• Expandir / Contraer 韓dice sistem醫ico
• INTRODUCCION
• Art韈ulo 1 燫evisi髇 de los costes y tarifas a partir de 1 de enero de 2008
• Art韈ulo 2 燫evisi髇 de tarifas y precios regulados
• Art韈ulo 3 燙ostes con destinos espec韋icos
• Art韈ulo 4 燩lanes de calidad de servicio
• Art韈ulo 5 燛strategia de ahorro y eficiencia energ閠ica en Espa馻 2004-2012: Plan de acci髇 2008-2012
• Art韈ulo 6 燩recios de las actuaciones del Operador del Sistema
• Art韈ulo 7 燩recio de la primera verificaci髇
• DISPOSICIONES ADICIONALES
  • Disposici髇 adicional primera 燩lan de sustituci髇 de equipos de medida
  • Disposici髇 adicional segunda 燩ago en concepto de Incentivo a la inversi髇 medioambiental
  • Disposici髇 adicional tercera 燚esarrollo de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro
  • Disposici髇 adicional cuarta 燤andatos
  • Disposici髇 adicional quinta 燩rocedimiento de liquidaci髇 de la energ韆s vendidas y compradas a trav閟 del despacho econ髆ico de la generaci髇 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares pendientes hasta la entrada en vigor de la disposici髇 transitoria sexta de la Ley 17/2007, de 4 de julio de 2007
  • Disposici髇 adicional sexta 燤inoraci髇 de la retribuci髇 de la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica por los derechos de emisi髇 de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente
  • Disposici髇 adicional s閜tima 燜inanciaci髇 de los pagos por capacidad
  • Disposici髇 adicional octava 燩ercepci髇 de cantidades en concepto de retribuci髇 fija
  • Disposici髇 adicional novena 燤odificaci髇 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el m閠odo de c醠culo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidaci髇 de la energ韆 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares
• DISPOSICIONES TRANSITORIAS
  • Disposici髇 transitoria primera 燬ervicio transitorio de disponibilidad
  • Disposici髇 transitoria segunda 燩lazos para la adaptaci髇 de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro
  • Disposici髇 transitoria tercera 燗daptaci髇 transitoria de la autorizaci髇 e inscripci髇 de los agentes externos a la figura del comercializador
  • Disposici髇 transitoria cuarta 燯tilizaci髇 de perfiles de consumo
  • Disposici髇 transitoria quinta 燗decuaci髇 de equipos de medida a los nuevos periodos horarios
• DISPOSICIONES DEROGATORIAS
  • Disposici髇 derogatoria 鷑ica 燚erogaci髇 normativa
• DISPOSICIONES FINALES
  • Disposici髇 final primera 燤odificaci髇 del apartado d閏imo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007
  • Disposici髇 final segunda 燛ntrada en vigor
• ANEXO I
• ANEXO II .� Precios medios de los alquileres de los contadores
• ANEXO III .� Precios de los t閞minos de potencia y t閞minos de energ韆, activa y reactiva, de las tarifas de acceso definidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de diciembre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci髇 de energ韆 el閏trica
  • 1.� Precios de los t閞minos de potencia y energ韆 activa de las tarifas de baja tensi髇:
  • 2.� Precios de los t閞minos de potencia y energ韆 activa de las tarifas de acceso de alta tensi髇:
  • 3.� T閞mino de facturaci髇 de energ韆 reactiva (Art韈ulo 9.3 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre):
  • 4.� Precios de los excesos de potencia
• ANEXO IV .� Actualizaciones trimestrales de las tarifas y primas del r間imen especial.
  • 1. Tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 y del grupo c.2 del art韈ulo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
  • 2. Tarifas para las instalaciones acogidas a la disposici髇 transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
• ANEXO V .� Actualizaciones anuales de las tarifas, primas y l韒ites superior e inferior del r間imen especial
• ANEXO VI .� Precios m醲imos del operador del sistema por actuaciones derivadas del Reglamento unificado de puntos de medida y sus instrucciones t閏nicas complementarias
  • 1. Lecturas locales, verificaciones e inspecciones.
  • 2. Pruebas de validaci髇 de protocolos.
• ANEXO VII .� Contenidos estandarizados de los registros de las bases de datos de puntos de suministro

Art韈ulo 1 Revisi髇 de los costes y tarifas a partir de 1 de enero de 2008

1. Se revisan las tarifas para la venta de energ韆 el閏trica que aplican las empresas distribuidoras de energ韆 el閏trica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci髇 de energ韆 el閏trica a partir de 1 de enero de 2008, teniendo en cuenta los costes y la demanda previstos para dicho a駉.

2. Los costes m醲imos reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribuci髇 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 retribuci髇 de la actividad de transporte de Red El閏trica de Espa馻, S.A., 81.442 miles de euros a la actividad del transporte del resto de empresas peninsulares sometidas a liquidaci髇, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidaci髇 de los costes de transporte, distribuci髇 y comercializaci髇 a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificaci髇 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 disposici髇 transitoria und閏ima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El閏trico, deducidos los otros ingresos derivados de los derechos de acometida, enganches, verificaci髇 y alquiler de aparatos de medida, se calcular醤 aplicando la siguiente f髍mula:

Rⁱ ₂₀₀₈ = Rⁱ ₂₀₀₇ � 1,028 � (1+ ΔDⁱ ₂₀₀₇ � Feⁱ)

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:

ΔDⁱ ₂₀₀₇ , es el incremento de la demanda media anual en abonado final en las instalaciones de distribuci髇 de la empresa distribuidora i en el a駉 2007, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, expresado en tanto por uno.

Rⁱ ₂₀₀₇ es el valor que figura en la siguiente tabla:

A efectos de liquidaciones provisionales, la Comisi髇 Nacional de Energ韆 aplicar� 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 distribuci髇 para el a駉 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 distribuci髇 se incorporar醤 90.000 miles de euros como costes destinados a planes de mejora de calidad del servicio a los que hace referencia el art韈ulo 4 de la presente orden.

Se prev� un coste de 274.635 miles de euros correspondiente a la retribuci髇 de los distribuidores acogidos a la disposici髇 transitoria und閏ima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. A esta cantidad habr� que a馻dir la cantidad de 14.800 miles de euros en concepto de interrumpibilidad, r間imen especial y otros, que se recaudar� como porcentaje a tenor de lo contemplado en el art韈ulo 3 de esta orden.

4. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribuci髇 de la gesti髇 comercial realizada por las empresas distribuidoras ascienden a 312.639 miles de euros, desglosados por empresas distribuidoras seg鷑 establece la siguiente tabla:

5. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidaci髇 de las actividades reguladas, sin tener en cuenta las revisiones de los costes de generaci髇 extrapeninsular, seg鷑 establece el art韈ulo 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 m醲imo de 225.099 miles de euros.

A los efectos de su liquidaci髇 y cobro, estos costes se considerar醤 un ingreso de las actividades reguladas.

