Orden IET/2735/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2016 y se aprueban determinadas instalaciones tipo y parámetros retributivos de instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos

Qué ha cambiado

4 modificaciones desde su publicación, de la más reciente a la más antigua.

• 19 de julio de 2018
  Reforma BOE-A-2018-10124
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• 30 de diciembre de 2017
  Reforma BOE-A-2017-15860
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• 24 de mayo de 2017
  Reforma BOE-A-2017-5731
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• 21 de julio de 2016
  Reforma BOE-A-2016-6995
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• 18 de diciembre de 2015
  Versión original BOE-A-2015-13782

Artículo por artículo

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1. Artículo 1 — Objeto

   La orden establece peajes eléctricos, precios, retribuciones a transportistas, instalaciones tipo renovables, equivalencias de categorías y retribuciones operación 2016.

2. Artículo 2 — Peajes de acceso

   Se fijan precios de potencia y energía para 2016. Peaje 6.1B: anexo I. Peaje 6.1A: art. 9 y anexo I Orden IET/2444/2014. Resto: art. 10 y anexo I Orden IET/107/2014.

3. Artículo 3 — Precios de los cargos asociados a los costes del sistema de aplicación a las diferentes modalidades de autoconsumo

   Se establecen precios de cargos asociados a costes del sistema y autoconsumo. Cargos generales: anexo II.1. Cargos variables transitorios en sistemas aislados no peninsulares: anexo II.2.

4. Artículo 4 — Precio unitario para la financiación de los pagos por capacidad

   Precios unitarios financiación pagos por capacidad desde 1/1/2016. Baj tensión: 0,004630-0,008374 €/kWh según peaje. Alta tensión: 0,006432 €/kWh. Varían por categoría P1-P6.

5. Artículo 5 — Anualidades del desajuste de ingresos para 2016

   Anualidades desajuste ingresos 2016: FADE 2.216M€, déficit 2005 282M€, 2007 95M€, 2013 277M€. Total 2.871M€. Liquidación según Ley 24/2013 y RD 2017/1997.

6. Artículo 6 — Costes definidos como cuotas con destinos específicos

   Costes destinos específicos como % peaje acceso: CNMC 0,150%, ciclo combustible nuclear 0,001%, recuperación déficit 2005 2,027%. Aplicables desde entrada en vigor de la orden.

7. Artículo 7 — Extracoste de producción en los sistemas eléctricos en los territorios no peninsulares

   La compensación por extracoste en territorios no peninsulares para 2016 es de 1.481.264 miles de euros. El 50% se financia con los Presupuestos Generales del Estado de 2016.

8. Artículo 8 — Incentivo o penalización de reducción de pérdidas correspondiente a la retribución de la distribución del año 2015

   El incentivo/penalización por reducción de pérdidas (P2013) es de -38.206 miles de euros. Se distribuye entre Endesa (-24.978), Iberdrola (-5.373), Unión Fenosa (-7.211), Hidrocantábrico (-421) y Viesgo (-223).

9. Artículo 9 — Aspectos retributivos de las instalaciones tipo

   Se establecen equivalencias y códigos de instalaciones tipo en anexos. Los parámetros retributivos para 2013, 2014, 2015 y 2016 se detallan en los anexos IV.1 y IV.2, incluyendo retribución a inversión y operación.

10. Artículo 10 — Vida útil regulatoria y valor estándar de la inversión inicial de las instalaciones tipo

    La vida útil regulatoria es 25 años para cogeneración y 30 para fotovoltaica. Los valores se ajustan a la Ley 24/2013 y Real Decreto 413/2014.

11. Artículo 11 — Actualización de la retribución a la operación para el primer semestre de 2016

    La retribución operación primer semestre 2016 se actualiza según Orden IET/1345/2015 para grupos a.1, b.6, b.8 y ciertas instalaciones especiales. Valores en anexo VII.1.

12. Artículo 12 — Establecimiento de la retribución a la operación para el primer semestre de 2016 de determinadas instalaciones tipo

    La retribución operación primer semestre 2016 para instalaciones sin valor aprobado o cero se calcula según Real Decreto 413/2014 y Orden IET/1045/2014. Valores en anexo VII.2.

13. Disposición adicional primera — Aplicación del servicio de disponibilidad a medio plazo

    El servicio de disponibilidad a medio plazo se aplica durante un año desde el 1 de enero de 2016. El periodo puede adaptarse según el desarrollo reglamentario de los mecanismos de capacidad.

14. Disposición adicional segunda — Porcentajes a aplicar a efectos de la información sobre el destino del importe en la factura

    Para la factura 2015, el coste de gestión de demanda se incluye en costes de producción. Los porcentajes en el área g) son: renovables/cogeneración/residuos 37,63%; redes distribución/transporte 38,29%; otros costes 24,08%.

