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
También conocida como: RD 738/2015, RD 738/15Esta norma regula cómo se produce y gestiona la electricidad en las islas, Ceuta y Melilla para garantizar que el suministro llegue a todos los hogares.
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Qué ha cambiado
9 modificaciones desde su publicación, de la más reciente a la más antigua.
- 23 de junio de 2026
La regulación de los sistemas aislados incorpora una nueva referencia normativa
La regulación de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares incorpora una referencia a la Orden TED/624/2026, que revisa la definición de esos sistemas en Canarias. El cambio visible no detalla otras modificaciones de la definición.
Reforma BOE-A-2026-13574Ver qué cambió → - 25 de septiembre de 2024Reforma BOE-A-2024-19172Ver qué cambió →
- 14 de junio de 2023Reforma BOE-A-2023-14048Ver qué cambió →
- 30 de diciembre de 2022Reforma BOE-A-2022-23752Ver qué cambió →
- 30 de diciembre de 2020Reforma BOE-A-2020-17278Ver qué cambió →
- 8 de julio de 2020Reforma BOE-A-2020-7439Ver qué cambió →
- 28 de diciembre de 2019Reforma BOE-A-2019-18620Ver qué cambió →
- 14 de noviembre de 2018Reforma BOE-A-2018-15515Ver qué cambió →
- 18 de diciembre de 2015Reforma BOE-A-2015-13782Ver qué cambió →
- 1 de agosto de 2015Versión original BOE-A-2015-8646
Artículo por artículo
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Artículo 1 — Objeto
Regula la producción eléctrica en territorios no peninsulares, instalaciones de bombeo para garantía y renovables, y su gestión económica y técnica.
Artículo 2 — Ámbito de aplicación
El real decreto aplica a sujetos del Sector Eléctrico en territorios no peninsulares. Se distinguen: categoría A (hidroeléctricos no fluyentes, térmicos con carbón, hidrocarburos, biomasa, biogás, geotermia, residuos, cogeneración >15 MW) y categoría B (renovables no incluidas en A y cogeneración ≤1
Artículo 3 — Definición de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares
Territorios no peninsulares: Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla. Sistemas aislados: Gran Canaria, Tenerife, Lanzarote-Fuerteventura, La Palma, La Gomera, El Hierro; Mallorca-Menorca, Ibiza-Formentera; Ceuta; Melilla. Se revisan si se integran en un único sistema o con la península mediante orden
Artículo 4 — Planificación
La planificación estima la potencia instalada para garantizar un déficit de cobertura menor a un día cada 10 años. Se evalúa seguridad, eficiencia y medio ambiente, realizando análisis coste-beneficio y valoración conjunta del gas natural.
Artículo 5 — Participantes y funcionamiento del despacho de producción
El operador del sistema realiza el despacho en sistemas aislados. Deben participar todas las instalaciones inscritas, comercializadores y consumidores. Los precios se ajustan al peninsular con un coeficiente de costes.
Artículo 6 — Régimen retributivo adicional
Las instalaciones categoría A reciben retribución por costes fijos y variables. Se asigna una instalación tipo con parámetros calculados para periodos de 6 años.
Artículo 7 — Régimen económico de las instalaciones categoría B con derecho a percibir el régimen retributivo específico
Las instalaciones categoría B con régimen retributivo específico perciben el precio de venta, dicho régimen y contraprestaciones por servicios de ajuste. Sus cobros se reducen por costes de desvíos e impuestos por orden ministerial.
Artículo 8 — Régimen económico de las instalaciones sin derecho a la percepción de régimen retributivo adicional o específico
Las instalaciones sin régimen retributivo específico reciben el precio horario Phventa(j). Los cobros se reducen por servicios de ajuste y desvíos. Al finalizar la vida útil, debe comunicarse con un mes de antelación.
Artículo 9 — Competencias administrativas
La Administración General del Estado autoriza instalaciones marinas o >50MW integradas, inscribe categorías A y B, otorga régimen retributivo y regula el despacho y liquidaciones en sistemas aislados.
Artículo 10 — Requisitos generales de autorización, inscripción y despacho
Las instalaciones deben obtener autorizaciones administrativas, inscribirse en el registro y solicitar el reconocimiento de sus datos técnicos y económicos.
Artículo 11 — Reconocimiento de los datos técnicos de las instalaciones de producción
La Dirección General aprueba datos técnicos (potencia, rampas, tiempos) de instalaciones categoría A y B. Para categoría B, si no hay pruebas, se usa la potencia instalada del RD 413/2014.
