ORDEN ITC/3860/2007, de 28 de diciembre,
por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008.

REAL DECRETO 222/2008, de 15 de febrero
CORRECCIÓN de errores en BOE num. 44, de 20 de febrero de 2008

Artículo 1. Revisión de los costes y tarifas a partir de 1 de enero de 2008.
Artículo 2. Revisión de tarifas y precios regulados.
Artículo 3. Costes con destinos específicos.
Artículo 4. Planes de calidad de servicio.
Artículo 5. Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012: Plan de acción 2008-2012.
Artículo 6. Precios de las actuaciones del Operador del Sistema.
Artículo 7. Precio de la primera verificación.

DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA. Plan de sustitución de equipos de medida.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA. Pago en concepto de Incentivo a la inversión medioambiental.
DISPOSICIÓN ADICIONAL TERCERA. Desarrollo de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro.
DISPOSICIÓN ADICIONAL CUARTA. Mandatos.
DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA. Procedimiento de liquidación de la energías vendidas y compradas a través del despacho económico de la generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares pendientes hasta la entrada en vigor de la disposición transitoria sexta de la Ley 17/2007, de 4 de julio de 2007.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SEXTA. Minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica por los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SÉPTIMA. Financiación de los pagos por capacidad.
DISPOSICIÓN ADICIONAL OCTAVA. Percepción de cantidades en concepto de retribución fija.
DISPOSICIÓN ADICIONAL NOVENA. Modificación de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA PRIMERA. Servicio transitorio de disponibilidad.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA SEGUNDA. Plazos para la adaptación de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA TERCERA. Adaptación transitoria de la autorización e inscripción de los agentes externos a la figura del comercializador.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA CUARTA. Utilización de perfiles de consumo.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA QUINTA. Adecuación de equipos de medida a los nuevos periodos horarios.
DISPOSICIÓN DEROGATORIA ÚNICA. Derogación normativa.
DISPOSICIÓN FINAL PRIMERA. Modificación del apartado décimo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.
DISPOSICIÓN FINAL SEGUNDA. Entrada en vigor.
ANEXO I.
ANEXO II. Precios medios de los alquileres de los contadores.
ANEXO III. Precios de los términos de potencia y términos de energía, activa y reactiva, de las tarifas de acceso definidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de diciembre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.
ANEXO IV. Actualizaciones trimestrales de las tarifas y primas del régimen especial.
ANEXO V. Actualizaciones anuales de las tarifas, primas y límites superior e inferior del régimen especial.
ANEXO VI. Precios máximos del operador del sistema por actuaciones derivadas del Reglamento unificado de puntos de medida y sus instrucciones técnicas complementarias.
ANEXO VII. Contenidos estandarizados de los registros de las bases de datos de puntos de suministro.

1. Se revisan las tarifas para la venta de energía eléctrica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica a partir de 1 de enero de 2008, teniendo en cuenta los costes y la demanda previstos para dicho año.
2. Los costes máximos reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribución de la actividad de transporte ascienden a 1.222.610 miles de euros, de los que 1.022.683 miles de euros corresponden a la retribución de la actividad de transporte de Red Eléctrica de España, S.A., 81.442 miles de euros a la actividad del transporte del resto de empresas peninsulares sometidas a liquidación, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, 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, y 118.485 miles de euros a las empresas insulares y extrapeninsulares.
3. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 correspondientes a las empresas distribuidoras sin incluir a las empresas distribuidoras acogidas a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, deducidos los otros ingresos derivados de los derechos de acometida, enganches, verificación y alquiler de aparatos de medida, se calcularán aplicando la siguiente fórmula:

Donde,

Feⁱ, es el factor de escala aplicable a la empresa distribuidora i. Dicho valor para cada empresa distribuidora i, en tanto por uno, se establece en la tabla siguiente:

ΔDⁱ₂₀₀₇, es el incremento de la demanda media anual en abonado final en las instalaciones de distribución de la empresa distribuidora i en el año 2007, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, expresado en tanto por uno.

Rⁱ₂₀₀₇ es el valor que figura en la siguiente tabla:

A efectos de liquidaciones provisionales, la Comisión Nacional de Energía aplicará para todas las empresas distribuidoras un valor de 0,0384 en concepto de incremento de la demanda media anual en abonado final en las instalaciones de distribución para el año 2007, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, hasta que se conozca el valor definitivo particular de cada empresa distribuidora.

A estos costes de distribución se incorporarán 90.000 miles de euros como costes destinados a planes de mejora de calidad del servicio a los que hace referencia el artículo 4 de la presente orden.

Se prevé un coste de 274.635 miles de euros correspondiente a la retribución de los distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. A esta cantidad habrá que añadir la cantidad de 14.800 miles de euros en concepto de interrumpibilidad, régimen especial y otros, que se recaudará como porcentaje a tenor de lo contemplado en el artículo 3 de esta orden.

4. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribución de la gestión comercial realizada por las empresas distribuidoras ascienden a 312.639 miles de euros, desglosados por empresas distribuidoras según establece la siguiente tabla:

5. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, sin tener en cuenta las revisiones de los costes de generación extrapeninsular, según establece el artículo 4.9 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002, se fija en un máximo de 225.099 miles de euros.
   A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas.
6. La cantidad que en 2008 resulta necesaria para recuperar linealmente el valor actual neto del déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generadas entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 387.958 miles de euros, valor actual neto que ha de calcularse a 31 de diciembre de 2007 actualizando el importe de dicho déficit a 31 de diciembre de 2006 mediante la aplicación al mismo del EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones de noviembre de 2006, de conformidad con lo previsto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, por el que se ajustan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2007. Dicha cuantía se recaudará por aplicación de un porcentaje específico sobre las tarifas de suministro y sobre las tarifas de acceso.
7. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de diciembre de 2006, se fija en 210.242 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación una vez que la Comisión Nacional de Energía comunique a la Secretaría General de Energía la cuantía final del déficit del año 2006, a tenor de lo contemplado en el apartado 4 de la disposición adicional única de la Orden ITC/3315/2007, de 15 de noviembre, por la que se regula, para el año 2006, la minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente.
   A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas.
8. El valor a 31 de diciembre de 2005 de la cuantía definitiva de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares de las empresas generadoras de Endesa, S.A. para los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005, una vez descontadas las anualidades correspondiente a los ejercicios 2003, 2004 y 2005 del déficit provisional 2001-2002 e incluidos los costes financieros devengados para cada uno de ellos calculados con un tipo de interés igual a la media anual del EURIBOR a tres meses fijados en el punto primero de la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 2 de octubre de 2007 se recuperará linealmente durante un período de 15 años.
   

