LegalizeReal Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial
el tratamiento de más de un 10 por ciento de otro tipo de residuos, sustratos orgánicos o productos distintos al purín de cerdo, en el caso de las plantas que integren una digestión anaeróbica en su proceso.
Las instalaciones de tratamiento y secado de lodos derivados de la producción de aceite de oliva deberán presentar anualmente ante el órgano competente de la comunidad autónoma, como complemento a la memoria resumen a la que se hace referencia en el artículo 14, una auditoría medioambiental en la que quede explícitamente recogida la cantidad equivalente de lodo del 70 por ciento de humedad tratado por la instalación en el año anterior. El interesado deberá remitir, al propio tiempo, copia de esta documentación a la Comisión Nacional de Energía.
Será motivo suficiente para que el órgano competente proceda a revocar la autorización de la instalación como instalación de producción en régimen especial, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas, el incumplimiento de los requisitos de eficiencia energética que se determinan en el anexo I. Para el cálculo del rendimiento eléctrico equivalente se considerará como calor útil máximo del proceso de secado del lodo derivado de la producción de aceite de oliva el de 724 kcal/kg y del resto de lodos de 740 Kcal/kg, en ambos casos equivalente de lodo del 70 por ciento de humedad, no admitiéndose lodos para secado con humedad superior al 70 por ciento.
Cualquiera de estas instalaciones podrán optar por acogerse plenamente a este real decreto, mediante comunicación expresa a la Comisión Nacional de Energía. En todo caso, vencido su periodo transitorio, la instalación que aún no se haya acogido a este real decreto quedará automáticamente acogida al mismo, manteniendo su inscripción. En ambos casos, la migración se llevará a cabo a la categoría a, dentro del grupo y subgrupo que le corresponda por potencia y tipo de combustible, no pudiendo volver al régimen económico descrito en esta disposición transitoria.
Las instalaciones acogidas a la presente disposición, o aquellas que utilicen la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios y que se hubieran acogido plenamente al presente real decreto, en la categoría a), no tendrán derecho a la percepción del complemento por eficiencia previsto en el artículo 28.
Se modifican los apartados 3 a 5 por la disposición final 2.17 del Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre. Ref. BOE-A-2011-19242.
Se añade el párrafo 6 por el art. 1.13 del Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre. Ref. BOE-A-2010-17976.
Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 177, de 25 de julio de 2007. Ref. BOE-A-2007-14234
Disposición transitoria tercera. Inscripción previa.
Aquellas instalaciones que a la entrada en vigor del presente real decreto contaran con acta de puesta en marcha para pruebas, deberán solicitar, en el plazo de seis meses desde su entrada en vigor, una nueva inscripción previa, en los términos regulados en esta norma.
Disposición transitoria cuarta. Adscripción a centro de control.
Aquellas instalaciones del régimen especial, con potencia superior a 10 MW a las que se refiere la disposición transitoria novena del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007, dispondrán de un periodo transitorio hasta el 30 de junio de 2007 durante el cual no le será de aplicación la penalización establecida en el segundo párrafo del artículo 18.d).
Las instalaciones a las que sean de aplicación las obligaciones previstas en el artículo 18.d de este Real Decreto, excepto las instalaciones individuales de potencia superior a 10 MW, dispondrán de un periodo transitorio hasta el 31 de marzo de 2012 inclusive, durante el cual no le será de aplicación la penalización establecida en el quinto párrafo del artículo 18.d.
Se modifica el segundo párrafo por la disposición final 4.1 del Real Decreto 1544/2011, de 31 de octubre. Ref. BOE-A-2011-17891.
Se añade el segundo párrafo por el art. 1.14 del Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre. Ref. BOE-A-2010-17976.
Disposición transitoria quinta. Cumplimiento del procedimiento de operación 12.3.
Aquellas instalaciones eólicas cuya fecha de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, sea anterior al 1 de enero de 2008 y cuya tecnología se considere técnicamente adaptable, tienen de plazo hasta el 31 de diciembre de 2010, inclusive, para adaptarse al cumplimiento del procedimiento de operación P.O. 12.3.
En el caso de instalaciones eólicas ubicadas en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, el plazo de adaptación se extenderá hasta el 30 de septiembre de 2011.
En tanto no se desarrollen procedimientos de operación específicos, los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión que deban cumplir las instalaciones fotovoltaicas a las que les corresponda, de acuerdo con lo previsto en el articulado del presente real decreto, serán los previstos en el procedimiento de operación peninsular relativo a los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas, siendo de aplicación en los siguientes plazos:
i. para las instalaciones fotovoltaicas con fecha de inscripción definitiva posterior al 31 de diciembre de 2011, desde su fecha de inscripción definitiva;
ii. para las instalaciones fotovoltaicas con fecha de inscripción definitiva anterior al 1 de enero de 2012, a partir del 31 de diciembre de 2012.
En caso de no hacerlo, dejarán de percibir, a partir de esa fecha, la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores que se encontraran vigentes con carácter transitorio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la percepción de un precio del mercado, en lugar de la tarifa misma.
En el caso de instalaciones en funcionamiento a las que por su configuración técnica les fuera imposible el cumplimiento de los requisitos mínimos mencionados, sus titulares deberán acreditar dicha circunstancia, antes del 1 de enero de 2009, ante la Dirección General de Política Energética y Minas, quién resolverá, en su caso, previo informe del operador del sistema, eximiendo a la instalación de la penalización contemplada en el párrafo 2 anterior.
En el caso de instalaciones eólicas ubicadas en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares el plazo para acreditar la imposibilidad de adecuación a tales requisitos se extenderá hasta el 31 de diciembre de 2010.
En cualquiera de los casos, la resolución de aceptación de la imposibilidad de adecuación y la exención de la penalización, podrá tener una validez temporal limitada.
Sin perjuicio de lo previsto en la presente disposición, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá resolver, de forma general, la imposibilidad de adecuación de un modelo concreto de aerogenerador.
La mencionada acreditación de requisitos será considerada por el operador del sistema a efectos de control de producción, cuando sea de aplicación y proceda por razones de seguridad del sistema.
Se modifica el apartado 1 por la disposición final 4.2 del Real Decreto 1544/2011, de 31 de octubre. Ref. BOE-A-2011-17891.
Se modifica los por el art. 1.12, 15 y 16 del Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre. Ref. BOE-A-2010-17976.
Disposición transitoria sexta. Participación en mercado y liquidación de tarifas, primas, complementos y desvíos hasta la entrada en vigor de la figura del comercializador de último recurso.
A partir de la entrada en vigor del presente real decreto y hasta que entre en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 del presente real decreto, que no estén conectadas a una distribuidora de las contempladas en la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, deberán vender su energía en el sistema de ofertas gestionado por el operador del mercado mediante la realización de ofertas de venta de energía a precio cero en el mercado diario, y en su caso, ofertas en el mercado intradiario, de acuerdo con las Reglas del Mercado vigentes, a través de un representante en nombre propio.
A estos efectos, y hasta la entrada en vigor de la figura del comercializador de último recurso, el distribuidor al que esté cediendo su energía actuará como representante de último recurso en tanto en cuanto el titular de la instalación no comunique su deseo de operar a través de otro representante. La elección de un representante deberá ser comunicada al distribuidor con una antelación mínima de un mes a la fecha de comienzo de operación con otro representante.
La empresa distribuidora percibirá, desde el 1 de julio de 2008, del generador en régimen especial que haya elegido la opción a) del artículo 24.1, cuando actúe como su representante, un precio de 0,5 c€/kWh cedido, en concepto de representación en el mercado.
El representante, realizará una sola oferta agregada para todas las instalaciones a las que represente que hayan escogido la opción a) del artículo 24.1, sin perjuicio de la obligación de desagregar por unidades de producción las ofertas casadas.
Para las instalaciones a las que hace referencia el artículo 34.2, la oferta se realizará de acuerdo con la mejor previsión posible con los datos disponibles o en su defecto, de acuerdo con los perfiles de producción recogidos en el anexo XII del presente real decreto.