Artículo 12 — Reconocimiento de los datos económicos y mezclas de combustible
La Dirección General aprueba datos económicos y mezclas de combustible de instalaciones categoría A. Los titulares deben solicitar el reconocimiento previo a la inscripción definitiva.
Artículo 13 — Modificación y revisión de los datos técnicos y económicos
La modificación de datos requiere autorización previa de la Dirección General. Los datos de despacho se revisan según el anexo III.1. La modificación técnica exige pruebas cuyos resultados se comunican.
Artículo 14 — Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica
En territorios no peninsulares, cada grupo generador se inscribe independientemente. Se aplica lo no contemplado en el RD 1955/2000 y RD 413/2014.
Artículo 15 — Inscripción previa en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares
Las instalaciones deben solicitar inscripción previa tras obtener autorización de explotación. Esta inscripción es necesaria para realizar pruebas de potencia y rendimiento.
Artículo 16 — Inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica
Para la inscripción definitiva, los titulares deben presentar certificación del operador del sistema sobre requisitos técnicos, liquidaciones y garantías. Es imprescindible haber aprobado previamente los datos técnicos y económicos. La resolución incluye anotación de pertenencia a territorio no peni
Artículo 17 — Cancelación de la inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica
La cancelación puede ser a instancia del interesado o de oficio (con audiencia). Plazo máximo de 6 meses si resuelve la Dirección General de Política Energética y Minas. Causas: cese de actividad, revocación de autorización o falta de comunicación de solución de incumplimiento. No se cancela si es i
Artículo 18 — Definición del régimen retributivo adicional
El régimen retributivo adicional cubre inversión y explotación en territorios no peninsulares para instalaciones categoría A. Se compone de costes fijos y variables. Para grupos adjudicatarios de concurso, rige lo acordado. Existen regímenes específicos para nuevas inversiones (art. 19) o final
Artículo 19 — Régimen retributivo adicional por las nuevas inversiones
Son nuevas inversiones renovaciones, modificaciones o mejoras de rendimiento, excluyendo aquellas sin autorización previa o inferiores al 5% del valor reconocido. También incluyen sistemas automáticos de control para banda de regulación. El régimen aplica como grupo nuevo si se inscribe uno nuevo. S
Artículo 20 — Retribución de los grupos que les sea otorgado un régimen retributivo adicional tras la finalización de su vida útil regulatoria
Los grupos con vida útil regulatoria finalizada y nuevo régimen sin inversiones obtienen 5 años de retribución adicional. La retribución fija solo incluye costes fijos de operación y mantenimiento. Los costes variables se aplican según el capítulo III. El otorgamiento sigue el procedimiento del artículo 54.
Artículo 21 — Establecimiento de parámetros técnicos y económicos para el cálculo del régimen retributivo adicional en cada periodo regulatorio
Los periodos regulatorios duran 6 años. Antes del 15 de julio anterior, el Ministro establece parámetros técnicos y económicos. La CNMC remite informe antes del 15 de febrero. Las empresas presentan costes auditados antes del 30 de abril. Los parámetros no se revisan durante el periodo.
Artículo 22 — Retribución por costes fijos
La retribución por costes fijos es el mínimo entre la anualidad fija y la suma horaria ajustada por disponibilidad. Se calcula usando 8760 horas (o 8784 en bisiesto), excepto en el último año de vida útil, donde se usan las horas reales restantes desde el 1 de enero.
Artículo 23 — Componentes de la retribución por costes fijos
La retribución fija depende de la potencia neta (registro Ministerio) menos la indisponible (operador). Se usa factor estacionalidad y horas estándar (Anexo V). La Dirección General puede revisar estos valores según curvas de carga.
Artículo 24 — Anualidad de la retribución fija
La anualidad fija suma inversión y operación/mantenimiento. La inversión incluye amortización y retorno financiero. El Director General aprueba anualmente el valor de inversión para instalaciones categoría A, publicándolo en el BOE.
Artículo 25 — Retribución por amortización de la inversión
La amortización depende de la inversión reconocida y vida útil (25 años térmicas/hidroeléctricas; 65 años obra civil hidro). Se calcula por meses efectivos de vida útil regulatoria desde la inscripción en el registro administrativo.
Artículo 26 — Cálculo del valor de la inversión reconocida
La inversión reconocida compara valor auditado (tope 125% estándar) con estándar. Si supera, requiere auditoría justificativa. Se descuentan ayudas UE (90%), impuestos deducibles e instalaciones cedidas. Valores unitarios aprueba el Ministro.
Artículo 27 — Retribución financiera de la inversión
El retorno financiero usa el valor neto de inversión (inversión menos amortización acumulada) y una tasa anual vinculada a obligaciones del Estado a 10 años más un diferencial. Se ajusta por meses en primer/último año de vida útil.