   El importe pendiente de pago a 31 de diciembre de cada año se calculará mediante la actualización del saldo pendiente correspondiente a 31 de diciembre del año precedente de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al año durante en el que haya de aplicarse el porcentaje correspondiente, deduciendo los pagos efectivamente realizados durante el año.
   La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos derivado de las revisiones de los costes de generación insular y extrapeninsular entre el 1 de enero de 2001 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 191.292 miles de euros.
   A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas.
9. De acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé provisionalmente para el cálculo de las tarifas de 2008 un coste de 75.561 miles de euros, en concepto de plan de viabilidad para Elcogás, S.A. Esta cantidad es provisional. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, procederá a aprobar la cuantía definitiva que corresponda a dicho año.
   A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas.
10. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2007, se fija en 67.950 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación cuando se conozcan los resultados de las subastas establecidas mediante real decreto a lo largo de dicho año.
    
    Hasta dicha fecha y provisionalmente la Comisión Nacional de Energía liquidará la cantidad que figura en el apartado anterior, entre las diferentes empresas en función de los importes realmente aportados para cubrir el déficit.
    A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas.
11. Se reconoce ex ante la existencia de un déficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas que se generará entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de marzo de 2008 que asciende a un máximo 1.200.000 miles de euros.
12. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé un importe provisional de 93.089 miles de euros para incentivar el consumo de carbón autóctono. Una vez aprobado este incentivo, tendrá efectos a partir del 1 de enero de 2008.
    A los efectos de su liquidación y cobro, este coste se considerará un ingreso de las actividades reguladas.
    

    La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin.
13. Se prevé una partida de 380.000 miles de euros destinada al servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción regulado en la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción.

1. Las tarifas para la venta de energía eléctrica se fijan en el anexo I de la presente orden, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de los términos de potencia y energía.
2. El precio de los alquileres de los equipos de medida es el que se detalla en el anexo II de esta orden.
3. Las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución establecidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, son las que se fija en el anexo III de esta orden, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de sus términos de potencia y energía, activa y reactiva, en cada período tarifario.
4. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y en el apartado a.1.3 de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a la actualización trimestral de las tarifas y primas para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 de las instalaciones del grupo c.2 y de las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda. En el anexo IV de la presente orden figuran las tarifas y primas que se fijan para las citadas instalaciones.
5. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y en la disposición transitoria décima del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a la actualización anual de las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.3 y a.1.4 del grupo a.2, de las instalaciones de la categoría b), del subgrupo a.1.3, y de la disposición transitoria décima y de las instalaciones de los grupos c.1, c.3 y c.4. En el anexo V de esta orden figuran las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, que se fijan para las citadas instalaciones.
6. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se procede a la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 2 de la citada disposición adicional, tomando como referencia el incremento del IPC, quedando fijado en 2,4486 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
   Igualmente, de acuerdo con lo establecido en el apartado 3 de la disposición adicional sexta del citado real decreto, se efectúa la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 3 de la citada disposición adicional, con el mismo incremento que les sea de aplicación a las instalaciones de la categoría a.1.1, quedando fijado en 2,3816 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
7. De acuerdo con lo establecido en el artículo 29.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se revisa el valor del complemento por energía reactiva, quedando fijado en 8,1069 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
   Igualmente, de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional séptima del citado real decreto se revisa el valor del complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión, quedando fijado en 0,3927 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008.
8. Se mantienen las pérdidas de transporte y distribución, homogéneas por cada tarifa de suministro y/o de acceso, para traspasar la energía suministrada a los consumidores a tarifa y a los consumidores en el mercado en sus contadores a energía suministrada en barras de central, a los efectos de las liquidaciones previstas en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Los coeficientes para el cálculo de dichas pérdidas son las establecidas en el Anexo IV 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.

1. La cuantía de los costes con destinos específicos de acuerdo con el capítulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumidores de energía eléctrica por los suministros a tarifa, se establecen a partir del 1 de enero de 2008 en los porcentajes siguientes:

2. La cuantía de los costes con destinos específicos de acuerdo con el capítulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumidores directos en mercado y comercializadores por los contratos de acceso a tarifa, se establecen a partir de 1 de enero de 2008 en los porcentajes siguientes:

El 0,02 por ciento de la cuota de la moratoria nuclear debe aplicarse igualmente sobre las cantidades resultantes de la asignación de la energía adquirida por los comercializadores o consumidores directos en el mercado de la electricidad o a las energías suministradas a través de contratos bilaterales físicos, de acuerdo con lo previsto en el artículo 6 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.

3. Los porcentajes a destinar a costes con destinos específicos que se regulan en los apartados anteriores se actualizarán a lo largo de 2008 en función de la evolución del mercado cuando se revisen las tarifas eléctricas.
4. Exenciones sobre las cuotas a aplicar a las empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa y a la empresa «ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.» para sus suministros a tarifa en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla:
   1. Con carácter general las empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa quedan exentas de hacer entrega de las cuotas expresadas como porcentaje de la factura en concepto de moratoria nuclear, según se establece en el apartado anterior.
   2. Las empresas clasificadas en el Grupo 1, de acuerdo con la disposición adicional del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, quedan exentas de hacer entrega de las cuotas previstas en el apartado 1 del presente artículo.
   3. Para las empresas clasificadas en el Grupo 2, de acuerdo con la disposición adicional del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe de la Comisión Nacional de Energía podrá autorizar un coeficiente reductor que afecte a los fondos a entregar a la Comisión Nacional de Energía a que se refiere el apartado 1 de este artículo.
   4. Las restantes empresas distribuidoras que adquieran energía a tarifas ingresarán la totalidad de las cuotas a excepción de la establecida con carácter general en el apartado 4.a) del presente artículo.
   5. La empresa «ENDESA Distribución Eléctrica, S. L.» por sus suministros a tarifas en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla quedan exentas de ingresar la cuota correspondiente a su propia compensación por extrapeninsularidad.