Las instalaciones a las que hace referencia el artículo 34.1, cuando su representante sea la empresa distribuidora, podrán comunicar a ésta una previsión de la energía eléctrica a ceder a la red en cada uno de los períodos de programación del mercado de producción de energía eléctrica. En ese caso, deberán comunicarse las previsiones de los 24 períodos de cada día con, al menos, 30 horas de antelación respecto al inicio de dicho día. Asimismo, podrán formular correcciones a dicho programa con una antelación de una hora al inicio de cada mercado intradiario. La empresa distribuidora utilizará estas previsiones para realizar la oferta en el mercado.
Si las instalaciones estuvieran conectadas a la red de transporte, deberán comunicar dichas previsiones, además de al distribuidor correspondiente, al operador del sistema.
El operador del sistema liquidará tanto el coste de los desvíos, como el déficit de desvíos correspondiente a aquellas instalaciones que están exentas de previsión, de acuerdo a los procedimientos de operación correspondientes.
A las instalaciones que hayan escogido la opción a) del artículo 24.1, cuando su representante sea la empresa distribuidora, ésta les repercutirá un coste de desvío por cada período de programación en el que la producción real se desvíe más de un 5 por ciento de su previsión individual, respecto a su producción real. El desvío en cada uno de estos períodos de programación se calculará, para cada instalación, como el valor absoluto de la diferencia entre la previsión y la medida correspondiente.
Con carácter mensual, el operador del mercado y el operador del sistema, remitirán al distribuidor la información relativa a la liquidación realizada a las instalaciones que hayan optado por aplicar la opción a) del artículo 24.1, que sea necesaria para la realización de la liquidación contemplada en el párrafo 6 siguiente.
El generador o su representante recibirán de la empresa distribuidora, la cuantía correspondiente, para cada instalación, a la diferencia entre la energía efectivamente medida, valorada al precio de la tarifa regulada que le corresponda y la liquidación realizada por el operador del mercado y el operador del sistema, así como los complementos correspondientes, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.
Para las instalaciones que vierten directamente su energía a una distribuidora de las recogidas en la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, la liquidación de la tarifa regulada se realizará en un solo pago por parte de la empresa distribuidora, y sin tener en cuenta el mecanismo de venta de energía en el mercado a tarifa regulada recogida en los párrafos 1 al 6 anteriores.
Las primas, incentivos y complementos, regulados en este real decreto y en reales decretos anteriores, vigentes con carácter transitorio, serán liquidados al generador en régimen especial o al representante por la empresa distribuidora hasta que entre en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, de acuerdo al artículo 30 de este real decreto.
Los distribuidores que, en virtud de la aplicación de esta disposición transitoria, hayan efectuado pagos a instalaciones del régimen especial o a sus representantes, tendrán derecho a ser liquidados por las cantidades efectivamente desembolsadas por los conceptos de tarifa regulada, primas, complementos y, en su caso, incentivos.
Los importes correspondientes a estos conceptos se someterán al correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
Igualmente, hasta la entrada en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, continuarán vigentes los siguientes aspectos que estaban recogidos en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo:
El contrato suscrito entre la empresa distribuidora y el titular de la instalación de producción acogida al régimen especial, contendrá, además de los aspectos recogidos en el artículo 16.1, los siguientes:
i. Condiciones económicas, de acuerdo con el capítulo IV del presente real decreto.
ii. Cobro de la tarifa regulada o, en su caso, la prima y el complemento por energía reactiva por la energía entregada por el titular a la distribuidora Se incluye, también, el cobro del complemento por eficiencia y que se producirá una vez hayan sido acreditados ante la administración los valores anuales acumulados y efectuado el cálculo de su cuantía.
En el caso de conexión a la red de transporte, el contrato técnico de acceso a la red de transporte, además de lo dispuesto en el artículo 16.2, se comunicará a la empresa distribuidora.
La empresa distribuidora tendrá la obligación de realizar el pago de la tarifa regulada, o en su caso, la prima y los complementos que le sean de aplicación, dentro del período máximo de 30 días posteriores de la recepción de la correspondiente factura. Transcurrido este plazo máximo sin que el pago se hubiera hecho efectivo, comenzarán a devengarse intereses de demora, que serán equivalentes al interés legal del dinero incrementado en 1,5 puntos. Dichos intereses incrementarán el derecho de cobro del titular de la instalación y deberán ser satisfechos por el distribuidor, y no podrán incluirse dentro de los costes reconocidos por las adquisiciones de energía al régimen especial, a efectos de las liquidaciones de actividades y costes regulados según establece el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.
La energía eléctrica vendida, deberá ser cedida a la empresa distribuidora más próxima que tenga características técnicas y económicas suficientes para su ulterior distribución. En caso de discrepancia, la Dirección General de Política Energética y Minas o el órgano competente de la Administración autonómica, resolverán lo que proceda, previo informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía.
No obstante lo anterior, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar, a los efectos de la correspondiente liquidación económica, que la empresa distribuidora más próxima pueda adquirir la energía eléctrica de las instalaciones aunque ésta sobrepase sus necesidades, siempre que la citada empresa distribuidora esté conectada a otra empresa distribuidora, en cuyo caso cederá sus excedentes a esta última empresa.
Durante el período en el que la instalación participe en el mercado, quedarán en suspenso las condiciones económicas del contrato de venta que tuviera firmado con la empresa distribuidora, quedando vigentes el resto de condiciones, técnicas y de conexión incluidas en el contrato.
Sin perjuicio de la energía que pudieran tener comprometida mediante contratos bilaterales físicos, aquellas instalaciones de potencia instalada igual o inferior a 50 MW a las que no les pudiera ser de aplicación este real decreto, no estarán obligadas a presentar ofertas económicas al operador del mercado para todos los períodos de programación, y podrán realizar dichas ofertas para los períodos que estimen oportuno.
Hasta la fecha establecida en el párrafo primero de la presente disposición transitoria, no será de aplicación la exigencia contemplada en el artículo 12.1.d) para las instalaciones que hubieran elegido la opción a) del artículo 24.1 para la venta de su energía, salvo que vayan directamente al mercado de ofertas.
Hasta la fecha establecida en el párrafo primero de la presente disposición transitoria, estarán exentas del pago del coste de los desvíos las instalaciones de potencia instalada igual o inferior a 1 MW que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1.
Hasta el 30 de septiembre de 2007, estarán exentas del pago del coste de los desvíos las instalaciones de potencia instalada igual o inferior a 5 MW que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1.
Se prorroga la aplicación de lo dispuesto hasta el 31 de octubre de 2009, por la disposición adicional única del Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio. Ref. BOE-A-2009-10220
Redactados los apartados 1, 4 y 6 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 177, de 25 de julio de 2007. Ref. BOE-A-2007-14234
Disposición transitoria séptima. Repotenciación de instalaciones eólicas con fecha de inscripción definitiva anterior al 31 de diciembre de 2001.
Aquellas instalaciones eólicas con fecha de inscripción definitiva en el Registro de instalaciones de producción de energía eléctrica anterior al 31 de diciembre de 2001, podrán realizar una modificación sustancial cuyo objeto sea la sustitución de sus aerogeneradores por otros de mayor potencia, en unas condiciones determinadas, y que será denominada en lo sucesivo repotenciación.
Se establece un objetivo límite de potencia, a los efectos del régimen económico establecido en el presente real decreto de 2000 MW adicionales a la potencia instalada de las instalaciones susceptibles de ser repotenciadas, y que no se considerará a los efectos del límite establecido en el artículo 38.2.
(Suprimido).
Estas instalaciones deberán estar adscritas a un centro de control de generación y deberán disponer de los equipos técnicos necesarios para contribuir a la continuidad de suministro frente a huecos de tensión, de acuerdo con los procedimientos de operación correspondientes, exigibles a las nuevas instalaciones.
