2 de dicha tarifa con el 1 de este cuadro, el 3 con el 2 y así sucesivamente de forma correlativa.

 

 

COEFICIENTES DE P√ČRDIDAS PARA OTROS CONTRATOS DE SUMINISTRO O ACCESO

NIVEL DE TENSI√ďN

%

BT

13,81

MT (1 > kV ³ 36)

5,93

AT (36 > kV ³ 72,5)

4,14

AT (72,5 > kV ³ 145)

2,87

MAT (145 > kV)

1,52

 

 

ANEXO V

 

PRECIOS M√ĀXIMOS DEL OPERADOR DEL SISTEMA POR ACTUACIONES DERIVADAS DEL REGLAMENTO DE PUNTOS DE MEDIDA Y SUS ITC

1. Lecturas locales, verificaciones e inspecciones.

 

 

 

PRECIO

CONCEPTO

‚ā¨

Desplazamiento a un punto de medida para la realización de cualquier intervención en el mismo incluyendo lectura visual, lectura local con TPL, desprecintado o precintado o conjunto total o parcial de las anteriores.

337,97

Suplementos:

 

Realización de la verificación de contador-registrador y actualización de datos en el concentrador correspondiente.

270,37

Realización de la verificación de contador-registrador, con aportación de patrón por el solicitante, y actualización de datos en el concentrador correspondiente.

33,79

Realización de la verificación de contador-registrador, con aportación de patrón por el solicitante y actualización de datos en el concentrador correspondiente.

101,39

Realización de la inspección de instalación y actualización de inventarios en el concentrador correspondiente.

101,39

Verificación de transformador monofásico de tensión o intensidad, y actualización de datos en el concentrador correspondiente.

101,39

Realización de la parametrización de contador-registrador.

67,60

Realización de la carga de claves para firma electrónica en el concentrador correspondiente.

67,60

 

 

Certificaciones.

 

 

CONCEPTO

PRECIO

‚ā¨

Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (1h<período£7 días).

33,79

Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (7 días<período£ 1 mes).

67,60

Certificado de energía en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (1mes<período£6meses).

135,20

Certificado de energ√≠a en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (6meses<per√≠odo¬£1a√Īo).

202,79

Certificado de energ√≠a en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (1a√Īo<per√≠odo¬£3a√Īos).

675,99

Certificado de energ√≠a en ambos sentidos en un punto de medida o punto frontera o unidad de oferta (3a√Īos<per√≠odo¬£6a√Īos).

1.081,55

 

2. Pruebas de validación de protocolos.

An√°lisis y prueba de que los equipos cumplen los protocolos establecidos por el Operador del Sistema entre el concentrador principal y registradores o concentradores secundarios (red troncal): Estos costes se facturar√°n por las horas realmente dedicadas a un coste de 98,017179 ‚ā¨ / hora, con un coste m√≠nimo de 1.351,95 ‚ā¨, y se acompa√Īar√°n cuando hayan superado las pruebas de un certificado de validaci√≥n del protocolo, que servir√° para su aceptaci√≥n en todo el sistema de medidas.

 

A N E X O VI

 

PRECIOS DE LOS T√ČRMINOS DE POTENCIA Y T√ČRMINOS DE ENERG√ćA , ACTIVA Y REACTIVA, DE LAS TARIFAS DE ACCESO DEFINIDAS EN EL REAL DECRETO 1164/2001, DE 26 DE DICIEMBRE, POR EL QUE SE ESTABLECEN TARIFAS DE ACCESO A LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCI√ďN DE ENERG√ćA EL√ČCTRICA

1¬ļ.- Precios de los t√©rminos de potencia y energ√≠a activa de las tarifas de baja tensi√≥n:

  • - Tarifa 2.0A: Tp: 18,164292 ‚ā¨/kW y a√Īo

Te: 0,029815 ‚ā¨/kWh

  • Tarifa 2.0.DHA:

Tp: 18,164292 ‚ā¨/kW y a√Īo

 

 

 

Período 1

Período 2

Te: ‚ā¨/kWh

0,038760

0,014908

 

  • Tarifa 3.0A:

 

 

Período tarifario 1

Período tarifario 2

Período tarifario 3

Tp: ‚ā¨/kW y a√Īo

14,686719

9,056905

2,076852

Te: ‚ā¨/kWh

0,022729

0,021378

0,018921

 

2¬ļ.- Precios de los t√©rminos de potencia y energ√≠a activa de las tarifas de acceso de alta tensi√≥n:

 

  • Tarifa 3.1A:

 

 

Período tarifario 1

Período tarifario 2

Período tarifario 3

Tp: ‚ā¨/kW y a√Īo

14,608882

9,008905

2,065845

Te: ‚ā¨/kWh

0,013391

0,012595

0,011148

 