1. El precio máximo para la primera verificación del cumplimiento de la normativa técnica en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red, a la que hace referencia el artículo 6 del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, será de 103,03 euros.
2. El precio medio de aplicación como tarifa base del servicio de estimación de medidas, indicado en el apartado 9 de la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica es de 0,04 €/kWh.

1. Todos los contadores de medida en suministros de energía eléctrica con una potencia contratada de hasta 15 kW deberán ser sustituidos por nuevos equipos que permitan la discriminación horaria y la telegestión antes del 31 de diciembre de 2018. Este cambio se realizará de acuerdo al plan de sustitución que se establece en la presente disposición.
2. El número de equipos que deberán ser sustituidos por cada una de las compañías distribuidoras se establece como un porcentaje del total del parque de contadores de medida de cada una de dichas empresas para este tipo de suministros y deberá ajustarse a los valores que se señalan a continuación para cada intervalo de tiempo:

   Entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2010 deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

   Entre el 1 de enero de 2011 y el 31 de diciembre de 2012 deberá sustituirse un 20 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

   Entre el 1 de enero de 2013 y el 31 de diciembre de 2015 deberá sustituirse un 20 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

   Entre el 1 de enero de 2016 y el 31 de diciembre de 2018 deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

   Los equipos de medida que se instalen deberán cumplir con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y en la Orden ITC/3022/2007, de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en suministros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la conformidad, verificación después de reparación o modificación y de verificación periódica, así como en cualquier otra norma que les resulte de aplicación. El sistema de telegestión desarrollado por cada empresa distribuidora, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos específicos, habrán de ser presentados a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo de tres meses para su autorización según lo dispuesto en el artículo 9.8 del mencionado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
   El cliente podrá optar por instalar los equipos en régimen de alquiler o bien adquirirlos en propiedad, de acuerdo con el mencionado artículo 9.8 del citado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
3. La implantación efectiva de los sistemas de telegestión y telemedida, así como la integración de los equipos de medida instalados desde el 1 de julio de 2007 en dichos sistemas deberá realizarse antes del 1 de enero de 2014.
   Estos sistemas de telegestión, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos específicos, deberán contar con la autorización a que hace referencia el penúltimo párrafo del apartado 2 de la presente disposición adicional.
4. Las empresas distribuidoras deberán presentar para su aprobación a las Administraciones de las comunidades autónomas donde se ubiquen los distintos puntos de suministro los planes de instalación de contadores de medida en el plazo de seis meses en los que se establecerán:
   1. Los criterios para la instalación de dichos contadores para cada uno de los periodos contemplados en el apartado 2 de esta disposición adicional.
   2. El número de equipos a instalar en cada periodo que, como mínimo, deberá ser para cada empresa distribuidora el porcentaje del total a instalar que corresponda según lo establecido en el mismo apartado 2.
   3. El procedimiento para la comunicación de los distribuidores a los consumidores de la obligación que tienen éstos de instalar los equipos y de las opciones de que disponen.
   Las Administraciones de las comunidades autónomas y de las ciudades de Ceuta y Melilla, resolverán en el plazo de tres meses. Una vez aprobados dichos planes deberán ser remitidos por dichas Comunidades autónomas y ciudades a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. El cumplimiento de los planes aprobados tendrá carácter vinculante, no pudiendo la empresa distribuidora desviarse del mismo. A estos efectos el cambio de suministrador no podrá ser motivo para exigir la sustitución del equipo de medida, salvo en el caso de que coincida dicho cambio con la fecha en que está prevista la sustitución del equipo en el plan aprobado a la empresa distribuidora.
   Antes de que transcurran tres meses desde la finalización de cada uno de los periodos en que se divide el plan de sustitución, según el apartado 2 de la presente disposición, las empresas distribuidoras deberán enviar, tanto a las Administraciones de las comunidades autónomas y de las ciudades de Ceuta y Melilla como a la Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía, un informe de evolución de la ejecución de los planes aprobados que contenga una descripción detallada de las acciones realizadas desde el inicio de los mismos.
   A partir del 1 de enero de 2009, las empresas distribuidoras deberán reflejar claramente en todas las facturas bimestrales, la fecha prevista (trimestre y año) para la sustitución del contador a los clientes, de acuerdo al Plan de Sustitución que se establece en la presente disposición.
5. Aquellos equipos de medida de suministros de potencia contratada hasta 15 kW que sean propiedad de cliente que no dispongan de capacidad de discriminación horaria y telegestión, afectados por las acciones contempladas en los planes de sustitución aprobados por las administraciones autonómicas, serán sustituidos de acuerdo a lo establecido en dichos planes de sustitución. En este caso, y cuando la sustitución de dichos equipos dentro del correspondiente plan deba realizarse antes de que hayan transcurrido 15 años desde la fecha de instalación y precintado del equipo, dicha sustitución no generará coste alguno para su propietario ni cobro en concepto de alquiler durante el periodo restante de vida del equipo hasta alcanzar los 15 años. En cualquier caso, estos equipos mencionados deberán ser sustituidos antes del 31 de diciembre de 2018.