Siempre que la potencia instalada no se incremente en más de un 40 por ciento y que la instalación disponga de los equipos necesarios para garantizar que la potencia evacuable no vaya a superar en ningún momento la potencia eléctrica autorizada para su evacuación antes de la repotenciación, no será exigible una nueva solicitud de acceso al operador del sistema o gestor de la red de distribución que corresponda. En caso contrario, el titular de la instalación deberá realizar una nueva solicitud de acceso, en los términos previstos en el título IV 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.
Se suprime el apartado 3 por el art. 2.8 del Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero. Ref. BOE-A-2013-1117.
Disposición transitoria octava. Utilización de biomasa y/o biogás para las instalaciones de co-combustión.
Se establecen sendos periodos transitorios, en los que las instalaciones térmicas de régimen ordinario recogidas en el artículo 46 del presente real decreto podrán utilizar, además, biomasa de la considerada para el grupo b.8, en los términos establecidos en el anexo II, en los plazos y porcentajes siguientes:
Hasta el 31 de diciembre de 2013, podrán utilizar cualquier tipo de biomasa y/o biogás considerado para los grupos b.6, b.7 y b.8, en los términos establecidos en el anexo II.
Desde el 1 de enero de 2014 y hasta el 31 de diciembre de 2015, podrán utilizar hasta un 50 por ciento para la contribución conjunta de la biomasa considerada para el grupo b.8 medida por su poder calorífico inferior.
Disposición transitoria novena. Retribución por garantía de potencia para instalaciones de energía renovables no consumibles hasta el 31 de mayo de 2006.
A lo efectos del cálculo por garantía de potencia para las instalaciones de energía primaria renovable no consumible, desde la entrada en vigor del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y hasta el día 31 de mayo de 2006, si no existen cinco años de producción neta medida del mes m, la retribución de garantía de potencia para dichas instalaciones se calculará valorando la producción neta a 0,48 c€/kWh.
Disposición transitoria décima. Instalaciones que utilicen la cogeneración para el desecado de los subproductos de la producción de aceite de oliva.
Las instalaciones de régimen especial que a la entrada en vigor de este real decreto estuvieran utilizando la cogeneración para el secado de los subproductos procedentes del proceso de producción del aceite de oliva, utilizando como combustible la biomasa generada en el mismo, podrán acogerse a la presente disposición transitoria, para toda la vida de la instalación, mediante comunicación expresa a la Comisión Nacional de Energía.
Estas instalaciones estarán inscritas en el subgrupo a.1.3 del artículo 2, siendo el valor de la tarifa 14,6773 cent€/kWh, en lugar de la contemplada en el artículo 35 para estas instalaciones, a percibir durante un periodo máximo de 15 años desde su puesta en marcha.
A estas instalaciones les serán de aplicación la criterios de actualización contemplados en el artículo 44 de este real decreto para la categoría b.
Se modifica el segundo párrafo por el art. 2.9 del Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero. Ref. BOE-A-2013-1117.
Se modifica el primer párrafo por la disposición final 2.18 del Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre. Ref. BOE-A-2011-19242.
Se modifica la cuantía de la prima, durante el período comprendido entre el 1 de octubre hasta el 31 de diciembre de 2007, por la disposición adicional 5 del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero. Ref. BOE-A-2008-5159
Disposición derogatoria única. Derogación normativa.
Sin perjuicio de su aplicación transitoria en los términos previstos en el presente real decreto, queda derogado el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, así como cualquiera otra disposición de igual o inferior rango en lo que se oponga a este real decreto.
Disposición final primera. Modificación de las configuraciones de cálculo.
La modificación de las configuraciones, en el cálculo de energía intercambiada en fronteras de régimen especial, dadas de alta en los concentradores de sus encargados de la lectura como consecuencia de la entrada en vigor del Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético, serán solicitadas por los productores de régimen especial a su encargado de la lectura aportando la nueva información de acuerdo a lo establecido en los procedimientos de operación aplicables.
Los encargados de la lectura modificarán las configuraciones de cálculo de aquellas fronteras de régimen especial solicitadas que cumplan los nuevos requisitos de acuerdo a la información aportada y en los plazos establecidos en los procedimientos de operación aplicables.
Disposición final segunda. Modificación del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Se modifica el artículo 59 bis del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, como sigue:
«Artículo 59 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de transporte de nuevas instalaciones de producción en régimen especial.
Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de transporte deberá presentar ante la Dirección General de Política Energética y Minas resguardo de la Caja General de Depósitos de haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalaciones. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de transporte por parte del operador del sistema.
El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.»
No será necesaria la elevación de la cuantía, cuando correspondiera, del aval citado en el apartado 1 anterior a aquellas instalaciones que, a la entrada en vigor del presente real decreto, hubieran depositado el aval correspondiente al 2% del presupuesto de la instalación, vigente hasta la entrada en vigor de la presente disposición.
Se añade un nuevo artículo 66 bis, con la siguiente redacción:
«Artículo 66 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de distribución de nuevas instalaciones de producción en régimen especial.
Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de distribución deberá haber presentado, ante el órgano competente, un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalaciones. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de distribución por parte del gestor de la red de distribución.
Quedarán excluidas de la presentación de este aval las instalaciones fotovoltaicas colocadas sobre cubiertas o paramentos, ambos de edificaciones destinadas a vivienda, oficinas o locales comerciales o industriales.
El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instalación. En el caso de las instalaciones en las que no sea necesaria la obtención de una autorización administrativa, la cancelación será realizada cuando se realice la inscripción definitiva de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.»
Las instalaciones de producción en régimen especial que a la fecha de entrada en vigor de este real decreto no hayan obtenido la correspondiente autorización de acceso y conexión a la red de distribución, deberán presentar el resguardo mencionado en el artículo 66 (bis) del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, en un plazo máximo de tres meses a contar desde la fecha del presente real decreto. Transcurrido dicho plazo sin que el solicitante hubiera presentado el mismo, el órgano competente iniciará el procedimiento de cancelación de la solicitud.
Redactado el apartado 3 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 177, de 25 de julio de 2007. Ref. BOE-A-2007-14234
Disposición final tercera. Carácter básico.
Este real decreto tiene un carácter básico al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.22.ª y 25.ª de la Constitución.
Las referencias a los procedimientos de la sección segunda del capítulo II sólo serán aplicables a las instalaciones de competencia estatal y, en todo caso, se ajustarán a lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.
Redactado el párrafo segundo conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 177, de 25 de julio de 2007. Ref. BOE-A-2007-14234
Disposición final cuarta. Desarrollo normativo y modificaciones del contenido de los anexos.
Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo de este real decreto y para modificar los valores, parámetros y condiciones establecidas en sus anexos, si consideraciones relativas al correcto desarrollo de la gestión técnica o económica del sistema así lo aconsejan.
En particular se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar cuantas instrucciones técnicas sean necesarias para establecer un sistema de certificación de biomasa y biogás considerados para los grupos b.6, b.7 y b.8, que incluya la trazabilidad de las mismas.
Por resolución del Secretario de Estado de Energía, que habrá de publicarse en el “Boletín Oficial del Estado”, se podrán modificar al alza los objetivos límites de potencia de referencia establecidos en los artículos 35 a 42, siempre que se considere necesario y ello no comprometa la seguridad y estabilidad del sistema. Igualmente se habilita al Secretario de Estado de Energía a modificar, mediante resolución que habrá de publicarse en el “Boletín Oficial del Estado” el contenido del modelo de inscripción en el registro y el modelo de memoria-resumen anual que figuran en el anexo III y el anexo IV, respectivamente; así como el contenido del anexo XII relativo a los perfiles horarios para las instalaciones fotovoltaicas e hidráulicas.
El contenido técnico del anexo XIII relativo a la prueba de potencia neta para instalaciones hidráulicas y térmicas, podrá modificarse por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio.
Se modifican los 2 últimos párrafos por el art. 1.17 del Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre. Ref. BOE-A-2010-17976.
Disposición final quinta. Incorporación de derecho de la Unión Europea.