Artículo 28 — Revisión de la tasa de retribución financiera
La tasa de retribución financiera puede modificarse antes de cada periodo regulatorio. El Ministro eleva un anteproyecto al Consejo de Ministros antes del 1 de enero. El Ministerio puede pedir informe a la CNMC antes del 1 de julio y contratar expertos. Los interesados pueden proponer valores antes
Artículo 29 — Método de cálculo de la anualidad de la retribución por operación y mantenimiento fijo
La anualidad fija de O&M cubre costes de personal, mantenimiento, seguros, alquileres y otros gastos recurrentes. Se calcula multiplicando valores unitarios por la potencia neta y factores de corrección. Si la indisponibilidad supera el 30% anual, la anualidad es nula. El operador remite el listado
Artículo 30 — Órdenes de arranque
El operador da instrucciones de arranque sin preaviso a instalaciones categoría A con bajo índice de funcionamiento. Deben cumplir con desviación máxima del 10% en tiempo, mantener 60% potencia 24h y 100% 1h. El incumplimiento suprime retribución fija mínimo 1 año. Segundo incumplimiento pierde
Artículo 31 — Retribución por costes variables de generación
La retribución por costes variables incluye combustible, costes variables no asociados y derechos de emisión. Las empresas remiten facturas y contratos a la CNMC y Ministerio en el primer trimestre siguiente. Se usan parámetros de instalación tipo. Para cogeneración/residuos se consideran ingresos
Artículo 32 — Retribución por costes variables de funcionamiento
La retribución por costes variables de funcionamiento se calcula por hora y grupo, considerando el consumo de combustible. La fórmula usa parámetros técnicos aprobados y el precio medio de la termia del combustible.
Artículo 33 — Retribución por costes de arranque asociados al combustible
Se retribuye el consumo de combustible en los arranques (excluyendo averías). El cálculo depende del tiempo desde la última parada (máx. 14 horas) y parámetros técnicos aprobados.
Artículo 34 — Retribución por costes de banda de regulación
La retribución por costes de banda de regulación cubre el sobrecoste por regulación de equilibrio. Equivale al 1% de la retribución por costes variables de funcionamiento.
Artículo 35 — Retribución por costes variables de operación y mantenimiento
Se retribuyen los costes variables de O&M (revisiones, materiales) según energía generada y parámetros aprobados. También se paga un coste adicional por arranque, excluyendo averías.
Artículo 36 — Retribución por otros costes operativos
Incluye peajes de red, financiación del operador e impuesto sobre producción energética. Deben acreditarse los costes auditados y el pago del impuesto para su reconocimiento.
Artículo 37 — Retribución por costes de los derechos de emisión
La retribución por costes de derechos de emisión se calcula sumando la retribución horaria. Esta depende del precio de liquidación, factores de emisión, y factores de correlación entre energía bruta y neta, aprobados por orden ministerial.
Artículo 38 — Revisión de parámetros técnicos de liquidación. Pruebas de rendimiento de las centrales
La revisión de parámetros técnicos se basa en pruebas de rendimiento de los últimos 6 años, por tecnología y potencia. Se calculan parámetros de consumo y arranque. La alteración de pruebas se sanciona según la Ley 24/2013.
Artículo 39 — Revisión de parámetros económicos de liquidación
La revisión de parámetros económicos considera costes de una empresa eficiente. Se revisan valores de operación y mantenimiento según auditorías. Las autoridades pueden solicitar información técnica al operador del sistema.
Artículo 40 — Cálculo de los precios de combustible
El precio del combustible se calcula por consumo y poder calorífico. Los productores declaran mensualmente consumos. Se autorizan mezclas variables excepcionalmente. Restricciones normativas pueden generar convenios con administraciones o indisponibilidad del grupo.
Artículo 41 — Procedimiento de subasta para el suministro de combustible fósil
El suministro de combustible fósil se realiza mediante subastas (concurrencia, transparencia). Las empresas proponen pliegos. Se fija un precio de referencia. Si la subasta es desierta, se contrata particularmente al precio de referencia.
Artículo 42 — Excepciones de aplicación de la subasta para el suministro de combustible fósil
Se permiten excepciones a la subasta para combustibles de volumen no significativo. El titular debe presentar tres presupuestos a la Secretaría de Estado de Energía, aplicando principios de concurrencia, transparencia y objetividad.