1. Según lo dispuesto en el apartado décimo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, tendrán derecho a percibir un pago en concepto de incentivo a la inversión, en los términos establecidos en la presente orden, las instalaciones de producción de energía eléctrica que utilicen carbón como combustible principal y que cumplan los siguientes requisitos:
   1. Estar incluidas en el Plan Nacional de Reducción de Emisiones de las Grandes Instalaciones de Combustión Existentes (PNRE-GIC), aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de fecha 7 de diciembre de 2007.
   2. No estar excluidas del cálculo de la burbuja de emisiones por ninguna de las causas previstas al efecto por el PNRE-GIC.
   3. Haber acometido inversiones medioambientales en plantas de desulfuración, siempre que la fecha de la resolución del órgano competente por la que se aprueba su Proyecto de Ejecución sea anterior a la de entrada en vigor de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, o la solicitud de aprobación del proyecto de ejecución haya sido presentada al menos 3 meses antes de la entrada en vigor de la citada orden.
2. Las instalaciones que cumplan lo establecido en el apartado anterior tendrán derecho a un cobro de 8.750 euros/MW y año.
3. El cobro se devengará desde la fecha de la resolución por la que se aprueba el Acta de Puesta en Marcha, durante un período de diez años. Si la fecha fuera anterior a la de la entrada en vigor de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, el cobro se devengará desde esta última y hasta que transcurran diez años desde la fecha del acta de puesta en servicio.
4. Corresponderá al Operador de Sistema la liquidación del incentivo a cada uno de los titulares de las instalaciones que tengan derecho a la percepción del mismo.
5. El derecho a percibir la retribución por el incentivo a la inversión requerirá autorización administrativa de la Dirección General de Política Energética y Minas. A estos efectos, el titular de la instalación deberá remitir su solicitud junto con la documentación justificativa del cumplimiento de los requisitos del apartado 1. La autorización supondrá la inclusión de una nota al margen de su inscripción en el en el registro administrativo a que se refiere el artículo 171 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, expresando que la instalación está autorizada para percibir la retribución del servicio, su cuantía anual y la fecha hasta la que le corresponde su percepción.

1. Las empresas distribuidoras deberán mantener los registros de las bases de datos de puntos de suministro referidas en el artículo 7 del Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión, completos de forma permanente y garantizar el contenido actualizado de cada uno de los datos que componen dichas bases, conforme a los términos estandarizados establecidos en el anexo VII de la presente orden.
2. Los comercializadores inscritos en la sección correspondiente del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en Mercado, así como la Oficina de Cambio de Suministrador definida en el artículo 47 bis de la Ley del Sector Eléctrico, modificada por Ley 17/2007, de 4 de julio, podrán acceder gratuitamente a las bases de datos de puntos de suministro de cada empresa distribuidora.
3. Las empresas distribuidoras no podrán establecer condición alguna al acceso y tratamiento de estos datos por parte de los comercializadores o de la Oficina de Cambio de Suministrador, ni exigir en ningún caso que éstos les proporcionen dato alguno como condición previa de acceso a su base de datos, entre ellos: el Código Universal del Punto de Suministro, CIF, NIF o NIE del titular de dicho punto de suministro o número de contrato en vigor de cada punto de suministro concreto, para el cual deseen consultar la base de datos.
4. Las empresas distribuidoras deberán garantizar el acceso a las bases de datos de puntos de suministro a través de medios telemáticos. En particular, la empresas distribuidoras deberán contar con los medios necesarios para que cualquier comercializador o la Oficina de Cambio de Suministrador, pueda descargar y proceder al tratamiento de los datos referidos a la totalidad de los puntos de suministro conectados a las redes del distribuidor y a las redes de transporte de su zona, así como llevar a cabo una selección detallada de los puntos de suministro respecto a los cuales quiere acceder a sus datos, en función de las diferentes categorías de datos que componen las citadas bases.
5. A partir de la entrada en vigor de la presente orden, y sin perjuicio del derecho de acceso a las bases de datos a través de medios telemáticos establecido en el apartado 4 anterior, las empresas distribuidoras deberán remitir a la Oficina de Cambio de Suministrador, o a los comercializadores que lo soliciten, los datos relativos a todos y cada uno de los puntos de suministro conectados a sus redes y a las redes de transporte de su zona a través de un soporte físico informático que permita su inmediata y efectiva disposición y tratamiento. La empresa distribuidora deberá remitir dicha información en el plazo máximo de quince días desde la fecha de solicitud por parte del comercializador.
6. Los comercializadores que hagan uso de la información que figura en las bases de datos de puntos de suministro de las empresas distribuidoras, a tenor de lo contemplado en la presente disposición y en el artículo 45.1.i de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, deberán garantizar la confidencialidad de la información contenida en las mismas.
7. No obstante lo señalado anteriormente, los consumidores podrán manifestar por escrito a los distribuidores su voluntad de que sus datos no sean accesibles a los comercializadores.
   Añadido por Orden ITC/694/2008, de 7 de marzo, por la que se regula el derecho de cobro correspondiente a la financiación del déficit ex ante de ingresos de las liquidaciones de las actividades reguladas y su procedimiento de subasta.

1. Antes del 15 de febrero de 2008 la Comisión Nacional de Energía remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio un informe donde se detalle la subida que debiera corresponder a cada una de las tarifas de suministro y de acceso de tal forma que se cumpla el principio de aditividad tarifaria. A estos efectos se explicitarán las hipótesis de costes utilizados, así como los criterios de asignación de los mismos entre las diferentes tarifas.
2. Antes del 1 de abril de 2008 la Comisión Nacional de Energía remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio una propuesta motivada sobre los mecanismos de financiación de pagos por capacidad.
3. Antes del 1 de julio de 2008 la Comisión Nacional de Energía, el Operador del Mercado y el Operador del Sistema presentarán a la Secretaria General de Energía el detalle de las cuentas de balance y de gastos e ingresos de los últimos cuatro años y antes del 1 de octubre de 2008 la previsión de gastos del periodo 2009-2012.
4. En aplicación de lo previsto en el artículo 28.tres, del Real Decreto Ley 6/2000, de 23 de junio, en su nueva redacción dada por el artículo vigésimo del Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación pública, antes de que transcurran dos meses desde la entrada en vigor de la presente Orden, el Operador del Sistema publicará en su página web la potencia de generación eléctrica disponible en régimen ordinario, agregada por tecnologías de generación (nuclear, carbón, hidráulica, fueloil, ciclos combinados) para los horizontes temporales siguientes: Semana, mes, trimestre y año móvil. Esta información se actualizará diariamente.
5. Antes del 31 de marzo de 2008 la Comisión Nacional de Energía remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio un informe detallado donde se justifique el valor del alquiler de los contadores electrónicos con discriminación horaria y con posibilidad de telegestión.
6. Antes del 31 de marzo de 2008, «Endesa, S. A.» remitirá a la Comisión Nacional de Energía y a la Dirección General de Política Energética y Minas los valores auditados de los costes de operación y mantenimiento, desagregados en fijos y variables, y de los costes de combustible de cada una de las instalaciones de los sistemas insulares y extrapeninsulares desde la entrada en vigor de las órdenes ITC/913 y 914, de 30 de marzo de 2006, hasta el 31 de diciembre de 2007. La Comisión Nacional de Energía antes del 30 de junio de 2008 remitirá al Ministerio de Industria Turismo y Comercio una valoración y propuesta de revisión de los valores unitarios del régimen retributivo de las instalaciones eléctricas de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, de acuerdo con los criterios fijados en la normativa vigente.