Mediante las disposiciones adicionales decimotercera y decimocuarta se incorporan al derecho español los artículos 7.4 y 7.5 de la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.
Disposición final sexta. Entrada en vigor.
El presente real decreto entrará en vigor el primer día del mes siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Dado en Madrid, el 25 de mayo de 2007.
JUAN CARLOS R.
El Ministro de Industria, Turismo y Comercio
JOAN CLOS I MATHEU
ANEXO I. Rendimiento mínimo para las instalaciones de producción
El rendimiento de las instalaciones viene dado por la fórmula:
R = (E + V)/Q
donde:
Q = consumo de energía primaria, medida por el poder calorífico inferior de los combustibles utilizados.
V = producción de calor útil o energía térmica útil definida de acuerdo con el apartado 1.a) del artículo 2 del presente real decreto. En el caso de que la demanda sea de refrigeración, la energía térmica útil correspondiente tomará el mismo valor que la demanda de refrigeración final que satisfaga la cogeneración.
E = energía eléctrica generada medida en bornes de alternador y expresada como energía térmica, con un equivalente de 1 kWh = 860 kcal.
Se considera como energía primaria imputable a la producción de calor útil (V) la requerida por calderas de alta eficiencia en operación comercial.
Se fija un rendimiento para la producción de calor útil igual al Ref H definido en el apartado 3 del presente anexo, que podrá ser revisado en función de la evolución tecnológica de estos procesos.
El rendimiento eléctrico equivalente (REE) de la instalación se determinará, considerando el apartado anterior, por la fórmula:
REE = E/[Q-(V/ Ref H)]
Siendo:
Ref H: Valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor que aparece publicado en el anexo II de la Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de 2006, por la que se establecen valores de referencia armonizados para la producción por separado de electricidad y calor, de conformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo o norma que lo transponga.
Para la determinación del rendimiento eléctrico equivalente en el momento de extender el acta de puesta en servicio, se contabilizarán los parámetros Q, V y E durante un período ininterrumpido de dos horas de funcionamiento a carga nominal.
A los efectos de justificar el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente en la declaración anual, se utilizarán los parámetros Q, V y E acumulados durante dicho período.
Será condición necesaria para poder acogerse al régimen especial regulado en este real decreto, para las instalaciones de producción del grupo a.1 del artículo 2.1 y para aquéllas que estén acogidas a la disposición transitoria segunda del presente real decreto y anteriormente les fuese de aplicación este requisito, que el rendimiento eléctrico equivalente de la instalación, en promedio de un período anual, sea igual o superior al que le corresponda según la siguiente tabla:
| Tipo de combustible | Rendimiento eléctrico equivalente - Porcentaje |
|---|---|
| Combustibles líquidos en centrales con calderas | 49 |
| Combustibles líquidos en motores térmicos | 56 |
| Combustibles sólidos | 49 |
| Gas natural y GLP en motores térmicos | 55 |
| Gas natural y GLP en turbinas de gas | 59 |
| Otras tecnologías y/o combustibles | 59 |
| Biomasa incluida en los grupos b.6 y b.8 | 30 |
| Biomasa y/o biogás incluido en el grupo b.7 | 50 |
Para aquellas instalaciones cuya potencia instalada sea menor o igual 1MW, el valor del rendimiento eléctrico equivalente mínimo requerido será un 10 por ciento inferior al que aparece en la tabla anterior por tipo de tecnología y combustible.
Quedan excluidos del cálculo del promedio de un período anual a que hace referencia el apartado anterior aquellas horas en las que la instalación haya sido programada por el operador del sistema para mantener su producción cuando el proceso consumidor asociado reduzca la potencia demandada en respuesta a una orden de reducción de potencia. Por tanto, los valores de Q, V y E serán los correspondientes al resto del período anual.
En las instalaciones que usen varios combustibles convencionales se aplicará un rendimiento eléctrico equivalente único, calculado a partir de los rendimientos de referencia para cada combustible. Por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio se aprobará la metodología para el cálculo y justificación del citado rendimiento eléctrico equivalente único.
Para la verificación del rendimiento eléctrico equivalente, tanto para las instalaciones existentes como nuevas, se instalarán equipos de medida locales y totalizadores. Cada uno de los parámetros Q, V y E deberá tener como mínimo un equipo de medida.
Se modifica el apartado 6 por el art. 1.18 del Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre. Ref. BOE-A-2010-17976.
ANEXO II. Biomasa y biogás que pueden incluirse en los grupos grupos b.6, b.7 y b.8 del artículo 2.1
A. Ámbito de aplicación
A los efectos de lo establecido en este real decreto, se entenderá por biomasa la fracción biodegradable de los productos, subproductos y residuos procedentes de la agricultura (incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal), de la silvicultura y de las industrias conexas, así como la fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales.
Las comunidades autónomas, en el ámbito de sus competencias, podrán considerar, para el caso de las biomasas forestales, disponibilidades y requerimientos de materias primas de los sectores relacionados con la transformación de la madera, en el largo plazo, estableciendo, en su caso, los correspondientes mecanismos de ajuste.
Los tipos de biomasa y biogás considerados en el artículo 2.1 aparecen descritos a continuación:
Productos incluidos en el grupo b.6.
Productos incluidos en el subgrupo b.6.1.
Cultivos energéticos agrícolas.
Biomasa, de origen agrícola, producida expresa y únicamente con fines energéticos, mediante las actividades de cultivo, cosecha y, en caso necesario, procesado de materias primas recolectadas. Según su origen se dividen en: herbáceos o leñosos.
Cultivos energéticos forestales.
Biomasa de origen forestal, procedente del aprovechamiento principal de masas forestales, originadas mediante actividades de cultivo, cosecha y en caso necesario, procesado de las materias primas recolectadas y cuyo destino final sea el energético.
Productos incluidos en el subgrupo b.6.2.
Residuos de las actividades agrícolas.
Biomasa residual originada durante el cultivo y primera transformación de productos agrícolas, incluyendo la procedente de los procesos de eliminación de la cáscara cuando corresponda. Se incluyen los siguientes productos:
Residuos agrícolas herbáceos:
1.1. Del cultivo de cereales: pajas y otros.
1.2. De producciones hortícolas: residuos de cultivo de invernadero.
1.3. De cultivos para fines agroindustriales, tales como algodón o lino.
1.4. De cultivos de legumbres y semillas oleaginosas.
Residuos agrícolas leñosos: procedentes de las podas de especies agrícolas leñosas (olivar, viñedos y frutales).
Residuos de las actividades de jardinería.
Biomasa residual generada en la limpieza y mantenimiento de jardines.
Productos incluidos en el subgrupo b.6.3:
Residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes.
Biomasa residual producida durante la realización de cualquier tipo de tratamiento o aprovechamiento selvícola en masas forestales, incluidas cortezas, así como la generada en la limpieza y mantenimiento de los espacios verdes.
Productos incluidos en el grupo b.7.
Productos incluidos en el subgrupo b.7.1:
Biogás de vertederos.
Productos incluidos en el subgrupo b.7.2, biogás procedente de la digestión anaerobia en digestor de los siguientes residuos, tanto individualmente como en co-digestión:
residuos biodegradables industriales.
lodos de depuradora de aguas residuales urbanas o industriales.
residuos sólidos urbanos.
residuos ganaderos.
residuos agrícolas.
otros a los cuales sea aplicable dicho procedimiento de digestión anaerobia.
Productos incluidos en el subgrupo b.7.3:
Estiércoles mediante combustión.
Biocombustibles líquidos y subproductos derivados de su proceso productivo.
Productos incluidos en el grupo b.8.
Productos incluidos en el subgrupo b.8.1, Biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola:
Residuos de la producción de aceite de oliva y aceite de orujo de oliva.
Residuos de la producción de aceitunas.
Residuos de la extracción de aceites de semillas.
Residuos de la industria vinícola y alcoholera.
Residuos de industrias conserveras.
Residuos de la industria de la cerveza y la malta.
Residuos de la industria de producción de frutos secos.
