LegalizeReal Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos
a: Año de autorización de explotación definitiva de la instalación tipo.
p: Primer año del semiperiodo regulatorio «j».
tj-1: Tasa de actualización con la que se calcularon los parámetros retributivos en el semiperiodo regulatorio anterior «j–1».
Ingfi,j-1: Estimación de los ingresos de explotación futuros de la instalación tipo que se consideraron en el cálculo de los parámetros retributivos del semiperiodo «j-1» para el año «i», que incluían los ingresos procedentes de la venta de la energía en el mercado y, en su caso, los ingresos derivados de la retribución a la operación y los ingresos regulados en los apartados 2 y 3 del artículo 24, a los que se añaden los ingresos derivados de la retribución a la inversión, expresado en €/MW.
Cexpi,j-1: Estimación del coste futuro de explotación de la instalación tipo que se consideró en el cálculo de los parámetros retributivos del semiperiodo «j–1» para el año «i», por unidad de potencia, expresado en €/MW.
Vajdmi,j-1: Valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado en el año «i» del semiperiodo regulatorio «j–1» expresado en €/MW, según lo establecido en el artículo 22.
En ningún caso el valor neto del activo será negativo. Si de la anterior formulación se obtuviera una valor negativo, se considerará que el valor neto del activo (VNAj,a) tomará como valor cero.
Para las instalaciones con autorización de explotación definitiva en el año a = p–1, se considerará que VNAj,a = Vla.
4.b) Coeficiente de ajuste.
Donde:
Cj,a: Coeficiente de ajuste de la instalación tipo con autorización de explotación definitiva en el año «a» para el semiperiodo regulatorio «j» expresado en tanto por uno.
VNAj,a: Valor neto del activo por unidad de potencia, al inicio del semiperiodo regulatorio «j», para la instalación tipo con autorización de explotación definitiva en el año «a», expresada en €/MW.
p: Primer año del semiperiodo regulatorio «j».
a: Año de autorización de explotación definitiva de la instalación tipo.
VU: Vida útil regulatoria de la instalación tipo expresada en años.
Ingfi: Estimación de los ingresos de explotación futuros por unidad de potencia que percibirá la instalación tipo en el año «i» hasta el fin de su vida útil regulatoria. Los ingresos de explotación incluirán los ingresos procedentes de la venta de la energía en el mercado y, en su caso, los ingresos derivados de la retribución a la operación y los ingresos regulados en los apartados 2 y 3 del artículo 24. Este valor se expresará en €/MW.
Cexpfi: Estimación del coste futuro de explotación, por unidad de potencia, de la instalación tipo en el año «i» hasta el fin de su vida útil regulatoria. Este valor se expresará en €/MW.
ti: Tasa de actualización que toma como valor el de la rentabilidad razonable establecida para el semiperiodo regulatorio «j», expresada en tanto por uno. Esta tasa será la correspondiente a todo el periodo regulatorio de conformidad con el artículo 19. En los semiperiodos regulatorios pertenecientes al primer periodo regulatorio la tasa de actualización tomará como valor el de la rentabilidad razonable establecida en la disposición adicional segunda.
El coeficiente de ajuste C estará comprendido entre 0 y 1. En el caso de que adopte valores negativos, se considerará que C toma el valor cero y en el caso de que adopte valores superiores a la unidad, se considerará que C toma el valor uno.
Para la revisión prevista en el artículo 20 de los parámetros retributivos de aplicación en el semiperiodo regulatorio «j», de las instalaciones tipo con autorización de explotación definitiva anterior al inicio del semiperiodo regulatorio anterior «j–1», se aplicará la siguiente metodología para el cálculo del valor neto del activo y del coeficiente de ajuste. Por lo tanto, esta metodología se utilizará, entre otras, para la primera y posteriores revisiones de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo con autorización de explotación definitiva en 2013 o anteriores, así como, para la segunda y posteriores revisiones de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo con año de autorización de explotación definitiva en 2014 y posteriores.
5.a) Valor neto del activo.
Donde:
VNAj,a: Valor neto del activo por unidad de potencia, al inicio del semiperiodo regulatorio «j», para la instalación tipo con autorización de explotación definitiva en el año «a», expresada en €/MW.