1.º Antes del 20 de enero de 2008 el operador del sistema comunicará a los comercializadores la medida horaria de sus clientes elevada a barras de central de todos los meses de 2006 y 2007 cuyo cierre definitivo de medidas haya sido publicado conforme a los procedimientos de operación. Las medidas horarias definitivas se publicarán elevadas a barras de central agregadas por comercializador y por subsistema aislado. Asimismo, el operador del sistema publicará las medidas definitivas elevadas a barras de central correspondientes al agente de cierre de los subsistemas aislados de Baleares y de Canarias, según la metodología establecida en la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. El operador del sistema comunicará las medidas anteriores al operador del mercado.

2.º El operador del mercado multiplicará la energía horaria de los comercializadores por el precio horario medio final de la energía de los comercializadores destinada a clientes nacionales en el mercado de producción peninsular y la energía horaria del agente de cierre por el precio horario medio final de la energía de los distribuidores en el mercado de producción peninsular. Los precios finales serán calculados por el operador del mercado para el periodo entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de mayo de 2006. Los precios finales desde el 1 de junio de 2006 serán los precios finales correspondientes publicados por la Comisión Nacional de Energía según lo dispuesto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

A estos efectos el operador del mercado y la Comisión Nacional de Energía publicarán el precio horario medio final de la energía de los comercializadores destinada a clientes nacionales en el mercado de producción peninsular valorando las energías contratadas bilateralmente al precio horario del mercado diario.

A estos mismos efectos, la Comisión Nacional de Energía comunicará al operador del mercado antes del 31 de enero de 2008 la forma de determinación del precio horario medio final de la energía de los distribuidores en el mercado de producción peninsular para el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de mayo de 2006.

3.º El operador del mercado, en nombre y por cuenta del sujeto productor único, expedirá a cada comercializador y al agente de cierre para cada SEIE y para cada uno de los meses, una factura de compra como adquirente de energía por el importe mensual resultante del apartado anterior.

4.º El operador del mercado remitirá copia de las facturas al sujeto productor único que hasta el 4 de noviembre de 2007 ha participado en el despacho técnico de cada SEIE.

A estos efectos el sujeto productor único de cada SEIE hasta el 4 de noviembre de 2007 ha sido el siguiente:

«Unión Eléctrica de Canarias Generación, S. A. U.» en el Sistema Canario.

«Gas y Electricidad Generación, S. A. U.» en el Sistema Balear.

«Endesa Generación, S. A.» en los Sistemas de Ceuta y de Melilla.

5.º El operador del mercado comunicará con suficiente antelación las fechas de emisión de facturas, de pagos y de cobros de los meses facturados.

6.º Antes del 31 de mayo de 2008 y antes del 30 de septiembre de 2008 el operador del sistema comunicará al operador del mercado, a los comercializadores y al agente de cierre la medida horaria elevada a barras de central del resto de periodos hasta el 4 de noviembre de 2007 que no hayan sido facturados y cuyo cierre definitivo de medidas haya sido publicado conforme a los procedimientos de operación. Tras cada una de las fechas indicadas el operador del mercado procederá a la facturación de los meses comunicados con anterioridad a las mismas, según el procedimiento anteriormente expuesto.

El operador del mercado comunicará a la Comisión Nacional de Energía las energías e importes facturados que sean necesarios para realizar las liquidaciones a las que se refiere el artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas insulares y extrapeninsulares. Al tal efecto, el operador del sistema comunicará a los sujetos productores y a la Comisión Nacional de Energía los parámetros, valores, energías, potencias e importes correspondientes al coste de generación del régimen ordinario establecido en el ar-tículo 7 del citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.

1. Estarán obligados al pago por capacidad todos los comercializadores y consumidores directos en mercado por la energía que efectivamente adquieran a través de las diferentes modalidades de contratación y destinada al consumo interno español.
   

   No estarán sujetos al pago por capacidad los productores por la energía correspondiente al autoconsumo de producción y al consumo de bombeo.
2. El pago por capacidad del comercializador y del consumidor directo en mercado será la suma de los términos mensuales de cada período tarifario de acuerdo con la definición del último párrafo de este apartado que resultan de multiplicar la demanda de energía elevada a barras de central adquirida en el mercado de producción por el precio unitario por capacidad, tal como se detalla en la siguiente fórmula:

Siendo:

PC(c,m)= Pago por capacidad del comercializador, consumidor directo o agente externo c en el mes m por la energía adquirida en el mercado de producción.

D_bc(c,m)_i= Demanda de energía elevada a barras de central adquirida en el mercado de producción por el comercializador, consumidor directo y agente externo en el mes m y en el período tarifario i.

X_i= Precio unitario por capacidad, que para cada período tarifario i dependiendo de la diferenciación de períodos tarifarios de la tarifa de acceso que aplique, toma los valores que se indican en la siguiente tabla:

Precio unitario por capacidad (€/kWh b.c.

Los períodos tarifarios, i, serán los definidos para las tarifas de acceso establecidas en la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

Disposición adicional octava. Percepción de cantidades en concepto de retribución fija.