Artículo 43 — Procedimientos de otorgamiento del régimen retributivo adicional
El régimen retributivo adicional se otorga por concurrencia competitiva. Participan instalaciones nuevas, con inversiones o sin ellas si ahorran al sistema. También se convocan concursos para reducir costes del sistema eléctrico.
Artículo 44 — Informe anual de cobertura de la demanda
El operador del sistema remite un informe anual de cobertura de demanda en la primera quincena de enero, con horizonte de 5 años, al Ministerio y a la comunidad autónoma, determinando potencias necesarias según redes y generación.
Artículo 45 — Riesgos de cobertura de la demanda en el corto plazo
Si el operador detecta riesgos de suministro en el horizonte anual, remite un informe al Ministerio y comunidad autónoma con propuesta de equipos de generación, aplicando la metodología del anexo VII.2 y lo establecido en el artículo 59.
Artículo 46 — Convocatoria del procedimiento para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad
El Secretario de Estado de Energía convoca un procedimiento competitivo si hay riesgo de falta de cobertura. Se fija la potencia a instalar para los próximos 5 años. La resolución se publica en el BOE.
Artículo 47 — Presentación de solicitudes y criterios de admisión
Los titulares de instalaciones categoría A pueden solicitar compatibilidad en 2 meses desde la publicación en el BOE. Deben incluir información del anexo VIII.1 y depositar la garantía económica del artículo 50.
Artículo 48 — Tramitación de las solicitudes
La Dirección General aprueba la lista de admitidos en 1 mes. El operador del sistema emite informe en 45 días. La Comisión de Mercados informa en 45 días. Las comunidades autónomas tienen 2 meses para opinar.
Artículo 49 — Resolución del procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad
La Dirección General resuelve en 6 meses, aplicando criterios del anexo VIII.3. No se otorga a empresas con más del 40% de potencia. Si no se cubre la demanda, el Ministro puede convocar nuevos concursos.
Artículo 50 — Garantías
Se exige garantía del 2% del valor de la inversión ante la Dirección General de Política Energética y Minas. Se puede cancelar si se desiste antes de la resolución o si se inadmite la solicitud. El desistimiento tras la resolución favorable ejecuta la garantía, salvo causas ajenas al titular.
Artículo 51 — Contenido de la resolución del procedimiento de concurrencia competitiva
La resolución de compatibilidad incluye: año de inscripción (AREG), potencia autorizada (Paut), tecnología, nudo de conexión y código de identificación (CIC). Para nuevas inversiones se añade el valor de la inversión y la vida útil regulatoria.
Artículo 52 — Efectos de la resolución favorable de compatibilidad
La resolución favorable otorga derecho al régimen retributivo adicional durante la vida útil regulatoria. El titular debe comunicar en un mes cualquier acto que imposibilite el proyecto. El incumplimiento implica devolución de garantías y sanciones según la Ley 24/2013.
Artículo 53 — Otorgamiento del régimen retributivo adicional por las nuevas inversiones
Las nuevas inversiones requieren resolución favorable de compatibilidad previa a la autorización administrativa. No se reconocen inversiones por falta de mantenimiento. El procedimiento varía si implica un nuevo grupo o no, aplicándose el artículo 57 para el reconocimiento.
Artículo 54 — Otorgamiento del régimen retributivo adicional para instalaciones cuya vida útil regulatoria vaya a finalizar y no vayan a realizar nuevas inversiones
Los grupos que superen su vida útil regulatoria pierden el régimen retributivo adicional. El titular puede solicitar su renovación antes de finalizar dicha vida. No se requiere garantía económica. Si la potencia coincide, se reconoce de oficio; en otros casos, se solicita su reconocimiento.
Artículo 55 — Concursos para la reducción de costes
El Ministro puede convocar concursos para instalar nueva potencia en sistemas aislados que reduzcan costes. Se establecen términos, garantías y régimen retributivo. Si afecta a una comunidad, se le consulta en 15 días. La adjudicación cumple la Ley 17/2013. Excepcionalmente, se puede adjudicar a una
Artículo 56 — Procedimiento de otorgamiento del régimen retributivo adicional a las instalaciones de bombeo derivadas de un procedimiento de concurrencia competitiva
La titularidad de instalaciones de bombeo corresponde al adjudicatario del concurso. Se exige un aval del 2% del presupuesto y un calendario de construcción. El incumplimiento del calendario ejecuta el aval y extingue el régimen retributivo. El aval se cancela al reconocer el régimen o se ejecuta si
Artículo 57 — Reconocimiento del régimen retributivo adicional
El titular debe remitir documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas para reconocer el régimen retributivo adicional. La falta de envío produce caducidad. La Dirección General resuelve en tres meses, aprobando inversión, vida útil y potencia. El régimen se devenga desde el mes
Artículo 58 — Revocación del derecho a la percepción del régimen retributivo adicional
La Dirección General de Política Energética y Minas puede revocar el derecho al régimen retributivo adicional por incumplimiento de requisitos, falsedad en declaraciones o falta de mantenimiento de condiciones. El procedimiento tiene un plazo máximo de seis meses. La revocación exige devolver
Artículo 59 — Retribución por adopción de medidas temporales y extraordinarias para garantizar la seguridad de suministro
Ante riesgos de suministro, la comunidad autónoma solicita al Ministerio el reconocimiento de costes por medidas extraordinarias. El Ministro reconoce las repercusiones económicas. Estas instalaciones no se inscriben en el registro ni calculan cobertura, solo se despachan ante riesgo cierto. La
Artículo 60 — Despacho de producción
El operador gestiona el despacho semanal/diario por costes variables según orden de mérito. Se autorizan limitaciones de funcionamiento y se incentiva la eficiencia.