15. Disposición adicional tercera — Referencias a autorización de explotación

    Las referencias a autorización de explotación se entienden como acta de puesta en marcha o en servicio.

16. Disposición adicional cuarta — Propuesta de metodología para obtener el precio de la energía en la hora h a considerar en el PVPC de cada territorio no peninsular

    El operador del sistema debe remitir en 3 meses una metodología para el precio PVPC en territorios no peninsulares, incorporando señales eficientes.

17. Disposición adicional quinta — Propuestas a enviar por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia

    La CNMC remite propuestas a la Secretaría de Estado: procedimiento para datos de medida y criterios técnicos para tarifa conjunta.

18. Disposición adicional sexta — Aplicación de coeficientes de pérdidas

    El operador del sistema puede ajustar coeficientes de pérdidas por cambios regulatorios, notificando con 15 días de antelación al Ministerio y CNMC.

19. Disposición adicional séptima — Mandato al operador del sistema

    En 3 meses, el operador del sistema debe proponer metodología para criterios homogéneos de facturación de peajes a productores.

20. Disposición adicional octava — Facturación del alquiler de los equipos de medida

    Las distribuidoras facturan el alquiler de equipos de medida por días. El precio se indica en €/día. Se excluye el día de lectura inicial y se incluye el final.

21. Disposición adicional novena — Servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad

    Se aplaza al 1 de julio de 2016 la aplicación del servicio de gestión de demanda de interrumpibilidad. La Secretaría de Estado de Energía adaptará el calendario de instalación de equipos EMCC y su certificación.

22. Disposición transitoria primera — Retribución del Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español para 2016, y precios a cobrar a los agentes

    La retribución de OMI-Polo Español para 2016 es de 14.568 miles de euros, financiada a partes iguales por productores y comercializadores. Los productores pagan 8,73 euros/MW/mes (según coeficientes de disponibilidad) y los comercializadores 0,02476 euros/MWh.

23. Disposición transitoria segunda — Retribución del operador del sistema para 2016, y precios a cobrar a los sujetos

    Red Eléctrica recibe 56M€ en 2016, coste compartido entre productores y comercializadores. Productores >1MW pagan 38,43€/MW/mes según coeficientes de disponibilidad. Comercializadores y consumidores pagan 0,10865€/MWh.

24. Disposición transitoria tercera — Liquidaciones a cuenta de las actividades de transporte y distribución

    Se liquidan cantidades a cuenta de transporte y distribución basadas en la Orden IET/2444/2014. La CNMC debe remitir propuestas de retribución al Ministerio antes del 15 de enero de 2016, con datos de los anexos VIII y IX.

25. Disposición transitoria cuarta — Aplicabilidad de lo dispuesto en la presente orden

    El título III y la disposición final segunda se aplican desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, conforme a la disposición final segunda de dicho real decreto y la disposición final tercera.1 de la Ley 24/2013.

26. Disposición transitoria quinta — Superávit de ingresos

    Los superávits de ingresos se depositan en cuenta específica del órgano de liquidaciones, sin poder aplicarse hasta que se desarrolle reglamentariamente el mecanismo de destino de las cantidades pendientes de devolución por desajustes de años anteriores.

27. Disposición transitoria sexta — Valor del margen de comercialización a aplicar en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor

    Si no se aprueba la metodología del margen de comercialización fijo (MCF), este se fija provisionalmente en 4 €/kW y año para cada tarifa del precio voluntario al pequeño consumidor, hasta que entren en vigor las disposiciones correspondientes.

28. Disposición derogatoria única — Derogación normativa

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

29. Disposición final primera

    Se modifican parámetros retributivos para instalaciones eólicas en territorios no peninsulares. Se establecen valores para autorizaciones de 2017 y 2018, aplicables en el primer semiperiodo regulatorio, con revisiones posteriores.

30. Disposición final segunda

    Se modifican los parámetros retributivos de la Orden IET/1045/2014. Se añaden filas a la tabla del anexo I para instalaciones tipo con códigos IT-00825 a IT-00839, correspondientes a años de autorización de 1996 a 2010.

31. Disposición final tercera — Modificación del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares

    Se modifica el Real Decreto 738/2015. Se suprimen registros RO2-0209, RO2-0210, RO2-0213 y RO2-0208. Se actualizan valores de centrales en Baleares, Canarias y Ceuta/Melilla, y parámetros de turbinas de gas.

32. Disposición final cuarta — Entrada en vigor

    La orden entra en vigor el 1 de enero de 2016. La disposición adicional novena, sobre gestión de la demanda de interrumpibilidad, entra en vigor al día siguiente de su publicación en el BOE.