Las cantidades a percibir en concepto de CTC's o por disminución de la financiación del déficit, correspondientes a las liquidaciones de las actividades reguladas de ejercicios anteriores, así como el fondo de CTC's pendiente de pago por liquidaciones correspondientes a la liquidación provisional número catorce del ejercicio 2004, pasarán a incorporarse como ingresos de las actividades reguladas correspondientes al año 2008 y siguientes.

Disposición adicional novena. Modificación de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares se modifica como sigue:

1. Se suprime el párrafo tercero del apartado 4.2 del artículo 11 y se modifica el párrafo segundo del citado apartado, que queda como a continuación se transcribe:

   «A cada grupo generador en régimen especial e que participa en el despacho del sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h su energía medida, que se denominará etm(e,h,j) o em(e,h,j,d) de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de este artículo.»

2. Se modifica el apartado 2 del artículo 12, que queda como a continuación se transcribe:

   «2. Derechos de cobro de los grupos de producción en régimen especial que participan en el despacho de generación

   El derecho de cobro correspondiente a cada grupo generador del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h que haya elegido la opción b) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, será el siguiente:

   cg(e,h,j)=e(e,h,j)*[PREP(h)+Prima(e)+Incentivo(e)]-desv(e,h,j)*CDSV (h)

   cg(e,h,j): Retribución en la hora h del grupo generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j.

   e(e,h,j): Energía generada en la hora h por el grupo generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j.

   PREP(h): Precio medio final en la hora h resultante para el conjunto de instalaciones de régimen especial que participan en el mercado de producción peninsular de la misma categoría y opción de venta, sin considerar el coste imputado por sus desvíos en la hora h"

   Prima (e): Prima que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. A efectos de lo dispuesto en el artículo 27 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, el precio del mercado de referencia al que se refiere dicho artículo será PREP(h).

   Incentivo (e): Incentivo que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

   desv (e,h,j): Valor absoluto de la diferencia en la hora h entre la energía medida en barras de central del generador de régimen especial e del sistema eléctrico aislado j y la producción prevista comunicada al despacho.

   CDVS(h): Coste medio de los desvíos del régimen especial peninsular de la misma categoría que participa en el mercado en la hora h. El importe desv(e,h,j)*CDSV (h) se define como coste de desvíos del generador e.

   Asimismo, los grupos de generación en régimen especial que participen en el despacho económico de generación tendrán derecho a percibir, cuando les corresponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.»

3. Se modifica la fórmula y el condicionado de la fórmula del apartado 7 del artículo 12, que quedan como a continuación se transcribe:

«CAG(e,h,j) = -e(e,h,j) * PMCCP(h)

siempre que: e(e,h,j) < 0»

4. Se modifican las definiciones de PMCP(h) y de PMCCP(h) que figuran en los apartados 4,5 y 7 del artículo 12, que quedan como a continuación transcribe:

PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.

PMCCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.

5. Se modifica la fórmula de BOLSAG(h) y de D/S(h) del apartado 8 del artículo 12, que quedan como a continuación se transcribe:

«D/S(h) = BOLSAA(h) - BOLSAG(h)»

Donde: DCRE (e,h,j) es el valor a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j por la energía generada, al que se refiere el apartado 9 del artículo 12.

6. Se modifica el apartado 9 del artículo 12, que queda como a continuación se transcribe:

   «La liquidación de la energía vertida por el generador en régimen especial que participe en el despacho de los SEIE tanto si ha elegido la opción a) como la opción b) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se calculará con la siguiente expresión sin perjuicio de la liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos y tarifas establecidos en el artículo 30 del citado Real Decreto:

   "DCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PREP(h) -desvio(e,h,j) * CDSV (h)"»

7. Se modifica el primer párrafo y la fórmula de D/S(i,h,j) del apartado 10 del artículo 12, que quedan como a continuación se transcribe:

   «El déficit/superávit señalado en el apartado 8 será distribuido entre todos los grupos de generación en régimen ordinario del SEIE en proporción al peso relativo de sus costes de generación respecto al total de costes de generación del régimen ordinario.»

   «El valor de D/S (i,h,j) se obtendrá según la siguiente expresión:

   

   Siendo J los sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE.»

8. Se modifica el apartado 12 del artículo 12, que queda como a continuación se transcribe:

   «El importe complementario por la diferencia con la tarifa regulada o por la prima, incentivo o complemento a percibir por cada grupo generador de régimen especial será liquidado conforme a lo establecido en el artículo 30 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y en su disposición transitoria sexta.»

9. Se suprimen los apartados 1 y 2 del artículo 13.

Disposición transitoria primera. Servicio transitorio de disponibilidad.

1. En virtud de lo dispuesto en el apartado quinto.1 del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, se autoriza al Operador del Sistema a la provisión de un servicio transitorio de disponibilidad en el período comprendido entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de julio de 2008.

   El servicio transitorio de disponibilidad tendrá por objeto promover la capacidad a medio plazo de instalaciones de producción y consistirá en la puesta a disposición del Operador del Sistema de determinada potencia en el horizonte temporal arriba indicado, incentivando la disponibilidad de los recursos que presentan un riesgo más elevado de indisponibilidad en los momentos de mayor demanda.

2. Con el objetivo de garantizar la seguridad del suministro, el Operador del Sistema establecerá las condiciones técnicas de habilitación de las instalaciones de producción de energía eléctrica para la prestación del servicio transitorio de disponibilidad, las cuales serán públicas.
3. El Operador del Sistema adjudicará la provisión del servicio de manera transparente, objetiva y no discriminatoria, bajo el criterio de mínimo coste y teniendo en cuenta las restricciones técnicas asociadas al diseño de la red y la localización de las instalaciones.

   El procedimiento para la prestación de este servicio se formalizará mediante la contratación bilateral entre el Operador del Sistema y el titular de la instalación de generación. El primero deberá remitir copia de los contratos celebrados a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. Los contratos incluirán las eventuales penalizaciones asociadas al incumplimiento del servicio, que serán proporcionales a su gravedad.

   Las cantidades facturadas por este servicio tendrán la consideración de costes liquidables del sistema y su cuantía máxima para el período no podrá superar los 80 millones de euros.