6. La cantidad que en 2008 resulta necesaria para recuperar linealmente el valor actual neto del d閒icit de ingresos en la liquidaci髇 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 d閒icit a 31 de diciembre de 2006 mediante la aplicaci髇 al mismo del EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones de noviembre de 2006, de conformidad con lo previsto en la disposici髇 adicional segunda del Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, por el que se ajustan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de julio de 2007. Dicha cuant韆 se recaudar� por aplicaci髇 de un porcentaje espec韋ico 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 liquidaci髇 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 podr� ser objeto de modificaci髇 una vez que la Comisi髇 Nacional de Energ韆 comunique a la Secretar韆 General de Energ韆 la cuant韆 final del d閒icit del a駉 2006, a tenor de lo contemplado en el apartado 4 de la disposici髇 adicional 鷑ica de la Orden ITC/3315/2007, de 15 de noviembre, por la que se regula, para el a駉 2006, la minoraci髇 de la retribuci髇 de la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica en el importe equivalente al valor de los derechos de emisi髇 de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente.

A los efectos de su liquidaci髇 y cobro, estos costes se considerar醤 un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad ser� 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 cuant韆 definitiva de los costes espec韋icos destinados a la compensaci髇 de los sistemas insulares y extrapeninsulares de las empresas generadoras de Endesa, S.A. para los a駉s 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005, una vez descontadas las anualidades correspondiente a los ejercicios 2003, 2004 y 2005 del d閒icit provisional 2001-2002 e incluidos los costes financieros devengados para cada uno de ellos calculados con un tipo de inter閟 igual a la media anual del EURIBOR a tres meses fijados en el punto primero de la Resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas de 2 de octubre de 2007 se recuperar� linealmente durante un per韔do de 15 a駉s.

El importe pendiente de pago a 31 de diciembre de cada a駉 se calcular� mediante la actualizaci髇 del saldo pendiente correspondiente a 31 de diciembre del a駉 precedente de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al a駉 durante en el que haya de aplicarse el porcentaje correspondiente, deduciendo los pagos efectivamente realizados durante el a駉.

La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos derivado de las revisiones de los costes de generaci髇 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 liquidaci髇 y cobro, estos costes se considerar醤 un ingreso de las actividades reguladas.

9. De acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de la disposici髇 adicional vig閟ima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El閏trico, se prev� provisionalmente para el c醠culo de las tarifas de 2008 un coste de 75.561 miles de euros, en concepto de plan de viabilidad para Elcog醩, S.A. Esta cantidad es provisional. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, proceder� a aprobar la cuant韆 definitiva que corresponda a dicho a駉.

A los efectos de su liquidaci髇 y cobro, estos costes se considerar醤 un ingreso de las actividades reguladas.

10. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidaci髇 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 podr� ser objeto de modificaci髇 cuando se conozcan los resultados de las subastas establecidas mediante real decreto a lo largo de dicho a駉.

Hasta dicha fecha y provisionalmente la Comisi髇 Nacional de Energ韆 liquidar� la cantidad que figura en el apartado anterior, entre las diferentes empresas en funci髇 de los importes realmente aportados para cubrir el d閒icit.

A los efectos de su liquidaci髇 y cobro, estos costes se considerar醤 un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad ser� distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas.

11. Se reconoce ex ante la existencia de un d閒icit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas que se generar� entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de marzo de 2008 que asciende a un m醲imo 1.200.000 miles de euros.

12. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposici髇 adicional vig閟ima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El閏trico, se prev� un importe provisional de 93.089 miles de euros para incentivar el consumo de carb髇 aut骳tono. Una vez aprobado este incentivo, tendr� efectos a partir del 1 de enero de 2008.

A los efectos de su liquidaci髇 y cobro, este coste se considerar� un ingreso de las actividades reguladas.

La Comisi髇 Nacional de Energ韆 abrir� una cuenta en r間imen de dep髎ito a estos efectos y la comunicar� mediante circular publicada en el 獴olet韓 Oficial del Estado�, donde ir� ingresando en cada liquidaci髇 la parte que le corresponda a este fin.

13. Se prev� una partida de 380.000 miles de euros destinada al servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energ韆 en el mercado de producci髇 regulado en la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energ韆 en el mercado de producci髇.

Art韈ulo 2 Revisi髇 de tarifas y precios regulados

1. Las tarifas para la venta de energ韆 el閏trica se fijan en el anexo I de la presente orden, donde figuran las tarifas b醩icas a aplicar con los precios de los t閞minos de potencia y energ韆.

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 distribuci髇 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 distribuci髇 de energ韆 el閏trica, son las que se fija en el anexo III de esta orden, donde figuran las tarifas b醩icas a aplicar con los precios de sus t閞minos de potencia y energ韆, activa y reactiva, en cada per韔do tarifario.

4. De acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 44.1 y en el apartado a.1.3 de la disposici髇 transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica en r間imen especial, se procede a la actualizaci髇 trimestral de las tarifas y primas para su aplicaci髇 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 disposici髇 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 art韈ulo 44.1 y en la disposici髇 transitoria d閏ima del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica en r間imen especial, se procede a la actualizaci髇 anual de las tarifas, primas y en su caso l韒ites superior e inferior, para su aplicaci髇 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 categor韆 b), del subgrupo a.1.3, y de la disposici髇 transitoria d閏ima 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 l韒ites superior e inferior, que se fijan para las citadas instalaciones.

6. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposici髇 adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se procede a la actualizaci髇 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 disposici髇 adicional, tomando como referencia el incremento del IPC, quedando fijado en 2,4486 c€/kWh, para su aplicaci髇 a partir del 1 de enero de 2008.

Igualmente, de acuerdo con lo establecido en el apartado 3 de la disposici髇 adicional sexta del citado real decreto, se efect鷄 la actualizaci髇 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 disposici髇 adicional, con el mismo incremento que les sea de aplicaci髇 a las instalaciones de la categor韆 a.1.1, quedando fijado en 2,3816 c€/kWh, para su aplicaci髇 a partir del 1 de enero de 2008.

N鷐ero 6 del art韈ulo 2 modificado, para su aplicaci髇 a partir del 1 de enero de 2008, por el n鷐ero 1 de la disposici髇 final tercera del R.D. 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el r間imen retributivo de la actividad de distribuci髇 de energ韆 el閏trica (獴.O.E.� 18 marzo).Vigencia: 19 marzo 2008 Efectos / Aplicaci髇: 1 enero 2008

7. De acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 29.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se revisa el valor del complemento por energ韆 reactiva, quedando fijado en 8,1069 c€/kWh, para su aplicaci髇 a partir del 1 de enero de 2008.

Igualmente, de acuerdo con lo establecido en la disposici髇 adicional s閜tima del citado real decreto se revisa el valor del complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensi髇, quedando fijado en 0,3927 c€/kWh, para su aplicaci髇 a partir del 1 de enero de 2008.

8. Se mantienen las p閞didas de transporte y distribuci髇, homog閚eas por cada tarifa de suministro y/o de acceso, para traspasar la energ韆 suministrada a los consumidores a tarifa y a los consumidores en el mercado en sus contadores a energ韆 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 c醠culo de dichas p閞didas son las establecidas en el Anexo IV del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa el閏trica a partir de 1 de enero de 2007.