Residuos de la industria de producción de arroz.
Residuos procedentes del procesado de algas.
Otros residuos agroindustriales.
Productos incluidos en el subgrupo b.8.2, Biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal:
Residuos de las industrias forestales de primera transformación.
Residuos de las industrias forestales de segunda transformación (mueble, puertas, carpintería).
Otros residuos de industrias forestales.
4 Residuos procedentes de la recuperación de materiales lignocelulósicos (envases, palets, muebles, materiales de construcción,...)
Productos incluidos en el subgrupo b.8.3:
Licores negros de la industria papelera.
Productos incluidos instalaciones de co-combustión.
Cualquiera de los indicados en los grupos b.6, b.7 y b.8 anteriores, cuando estos sean empleados en centrales térmicas convencionales mediante tecnologías de co-combustión.
B. Exclusiones.
No se considerarán biomasa o biogás, a los efectos del presente real decreto:
Combustibles fósiles, incluyendo la turba, y sus productos y subproductos.
Residuos de madera:
Tratados químicamente durante procesos industriales de producción.
Mezclados con productos químicos de origen inorgánico.
De otro tipo, si su uso térmico está prohibido por la legislación.
Cualquier tipo de biomasa o biogás contaminado con sustancias tóxicas o metales pesados.
Papel y cartón.
Textiles.
Cadáveres animales o partes de los mismos, cuando la legislación prevea una gestión de estos residuos diferente a la valorización energética.
C. Eficiencia energética.
Los sistemas de generación eléctrica a condensación, con biomasa y/o biogás deberán alcanzar los siguientes niveles de eficiencia para su generación bruta de energía eléctrica:
Un mínimo del 18 % para potencias hasta 5 MW
Un mínimo del 20 % para potencias entre 5 y 10 MW
Un mínimo del 22 % para potencias entre 10 y 20 MW
Un mínimo del 24 % para potencias entre 20 y 50 MW
El cálculo de la eficiencia se realizará conforme a la siguiente fórmula:
Eficiencia = [PEB] x 0,086
EPC
Donde:
[PEB]: producción eléctrica bruta anual, en MWh.
EPC: energía primaria consumida, en toneladas equivalentes de petróleo, contabilizando a PCI (poder calorífico inferior).
El hecho de no alcanzar los niveles de eficiencia establecidos podrá dar lugar a la revocación de la condición de productor de electricidad en régimen especial, o a la suspensión del régimen económico regulado en el presente real decreto.
Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 177, de 25 de julio de 2007. Ref. BOE-A-2007-14234
ANEXO III. Modelo de inscripción en el registro
| ___ | |
|---|---|
| Datos de la resolución: | |
| Tipo de resolución | |
| Datos de la instalación: | |
| N.º de Registro MITYC | |
| N.º de Registro inscripción autonómica provisional | |
| N.º de Registro inscripción autonómica definitiva | |
| Nombre | |
| Emplazamiento: calle o plaza, paraje, etc. | |
| Municipio /Código postal de la instalación | |
| Provincia | |
| Empresa distribuidora a la que vierte | |
| Hibridación | |
| Potencia nominal total de la instalación (KW) | |
| Potencia neta total de la instalación (KW) resultante de la prueba de potencia | |
| Potencia pico total de la instalación (KWp) (3) | |
| Datos de la fase o ampliación: | |
| Nombre de la fase | |
| Identificador CIL | |
| Potencia nominal de fase (KW) | |
| Potencia neta de fase (KW) resultante de la prueba de potencia | |
| RD en el que se inscribe | |
| Grupo al que pertenece (artículo 2) | |
| Tipo de Tecnología (1) | |
| Potencia pico de fase (KWp) (3) | |
| Tecnología de seguimiento (4) | |
| Hidráulica | |
| Río | |
| Salto (altura en m) | |
| Caudal (m3/s) | |
| Térmica | |
| Tipo de combustible principal (2) | |
| Otros combustibles o detalle del combustible principal | |
| Titular | |
| Nombre: | |
| Dirección | |
| Municipio/Código Postal | |
| Provincia | |
| Datos de fechas | |
| Fecha de Puesta en Servicio para pruebas | |
| Fecha de Puesta en Servicio definitiva | |
| Fecha de inscripción previa | |
| Fecha de inscripción definitiva | |
| Fecha de resolución o efecto del cambio | |
| Régimen económico: | |
| Opción de venta | |
| Número de expediente de preasignación | |
| Fecha de la convocatoria de preasignación |
(1) Tipo de tecnología: Cogeneración, fotovoltaica, solar termoeléctrica, eólica, hidráulica, térmica, residuos, tratamiento de residuos.
(2) Combustible principal: Gas natural, gasóleo, fuel, propano, carbón, calor residual, GLP, Biocombustibles líquidos, estiércoles, RSU, residuos industriales, gas residual, cultivos energéticos agrícolas o forestales, residuos actividad agrícolas o jardinería, residuo aprovechamiento forestal o silvícola, biogás de vertedero, biogás de digestión, biomasa industrial agrícola, biomasa industrial forestal, licores negros.
(3) Potencia pico: Suma de las potencias unitarias de los paneles fotovoltaicos.
(4) Tecnología de seguimiento: Fija, seguimiento a un eje, seguimiento a dos ejes.
Se modifica por la disposición final 2 de la Orden ITC/688/2011, de 30 de marzo. Ref. BOE-A-2011-5757.
Se modifica por el art. 1.19 del Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre. Ref. BOE-A-2010-17976.
ANEXO IV. Memoria-resumen anual
ANEXO V. Complemento por energía reactiva
Se considerarán para todas las unidades de régimen especial los siguientes valores del factor de potencia y los correspondientes valores porcentuales de bonificación/penalización:
| Rango del factor de potencia | Bonificación por cumplimiento % | Penalización por incumplimiento % |
|---|---|---|
| Obligatorio . | 0,00 | 3,00 |
| Entre 0,995 inductivo y 0,995 capacitivo . | 4,00 | 0,00 |
Se establece el rango del factor de potencia obligatorio de referencia, entre 0,98 capacitivo y 0,98 inductivo.
La regulación del factor de potencia se realizará en el punto de conexión con el sistema y se obtendrá haciendo uso del equipo de medida contador-registrador de la instalación. Se calculará con tres cifras decimales y el redondeo se hará por defecto o por exceso, según que la cuarta cifra decimal sea o no menor de cinco.
Los porcentajes de complemento se aplicarán con periodicidad horaria, realizándose, al finalizar cada mes, un cómputo mensual, que será facturado y liquidado según corresponda.
Se modifica por el art. 1.20 del Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre. Ref. BOE-A-2010-17976.
Redactado conforme a las correcciones de errores publicadas en BOE núms. 316, de 29 de diciembre de 2010. Ref. BOE-A-2010-20001 y 59, de 10 de marzo de 2011. Ref. BOE-A-2011-4395.
ANEXO VI. Solicitud de inclusión de las instalaciones de co-combustión en el artículo 46
A efectos de inclusión en el artículo 46 de las instalaciones de co-combustión se deberá aportar la siguiente información:
A) DATOS DE LA CENTRAL TERMICA POR CADA UNO DE SUS GRUPOS
1) Combustible utilizado.
– Tipo de combustible:
– Poder calorífico medio (kcal/kg):
– Cantidad anual utilizada (t/año):
– Coste total adquisición del combustible (€/año):
2) Potencia de la central
– Potencia térmica de la caldera (MW):
– Rendimiento de la caldera (%):
– Presión del vapor (bar):
– Temperatura del vapor (ºC):
– Caudal nominal de vapor (t/h):
– Potencia térmica de la turbina de gas (MW):
– Potencia total bruta nominal de la central (MW):
– Potencia total neta nominal de la central (MW):
– Potencia total bruta nominal de la turbina de gas (MW):
– Potencia total neta nominal de la turbina de gas (MW):
– Potencia bruta media anual de la central (MW):
– Potencia neta media anual de la central (MW):
3) Energía producida y rendimientos
– Horas anuales de funcionamiento:
– Energía bruta producida anualmente (MWh/año):
– Energía neta producida anualmente (MWh/año):
– Ratio de consumo de combustible por kWe bruto nominal producido (kg/kWe y kWt/kWe):
– Ratio de consumo de combustible por kWe neto nominal producido (kg/kWe y kWt/kWe):
– Ratio de consumo medio de combustible por kWe bruto medio producido (kg/kWe y kWt/kWe):
– Ratio de consumo medio de combustible por kWe neto medio producido (kg/kWe y kWt/kWe):
B) CARACTERÍSTICAS DE LA PLANTA DE CO-COMBUSTION
Descripción de la instalación de co-combustión:
1) Combustible 1,2,….