   Las eficiencias respecto a la cantidad máxima que obtenga el Operador del Sistema en la contratación del servicio transitorio de disponibilidad serán incorporadas, en un 20 por ciento, a la cuantía de la retribución del Operador del Sistema que resulte del cálculo de los costes con destinos específicos a que hace referencia el artículo 3 de la presente orden.

4. La Comisión Nacional de Energía inspeccionará las condiciones de prestación de este servicio y los pagos realizados por el Operador del Sistema correspondientes a estos contratos. Igualmente, una vez concluido el período de provisión, la Comisión Nacional de Energía remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe sobre las condiciones de prestación de este servicio y las liquidaciones correspondientes.
5. El Operador del Sistema remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe en el que se justifiquen los criterios empleados para la adjudicación de la provisión del servicio. Asimismo, antes del 1 de septiembre de 2008, el Operador del Sistema remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas un informe de evaluación que incluirá, al menos, los siguientes aspectos:
   1. Contratos firmados y cantidades facturadas.
   2. Grado de aplicación de cada uno de los servicios contratados en el período.
   3. Impacto de la provisión del servicio sobre la seguridad de suministro.
   4. Incumplimientos en la prestación del servicio y penalizaciones.
   5. Efectos del servicio transitorio de disponibilidad sobre la gestión y el coste de los servicios de ajuste del sistema, regulados por el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el Mercado de Producción de Energía Eléctrica.

Disposición transitoria segunda. Plazos para la adaptación de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro.

1. Las empresas distribuidoras dispondrán del plazo de dos meses a partir de la entrada en vigor de la presente orden, para adaptar los contenidos de las bases de datos de puntos de suministro referidas en el artículo 7 del Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, a los términos estandarizados establecidos en el anexo VII de esta orden a que se refiere el apartado 1 de la disposición adicional tercera.
2. Asimismo las empresas distribuidoras dispondrán del plazo dos meses a partir de la entrada en vigor de la presente orden, para garantizar el acceso a las bases de datos de puntos de suministro a través de medios telemáticos conforme lo establecido en el apartado 4 de la disposición adicional tercera.

Disposición transitoria tercera. Adaptación transitoria de la autorización e inscripción de los agentes externos a la figura del comercializador.

Aquellas sociedades que con anterioridad a la finalización del periodo establecido en la disposición transitoria cuarta de la Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, estén autorizadas para ejercer como agentes externos y cuenten con inscripción definitiva en los correspondientes registros administrativos, podrán ejercer su actividad como comercializadores en los términos y condiciones establecidos en su autorización, hasta el momento en que se realice el desarrollo reglamentario de la citada disposición, necesario para proceder a su adaptación a la figura del comercializador.

Disposición transitoria cuarta. Utilización de perfiles de consumo.

Aquellos suministros que desde la entrada en vigor del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, han cambiado su clasificación de tipo de punto de medida pasando de ser puntos de medida tipo 4 a ser de puntos de medida tipo 3, y que no dispongan de registro horario de consumo, podrán utilizar perfiles de consumo para la liquidación de la energía hasta el momento en que sustituyan el equipo de medida para adaptarlo a lo establecido en el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

Disposición transitoria quinta. Adecuación de equipos de medida a los nuevos periodos horarios.

Durante el plazo contemplado en la disposición transitoria única de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, la facturación de aquellos consumidores a los que no se haya adaptado el equipo de medida se realizará a partir de los datos obtenidos de sus lecturas, excepto para los casos que se detallan a continuación:

1. Para los clientes acogidos a discriminación horaria Tipo 2 los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:

   Periodo de Invierno:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Valle x (4/20).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x (16/20) + Consumo leído Punta.

   Periodo de Verano:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Valle x (1/20) + Consumo leído Punta x (3/4).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x (19/20) + Consumo leído Punta x (1/4).

2. Para los clientes acogidos a las tarifas 1.0, 2.0.X y 3.0.1 con discriminación horaria o a la tarifa de acceso 2.0.DHA, los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:

   Períodos de invierno y verano:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Valle x (1/14) + Consumo leído Punta x (9/10).

   Consumo a facturar en Valle = Consumos leído Valle x (13/14) + Consumo leído Punta x (1/10).

3. Para los clientes acogidos a discriminación horaria Tipo 3 los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:

   Período de Invierno: No varía para las zonas 1 a 6.

   Zona 7:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Punta.

   Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (11/12) + Consumo leído Valle x (1/8).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Llano x (1/12) + Consumo leído Valle x (7/8).

Periodo de Verano:

Zonas 1 y 2:

Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (2/12) + Consumo leído Punta x (2/4).

Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (10/12) + Consumo leído Punta x (2/4).

Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.

Zonas 3 y 4:

Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (1/12) + Consumo leído Punta x (3/4).

Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (11/12) + Consumo leído Punta x (1/4).

Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.

Zona 5:

Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (1/12) + Consumo leído Punta x (3/4).

Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Valle x (1/8) + Consumo leído Llano x (10/12) + Consumo leído Punta x (1/4).

Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x (7/8) + Consumo leído Llano x (1/12).

Zona 6:

Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (4/12).

Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Valle x (1/8) + Consumo leído Llano x (7/12) + Consumo leído Punta.

Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x (7/8) + Consumo leído Llano x (1/12).

Zona 7:

Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (4/12).

Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (8/12) + Consumo leído Punta.

Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.

 

4. Para los clientes acogidos a discriminación horaria Tipo 4 los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:

   Periodo de Invierno:

   Zonas 1 y 3:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (1/10) + Consumo leído Punta x (5/6).

   Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (9/10) + Consumo leído Punta x (1/6).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.

   Zonas 5, 6 y 7:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (1/10) + Consumo leído Punta x (5/6).

   Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Valle x (1/8) + Consumo leído Llano x (8/10) + Consumo leído Punta x (1/6).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x (7/8) + Consumo leído Llano x (1/10).

   Periodo de Verano:

   Zonas 1 y 3:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (1/10) + Consumo leído Punta x (5/6).

   Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (9/10) + Consumo leído Punta x (1/6).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.

   Zona 5:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Punta.

   Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Valle x (1/8) + Consumo leído Llano x (9/10).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle x (7/8) + Consumo leído Llano x (1/10).