Artículo 61 — Costes variables de generación a efectos de despacho
El coste variable incluye combustible, arranque, O&M, regulación, emisiones y reducciones. Categoría B paga 10 €/MWh. Renovables tienen prioridad de despacho.
Artículo 62 — Costes variables de combustible de despacho
El coste de combustible se calcula por hora usando coeficientes técnicos (A, B, C) del registro administrativo y el precio medio de la termia del combustible.
Artículo 63 — Costes de arranque de despacho
El coste de arranque multiplica unitarios por número de arranques. Depende del tiempo de parada, coeficientes técnicos y precio de la termia en arranque.
Artículo 64 — Costes variables de operación y mantenimiento de despacho
Los costes variables de operación y mantenimiento se calculan según horas de funcionamiento y consumibles. Se obtienen multiplicando la energía generada por los costes unitarios aprobados por la Dirección General de Política Energética y Minas.
Artículo 65 — Costes de banda de regulación de despacho
Los costes de banda de regulación de despacho se calculan aplicando el 1% al coste variable de combustible de cada grupo generador en cada hora.
Artículo 66 — Coste de los derechos de emisión de despacho
El coste de derechos de emisión se calcula multiplicando la potencia por el precio de CO2 (publicado mensualmente por el operador), factores de emisión y correlación. No aplica a tecnologías no definidas en el Plan Nacional de Asignación.
Artículo 67 — Funciones del operador del sistema
El operador del sistema gestiona el despacho: calcula costes, programa producción, verifica disponibilidad, asegura demanda, liquida pagos, publica precios, informa a la CNMC y DGEM, gestiona mantenimiento y seguridad.
Artículo 68 — Información a facilitar al operador del sistema para el despacho de producción
Las productoras deben informar al operador sobre disponibilidad, capacidad de regulación, volúmenes (bombeo) y potencia (cogeneración). Los comercializadores y consumidores deben comunicar sus previsiones de demanda.
Artículo 69 — Procedimiento de despacho de la generación
El operador programa grupos hidráulicos y realiza programaciones semanal, diaria e intradiaria con antelación de 1 día o 2 horas. Se aplica un procedimiento de tres despachos (económico, seguridad, red) y se resuelven desvíos en tiempo real con reservas.
Artículo 70 — Cálculo del precio de adquisición de la demanda
Comercializadores, consumidores y generadores adquieren energía al precio horario de adquisición definido en el anexo I. A este precio se añaden costes de desvíos, mecanismos de capacidad, gestión de demanda y financiación de operadores.
Artículo 71 — Cálculo del precio final horario de generación y del extracoste en los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares
El precio final de generación es el cociente entre costes de ajuste/generación y energía producida. Incluye costes de centrales categoría A, B y sin régimen específico. El extracoste es la diferencia entre estos costes e ingresos de la demanda.
Artículo 72 — Procedimiento de liquidaciones
El operador del sistema liquida la energía descontando costes específicos. Los ingresos restantes se reparten entre generadores sin régimen específico (art. 8) y con régimen adicional/específico. El Estado financia el 50% del extracoste aislado. Se siguen procedimientos anuales y mensuales detallado
Artículo 73 — Definición de las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema en los territorios no peninsulares
Las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema son activos de operación, no se inscriben en el registro de producción y no pagan peajes de generación.
Artículo 74 — Procedimiento de asignación de la titularidad
El operador solicita la instalación al Ministerio, que consulta a la CNMC y a la comunidad autónoma (plazo 1 mes). El Consejo de Ministros declara la titularidad y el Ministro fija parámetros retributivos según la propuesta inicial.