VNAj-1,a: Valor neto del activo por unidad de potencia, al inicio del semiperiodo regulatorio «j–1», para la instalación tipo con autorización de explotación definitiva en el año «a», expresada en €/MW.
a: Año de autorización de explotación definitiva de la instalación tipo.
p: Primer año del semiperiodo regulatorio «j».
sm: Número de años del semiperiodo retributivo, toma valor 3 en virtud del artículo 15.
tj-1: Tasa de actualización con la que se calcularon los parámetros retributivos en el semiperiodo regulatorio anterior «j–1».
Ingfi,j-1: Estimación de los ingresos de explotación futuros de la instalación tipo que se consideraron en el cálculo de los parámetros retributivos del semiperiodo «j-1» para el año «i», que incluían los ingresos procedentes de la venta de la energía en el mercado y, en su caso, los ingresos derivados de la retribución a la operación y los ingresos regulados en los apartados 2 y 3 del artículo 24, a los que se añaden los ingresos derivados de la retribución a la inversión, expresado en €/MW.
Cexpi,j-1: Estimación del coste futuro de explotación de la instalación tipo que se consideró en el cálculo de los parámetros retributivos del semiperiodo «j–1» para el año «i», por unidad de potencia, expresado en €/MW.
Vajdmi,j-1: Valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado en el año «i» del semiperiodo regulatorio «j–1» expresado en €/MW, según lo establecido en el artículo 22.
En ningún caso el valor neto del activo será negativo. Si de la anterior formulación se obtuviera una valor negativo, se considerará que el valor neto del activo (VNAj,a) tomará como valor cero.
5.b) Coeficiente de ajuste. Para su cálculo se utilizará la metodología definida en el apartado 4.b) del presente anexo.
Se modifican los apartados 4.a) y 5.a) por el art. 5.3 del Real Decreto 1074/2015, de 27 de noviembre. Ref. BOE-A-2015-13140.
ANEXO XIV. Condiciones de eficiencia energética exigidas a las instalaciones de cogeneración incluidas en la disposición transitoria novena
El rendimiento eléctrico equivalente (REE) de las instalaciones de cogeneración en el período anual deberá ser 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 |
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.
El rendimiento eléctrico equivalente de una instalación de cogeneración se determinará por la siguiente fórmula:
Siendo:
E: Energía eléctrica generada medida en bornes de alternador, expresada en MWhE.
F: Consumo de combustible tanto de la cogeneración como de los dispositivos de postcombustión en caso de que existan. Este valor se expresará en MWhPCI.
H: Producción de calor útil o energía térmica útil definida de acuerdo con el apartado b) del artículo 2 del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración, y del calor producido por los dispositivos de postcombustión en caso de que existan. Este valor se expresará en MWhT.
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 19 de diciembre de 2011, por la que se establecen valores de referencia armonizados para la producción por separado de electricidad y calor.
Quedan excluidos de los cálculos de periodos anuales a los que hace referencia el punto 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 serán los correspondientes al resto del período anual.
A los efectos de justificar el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente en la declaración anual se utilizarán los parámetros acumulados durante dicho período.
En las instalaciones que usen varios combustibles convencionales se calculará un rendimiento eléctrico equivalente único a partir de los rendimientos de referencia para cada combustible.
Para la verificación los índices de eficiencia energética indicados en este anexo, se instalarán equipos de medida locales y totalizadores. Cada uno de los parámetros F, H y E deberá tener como mínimo un equipo de medida.
Para la determinación del rendimiento eléctrico equivalente en la fecha de la autorización de explotación definitiva, se contabilizarán todos los parámetros durante un período ininterrumpido de dos horas de funcionamiento a carga nominal.
ANEXO XV. Acceso y conexión a la red
Los procedimientos de acceso y conexión a la red, y las condiciones de operación para las instalaciones de generación a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, 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, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica y en el Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia 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 en relación con la potencia máxima admisible en la interconexión de una instalación de producción o conjunto de instalaciones que compartan punto de conexión a la red, 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.
Siempre que se salvaguarden las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico, en condiciones económicas de igualdad y con las limitaciones que, de acuerdo con la normativa vigente se establezcan por el operador del sistema o en su caso por el gestor de la red de distribución, cuando se haga uso de redespacho a la baja no basado en el mercado, las instalaciones de producción de energía eléctrica tendrán la siguiente prioridad para la evacuación de la energía producida, ordenadas de mayor a menor nivel de prelación:
Instalaciones a partir de fuentes de energía renovables, incluyendo aquellas que incorporen almacenamiento que no consuma de la red eléctrica y aquellas que consumiendo energía de la red tengan una potencia instalada del módulo de almacenamiento igual o inferior a la potencia instalada del módulo de generación renovable, según las definiciones del artículo 3 y de la disposición adicional undécima.