Art韈ulo 3 Costes con destinos espec韋icos

1. La cuant韆 de los costes con destinos espec韋icos de acuerdo con el cap韙ulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumidores de energ韆 el閏trica por los suministros a tarifa, se establecen a partir del 1 de enero de 2008 en los porcentajes siguientes:

2. La cuant韆 de los costes con destinos espec韋icos de acuerdo con el cap韙ulo 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 asignaci髇 de la energ韆 adquirida por los comercializadores o consumidores directos en el mercado de la electricidad o a las energ韆s suministradas a trav閟 de contratos bilaterales f韘icos, de acuerdo con lo previsto en el art韈ulo 6 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.

3. Los porcentajes a destinar a costes con destinos espec韋icos que se regulan en los apartados anteriores se actualizar醤 a lo largo de 2008 en funci髇 de la evoluci髇 del mercado cuando se revisen las tarifas el閏tricas.

4. Exenciones sobre las cuotas a aplicar a las empresas distribuidoras que adquieran su energ韆 a tarifa y a la empresa 獷NDESA Distribuci髇 El閏trica, S.L.� para sus suministros a tarifa en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla:

• a) Con car醕ter general las empresas distribuidoras que adquieran su energ韆 a tarifa quedan exentas de hacer entrega de las cuotas expresadas como porcentaje de la factura en concepto de moratoria nuclear, seg鷑 se establece en el apartado anterior.
• b) Las empresas clasificadas en el Grupo 1, de acuerdo con la disposici髇 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 art韈ulo.
• c) Para las empresas clasificadas en el Grupo 2, de acuerdo con la disposici髇 adicional del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆 podr� autorizar un coeficiente reductor que afecte a los fondos a entregar a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 a que se refiere el apartado 1 de este art韈ulo.
• d) Las restantes empresas distribuidoras que adquieran energ韆 a tarifas ingresar醤 la totalidad de las cuotas a excepci髇 de la establecida con car醕ter general en el apartado 4.a) del presente art韈ulo.
• e) La empresa 獷NDESA Distribuci髇 El閏trica, S. L.� por sus suministros a tarifas en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla quedan exentas de ingresar la cuota correspondiente a su propia compensaci髇 por extrapeninsularidad.

Art韈ulo 4 Planes de calidad de servicio

De acuerdo con el art韈ulo 48.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y su normativa de desarrollo, se incluye en la tarifa del a駉 2008, dentro de los costes reconocidos para la retribuci髇 de la distribuci髇, una partida espec韋ica que no podr� superar los 90.000 miles de euros con objeto de realizar inversiones en instalaciones para mejorar la calidad del servicio en zonas donde se superen los 韓dices de calidad establecidos para la actividad de distribuci髇.

Dentro de esta partida y a los efectos previstos en el apartado 3 del art韈ulo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci髇, los planes de control de tensi髇 que realicen las empresas distribuidoras para cumplir los requisitos de control de tensi髇 exigidos a las mismas respecto a la red de transporte, deber醤 ser incluidos, en su caso, en los Planes de calidad.

Asimismo, de esta partida de 90.000 miles de euros, 10.000 miles de euros se destinar醤 a planes para realizar la limpieza de la vegetaci髇 de las m醨genes por donde discurran l韓eas el閏tricas de distribuci髇.

La ejecuci髇 de esta partida deber� realizarse en r間imen de cofinanciaci髇 con las comunidades aut髇omas o ciudades de Ceuta y Melilla, mediante convenios de colaboraci髇 para la realizaci髇 de planes de mejora de calidad de servicio suscritos entre la Secretar韆 General de Energ韆, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y las Administraciones territoriales anteriormente indicadas que incluyan inversiones en instalaciones de distribuci髇 en las zonas citadas.

La Comisi髇 Nacional de Energ韆 abrir� una cuenta en r間imen de dep髎ito a estos efectos y la comunicar� mediante circular publicada en el 獴olet韓 Oficial del Estado�, donde ir� ingresando en cada liquidaci髇 la parte que le corresponda a este fin. Dicha cuenta se ir� liquidando a las empresas distribuidoras previa autorizaci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas una vez realizada la puesta en marcha de las instalaciones incluidas en los convenios de colaboraci髇 a que se ha hecho referencia en el p醨rafo anterior.

Los saldos de la cuenta en r間imen de dep髎ito abierta por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 destinada a la realizaci髇 de planes de mejora de calidad de servicio con cargo a la tarifa de 2006, no comprometidos en los correspondientes Convenios de Colaboraci髇 firmados antes del 31 de marzo de 2008, pasar醤 a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al a駉 2008.

Art韈ulo 5 Estrategia de ahorro y eficiencia energ閠ica en Espa馻 2004-2012: Plan de acci髇 2008-2012

La cuant韆 con cargo a la tarifa el閏trica destinada a la financiaci髇 del Plan de acci髇 2008-2012, aprobado el Acuerdo de Consejo de Ministros de 8 de julio de 2005, por el que se concretan las medidas del documento de 獷strategia de ahorro y eficiencia energ閠ica en Espa馻 2004-2012� aprobado por Acuerdo de Consejo de Ministros de 28 de noviembre de 2003, no exceder� para el a駉 2008 de 275.900 miles de euros. Esta cuant韆 ser� distribuida por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio con car醕ter objetivo de acuerdo con el citado plan y ser� liquidada previa comprobaci髇 de la consecuci髇 de los objetivos previstos.

La Comisi髇 Nacional de Energ韆 abrir� una cuenta en r間imen de dep髎ito a estos efectos y la comunicar� mediante circular publicada en el 獴olet韓 Oficial del Estado�, donde ir� ingresando en cada liquidaci髇 la parte que le corresponda a este fin.

Art韈ulo 6 Precios de las actuaciones del Operador del Sistema

Los precios m醲imos de actuaciones derivadas del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y sus instrucciones t閏nicas complementarias (ITC), en puntos de medida tipo 1 y 2, a cobrar por el Operador del Sistema ser醤 los que figuran en el anexo VI de esta orden.

El Operador del Sistema deber� presentar antes del mes de noviembre de cada a駉, los ingresos y gastos correspondientes a dichas actuaciones, desde el 1 de octubre del a駉 anterior hasta el 30 de septiembre del a駉 correspondiente, a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas quien lo remitir� para informe a la Comisi髇 Nacional de Energ韆.

Art韈ulo 7 Precio de la primera verificaci髇

1. El precio m醲imo para la primera verificaci髇 del cumplimiento de la normativa t閏nica en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red, a la que hace referencia el art韈ulo 6 del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexi髇 de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensi髇, ser� de 103,03 euros.

2. El precio medio de aplicaci髇 como tarifa base del servicio de estimaci髇 de medidas, indicado en el apartado 9 de la Orden del Ministerio de Industria y Energ韆 de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las Instrucciones T閏nicas Complementarias del Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tr醤sitos de Energ韆 El閏trica es de 0,04 €/kWh.

Disposici髇 adicional primera Plan de sustituci髇 de equipos de medida

1. Todos los contadores de medida en suministros de energ韆 el閏trica con una potencia contratada de hasta 15 kW deber醤 ser sustituidos por nuevos equipos que permitan la discriminaci髇 horaria y la telegesti髇 antes del 31 de diciembre de 2018. Este cambio se realizar� de acuerdo al plan de sustituci髇 que se establece en la presente disposici髇.