Artículo 75 — Régimen de autorización
Se aplican los derechos de acceso y régimen de autorizaciones estándar. La comunidad autónoma debe comunicar la fecha de autorización y remitir copias a la Dirección General de Política Energética y Minas.
Artículo 76 — Régimen de funcionamiento
La energía se integra como servicio de ajuste. El Ministro fija criterios de explotación con informe de la CNMC y comentarios de los sujetos del sistema. El operador informa mensualmente y la CNMC analiza anualmente la aplicación.
Artículo 77 — Régimen retributivo
En 6 meses desde la autorización, el operador solicita el régimen retributivo con auditoría de inversión. La resolución aprueba el valor de inversión y la vida útil regulatoria para percibir la retribución.
Artículo 78 — Procedimiento de liquidación
El operador del sistema declara separadamente los costes de las instalaciones. El órgano de liquidaciones los integra como extracoste en los sistemas no peninsulares.
Disposición adicional primera — Primer periodo regulatorio
Primer periodo regulatorio: entrada en vigor del real decreto hasta 31/12/2019. Tasa retribución financiera para instalaciones categoría A con retribución por inversión: rendimiento medio obligaciones Estado 10 años (abril-junio 2013) + 200 puntos básicos, fijada en 650,3 puntos básicos
Disposición adicional segunda — Valores unitarios de inversión del primer periodo regulatorio
Durante el primer periodo regulatorio, la inversión para garantías se calcula multiplicando la potencia neta proyectada por los valores unitarios máximos del anexo XII.2. Para instalaciones con autorización posterior, el valor reconocido es el real auditado más el 50% de la diferencia con el límite
Disposición adicional tercera — Valores unitarios de la anualidad de los costes de operación y mantenimiento fijos del primer periodo regulatorio
Los valores unitarios de la anualidad de operación y mantenimiento fijos para la instalación tipo durante el primer periodo regulatorio son los del anexo XII.3, sin factor de corrección. Para grupos cuya instalación tipo no esté contemplada en dicho anexo, los valores y factores se establecen por
Disposición adicional cuarta — Retribución por costes variables durante el primer periodo regulatorio
Durante el primer periodo regulatorio, los parámetros técnicos y económicos de liquidación de instalaciones tipo se fijan en los anexos XII.4 a XII.7. Los no contemplados se definen por orden ministerial.
Disposición adicional quinta — Liquidación de los ejercicios 2012, 2013 y 2014
El operador del sistema calcula los costes de generación de liquidación para 2012, 2013 y 2014 en territorios no peninsulares, aplicando la metodología de la disposición transitoria séptima. Debe comunicar estos datos a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en un plazo máximo de tres
Disposición adicional sexta — Mandatos a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia debe remitir a la Secretaría de Estado de Energía, en 6 meses, una propuesta de valores unitarios de referencia y datos técnicos. En un año, propone costes de logística de combustibles (justificados con estudio) e incentivos al operador
Disposición adicional séptima — Mandatos al operador del sistema
El operador del sistema debe remitir propuestas y datos a la Secretaría de Estado de Energía en plazos de 1 a 6 meses: procedimientos de prueba, perfiles de consumidores, metodología de precios, informes de consumo e interrupciones (2012-2014), metodología de cobertura de demanda, certificados de
Disposición adicional octava — Instalaciones de producción que hayan finalizado su vida útil
Titulares de instalaciones con vida útil finalizada deben solicitar régimen retributivo adicional en 2 meses desde publicación convocatoria. Deben adjuntar inversiones auditadas desde 1/1/2012. Si no solicitan o no obtienen resolución favorable, pierden derecho y perciben régimen art. 8. Hasta resol
Disposición adicional novena — Remisión de información
Sujetos con retribución regulada facilitan información al Ministerio y CNMC en formato electrónico. Deben remitir valores auditados desde 1/1/2011 a la CNMC en 3 meses desde entrada en vigor del real decreto, incluyendo márgenes intragrupo y gastos/comisiones de operaciones con otras empresas del
Disposición adicional décima
Las instalaciones con régimen primado anterior al RD-ley 9/2013 o específico del RD 413/2014 no aplican el art. 7.1. Perciben: a) producto energía hora h (precio medio ponderado mercado diario e intradiario); b) régimen específico título IV RD 413/2014; c) contraprestaciones servicios ajuste. Para c
Disposición adicional undécima — Conformidad con el ordenamiento comunitario
El régimen retributivo y el procedimiento de despacho de los títulos IV, VI y VII del real decreto requieren la inexistencia de objeciones de la Comisión Europea para su plena eficacia.