– Denominación:
– Poder calorífico medio en base seca (kcal/kg):
– Humedad media (%):
– Poder calorífico medio en base humedad (kcal/kg):
– Cantidad anual consumida (t/año):
– Cantidad anual consumida (MWh/año):
– Coste total de adquisición del combustible en planta (€/año):
2) Potencia
– Potencia térmica de la instalación de co-combustión para un poder calorífico inferior del combustible de 3.500 kcal/kg en base seca (MW):
– Incremento/decremento de la potencia bruta nominal de la central por motivo de la instalación de co-combustión (MW y % sobre la potencia bruta nominal de la central):
– Aumento/disminución de consumos propios de la central por motivo de la instalación de cocombustión (MW y % sobre las potencias medias y nominales de la central):
3) Energía producida:
– Horas anuales de funcionamiento de la central térmica:
– Horas anuales de funcionamiento de la instalación de co-combustión:
– Energía eléctrica total bruta producida por la central una vez instalada la co-combustión (MWh/año):
– Energía eléctrica total bruta producida por la central una vez instalada la co-combustión (MWh/año):
– Energía eléctrica bruta producida por la central debido al combustible consumido por la cocombustión (MWh/año):
– Ratio de consumo de combustible convencional + biomasa y/o biogás por kWe bruto nominal producido (kg/kWe y kWt/kWe):
– Ratio de consumo de combustible convencional + biomasa y/o biogás por kWe neto nominal producido (kg/kWe y kWt/kWe):
– Ratio de consumo de combustible convencional + biomasa y/o biogás por kWe bruto medio producido (kg/kWe y kWt/kWe):
– Ratio de consumo de combustible convencional + biomasa y/o biogás por kWe neto medio producido (kg/kWe y kWt/kWe):
4) Inversión:
– Coste de inversión de la instalación de co-combustión (€):
5) Personal:
– Número total de personas contratadas para la operación de la instalación de co-combustión, horas/año trabajadas y coste total de ese personal.
6) Tecnología empleada:
– Descripción de la tecnología de co-combustión:
– Consumos propios asociados a la manipulación del combustible:
7) Descripción Sistema de medición biomasa y/o biogás:
ANEXO VII. Actualización de la retribución de las instalaciones de la categoría a)
Los métodos de actualización de tarifas y complementos retributivos que se muestran en este anexo se basan en las variaciones de los índices de precios de combustibles (en adelante IComb) y la variación del IPC.
Para el caso del subgrupo a.1.1 se tomará como IComb el siguiente valor:
IComb = CbmpGN
Siendo:
CbmpGN: Coste base de la materia prima del gas natural en el trimestre en que vaya a ser de aplicación (c€/kWh PCS), que se publicará por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, en el «Boletín Oficial del Estado», durante el primer mes del trimestre natural en el que vaya a ser de aplicación, y que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
CbmpGN = Cn + TP
Donde:
Cn: El coste de la materia prima calculada de acuerdo con la formulación recogida en el artículo 8 de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, tomando nulos los valores de los términos PRQ y α, y los del resto de valores, los de aplicación en el trimestre correspondiente.
TP: Término de peaje en c€/kWh que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
| TP=12 x | (Trc+ Tf+ 0,72 * Tfr) | + Tcv+ 0,72*Tvr+ | 0,72 * 5 * TGNLv |
|---|---|---|---|
| TP=12 x | 229 | + Tcv+ 0,72*Tvr+ | 1000 |
Siendo:
Trc: Término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución, expresado en c€/kWh/día/mes.
Tf: Componente fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución, escalón 2.4, expresado en c€/kWh/día/mes.
Tfr: Término fijo del peaje de regasificación, expresado en c€/kWh/día/mes.
Tcv: Componente variable del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresado en c€/kWh.
Tvr: Término variable del peaje de regasificación, expresado en c€/kWh.
TGNLv: Canon de almacenamiento de GNL, expresado en c€/MWh/día.
Para el subgrupo a.1.2 se tomará como ICombn el valor medio, durante el trimestre natural «n», del coste medio CIF del crudo importado por España, obtenido de los datos publicados mensualmente por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en el Boletín Estadístico de Hidrocarburos, dividido por el correspondiente al tercer trimestre de 2006 y multiplicado por 100.
Los valores de referencia iniciales de estos índices de precios de combustible, con los que se han realizado los cálculos que han dado lugar a los valores de tarifas y primas que figuran en el artículo 35 del presente Real Decreto, son:
Índice de precios CIF del crudo importado por España (PF0): 100.
Porcentaje de variación del IPC: -0,556 %.
Coste base de la materia prima del gas natural en el 3.er trimestre de 2009 (CbmpGN): 1,9131.
Actualización de tarifas y primas para los subgrupos a.1.1 y a.1.2.
a.1.) Tarifas
Las tarifas con que se remunera la producción neta de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 que vienen recogidos en el artículo 35 del presente real decreto, serán actualizados trimestralmente por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, mediante la correspondiente orden de acuerdo con la siguiente fórmula de actualización:
Pvn+1 = Pvn * (1+ IPCn) * (1+ δnPv) (1)
Donde:
Pvn+1 : Tarifa vigente en el trimestre «n+1».
Pvn: Tarifa de venta vigente en el trimestre «n».
IPCn: Porcentaje de variación en el trimestre del IPC.
δnPv: Corrección global por el índice del precio de combustible que le corresponda (IComb) y por el crecimiento en la tasa del IPC real
Siendo a su vez:
δnPv = AδnlComb + BΔnIPC (2)
Donde:
δnlComb = [(1 + ΔnlComb) / (1 + IPCn)] -1
siendo:
ΔnlComb = (ICombn - ICombn-1) / ICombn-1
lCombn: Índice del precio del combustible tras la actualización para el trimestre «n»
ΔnIPC = (IPCn - IPC n - 1)
A, B: coeficientes fijos de actualización dependientes del nivel de potencia y del combustible utilizado. Los valores aparecen recogidos en la tabla nº1 que se adjunta a este anexo.
a.2.) Prima
Del mismo modo se procederá a actualizar trimestralmente el prima definido en el artículo 27 de este real decreto, para los subgrupos a.1.1. y a.1.2., sustituyendo en la anterior fórmula (1) respectivamente
Pvn+1 por Crn+1 y Pvn por Crn, así la expresión de la fórmula de actualización de la prima queda de este modo:
Crn+1 = Crn * (1+ IPCn) * (1+ δnPv) (3)
siendo aplicables los mismos términos/coeficientes y la misma metodología definidos anteriormente, en el apartado a.1) de este anexo, para la actualización de la tarifa y que son comunes en cuanto a fórmulas de actualización.
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio procederá a realizar la actualización de las primas a que hace referencia este apartado, con una periodicidad trimestral en función del índice de los precios de combustibles y en función también de la evolución del IPC.