2. El n鷐ero de equipos que deber醤 ser sustituidos por cada una de las compa耥as 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 deber� ajustarse a los valores que se se馻lan a continuaci髇 para cada intervalo de tiempo:

• a) Antes del 31 de diciembre de 2014 deber� sustituirse un 35 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.
• b) Entre el 1 de enero de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 deber� sustituirse un 35 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.
• c) Entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre de 2018 cada empresa distribuidora deber� sustituir el 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada sin perjuicio de lo establecido en el p醨rafo siguiente.

  A partir del 1 de enero de 2019, cada una de las empresas distribuidoras de energ韆 el閏trica podr� mantener hasta un m醲imo de un dos por ciento del total del parque de contadores sin sustituir siempre que sea debido a causas no imputables a la misma. Este hecho deber� ser debidamente justificado y aprobado por la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia.

  A estos efectos, el 1 de marzo de cada a駉, comenzando el 1 de marzo de 2019, las empresas distribuidoras deber醤 remitir, tanto a las Administraciones de las comunidades aut髇omas y de las ciudades de Ceuta y Melilla como a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, un listado de los equipos de medida pendientes de sustituir alegando las causas por las que no ha sido posible su sustituci髇 y, en su caso, integraci髇 en el sistema de telegesti髇.

  Letra c) del n鷐ero 2 de la disposici髇 adicional primera redactada por la disposici髇 final segunda de la Orden ETU/1282/2017, de 22 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energ韆 el閏trica para 2018 (獴.O.E.� 27 diciembre). Vigencia: 1 enero 2018

Los equipos de medida que se instalen deber醤 cumplir con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico, 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 metrol骻ico del Estado sobre los contadores de energ韆 el閏trica, est醫icos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en suministros de energ韆 el閏trica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de discriminaci髇 horaria y telegesti髇, en las fases de evaluaci髇 de la conformidad, verificaci髇 despu閟 de reparaci髇 o modificaci髇 y de verificaci髇 peri骴ica, as� como en cualquier otra norma que les resulte de aplicaci髇. El sistema de telegesti髇 desarrollado por cada empresa distribuidora, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos espec韋icos, habr醤 de ser presentados a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas en el plazo de tres meses para su autorizaci髇 seg鷑 lo dispuesto en el art韈ulo 9.8 del mencionado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico.

El cliente podr� optar por instalar los equipos en r間imen de alquiler o bien adquirirlos en propiedad, de acuerdo con el mencionado art韈ulo 9.8 del citado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el閏trico.

N鷐ero 2 de la disposici髇 adicional primera redactado por el apartado uno del art韈ulo 鷑ico de la Orden IET/290/2012, de 16 de febrero, por la que se modifica la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de enero de 2008 en lo relativo al plan de sustituci髇 de contadores (獴.O.E.� 21 febrero).Vigencia: 22 febrero 2012

3. La implantaci髇 efectiva de los sistemas de telegesti髇 y telemedida, as� como la integraci髇 de los equipos de medida instalados desde el 1 de julio de 2007 en dichos sistemas deber� realizarse antes del 1 de enero de 2014.

Estos sistemas de telegesti髇, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos espec韋icos, deber醤 contar con la autorizaci髇 a que hace referencia el pen鷏timo p醨rafo del apartado 2 de la presente disposici髇 adicional.

4. Las empresas distribuidoras deber醤 presentar en el plazo de tres meses la revisi髇 de los planes de instalaci髇 de contadores de medida adecuados a los nuevos hitos del plan definidos en el apartado 2, siempre que los planes presentados con anterioridad no cumplan los nuevos plazos de sustituci髇. Dicho documento ser� presentado a las Comunidades Aut髇omas donde se ubiquen los distintos puntos de suministro y establecer�:

• a) Los criterios para la instalaci髇 de dichos contadores para cada uno de los periodos contemplados en el apartado 2 de esta disposici髇 adicional.
• b) El n鷐ero de equipos a instalar en cada periodo que, como m韓imo, deber� ser para cada empresa distribuidora el porcentaje del total a instalar que corresponda seg鷑 lo establecido en el mismo apartado 2.
• c) El procedimiento para la comunicaci髇 por parte de los distribuidores a los consumidores de la obligaci髇 que tienen 閟tos de instalar los equipos y de las opciones de que disponen.

Las Administraciones de las Comunidades Aut髇omas y de las ciudades de Ceuta y Melilla, resolver醤 en el plazo de tres meses. Una vez aprobados dichos planes deber醤 ser remitidos por dichas Comunidades Aut髇omas y ciudades a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆. El cumplimiento de los planes aprobados tendr� car醕ter vinculante, no pudiendo la empresa distribuidora desviarse del mismo. A estos efectos el cambio de suministrador no podr� ser motivo para exigir la sustituci髇 del equipo de medida, salvo en el caso de que coincida dicho cambio con la fecha en que est� prevista la sustituci髇 del equipo en el plan aprobado a la empresa distribuidora.

A partir del 1 de julio de 2012 las empresas distribuidoras deber醤 poner a disposici髇 de las empresas comercializadoras con un m韓imo de un a駉 de antelaci髇, la fecha prevista (trimestre y a駉) para la sustituci髇 del contador a los clientes, de acuerdo al Plan de Sustituci髇 que se establece en la presente disposici髇.

Las empresas distribuidoras deber醤 comunicar directamente a los clientes la fecha prevista para la sustituci髇 de sus contadores tres meses antes de dicha fecha. Dicha comunicaci髇 deber� extenderse a las correspondientes empresas comercializadoras para que tengan constancia de la sustituci髇 de contador de sus clientes.

Antes de que transcurran tres meses desde la finalizaci髇 de cada uno de los periodos en que se divide el plan de sustituci髇, seg鷑 el apartado 2 de la presente disposici髇, las empresas distribuidoras deber醤 enviar, tanto a las Administraciones de las Comunidades Aut髇omas y de las ciudades de Ceuta y Melilla como a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y la Comisi髇 Nacional de Energ韆, un informe de evoluci髇 de la ejecuci髇 de los planes aprobados que contenga una descripci髇 detallada de las acciones realizadas desde el inicio de los mismos.

N鷐ero 4 de la disposici髇 adicional primera redactado por el apartado dos del art韈ulo 鷑ico de la Orden IET/290/2012, de 16 de febrero, por la que se modifica la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de enero de 2008 en lo relativo al plan de sustituci髇 de contadores (獴.O.E.� 21 febrero).Vigencia: 22 febrero 2012

5. Aquellos equipos de medida de suministros de potencia contratada hasta 15 kW que sean propiedad de cliente que no dispongan de capacidad de discriminaci髇 horaria y telegesti髇, afectados por las acciones contempladas en los planes de sustituci髇 aprobados por las administraciones auton髆icas, ser醤 sustituidos de acuerdo a lo establecido en dichos planes de sustituci髇. En este caso, y cuando la sustituci髇 de dichos equipos dentro del correspondiente plan deba realizarse antes de que hayan transcurrido 15 a駉s desde la fecha de instalaci髇 y precintado del equipo, dicha sustituci髇 no generar� coste alguno para su propietario ni cobro en concepto de alquiler durante el periodo restante de vida del equipo hasta alcanzar los 15 a駉s. En cualquier caso, estos equipos mencionados deber醤 ser sustituidos antes del 31 de diciembre de 2018.