Disposición adicional duodécima — Comunicación y notificación por vía electrónica
Solicitudes y notificaciones se presentan exclusivamente por vía electrónica con certificado en la sede del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. Incluye: a) registro régimen retributivo específico; b) registro instalaciones producción; c) comercialización y gestores carga; d) calidad servicio
Disposición adicional decimotercera — Régimen económico de las energías renovables
Las instalaciones categoría B con régimen renovable perciben el precio del RD 960/2020 y contraprestaciones por ajuste, afectadas por costes de desvíos. Se regulará el procedimiento de liquidación.
Disposición transitoria primera — Resolución de la primera convocatoria del procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares
Instalaciones de la Ley 17/2013 y Ley 24/2013 quedan exceptuadas de los artículos 47-52. Si hay riesgo de cobertura, el Secretario de Estado de Energía convoca procedimiento competitivo. Las solicitudes pendientes se tramitan con requisitos específicos.
Disposición transitoria segunda — Mezcla de combustible
Se reconoce la mezcla de combustible en instalaciones categoría A previa inspección. Los titulares deben remitir la mezcla habitual a la Dirección General de Política Energética y Minas en un mes. Si no se presenta, se usa el combustible principal del anexo XIII.
Disposición transitoria tercera — Determinación del precio de combustible hasta la entrada en vigor de la orden definida en el artículo 40.5
Hasta nueva orden, el precio del combustible en territorios no peninsulares se fija semestralmente por la DG de Política Energética y Minas. Incluye costes de logística según ubicación (ej. Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) y tipo de combustible (hulla, fuel oil, gasoil, etc.), con métodos de cál
Disposición transitoria cuarta — Determinación de los datos técnicos de despacho en las centrales inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica
Los datos de despacho de las centrales se rigen por el anexo XIII hasta su revisión. Si difieren del registro, se regularizan. Para turbinas con alternador compartido, se usan datos separados por grupo.
Disposición transitoria quinta — Régimen transitorio para determinadas instalaciones de producción categoría A
Las instalaciones categoría A con régimen retributivo distinto a las Órdenes ITC/913/2006 e ITC/914/2006 continúan percibiéndolo transitoriamente. Deben remitir inversiones auditadas desde el 1 de enero de 2012. El Ministro aprueba datos técnicos y económicos.
Disposición transitoria sexta — Regímenes retributivos de instalaciones con autorización de explotación definitiva de fecha anterior al 1 de enero de 2012 solicitados con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto
Las centrales con autorización anterior al 1/1/2012 aplican la retribución del RD desde esa fecha. La inversión y vida útil se calculan según la Orden ITC/914/2006.
Disposición transitoria séptima — Determinación de los costes de generación de liquidación hasta la entrada en vigor del presente real decreto
La Dirección General aprueba los costes de generación (variables y fijos) de centrales con régimen ordinario desde el 1/1/2012 hasta la entrada en vigor del RD. Se aplica metodología específica con valores de anexos XIII y XIV, incluyendo tasas financieras y límites de inversión.
Disposición transitoria octava
Hasta definir la metodología, el precio voluntario usa el medio horario del RD 216/2014. Los comercializadores adquieren energía al precio peninsular ajustado, cumpliendo obligaciones de costes adicionales según orden ministerial.
Disposición transitoria novena — Pruebas de potencia y de mínimo técnico
Las pruebas de potencia siguen el anexo XV hasta nueva normativa. El mínimo técnico usa valores declarados por el titular. Las instalaciones inscritas realizarán pruebas simultáneas al rendimiento cuando se apruebe el procedimiento.
Disposición transitoria décima — Parámetros de liquidación de las turbinas de gas que comparten alternador
Hasta definir los parámetros de liquidación de turbinas de gas que comparten alternador, se aplicarán los parámetros correspondientes a cada grupo por separado.
Disposición transitoria undécima — Regímenes retributivos otorgados con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto
Las instalaciones con régimen retributivo previo anterior al Real Decreto 738/2015 lo mantienen hasta el final de su vida útil regulatoria. Las categorías A y B conservan sus derechos económicos y métodos de amortización según la normativa vigente al entrar en vigor el real decreto.
Disposición transitoria duodécima — Comunicación y notificación por vía electrónica
Los procedimientos iniciados antes de la entrada en vigor finalizarán con medios antiguos. Los indicados en la disposición adicional duodécima se rigen por normativa anterior hasta desarrollar las aplicaciones necesarias.
Disposición derogatoria única — Derogación normativa
Se derogan el Real Decreto 1747/2003 y las Órdenes ITC/913 y ITC/914 de 2006, junto a cualquier disposición contraria al presente real decreto.