   Zonas 6 y 7:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (6/10).

   Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (4/10) + Consumo leído Punta.

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.

5. Modalidad de tres períodos: Clientes acogidos a Tarifa 3.0A para baja tensión o a tarifa 3.1A de alta tensión. Los consumos a facturar para cada periodo se obtendrán como:

   Periodo de Invierno: no varía.

   Periodo de Verano:

   Consumo a facturar en Punta = Consumo leído Llano x (2/12) + Consumo leído Punta x (2/4).

   Consumo a facturar en Llano = Consumo leído Llano x (10/12) + Consumo leído Punta x (2/4).

   Consumo a facturar en Valle = Consumo leído Valle.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

1. Quedan derogados los apartados segundo y quinto de la Orden de 17 de diciembre de 1998 por la que se modifica la de 29 de diciembre de 1997, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y el apartado decimoctavo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.
2. Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo dispuesto en la presente orden.

Disposición final primera. Modificación del apartado décimo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

Se añade un párrafo al final del apartado décimo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 con la siguiente redacción:

«Para tener derecho a cualquiera de los incentivos a la inversión establecidos en los párrafos anteriores, las instalaciones de generación deberán acreditar una potencia media disponible semestral equivalente al 75 por ciento de su potencia neta.»

Disposición final segunda. Entrada en vigor.

La presente orden entrará en vigor el día 1 de enero de 2008.

Madrid, 28 de diciembre de 2007.-El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Joan Clos i Matheu

ANEXO I

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

2. Precios de los términos de potencia y energía de la tarifa horaria de potencia.

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

PRECIOS

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

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

A los efectos de aplicación de esta tarifa los 23 días tipo A del período 1 a fijar por el Operador del Sistema se podrán establecer en cada año eléctrico, no pudiendo en un mismo mes fijar más de 12 días, y los días tipo A que se definen en el apartado tercero, apartado 3.1 del anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995 podrán ser todos los días del año eléctrico excepto sábados domingos y festivos.

El precio de los excesos computados de energía reactiva de acuerdo con lo establecido en el punto 4.3 del título II, del anexo I de la Orden de 12 de enero de 1995, por la que se establecen tarifas eléctricas, se fija en 0,049177 €/kVArh.

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

3. Condiciones de aplicación del complemento por interrumpibilidad regulado en el punto 7.4 del título I del anexo I de la orden de 12 de enero de 1995 aplicable a las tarifas generales de alta tensión.

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

4. Condiciones de aplicación de las tarifas de venta a los distribuidores que no se encontraban sujetos al Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre.

1. Las empresas distribuidoras que vinieran operando con anterioridad al 1 de enero de 1997, y a las que no les fuera de aplicación lo dispuesto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, excepto ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.U. para sus suministros en Baleares y Canarias, podrán adquirir su energía:

1. A tarifa D, de acuerdo con lo establecido en la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, por la parte de su consumo que no exceda del realizado en el ejercicio económico anterior descontados los incrementos del año anterior que hayan sobrepasado los límites fijados para el mismo e incrementado en el porcentaje correspondiente a los aumentos vegetativos, que a estos efectos se fijan:

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

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

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

   Estos límites serán considerados a año vencido, por lo que, en todo caso, deberán adquirir, como sujetos cualificados, ya sea directamente en el mercado organizado de producción como agentes del mercado o bien a través de una empresa comercializadora, la cuantía resultante de la energía que en el ejercicio anterior haya excedido de los límites del crecimiento que se hayan establecido para el mismo.

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

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

2. Al precio del mercado organizado de producción como sujetos cualificados.

3. A la tarifa general correspondiente a su nivel de conexión.

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

* Derogado por ORDEN ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008.

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

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

1º. Precios de los términos de potencia y energía activa de las tarifas de baja tensión:

• Tarifa 2.0A: Tp: 18,164292 €/kW y año
  Te: 0,020871 €/kWh

• Tarifa 2.0. DHA:
  Tp: 18,164292 €/kW y año

• Tarifa 3.0A

2º. Precios de los términos de potencia y energía activa de las tarifas de acceso de alta tensión:

• Tarifa 3.1A:

  	Período tarifario 1	Período tarifario 2	Período tarifario 3
  Tp: €/kW y año	15,090975	9,306199	2,134018
  Te: €/kWh	0,013833	0,013011	0,011516

  Tarifa de alta tensión de 6 periodos tarifarios (6.):

TÉRMINOS DE POTENCIA
€ /KW y año

TÉRMINOS DE ENERGÍA
€ /KWh

3º. Término de facturación de energía reactiva (Artículo 9.3 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre):

4. Precios de los excesos de potencia En la fórmula de la facturación de los excesos de potencia establecida en el punto b.3 del apartado 1.2. del artículo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, fijada para las tarifas 6. en el caso en que la potencia demandada sobrepase en cualquier período horario la potencia contratada en el mismo, el valor que figura de 234 que viene expresado en pesetas/KW es de 1,4064 expresado en €/ kW.

1. Tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 y del grupo c.2 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

2. Tarifas para las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

1. Lecturas locales, verificaciones e inspecciones.

Certificaciones.

2. Pruebas de validación de protocolos.

Análisis y prueba de que los equipos cumplen los protocolos establecidos por el Operador del Sistema entre el concentrador principal y registradores o concentradores secundarios (red troncal): Estos costes se facturarán por las horas realmente dedicadas a un coste de 103,031420 Euros/hora, con un coste mínimo de 1.396,56 Euros, y se acompañarán cuando hayan superado las pruebas de un certificado de validación del protocolo, que servirá para su aceptación en todo el sistema de medidas.

La información relativa a los campos c), d) y e) debe referirse en todo momento al punto de suministro y no a la ubicación, población y provincia del titular de dicho punto de suministro. Asimismo, aquellas empresas distribuidoras que proporcionen la información b.1), d.1), e.1) y g.1) en forma de código alfanumérico, están obligadas a proporcionar una relación donde conste la correspondencia de dichos códigos con los nombres concretos. El resto de los contenidos deberá ser presentado por todas las empresas distribuidoras en la forma descrita en el cuadro anterior.