Disposici髇 adicional segunda Pago en concepto de Incentivo a la inversi髇 medioambiental

Para las instalaciones de generaci髇 a las que es de aplicaci髇 la retribuci髇 del incentivo a la inversi髇 en capacidad a largo plazo de acuerdo con lo establecido en el presente anexo, cuya autorizaci髇 administrativa previa o acta de puesta en marcha haya sido otorgada a partir del 1 de enero de 1998, la cuant韆 anual en concepto de servicio de capacidad se fija en 26.000 euros/MW/a駉.

La Comisi髇 Nacional de Energ韆 inspeccionar� aquellas instalaciones de generaci髇 a las que es de aplicaci髇 la retribuci髇 del incentivo a la inversi髇 en capacidad a largo plazo que no hayan funcionado durante 1.000 horas agregadas anuales, a los efectos de comprobar la operatividad efectiva de las mismas.

Si como resultado de dicha inspecci髇 la Comisi髇 Nacional de Energ韆 detectase irregularidades en la efectiva operatividad de estas centrales, la Comisi髇 Nacional de Energ韆 propondr� a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas la retirada total o parcial del incentivo. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas a la vista de lo anterior resolver� sobre la citada retirada total o parcial del incentivo.

N鷐ero 1 de la disposici髇 adicional segunda redactado por la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversi髇 a que hace referencia el anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007 (獴.O.E.� 18 noviembre).Vigencia: 19 noviembre 2011

2. Las instalaciones que cumplan lo establecido en el apartado anterior tendr醤 derecho a un cobro de 8.750 euros/MW y a駉.

3. El cobro se devengar� desde la fecha de la resoluci髇 por la que se aprueba el Acta de Puesta en Marcha, durante un per韔do de diez a駉s. Si la fecha fuera anterior a la de la entrada en vigor de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, el cobro se devengar� desde esta 鷏tima y hasta que transcurran diez a駉s desde la fecha del acta de puesta en servicio.

4. Corresponder� al Operador de Sistema la liquidaci髇 del incentivo a cada uno de los titulares de las instalaciones que tengan derecho a la percepci髇 del mismo.

5. El derecho a percibir la retribuci髇 por el incentivo a la inversi髇 requerir� autorizaci髇 administrativa de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas. A estos efectos, el titular de la instalaci髇 deber� remitir su solicitud junto con la documentaci髇 justificativa del cumplimiento de los requisitos del apartado 1. La autorizaci髇 supondr� la inclusi髇 de una nota al margen de su inscripci髇 en el en el registro administrativo a que se refiere el art韈ulo 171 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, expresando que la instalaci髇 est� autorizada para percibir la retribuci髇 del servicio, su cuant韆 anual y la fecha hasta la que le corresponde su percepci髇.

T閚gase en cuenta que, conforme establece el n鷐ero 2 del art韈ulo 12 del R.D.-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electr髇icas, y por el que se adoptan medidas para la correcci髇 de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores el閏trico y gasista (獴.O.E.� 31 marzo), se reduce con car醕ter excepcional para el a駉 2012 a 7.875 €/MW/a駉 la cuant韆 del incentivo a la inversi髇 medioambiental al que hace referencia la presente disposici髇 adicional segunda. Seg鷑 el n鷐ero 3 del art韈ulo 12 del R.D.-ley 13/2012, de 30 de marzo, lo dispuesto en dicho art韈ulo ser� de aplicaci髇 a las instalaciones de generaci髇 que estuvieran recibiendo las retribuciones asociadas a los servicios citados en los apartados 1 y 2 a la entrada en vigor del real decreto-ley.

Disposici髇 adicional tercera Desarrollo de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro

...

Disposici髇 adicional cuarta Mandatos

1. Antes del 15 de febrero de 2008 la Comisi髇 Nacional de Energ韆 remitir� 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 explicitar醤 las hip髏esis de costes utilizados, as� como los criterios de asignaci髇 de los mismos entre las diferentes tarifas.

2. Antes del 1 de abril de 2008 la Comisi髇 Nacional de Energ韆 remitir� al Ministerio de Industria Turismo y Comercio una propuesta motivada sobre los mecanismos de financiaci髇 de pagos por capacidad.

3. Antes del 1 de julio de 2008 la Comisi髇 Nacional de Energ韆, el Operador del Mercado y el Operador del Sistema presentar醤 a la Secretaria General de Energ韆 el detalle de las cuentas de balance y de gastos e ingresos de los 鷏timos cuatro a駉s y antes del 1 de octubre de 2008 la previsi髇 de gastos del periodo 2009-2012.

4. En aplicaci髇 de lo previsto en el art韈ulo 28.tres, del Real Decreto Ley 6/2000, de 23 de junio, en su nueva redacci髇 dada por el art韈ulo vig閟imo del Real Decreto Ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contrataci髇 p鷅lica, antes de que transcurran dos meses desde la entrada en vigor de la presente Orden, el Operador del Sistema publicar� en su p醙ina web la potencia de generaci髇 el閏trica disponible en r間imen ordinario, agregada por tecnolog韆s de generaci髇 (nuclear, carb髇, hidr醬lica, fueloil, ciclos combinados) para los horizontes temporales siguientes: Semana, mes, trimestre y a駉 m髒il. Esta informaci髇 se actualizar� diariamente.

5. Antes del 31 de marzo de 2008 la Comisi髇 Nacional de Energ韆 remitir� al Ministerio de Industria Turismo y Comercio un informe detallado donde se justifique el valor del alquiler de los contadores electr髇icos con discriminaci髇 horaria y con posibilidad de telegesti髇.

6. Antes del 31 de marzo de 2008, 獷ndesa, S. A.� remitir� a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas los valores auditados de los costes de operaci髇 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 髍denes ITC/913 y 914, de 30 de marzo de 2006, hasta el 31 de diciembre de 2007. La Comisi髇 Nacional de Energ韆 antes del 30 de junio de 2008 remitir� al Ministerio de Industria Turismo y Comercio una valoraci髇 y propuesta de revisi髇 de los valores unitarios del r間imen retributivo de las instalaciones el閏tricas de los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares, de acuerdo con los criterios fijados en la normativa vigente.