Disposición final primera — Instalaciones tipo y correspondencia entre clasificaciones
Se definen instalaciones tipo por tecnología y potencia neta en Baleares, Canarias y Ceuta/Melilla. Las no contempladas se aprueban por orden ministerial. 'Potencia' implica neta. Se establece correspondencia con la clasificación anterior basada en potencia bruta.
Disposición final segunda — Desarrollo y aplicación del real decreto
Se autoriza al Ministro de Industria, Energía y Turismo a dictar disposiciones de desarrollo y modificar los anexos del real decreto mediante orden. Las normas reglamentarias afectadas podrán modificarse por normas de rango equivalente.
Disposición final tercera — Establecimiento del precio del gas natural de liquidación y de despacho de los grupos de generación del sistema eléctrico balear
Se modifica la Orden ITC/1559/2010 para fijar el precio del gas natural en Baleares. El coste mensual se calcula con una fórmula que incluye volumen, precio del GNL, mermas y costes de acceso (regasificación, descarga, almacenamiento). El precio se fija semestralmente por la DG PEM.
Disposición final cuarta — Coste de Producción horario en los territorios no peninsulares a considerar en la fijación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor
El coste de producción (CPh) para precios voluntarios se calcula con una fórmula que incluye el precio de la energía (Papuntadoh). Este precio lo calcula el operador del sistema y publica la web el día anterior al suministro.
Disposición final quinta — Modificación del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos
Se modifica el RD 413/2014. Se exime a instalaciones de cogeneración >15 MW, hidroeléctricas no fluyentes y biomasa en territorios no peninsulares de títulos IV y V. Se ajustan liquidaciones, suprimiendo párrafos y modificando plazos de pago e intereses.
Disposición final sexta — Título competencial
El real decreto se basa en los artículos 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuyen al Estado la competencia exclusiva para las bases de la planificación económica y el régimen minero y energético.
Disposición final séptima — Entrada en vigor
El Real Decreto 738/2015 entra en vigor el día 1 del mes siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial del Estado.
Información general
Temas
Leyes en las que se basa
- Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre BOE-A-2003-23756
- Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo BOE-A-2006-5807
- Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo BOE-A-2006-5808
- Art. 2 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio BOE-A-2010-9417
- la Ley 24/2013, de 26 de diciembre BOE-A-2013-13645
- Disposiciones adicional 14.2 y transitoria 8.1 y 5 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio BOE-A-2014-6123
Leyes que la modifican
- aprobando el precio del combustible gas natural del 2º semestre de 2013 y 1º de 2014 en los territorios no peninsulares: Resolución de 2 de diciembre de 2015 BOE-A-2015-13489
- los anexos XII, XIII y XIV, por Orden IET/2735/2015, de 17 de diciembre BOE-A-2015-13782
- aprobando el precio del combustible gas natural del 2º semestre de 2014 en los territorios no peninsulares: Resolución de 18 de febrero de 2016 BOE-A-2016-1968
- el anexo I y se revisa la definición de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares de las Islas Baleares, por Orden TEC/1172/2018, de 5 de noviembre BOE-A-2018-15515
- y establece la metodología de reparto de coste de adquisición para definir el factor de corrección por factura: Resolución de 17 de julio de 2019 BOE-A-2019-10805
- el anexo XIII, por Orden TEC/1260/2019, de 26 de diciembre BOE-A-2019-18620
- el art. 72.1.c) , por Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre BOE-A-2020-17278
- los arts. 33, 60, 69, 72, la disposición transitoria 1 y el anexo X, por Real Decreto 647/2020, de 7 de julio BOE-A-2020-7439
- sobre la revisión de precios, logística y valores tope aplicables a instalaciones extrapeninsulares: Orden TED/776/2020, de 4 de agosto BOE-A-2020-9339
- los anexos VIII, XI y XIII, por Orden TED/1315/2022, de 23 de diciembre BOE-A-2022-23752
- determinados preceptos y SE AÑADE el anexo XVII, por Real Decreto 446/2023, de 13 de junio BOE-A-2023-14048
- la disposición adicional 13, por Real Decreto 962/2024, de 24 de septiembre BOE-A-2024-19172
- con la disposición adicional 7 y se aprueba el procedimiento de prueba para determinar los mínimos técnicos ordinarios: Resolución de 13 de febrero de 2024 BOE-A-2024-3435
- con el art. 3.3 y se revisa la definición de los sistemas eléctricos aislados del territorio no peninsular de Canarias: Orden TED/624/2026, de 12 de junio BOE-A-2026-13574
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