TARIFAS GENERALES DE ALTA TENSI√ďN:

T√ČRMINOS DE POTENCIA

‚ā¨/KW y a√Īo

 

 

Tarifa

Período 1

Período 2

Período 3

Período 4

Período 5

Período 6

6.1

9,769834

4,889146

3,578043

3,578043

3,578043

1,632534

6.2

8,414138

4,210711

3,081541

3,081541

3,081541

1,405998

6.3

7,901306

3,954073

2,893725

2,893725

2,893725

1,320304

6.4

7,338954

3,672654

2,687773

2,687773

2,687773

1,226336

6.5

0,738704

0,738704

0,336373

0,336373

0,336373

0,336373

 


T√ČRMINOS DE ENERG√ćA

‚ā¨/KWh

 

 

Tarifa

Período 1

Período 2

Período 3

Período 4

Período 5

Período 6

6.1

0,015444

0,014430

0,012870

0,008502

0,005537

0,004290

6.2

0,005152

0,004814

0,004294

0,002836

0,001847

0,001431

6.3

0,004157

0,003884

0,003464

0,002288

0,001490

0,001155

6.4

0,003262

0,003047

0,002718

0,001795

0,001169

0,000906

6.5

0,001913

0,001913

0,000991

0,000991

0,000991

0,000991

 

3¬ļ.- T√©rmino de facturaci√≥n de energ√≠a reactiva (Art√≠culo 9.3 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre):

 

 

 

Cos F

Euro/kVArh

Cos F < 0,95 y hasta cos F = 0,90

0,000010

Cos F < 0,90 y hasta cos F = 0,85

0,012673

Cos F < 0,85 y hasta cos F = 0,80

0,025346

Cos F < 0,80

0,038019

 


PRECIOS DE LOS EXCESOS DE POTENCIA

 

En la f√≥rmula de la facturaci√≥n de los excesos de potencia establecida en el punto b).3 del apartado 1.2. del art√≠culo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, fijada para las tarifas 6. en el caso en que la potencia demandada sobrepase en cualquier per√≠odo horario la potencia contratada en el mismo, el valor que figura de 234 que viene expresado en pesetas/KW es de 1,4064 expresado en ‚ā¨/ kW.

 

A N E X O VII

 

RETRIBUCI√ďN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCI√ďN (A√ĎO 2007 POR EMPRESAS O AGRUPACIONES DE EMPRESAS PENINSULARES)

 

 

 

Miles de Euros

Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U.

Unión Fenosa Distribución, S.A.

Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A.

Electra de Viesgo Distribución, S.L.U.

Endesa

FEVASA

SOLANAR

1.297.585

603.888

123.142

116.750

1.429.484

133

111

TOTAL

3.571.093

 


ANEXO VIII

 

L√ćMITES DE CUMPLIMIENTO DE LA CONTINUIDAD DE LA CALIDAD DE SERVICIO INDIVIDUAL

 

1. Modificación de los límites establecidos en el Artículo 104.2. Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica,para elcumplimiento de la calidad de suministro individual

a) Media tensión (de 1 a 36 kV):

 

 

N√ļmero de horas

N√ļmero de¬† interrupciones

Zona urbana

3,5

7

Zona semiurbana

7

11

Zona rural concentrada

11

14

Zona rural dispersa

15

19

 

Los consumidores conectados a redes de tensión superior a 36 kV se asimilarán a los umbrales definidos en zonas urbanas, sea cual sea su ubicación.

b) Baja tensión (menor o igual a 1 kV):

 

 

N√ļmero de horas

N√ļmero de interrupciones

Zona urbana

5

10

Zona semiurbana

9

16

Zona rural concentrada

14

16

Zona rural dispersa

19

22

 

2. Modificación de los límites establecidos en el artículo 106.3 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica,para el cumplimiento de la calidad zonal.

 

 

TIEPI  (horas)

Percentil 80 del TIEPI (horas)

NIEPI¬†¬† (n√ļmero)

Zona urbana

1,5

2,5

3

Zona Semiurbana

3,5

5

5

Zona rural concentrada

6

10

8

Zona rural dispersa

9

15

12

 

Ning√ļn municipio deber√° superar el valor del percentil 80 del TIEPI durante m√°s de dos a√Īos consecutivos.

CORRECCI√ďN de errores del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa el√©ctrica a partir de 1 de enero de 2007.

Advertidos errores en el texto del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa el√©ctrica a partir de 1 de enero de 2007, publicado en el Bolet√≠n Oficial del Estado n√ļmero 312, de 30 de diciembre de 2006, se procede a efectuar las oportunas rectificaciones.