Disposici髇 adicional quinta Procedimiento de liquidaci髇 de la energ韆s vendidas y compradas a trav閟 del despacho econ髆ico de la generaci髇 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares pendientes hasta la entrada en vigor de la disposici髇 transitoria sexta de la Ley 17/2007, de 4 de julio de 2007

Las energ韆s vendidas y compradas a trav閟 del despacho econ髆ico de la generaci髇 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares, correspondientes al periodo comprendido entre el 1 de enero de 2006 y el 4 de noviembre de 2007, que est閚 pendientes de su liquidaci髇 definitiva a la fecha de entrada en vigor de la disposici髇 transitoria sexta de la Ley 17/2007, de 4 de julio, se liquidar醤 y facturar醤 por el operador del mercado seg鷑 lo dispuesto a continuaci髇:

• 1.� Antes del 20 de enero de 2008 el operador del sistema comunicar� 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 operaci髇. Las medidas horarias definitivas se publicar醤 elevadas a barras de central agregadas por comercializador y por subsistema aislado. Asimismo, el operador del sistema publicar� las medidas definitivas elevadas a barras de central correspondientes al agente de cierre de los subsistemas aislados de Baleares y de Canarias, seg鷑 la metodolog韆 establecida en la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el m閠odo de c醠culo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidaci髇 de la energ韆 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares. El operador del sistema comunicar� las medidas anteriores al operador del mercado.
• 2.� El operador del mercado multiplicar� la energ韆 horaria de los comercializadores por el precio horario medio final de la energ韆 de los comercializadores destinada a clientes nacionales en el mercado de producci髇 peninsular y la energ韆 horaria del agente de cierre por el precio horario medio final de la energ韆 de los distribuidores en el mercado de producci髇 peninsular. Los precios finales ser醤 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 ser醤 los precios finales correspondientes publicados por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 seg鷑 lo dispuesto en la disposici髇 adicional segunda del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector el閏trico.

  A estos efectos el operador del mercado y la Comisi髇 Nacional de Energ韆 publicar醤 el precio horario medio final de la energ韆 de los comercializadores destinada a clientes nacionales en el mercado de producci髇 peninsular valorando las energ韆s contratadas bilateralmente al precio horario del mercado diario.

  A estos mismos efectos, la Comisi髇 Nacional de Energ韆 comunicar� al operador del mercado antes del 31 de enero de 2008 la forma de determinaci髇 del precio horario medio final de la energ韆 de los distribuidores en el mercado de producci髇 peninsular para el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de mayo de 2006.

• 3.� El operador del mercado, en nombre y por cuenta del sujeto productor 鷑ico, expedir� 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 energ韆 por el importe mensual resultante del apartado anterior.
• 4.� El operador del mercado remitir� copia de las facturas al sujeto productor 鷑ico que hasta el 4 de noviembre de 2007 ha participado en el despacho t閏nico de cada SEIE.

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

  玌ni髇 El閏trica de Canarias Generaci髇, S. A. U.� en el Sistema Canario.

  獹as y Electricidad Generaci髇, S. A. U.� en el Sistema Balear.

  獷ndesa Generaci髇, S. A.� en los Sistemas de Ceuta y de Melilla.

• 5.� El operador del mercado comunicar� con suficiente antelaci髇 las fechas de emisi髇 de facturas, de pagos y de cobros de los meses facturados.
• 6.� Antes del 31 de mayo de 2008 y antes del 30 de septiembre de 2008 el operador del sistema comunicar� 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 operaci髇. Tras cada una de las fechas indicadas el operador del mercado proceder� a la facturaci髇 de los meses comunicados con anterioridad a las mismas, seg鷑 el procedimiento anteriormente expuesto.

El operador del mercado comunicar� a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 las energ韆s e importes facturados que sean necesarios para realizar las liquidaciones a las que se refiere el art韈ulo 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 comunicar� a los sujetos productores y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 los par醡etros, valores, energ韆s, potencias e importes correspondientes al coste de generaci髇 del r間imen ordinario establecido en el art韈ulo 7 del citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.

Disposici髇 adicional sexta Minoraci髇 de la retribuci髇 de la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica por los derechos de emisi髇 de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente

A los exclusivos efectos de la minoraci髇 de la retribuci髇 de la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica por los derechos de emisi髇 de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente a partir de 1 de enero de 2006, las instalaciones a las que hace referencia la Disposici髇 adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica en r間imen especial, se considerar醤 como instalaciones de producci髇 en r間imen especial.

Disposici髇 adicional s閜tima Financiaci髇 de los pagos por capacidad

1. Estar醤 obligados al pago por capacidad todos los comercializadores y consumidores directos en mercado por la energ韆 que efectivamente adquieran a trav閟 de las diferentes modalidades de contrataci髇 y destinada al consumo interno espa駉l.

No estar醤 sujetos al pago por capacidad los productores por la energ韆 correspondiente al autoconsumo de producci髇 y al consumo de bombeo.

2. El pago por capacidad del comercializador y del consumidor directo en mercado ser� la suma de los t閞minos mensuales de cada per韔do tarifario de acuerdo con la definici髇 del 鷏timo p醨rafo de este apartado que resultan de multiplicar la demanda de energ韆 elevada a barras de central adquirida en el mercado de producci髇 por el precio unitario por capacidad, tal como se detalla en la siguiente f髍mula:

Siendo:

• PC(c,m) = Pago por capacidad del comercializador, consumidor directo o agente externo c en el mes m por la energ韆 adquirida en el mercado de producci髇.
• D_bc(c,m)_i = Demanda de energ韆 elevada a barras de central adquirida en el mercado de producci髇 por el comercializador, consumidor directo y agente externo en el mes m y en el per韔do tarifario i.
• X_i = Precio unitario por capacidad, que para cada per韔do tarifario i dependiendo de la diferenciaci髇 de per韔dos 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.

  Tarifa	Per韔do 1	Per韔do 2	Per韔do 3	Per韔do 4	Per韔do 5	Per韔do 6
  Baja tensi髇:
  2.0	0,005712
  2.0.DHA	0,005885	0,000993
  3.0A	0,010331	0,005310	0,000071
  Alta tensi髇:
  3.1.�	0,007934	0,004272	0,000000
  6.1	0,007934	0,003662	0,002441	0,001831	0,001831	0,000000
  6.2	0,007934	0,003662	0,002441	0,001831	0,001831	0,000000
  6.3	0,007934	0,003662	0,002441	0,001831	0,001831	0,000000
  6.4	0,007934	0,003662	0,002441	0,001831	0,001831	0,000000

Los per韔dos tarifarios, i, ser醤 los definidos para las tarifas de acceso establecidas en la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007.

Disposici髇 adicional octava Percepci髇 de cantidades en concepto de retribuci髇 fija

Las cantidades a percibir en concepto de CTC's o por disminuci髇 de la financiaci髇 del d閒icit, correspondientes a las liquidaciones de las actividades reguladas de ejercicios anteriores, as� como el fondo de CTC's pendiente de pago por liquidaciones correspondientes a la liquidaci髇 provisional n鷐ero catorce del ejercicio 2004, pasar醤 a incorporarse como ingresos de las actividades reguladas correspondientes al a駉 2008 y siguientes.

Disposici髇 adicional novena Modificaci髇 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el m閠odo de c醠culo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidaci髇 de la energ韆 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares

La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el m閠odo de c醠culo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidaci髇 de la energ韆 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares se modifica como sigue:

• 1. Se suprime el p醨rafo tercero del apartado 4.2 del art韈ulo 11 y se modifica el p醨rafo segundo del citado apartado, que queda como a continuaci髇 se transcribe:

  獳 cada grupo generador en r間imen especial e que participa en el despacho del sistema el閏trico aislado j se le liquidar� en la hora h su energ韆 medida, que se denominar� etm(e,h,j) o em(e,h,j,d) de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de este art韈ulo.�

• 2. Se modifica el apartado 2 del art韈ulo 12, que queda como a continuaci髇 se transcribe:

  �2. Derechos de cobro de los grupos de producci髇 en r間imen especial que participan en el despacho de generaci髇

  El derecho de cobro correspondiente a cada grupo generador del r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j en la hora h que haya elegido la opci髇 b) del art韈ulo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, ser� 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): Retribuci髇 en la hora h del grupo generador en r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j.

  e(e,h,j): Energ韆 generada en la hora h por el grupo generador en r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j.