Tabla con los coeficientes A y B de la fórmula de actualización (2) del apartado a.1) de este anexo
Tabla n.º 1
| Combustible | Potencia (MW) | A | B |
|---|---|---|---|
| G.N. | P < 1 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 | 0,5404 0,6379 0,6544 0,6793 | - 0,0402 - 0,0318 - 0,0292 - 0,0268 |
| Gasóleo y G.L.P | P < 1 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 | 0,6203 0,7215 0,7401 0,7601 | - 0,0269 - 0,0168 - 0,0150 - 0,0123 |
| Fuel Oil | P < 1 | 0,5872 | - 0,0295 |
| Fuel Oil | 1 < P < 10 10 < P < 25 25 < P < 50 | 0,6956 0,7153 0,7440 | - 0,0186 - 0,0164 - 0,0135 |
Actualización de tarifas y primas para el subgrupo a.1.4 y el grupo a.2.
Para las instalaciones del el grupo a.2 se efectuará una sola actualización anual de tarifas y primas de acuerdo con la evolución del IPC publicado por el Ministerio de Economía a través del Instituto Nacional de Estadística. Para la actualización del subgrupo a.1.4, se tendrá en cuenta la variación del precio del carbón en los mercados internacionales.
Tarifa
Pvn+1 = Pvn * (1+ IPCn)
Prima
Crn+1 = Crn * (1+ IPCn)
Corrección por antigüedad para las instalaciones de los grupos a.1.1 y a.1.2.
A aquellas instalaciones de los grupos a.1.1 y a.1.2 que hayan superado el número de años de explotación que se indica en el artículo 44.1 se les aplicará una corrección por antigüedad de manera que los valores de Pv y Cr vendrán expresados como un producto de las tarifas o primas actualizados que les correspondan, multiplicados por un coeficiente fijo de valor 0,83 corrector de la tarifa y por un coeficiente «β» corrector de la prima, determinado a partir de la expresión siguiente:
β=1 - 0,17 (Pv /Cr)
función de la relación Pv/Cr distinta para cada nivel de potencia
Se modifica por la disposición final 1 de la Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2009-21173.
Se modifica por la disposición final 1 de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2007-17078.
Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 177, de 25 de julio de 2007. Ref. BOE-A-2007-14234
ANEXO VIII. Solicitud de retribución específica para las instalaciones del grupo b.3
Para la solicitud de la tarifa específica por kWh a la que se refiere el artículo 39, se presentará un anteproyecto que describa de forma exhaustiva la instalación, donde al menos se desarrollen los apartados que se listan a continuación.
CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
Potencia de la instalación
– Potencia unitaria por dispositivo:
– Potencia total:
Tecnología empleada
– Descripción de la tecnología:
– Vida útil de los equipos de la instalación:
Equipos principales
– Desarrollo: %Nacional %UE %Internacional
– Fabricación: %Nacional %UE %Internacional.
Energía producida
– Horas anuales de funcionamiento de la central:
– Energía eléctrica total bruta producida por la central.
Inversión
– Coste de inversión de la instalación (€) desglosada:
– Coste de desmantelamiento (€):
Coste de operación y mantenimiento
– Número total de personas contratadas para la operación de la instalación, horas/año trabajadas y coste total de ese personal.
– Seguros
– Cánones
– Disponibilidad del sistema
Se modifica el primer párrafo por el art. 2.10 del Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero. Ref. BOE-A-2013-1117.
ANEXO IX. Aprovechamiento de calor útil para climatización de edificios
Cuando el aprovechamiento del calor útil se realice con el propósito indistinto de utilización como calor o frío para climatización de edificios, se habrá de considerar un periodo de tiempo distinto de un año para la determinación del rendimiento eléctrico equivalente, definido según el anexo I.
Dado que las condiciones climatológicas son diferentes para cada lugar y pueden variar de un año a otro, en lugar de considerar un periodo concreto se procede, a efectos remunerativos, al cálculo de la electricidad que, asociada a la energía térmica útil real de climatización, cumpliría con el rendimiento eléctrico equivalente requerido:
| EREE0 = | V | V | V | V | V | V | [*] |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EREE0 = | Re ƒH · | ( | 1 | - | 1 | ) | [*] |
| EREE0 = | Re ƒH · | ( | ηe | - | REE0 | ) | [*] |
Siendo:
EREE0: Energía eléctrica que cumpliría con el rendimiento eléctrico equivalente mínimo requerido, considerando la energía térmica útil real medida. Esta energía eléctrica no podrá superar el valor de la electricidad vendida a la red en el periodo.
V: Calor o energía térmica útil, de acuerdo con la definición del apartado a) del artículo 2.1 de este real decreto. En el caso en que la demanda sea de refrigeración, la energía térmica útil correspondiente tomará el mismo valor que la demanda de refrigeración final que satisfaga la cogeneración.
Ref H: Valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor según se define en el anexo I de este real decreto.
ηe: Rendimiento exclusivamente eléctrico de la instalación (E/Q).
Para el caso de aprovechamiento de calor útil para climatización de edificios, se contemplan dos revisiones anuales semestrales, en las que se evaluará y liquidará de forma extraordinaria para el periodo correspondiente de octubre a marzo (1º semestre) y para el de abril a septiembre (2º semestre), el valor de la expresión anterior de energía eléctrica (EREE0) en cada uno de esos periodos.
A efectos prácticos y operativos para realizar las liquidaciones parciales durante el mes inmediatamente posterior al periodo a liquidar, se distinguirá entre las dos opciones de venta posibles:
Tarifa regulada (artículo 24.1.a): la instalación, durante el periodo contemplado, habrá de percibir por la energía vendida al sistema el 65 por ciento de la tarifa regulada que le corresponda en cada momento. Efectuándose una liquidación final semestral resultado de aplicar al valor definitivo de EREE0 el 35 por ciento del valor de la tarifa regulada media ponderada del periodo de liquidación que le corresponda a esa instalación. Se entiende como tarifa media ponderada el cociente entre el sumatorio de los productos de la electricidad que la instalación cede al sistema en cada momento por el valor de la tarifa regulada de ese momento y el total de la electricidad cedida por la instalación al sistema en el periodo. Se tomará el anterior valor de EREE0 siempre que sea igual o inferior a la energía cedida al sistema. Si no fuera así, el 35 por ciento de la tarifa media ponderada aplicará sólo sobre la electricidad cedida al sistema.
Opción mercado (artículo 24.1.b): la instalación, durante el periodo contemplado, recibirá sólo el precio del mercado más los complementos del mercado que le correspondan en cada momento. Efectuándose una liquidación final semestral resultado de aplicar al valor definitivo de EREE0 la prima media ponderada del periodo de liquidación. Se entiende como prima media ponderada el cociente entre el sumatorio de los productos de la electricidad que la instalación vende al mercado en cada momento por el valor de la prima en ese momento y el total de la electricidad vendida por la instalación al mercado en el periodo. Se tomará el anterior valor de EREE0 siempre que sea igual o inferior a la energía vendida al mercado. Si no fuera así, la prima media ponderada aplicará sólo sobre la electricidad vendida al mercado.
Independientemente de la opción de venta elegida, en el caso en que el valor de la electricidad obtenida de la fórmula [*] anterior fuera superior a la electricidad generada neta en el periodo, se procederá al cálculo del rendimiento eléctrico equivalente que corresponde a los valores de la energía térmica útil medida junto al de la electricidad generada bruta, ambas en el periodo, con el fin de que con el valor del rendimiento eléctrico equivalente calculado de esta forma se aplique el complemento por eficiencia definido en el artículo 28 del presente real decreto.
Redactado el apartado 1 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm.177, de 25 de julio de 2007. Ref. BOE-A-2007-14234
ANEXO X. Retribución de las instalaciones híbridas
Para las instalaciones reguladas en el artículo 23, la energía a retribuir en cada uno de los grupos o subgrupos será la siguiente:
Hibridaciones tipo 1:
| Eri = E ⋅ | ( | Ci | ) |
|---|---|---|---|
| Eri = E ⋅ | ( | Cb | ) |
siendo:
Eri: energía eléctrica retribuida según la tarifa o prima para el combustible i.
E: total energía eléctrica vertida a la red.
Ci: Energía primaria total procedente del combustible i (calculada por masa y PCI).
Cb: Energía primaria total procedente de los distintos tipos de biomasa/biogás/residuo (calculada como sumatorio de Ci).