Instalaciones de cogeneración de alta eficiencia, de acuerdo con la definición prevista en el artículo 2 del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración, incluyendo aquellas que incorporen almacenamiento.
Resto de tecnologías.
Asimismo, con el objetivo de contribuir a una integración segura y máxima de la energía eléctrica procedente de fuentes de energía renovables 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.
Cuando varios generadores 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, así como la coordinación con este último tras la puesta en servicio de la generación, deberá realizarse de forma conjunta y coordinada por un Interlocutor Único de Nudo que actuará en representación de los generadores, en los términos y con las funciones que se establezcan.
Para instalaciones o agrupaciones 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, este solicitará al operador del sistema su aceptabilidad desde la perspectiva de la red de transporte en los procedimientos de acceso y conexión. Se considera agrupación el conjunto de generadores existentes o previstos, o agrupaciones de éstos de acuerdo con la definición de agrupación recogida en el artículo 7, 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 por el órgano competente.
Los gastos de las instalaciones necesarios para la conexión serán, con carácter general, a cargo del titular de la instalación de producción.
Si el órgano competente apreciase circunstancias en la red que impidieran técnicamente la absorción de la energía producida, fijará un plazo para subsanarlas. Los gastos de las modificaciones en la red 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.
En caso de apertura del interruptor automático de la empresa titular de la red en el punto de conexión, así como en cualquier situación en la que la generación pueda quedar funcionando en isla, se instalará por parte del generador un sistema de teledisparo automático u otro medio que desconecte la central o centrales generadores con objeto de evitar posibles daños personales o sobre las cargas. En todo caso esta circunstancia será reflejada de manera explícita en el contrato a celebrar entre el generador y la empresa titular de la red en el punto de conexión, aludiendo en su caso a la necesaria coordinación con los dispositivos de reenganche automático de la red en la zona.
Sin perjuicio de las especificidades establecidas para las instalaciones que le sea de aplicación el Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, las protecciones de mínima frecuencia de los grupos generadores deberán estar coordinadas con el sistema de deslastre de cargas por frecuencia del sistema eléctrico peninsular español, por lo que los generadores sólo se podrán desacoplar de la red si la frecuencia cae por debajo de 48 Hz, con una temporización de 3 segundos como mínimo. Por otra parte, las protecciones de máxima frecuencia sólo podrán provocar el desacoplamiento de los generadores si la frecuencia se eleva por encima de 51 Hz con la temporización que se establezca en los procedimientos de operación.
El presente anexo será de aplicación, sin perjuicio, de las especificidades establecidas para las instalaciones a las que sea de aplicación el Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre.
No obstante, los anteriores valores máximos y mínimos de frecuencia a los que los generadores pueden desacoplar de la red y sus temporizaciones no serán de aplicación para los módulos de generación de electricidad incluidos dentro del ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016 para los que será de aplicación lo establecido en dicho reglamento, así como en la orden ministerial que apruebe los requisitos que deben establecer los gestores de red pertinentes de conformidad con lo establecido en dicho reglamento.
Se modifica el apartado 3 por el art. único.21 del Real Decreto 917/2025, de 15 de octubre. Ref. BOE-A-2025-20694
Téngase en cuenta la disposición transitoria única.4 del citado Real Decreto, en cuanto a los efectos de esta modificación.
Se deja sin efecto la modificación del apartado 3 por Resolución de 22 de julio de 2025, que publica el Acuerdo del Congreso de los Diputados por el que se deroga el Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio. Ref. BOE-A-2025-15313
Se modifica el apartado 3 por el art. 11 del Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio. Ref. BOE-A-2025-12857#a1-3
Téngase en cuenta que esta modificación surtirá efecto una vez estén en vigor los procedimientos de operación adaptados a dichas modificaciones, salvo aquellas relativas al nuevo orden de prioridad en el redespacho a la baja no basado en el mercado, que surtirán efecto en el plazo máximo de un mes desde la entrada en vigor del citado real decreto-ley.