  PREP(h): Precio medio final en la hora h resultante para el conjunto de instalaciones de r間imen especial que participan en el mercado de producci髇 peninsular de la misma categor韆 y opci髇 de venta, sin considerar el coste imputado por sus desv韔s en la hora h"

  Prima (e): Prima que corresponde al tipo de instalaci髇 al que pertenece el grupo en r間imen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. A efectos de lo dispuesto en el art韈ulo 27 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, el precio del mercado de referencia al que se refiere dicho art韈ulo ser� PREP(h).

  Incentivo (e): Incentivo que corresponde al tipo de instalaci髇 al que pertenece el grupo en r間imen 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 energ韆 medida en barras de central del generador de r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j y la producci髇 prevista comunicada al despacho.

  CDVS(h): Coste medio de los desv韔s del r間imen especial peninsular de la misma categor韆 que participa en el mercado en la hora h. El importe desv(e,h,j)*CDSV (h) se define como coste de desv韔s del generador e.

  Asimismo, los grupos de generaci髇 en r間imen especial que participen en el despacho econ髆ico de generaci髇 tendr醤 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 producci髇 de energ韆 el閏trica en r間imen especial.�

• 3. Se modifica la f髍mula y el condicionado de la f髍mula del apartado 7 del art韈ulo 12, que quedan como a continuaci髇 se transcribe:

  獵AG(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 art韈ulo 12, que quedan como a continuaci髇 transcribe:

  PMCP(h): Precio medio final de adquisici髇 de la energ韆 para los consumidores y comercializadores que adquieren su energ韆 para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producci髇 en el sistema el閏trico peninsular en la hora h.

  PMCCP(h): Precio medio final de adquisici髇 de la energ韆 para los consumidores y comercializadores que adquieren su energ韆 para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producci髇 en el sistema el閏trico peninsular en la hora h.

• 5. Se modifica la f髍mula de BOLSAG(h) y de D/S(h) del apartado 8 del art韈ulo 12, que quedan como a continuaci髇 se transcribe:

  

  Donde: DCRE (e,h,j) es el valor a liquidar en la hora h al generador en r間imen especial e del sistema extrapeninsular j por la energ韆 generada, al que se refiere el apartado 9 del art韈ulo 12�

  獶/S(h) = BOLSAA(h) - BOLSAG(h)�

• 6. Se modifica el apartado 9 del art韈ulo 12, que queda como a continuaci髇 se transcribe:

  獿a liquidaci髇 de la energ韆 vertida por el generador en r間imen especial que participe en el despacho de los SEIE tanto si ha elegido la opci髇 a) como la opci髇 b) del art韈ulo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se calcular� con la siguiente expresi髇 sin perjuicio de la liquidaci髇 de tarifas reguladas, primas y complementos y tarifas establecidos en el art韈ulo 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 p醨rafo y la f髍mula de D/S(i,h,j) del apartado 10 del art韈ulo 12, que quedan como a continuaci髇 se transcribe:

  獷l d閒icit/super醰it se馻lado en el apartado 8 ser� distribuido entre todos los grupos de generaci髇 en r間imen ordinario del SEIE en proporci髇 al peso relativo de sus costes de generaci髇 respecto al total de costes de generaci髇 del r間imen ordinario.�

  獷l valor de D/S (i,h,j) se obtendr� seg鷑 la siguiente expresi髇:

  

  Siendo J los sistemas el閏tricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE.�

• 8. Se modifica el apartado 12 del art韈ulo 12, que queda como a continuaci髇 se transcribe:

  獷l importe complementario por la diferencia con la tarifa regulada o por la prima, incentivo o complemento a percibir por cada grupo generador de r間imen especial ser� liquidado conforme a lo establecido en el art韈ulo 30 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y en su disposici髇 transitoria sexta.�

• 9. Se suprimen los apartados 1 y 2 del art韈ulo 13.

Disposici髇 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 el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007, se autoriza al Operador del Sistema a la provisi髇 de un servicio transitorio de disponibilidad en el per韔do comprendido entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de julio de 2008.

El servicio transitorio de disponibilidad tendr� por objeto promover la capacidad a medio plazo de instalaciones de producci髇 y consistir� en la puesta a disposici髇 del Operador del Sistema de determinada potencia en el horizonte temporal arriba indicado, incentivando la disponibilidad de los recursos que presentan un riesgo m醩 elevado de indisponibilidad en los momentos de mayor demanda.

2. Con el objetivo de garantizar la seguridad del suministro, el Operador del Sistema establecer� las condiciones t閏nicas de habilitaci髇 de las instalaciones de producci髇 de energ韆 el閏trica para la prestaci髇 del servicio transitorio de disponibilidad, las cuales ser醤 p鷅licas.

3. El Operador del Sistema adjudicar� la provisi髇 del servicio de manera transparente, objetiva y no discriminatoria, bajo el criterio de m韓imo coste y teniendo en cuenta las restricciones t閏nicas asociadas al dise駉 de la red y la localizaci髇 de las instalaciones.

El procedimiento para la prestaci髇 de este servicio se formalizar� mediante la contrataci髇 bilateral entre el Operador del Sistema y el titular de la instalaci髇 de generaci髇. El primero deber� remitir copia de los contratos celebrados a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆. Los contratos incluir醤 las eventuales penalizaciones asociadas al incumplimiento del servicio, que ser醤 proporcionales a su gravedad.

Las cantidades facturadas por este servicio tendr醤 la consideraci髇 de costes liquidables del sistema y su cuant韆 m醲ima para el per韔do no podr� superar los 80 millones de euros.

Las eficiencias respecto a la cantidad m醲ima que obtenga el Operador del Sistema en la contrataci髇 del servicio transitorio de disponibilidad ser醤 incorporadas, en un 20 por ciento, a la cuant韆 de la retribuci髇 del Operador del Sistema que resulte del c醠culo de los costes con destinos espec韋icos a que hace referencia el art韈ulo 3 de la presente orden.

4. La Comisi髇 Nacional de Energ韆 inspeccionar� las condiciones de prestaci髇 de este servicio y los pagos realizados por el Operador del Sistema correspondientes a estos contratos. Igualmente, una vez concluido el per韔do de provisi髇, la Comisi髇 Nacional de Energ韆 remitir� a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas un informe sobre las condiciones de prestaci髇 de este servicio y las liquidaciones correspondientes.