En la p√°gina 46658, primera columna, apartado 7, sexta l√≠nea, y apartado 8, sexta y s√©ptima l√≠neas, donde dice: ¬ę... el 1 de abril de 2007...¬Ľ, debe decir: ¬ę... el 1 de julio de 2007...¬Ľ.

En la p√°gina 46659, primera columna, art√≠culo 2, apartado 1, segunda y tercera l√≠neas, y apartado 2, tercera y cuarta l√≠neas, debe suprimirse la frase ¬ę... a que se refiere el art√≠culo 1.1 del presente Real Decreto...¬Ľ.

En la p√°gina 46663, primera columna, disposici√≥n adicional cuarta, apartado 1, donde dice: ¬ęSe sustituyen las tarifas 1.0 y 2.0 ...¬Ľ, debe decir: ¬ęSe sustituyen las tarifas 1.0, 2.0 y 2.0.N ...¬Ľ.

En la p√°gina 46663, primera columna, disposici√≥n adicional cuarta, apartado 1, segundo p√°rrafo, donde dice: ¬ę1.0: Menor de 1 kW¬Ľ, debe decir: ¬ę1.0: Menor o igual a 1 kW¬Ľ.

En la p√°gina 46670, primera columna, apartado 2, cuarta y quinta l√≠neas, donde dice: ¬ę... 31 de diciembre de 2007 ...¬Ľ, debe decir: ¬ę... 31 de diciembre de 2006...¬Ľ.

En la página 46670, primera columna, disposición transitoria cuarta, segunda tabla, donde dice:

 

 

¬ęInvierno

Verano

Punta

Valle

Punta

Valle

8-23

24-7

9-24

0-8¬Ľ

 

Debe decir:

 

 

¬ęInvierno

Verano

Punta

Valle

Punta

Valle

7-23

0-7 23-24

8-24

0-8¬Ľ

 

En la página 46670, primera columna, disposición transitoria cuarta, tercera tabla, donde dice:

 

 

¬ęT√©rmino de potencia

Término de energía día

Término de energía noche

TP: ‚ā¨ / kW y mes

Te: ‚ā¨ / kWh

Te: ‚ā¨ / kWh

1,615741

0,094297

0,042761¬Ľ

 

Debe decir:

 

 

¬ęT√©rmino de potencia

Término de energía punta

Término de energía valle

TP: ‚ā¨ / kW y mes

Te: ‚ā¨ / kWh

Te: ‚ā¨ / kWh

1,615741

0,094297

0,042761¬Ľ

 

En la p√°gina 46670, primera columna, disposici√≥n transitoria cuarta, sexto p√°rrafo, segunda l√≠nea, donde dice: ¬ę... potencia a contratar...¬Ľ, debe decir: ¬ę... potencia contratada...¬Ľ.

En la p√°gina 46671, segunda columna, disposici√≥n transitoria novena, √ļltima l√≠nea, despu√©s de la frase: ¬ę...hasta el 30 de junio de 2007.¬Ľ, debe a√Īadirse: ¬ę... a efectos de percepci√≥n de los beneficios econ√≥micos asociados al r√©gimen especial.¬Ľ.

En la p√°gina 46673, Anexo I, segunda columna, primera tabla, donde dice:

 

¬ęBaja tensi√≥n 1.0, 2.0.X y 3.0.1 con discriminaci√≥n horaria

Término de energía punta

Término de energía valle

Te: ‚ā¨ / kWh

Te: ‚ā¨ / kWh

1.0 General, Potencia ‚ȧ 0,77 kW

0,085770

0,033672

2.0.1 General, 0,77 kW < Potencia ‚ȧ 2,5 kW

0,120377

0,047259

2.0.2 General, 2,5 kW < Potencia ‚ȧ 5 kW

0,121322

0,047630

2.0.3 General, 5 kW < Potencia ‚ȧ 10 kW

0,121935

0,047871

3.0.1 General, 10 kW < Potencia ‚ȧ 15 kW

0,123918

0,048649¬Ľ

Debe decir:

 

¬ęBaja tensi√≥n 1.0, 2.0.X y 3.0.1 con discriminaci√≥n horaria

Término de energía punta

Término de energía valle

Te: ‚ā¨ / kWh

Te: ‚ā¨ / kWh

1.0 General, Potencia ‚ȧ 1 kW

0,085770

0,033672

2.0.1 General, 1 kW < Potencia ‚ȧ 2,5 kW

0,120377

0,047259

2.0.2 General, 2,5 kW < Potencia ‚ȧ 5 kW

0,121322

0,047630

2.0.3 General, 5 kW < Potencia ‚ȧ 10 kW

0,121935

0,047871

3.0.1 General, 10 kW < Potencia ‚ȧ 15 kW

0,123918

0,048649¬Ľ