Se añade el párrafo final por la disposición final 2.9 del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. Ref. BOE-A-2020-7439#df-2
ANEXO XVI. Aprovechamiento de calor útil para climatización de edificios
Aquellas instalaciones de cogeneración en las cuales el aprovechamiento del calor útil se realice con el propósito de utilización como calor o frío para climatización de edificios, conforme establece la disposición transitoria novena, podrán con carácter voluntario acogerse a lo previsto en el presente anexo. Dichas instalaciones serán retribuidas atendiendo únicamente a la energía eléctrica que cumple con el rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido calculado como se indica en el apartado 2 de este anexo.
La energía eléctrica que cumple con el rendimiento eléctrico equivalente requerido (EREE0) se calculará conforme a la siguiente expresión:
Donde:
E: Energía eléctrica generada medida en bornes de alternador, expresada en MWhE.
F: Consumo de combustible tanto de la cogeneración como de los dispositivos de postcombustión en caso de que existan. Este valor se expresará en MWhPCI.
H: Producción de calor útil o energía térmica útil definida de acuerdo con el apartado b) del artículo 2 del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración, y del calor producido por los dispositivos de postcombustión en caso de que existan. Este valor se expresará en MWhT.
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 19 de diciembre de 2011, por la que se establecen valores de referencia armonizados para la producción por separado de electricidad y calor.
REE0: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido a las cogeneraciones, de acuerdo con la tabla incluida en el apartado 1 del Anexo XIV del presente real decreto.
EREE0: En ningún caso podrá superar el valor de la electricidad vendida a la red en el periodo.
A las instalaciones acogidas a lo previsto en el presente anexo se les aplicará el régimen retributivo específico realizando los cálculos de forma desagregada en dos revisiones anuales semestrales.
Por orden ministerial se establecerá la metodología de aplicación del régimen retributivo considerando lo previsto en el presente anexo.
ANEXO XVII. Prueba de potencia neta para instalaciones hidráulicas y térmicas
La potencia neta instalada se expresará en MW con dos decimales y se definirá, dependiendo de la tecnología utilizada, de la siguiente forma:
La potencia neta instalada para cada grupo hidráulico convencional o mixto, se define como la máxima potencia que pueda mantenerse en marcha continua durante un período igual o superior a cuatro horas, referida a los bornes del generador deducidos los consumos auxiliares para expresarlo en barras de central, suponiendo la totalidad de sus instalaciones en servicio y siendo óptimas las condiciones de caudal y altura del salto.
La potencia neta instalada de cada grupo térmico, se define como la máxima potencia que pueda mantenerse en marcha continuada durante al menos cien horas y referida a los bornes del generador del grupo deducidos los consumos auxiliares para expresarlo en barras de central, suponiendo que la totalidad de sus instalaciones está en servicio y que existe en el parque correspondiente una cantidad de combustible suficiente y con la calidad habitual.
La prueba de funcionamiento a la que se hace referencia en el apartado anterior deberá realizarse de acuerdo al siguiente protocolo genérico:
Comunicación al Operador del Sistema de la prueba a realizar.
Confirmación de la disponibilidad de combustible o agua, según corresponda.
Señalamiento con fecha y hora del comienzo y fin de la prueba.
Comprobación de la existencia de telemedidas.
Comprobación de la lectura del contador de energía neta del grupo en el inicio de la prueba y posterior sellado de la caja del contador.
Comprobación de la lectura del contador de energía neta del grupo al final de la prueba.
En su caso, comprobación de los datos más característicos de funcionamiento de la caldera a fin de determinar que no se sobrepasan las especificaciones del fabricante.
Deducción de la potencia media.
Obtención mediante lecturas del contador de energía en bornes de generador del grupo, de la potencia bruta durante la prueba.
Obtención de los consumos auxiliares para ese nivel de potencia, por diferencia entre la potencia bruta y neta del grupo.
En el caso de grupos hidráulicos, una vez determinada la potencia bruta y neta partiendo de las condiciones del salto y caudal hidráulico durante la prueba de funcionamiento, se calculará la máxima potencia bruta y neta que se podría obtener en condiciones óptimas de caudal y salto.
Las pruebas de potencia neta serán realizadas por entidades acreditadas por la administración.
El resultado de la prueba será remitido por el interesado a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Ésta remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas, con carácter mensual, una relación de las instalaciones que hubieran superado dicha prueba de funcionamiento, indicando la potencia neta resultante.
Información relacionada
Véase la Sentencia del TS de 20 de diciembre de 2017, por la que se anulan las determinaciones relativas a la IT-01421. Ref. BOE-A-2018-1488
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