5. El Operador del Sistema remitir� a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas un informe en el que se justifiquen los criterios empleados para la adjudicaci髇 de la provisi髇 del servicio. Asimismo, antes del 1 de septiembre de 2008, el Operador del Sistema remitir� a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas un informe de evaluaci髇 que incluir�, al menos, los siguientes aspectos:

• a) Contratos firmados y cantidades facturadas.
• b) Grado de aplicaci髇 de cada uno de los servicios contratados en el per韔do.
• c) Impacto de la provisi髇 del servicio sobre la seguridad de suministro.
• d) Incumplimientos en la prestaci髇 del servicio y penalizaciones.
• e) Efectos del servicio transitorio de disponibilidad sobre la gesti髇 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 Producci髇 de Energ韆 El閏trica.

Disposici髇 transitoria segunda Plazos para la adaptaci髇 de las condiciones de mantenimiento y acceso relativas a las bases de datos de puntos de suministro

1. Las empresas distribuidoras dispondr醤 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 art韈ulo 7 del Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, a los t閞minos estandarizados establecidos en el anexo VII de esta orden a que se refiere el apartado 1 de la disposici髇 adicional tercera.

2. Asimismo las empresas distribuidoras dispondr醤 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 trav閟 de medios telem醫icos conforme lo establecido en el apartado 4 de la disposici髇 adicional tercera.

Disposici髇 transitoria tercera Adaptaci髇 transitoria de la autorizaci髇 e inscripci髇 de los agentes externos a la figura del comercializador

Aquellas sociedades que con anterioridad a la finalizaci髇 del periodo establecido en la disposici髇 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 El閏trico, est閚 autorizadas para ejercer como agentes externos y cuenten con inscripci髇 definitiva en los correspondientes registros administrativos, podr醤 ejercer su actividad como comercializadores en los t閞minos y condiciones establecidos en su autorizaci髇, hasta el momento en que se realice el desarrollo reglamentario de la citada disposici髇, necesario para proceder a su adaptaci髇 a la figura del comercializador.

Disposici髇 transitoria cuarta Utilizaci髇 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 el閏trico, han cambiado su clasificaci髇 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, podr醤 utilizar perfiles de consumo para la liquidaci髇 de la energ韆 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.

Disposici髇 transitoria quinta Adecuaci髇 de equipos de medida a los nuevos periodos horarios

Durante el plazo contemplado en la disposici髇 transitoria 鷑ica de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007, la facturaci髇 de aquellos consumidores a los que no se haya adaptado el equipo de medida se realizar� a partir de los datos obtenidos de sus lecturas, excepto para los casos que se detallan a continuaci髇:

• 1. Para los clientes acogidos a discriminaci髇 horaria Tipo 2 los consumos a facturar para cada periodo se obtendr醤 como:
  • Periodo de Invierno:

    • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Valle x (4/20).
    • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle x (16/20) + Consumo le韉o Punta.

  • Periodo de Verano:

    • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Valle x (1/20) + Consumo le韉o Punta x (3/4).
    • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle x (19/20) + Consumo le韉o Punta x (1/4).
• 2. Para los clientes acogidos a las tarifas 1.0, 2.0.X y 3.0.1 con discriminaci髇 horaria o a la tarifa de acceso 2.0.DHA, los consumos a facturar para cada periodo se obtendr醤 como:

  Per韔dos de invierno y verano:

  • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Valle x (1/14) + Consumo le韉o Punta x (9/10).
  • Consumo a facturar en Valle = Consumos le韉o Valle x (13/14) + Consumo le韉o Punta x (1/10).
• 3. Para los clientes acogidos a discriminaci髇 horaria Tipo 3 los consumos a facturar para cada periodo se obtendr醤 como:
  • Per韔do de Invierno: No var韆 para las zonas 1 a 6.

    • Zona 7:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Punta.
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (11/12) + Consumo le韉o Valle x (1/8).
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Llano x (1/12) + Consumo le韉o Valle x (7/8).

  • Periodo de Verano:

    • Zonas 1 y 2:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (2/12) + Consumo le韉o Punta x (2/4).
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (10/12) + Consumo le韉o Punta x (2/4).
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle.

    • Zonas 3 y 4:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (1/12) + Consumo le韉o Punta x (3/4).
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (11/12) + Consumo le韉o Punta x (1/4).
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle.

    • Zona 5:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (1/12) + Consumo le韉o Punta x (3/4).
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Valle x (1/8) + Consumo le韉o Llano x (10/12) + Consumo le韉o Punta x (1/4).
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle x (7/8) + Consumo le韉o Llano x (1/12).

    • Zona 6:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (4/12).
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Valle x (1/8) + Consumo le韉o Llano x (7/12) + Consumo le韉o Punta.
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle x (7/8) + Consumo le韉o Llano x (1/12).

    • Zona 7:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (4/12).
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (8/12) + Consumo le韉o Punta.
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle.
• 4. Para los clientes acogidos a discriminaci髇 horaria Tipo 4 los consumos a facturar para cada periodo se obtendr醤 como:

  Periodo de Invierno:

  • Zonas 1 y 3:

    • Zonas 1 y 3:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (1/10) + Consumo le韉o Punta x (5/6).
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (9/10) + Consumo le韉o Punta x (1/6).
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle.

    • Zonas 5, 6 y 7:

      • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (1/10) + Consumo le韉o Punta x (5/6).
      • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Valle x (1/8) + Consumo le韉o Llano x (8/10) + Consumo le韉o Punta x (1/6).
      • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle x (7/8) + Consumo le韉o Llano x (1/10).

  Periodo de Verano:

  • Zonas 1 y 3:

    • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (1/10) + Consumo le韉o Punta x (5/6).
    • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (9/10) + Consumo le韉o Punta x (1/6).
    • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle.

  • Zona 5:

    • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Punta.
    • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Valle x (1/8) + Consumo le韉o Llano x (9/10).
    • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle x (7/8) + Consumo le韉o Llano x (1/10).

  • Zonas 6 y 7:

    • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (6/10).
    • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (4/10) + Consumo le韉o Punta.
    • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle.
• 5. Modalidad de tres per韔dos: Clientes acogidos a Tarifa 3.0A para baja tensi髇 o a tarifa 3.1A de alta tensi髇. Los consumos a facturar para cada periodo se obtendr醤 como:
  • Periodo de Invierno: no var韆.

  • Periodo de Verano:

    • Consumo a facturar en Punta = Consumo le韉o Llano x (2/12) + Consumo le韉o Punta x (2/4).
    • Consumo a facturar en Llano = Consumo le韉o Llano x (10/12) + Consumo le韉o Punta x (2/4).
    • Consumo a facturar en Valle = Consumo le韉o Valle.

Disposici髇 derogatoria 鷑ica Derogaci髇 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 producci髇 de energ韆 el閏trica y el apartado decimoctavo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007.

OM Industria y Energ韆 17 Dic. 1998 (modificaci髇 de la de 29 Dic. 1997, desarrollo de algunos aspectos del RD 2019/1997, de 26 Dic., organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica) OM ITC/2794/2007 de 27 Sep. (tarifas el閏tricas a partir del 1 Oct. 2007)

2. Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo dispuesto en la presente orden.

Disposici髇 final primera Modificaci髇 del apartado d閏imo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007

Se a馻de un p醨rafo al final del apartado d閏imo del anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de octubre de 2007 con la siguiente redacci髇:

Disposici髇 final segunda Entrada en vigor

La presente orden entrar� en vigor el d韆 1 de enero de 2008.