Hibridaciones tipo 2:
| Ers = E - | n | Eri |
|---|---|---|
| Ers = E - | Σ | Eri |
| Ers = E - | 1 | Eri |
Eri: energía eléctrica retribuida según la tarifa o prima para el combustible i.
E: total energía eléctrica vertida a la red.
Ers: energía eléctrica retribuida según la tarifa o prima para el subgrupo b.1.2.
Ci: Energía primaria total procedente del combustible i (calculada por masa y PCI).
ηb = Rendimiento, en tanto por uno, de la instalación para biomasa/biogás/residuo, igual a 0,21.
ANEXO XI. Acceso y conexión a la red
El acceso y conexión a la red, y las condiciones de operación para las instalaciones de generación de régimen especial, así como el desarrollo de las instalaciones de red necesarias para la conexión y costes asociados, se resolverán según lo establecido en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre y en el Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre y la normativa que lo desarrolla, con las condiciones particulares que se establecen en el presente real decreto. En el caso de no aceptación, por parte del titular, de la propuesta alternativa realizada por la empresa distribuidora ante una solicitud de punto de acceso y conexión, podrá solicitar al órgano competente la resolución de la discrepancia, que deberá dictarse y notificarse al interesado en el plazo máximo de tres meses a contar desde la fecha de la solicitud.
Asimismo, deberán observarse los criterios siguientes:
Los titulares que no tengan interconectados en paralelo sus grupos con la red de transporte o las redes de distribución tendrán todas sus instalaciones receptoras o sólo parte de ellas conectables por un sistema de conmutación, bien a la red general bien a sus grupos generadores, que asegurará que en ningún caso puedan quedar sus grupos generadores conectados a dicha red.
Los titulares que tengan interconectados en paralelo sus grupos con la red de transporte o las redes de distribución y lo estarán en un solo punto, salvo circunstancias especiales debidamente justificadas y autorizadas por la Administración competente, y podrán emplear generadores síncronos o asíncronos.
Estos titulares deberán cortar la conexión con la red de transporte o distribución y si, por causas de fuerza mayor u otras debidamente justificadas y aceptadas por la Administración competente o establecidas en los procedimientos de operación, la empresa distribuidora o transportista o el operador del sistema lo solicita. Las condiciones del servicio normal deberán, sin embargo, ser restablecidas lo más rápidamente posible. Cuando se dé esa circunstancia se informará al órgano competente.
En relación con la potencia máxima admisible en la interconexión de una instalación de producción en régimen especial o conjunto de instalaciones que compartan punto de conexión a la red, se tendrán en cuenta los siguientes criterios, según se realice la conexión con la distribuidora a una línea o directamente a una subestación:
1.º Líneas: la potencia total de la instalación, o conjunto de instalaciones, conectadas a la línea no superará el 50 por ciento de la capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto.
2.º Subestaciones y centros de transformación (AT/BT): la potencia total de la instalación, o conjunto de instalaciones, conectadas a una subestación o centro de transformación no superará el 50 por ciento de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión.
Las instalaciones del grupo b.1 tendrán normas específicas que se dictarán por los órganos que tengan atribuida la competencia siguiendo los criterios anteriormente relacionados.
Siempre que se salvaguarden las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico, y con las limitaciones que, de acuerdo a la normativa vigente se establezcan por el operador del sistema o en su caso por el gestor de la red distribución, los generadores de régimen especial tendrán prioridad para la evacuación de la energía producida frente a los generadores de régimen ordinario, con particular preferencia para la generación de régimen especial no gestionable a partir de fuentes renovables. Asimismo, con el objetivo de contribuir a una integración segura y máxima de la generación de régimen especial no gestionable el operador del sistema considerará preferentes aquellos generadores cuya adecuación tecnológica contribuya en mayor medida a garantizar las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico.
A los efectos de este real decreto, se define como generación no gestionable aquella cuya fuente primaria no es controlable ni almacenable y cuyas plantas de producción asociadas carecen de la posibilidad de realizar un control de la producción siguiendo instrucciones del operador del sistema sin incurrir en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza de la previsión de producción futura no es suficiente para que pueda considerarse como programa.
En principio, se consideran como no gestionables los generadores de régimen especial que de acuerdo a la clasificación establecida en este real decreto se encuentren incluidos en los grupos b.1, b.2 y b.3, así como los generadores hidráulicos fluyentes integrados en los grupos b.4 y b.5, salvo valoración específica de gestionable de una planta generadora a realizar por el operador del sistema, con la consecuente aplicación de los requisitos o condicionantes asociados a dicha condición.
En lo relativo a la conexión a la red, en caso de limitaciones en el punto de conexión derivadas de viabilidad física o técnica para expansión de la misma, o por la aplicación de los criterios de desarrollo de la red, los generadores de régimen especial a partir de fuentes de energía renovable tendrán prioridad de conexión frente al resto de los generadores. Esta prioridad será de aplicación durante el plazo en el que concurran varias instalaciones en condiciones de celebrar el Contrato Técnico de Acceso.
Siempre que sea posible, se procurará que varias instalaciones productoras utilicen las mismas instalaciones de evacuación de la energía eléctrica, aun cuando se trate de titulares distintos. Los órganos de la Administración competente, cuando autoricen esta utilización, fijarán las condiciones que deben cumplir los titulares a fin de no desvirtuarse las medidas de energía eléctrica de cada una de las instalaciones de producción que utilicen dichas instalaciones de evacuación.
Cuando varios generadores de régimen especial compartan punto de conexión a la red de transporte, la tramitación de los procedimientos de acceso y conexión, ante el operador del sistema y transportista titular del parque correspondiente, así como la coordinación con éste último tras la puesta en servicio de la generación, deberá realizarse de forma conjunta y coordinada por un Interlocutor Unico de Nudo que actuará en representación de los generadores, en los términos y con las funciones que se establezcan.
Para instalaciones o agregaciones de las mismas, de más de 10 MW, con conexión existente y prevista a la red de distribución, y tras la conclusión de su aceptabilidad por el gestor de distribución, éste solicitará al operador del sistema su aceptabilidad desde la perspectiva de la red de transporte en los procedimientos de acceso y conexión. Se considera agregación el conjunto de generadores existentes o previstos, o agrupaciones de éstos de acuerdo con la definición de agrupación recogida en el artículo 18, con potencia instalada mayor de 1 MW y con afección mayoritaria sobre un mismo nudo de la red de transporte.
Asimismo, el gestor de la red de distribución informará al operador del sistema sobre la resolución de los procedimientos de acceso y conexión de todas las instalaciones incluidas en el ámbito del presente real decreto.
Antes de la puesta en tensión de las instalaciones de generación y de conexión a red asociadas, se requerirá el informe de verificación de las condiciones técnicas de conexión del operador del sistema o del gestor de la red de distribución que acredite el cumplimiento de los requisitos para la puesta en servicio de la instalación según la normativa vigente, sobre la base de la información aportada por los generadores. Su cumplimiento será acreditado, en su caso, por la Comisión Nacional de la Energía o el órgano de la Administración competente.
Los gastos de las instalaciones necesarios para la conexión serán, con carácter general, a cargo del titular de la central de producción.
Si el órgano competente apreciase circunstancias en la red de la empresa adquirente que impidieran técnicamente la absorción de la energía producida, fijará un plazo para subsanarlas. Los gastos de las modificaciones en la red de la empresa adquirente serán a cargo del titular de la instalación de producción, salvo que no fueran exclusivamente para su servicio; en tal caso, correrán a cargo de ambas partes de mutuo acuerdo, teniendo en cuenta el uso que se prevé que van a hacer de dichas modificaciones cada una de las partes. En caso de discrepancia resolverá el órgano correspondiente de la Administración competente.
Para la generación no gestionable, la capacidad de generación de una instalación o conjunto de instalaciones que compartan punto de conexión a la red no excederá de 1/20 de la potencia de cortocircuito de la red en dicho punto.
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