Diseño de planta solar fotovoltaica

PROYECTO FIN DE CARRERA

DISEÑO DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA CON

CONEXIÓN A RED

AUTOR: RAFAEL LUNA SÁINZ MADRID, Septiembre de 2007

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL

ESTE PROYECTO CONTIENE LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS DOCUMENTO Nº1, MEMORIA 1.1 Memoria pág. 2 a 54 53 páginas 1.2 Cálculos pág. 55 a 67 13 páginas 1.3 Estudio Económico pág. 68 a 90 23 páginas 1.4 Impacto Ambiental pág. 91 a 95 5 páginas 1.5 Anejos pág. 96 a 97 2 páginas DOCUMENTO Nº2, PLANOS 2.1 Lista de planos pág. 99 a 100 2 páginas 2.2 Planos pág. 101 a 101 1 páginas DOCUMENTO Nº3, PLIEGO DE CONDICIONES 3.1 Generales y Económicas pág. 103 a 109 7 páginas 3.2 Técnicas y Particulares pág. 110 a 174 65 páginas DOCUMENTO Nº4, PRESUPUESTO 4.1 Mediciones pág. 176 a 178 3 páginas 4.2 Precios Unitarios pág. 179 a -181 3 páginas 4.3 Sumas parciales pág. 182 a 184 3 páginas 4.4 Presupuesto General pág. 185 a -187 3 páginas

DISEÑO DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTÁICA CON CONEXIÓN A RED 1 Rafael Luna Sainz

1. OBJETO DEL PROYECTO

El objeto del proyecto es el diseño de una planta solar fotovoltaica con

conexión a red de 117,216 kWp en la finca “El Yezgo”, situada en la

localidad de Aldea del Rey (Ciudad Real). Para la realización del proyecto se

han empleado 528 paneles de 222 vatios pico. Cada panel genera una

tensión en máxima potencia de 7,44 A, y una corriente en máxima potencia

de 7,44 A.

La finalidad de esta instalación es la incorporación a la red de toda la

energía eléctrica producida mediante la conexión del generador fotovoltaico

a la red de la compañía eléctrica distribuidora con la ayuda de un

transformador.

2. MOTIVACIÓN

Existen dos motivaciones fundamentales para la realización de este

proyecto:

2.1 ECOLÓGICA

La situación energética actual convierte a la tecnología solar fotovoltaica

en un medio ecológico de obtener energía limpia, contribuyendo a algo

de vital importancia como es reducir el consumo de energías

contaminantes sustituyéndolas por una fuente de energía limpia y

renovable.


2.2 ECONÓMICA

El atractivo económico de la producción de energía eléctrica de origen

fotovoltaico, debido a la singularidad jurídica y económica de la que

disfrutan este tipo de instalaciones.

Como ejemplo se destaca el Real Decreto 661/2007, que establece el

precio al que las compañías eléctricas están obligadas a comprar el kWh,

siendo este aproximadamente 5 veces superior al que la misma

compañía eléctrica vende al consumidor esa misma energía eléctrica.

3. REALIZACIÓN DEL PROYECTO

A la hora de realizar el proyecto de instalación de una planta fotovoltaica

deben seguirse los siguientes pasos:

3.1 ESTUDIO ECONÓMICO

El primer paso a realizar será analizar la viabilidad, rentabilidad y

fiabilidad de la inversión en energía fotovoltaica. Para realizar estos

estudios será necesario hacer una estimación de la energía generada y

del precio de venta a la compañía eléctrica correspondiente.

Una vez conocido el periodo de amortización de la inversión y el

beneficio que se espera obtener podrá tomarse la decisión de inversión

más oportuna. Como estimación lineal generalmente suele emplearse:


Planta de 100kWp = 600.000 € de coste = 60.000 € anuales de beneficio

Por tanto, en unos 10 años se amortiza la inversión inicial y los siguientes

15 como mínimo (periodo que garantiza el estado el precio de la

electricidad), se obtendrá beneficio neto incrementado anualmente por el

correspondiente IPC.

3.2 ESTUDIO DEL EMPLAZAMIENTO DISPONIBLE Y DEL

RECURSO SOLAR EN EL MISMO

El terreno debe estar libre de sombras y recibir una cantidad mínima de

radiación para hacer rentable la instalación.

3.3 MARCO JURÍDICO

Comprobar la viabilidad jurídica y reglamentación en la que se sustenta la

actividad, a nivel local, regional y nacional. Estudio de las ventajas de

financiación, ayudas y subvenciones.

3.4 DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN

En base al recurso solar en el emplazamiento, la superficie y presupuesto

disponibles, las pretensiones de generación de energía del inversor/es,

etc., se realiza el dimensionado “básico” de la instalación:

Número de paneles y la potencia de los mismos así como tipo y potencia

del inversor o inversores.


1. AIM OF THE PROJECT

The aim of the project is to design a solar photovoltaic (PV) power plant with

a network connection of 117,216 kWp in the property “El Yezgo” located in

the municipality Aldea del Rey (Ciudad Real). To achieve this, 528 panels of

222 peak Watts have been used. Each panel generates a voltage in

maximum power of 7,44 A and a current in maximum power of 7,44 A.

The goal of this installation is to add the electric energy generated by the

photovoltaic panels to the network of the electric company that distributes the

energy using a power transformer.

2. MOTIVATION

There are two main reasons to execute this proyect:

2.1 ECOLOGIC

Taking into account the energy problem nowadays, by using solar

photovoltaic power technology we can create clean energy and reduce

the consumption of pollutant energies and replace them with a clean and

renewable energy source.


2.2 ECONOMIC

From the economic point of view, these type of electrical installations can

be very appealing as they benefit from unique economic and legal

framework.

For example, the Royal Decree Law 661/2007 establishes the price of

the kWh for the electric companies. The amount they have to pay for the

electricity generated by photovoltaic panels is aproximately five times

higher than the price the non PV customer pays for the same energy.

3. PROJECT MANAGEMENT

The steps to create a solar PV power installation are the following:

3.1 ECONOMIC STUDY

The first step is to analise the viability, profitability and reliability of the

investment in PV. To study these, there is a need to estimate the amount

of solar energy generated and the price the electric company has to pay

for the energy.

Once both the recovery time of the investment and the expected benefit

are known, an accurate decision on the most profitable type of investment

can be taken.


The most common lineal estimation is:

100kWp Plant = Costs 600.000€ = 60.000 € anual benefits

This means that, in aproximately 10 years, the initial investment will be

recovered and at least during the following 15 years (period in which the

electricity buying price is guaranteed by the governement), a net benefit is

guaranteed increased on a yearly basis by the CPI.

3.2 STUDY OF THE POSSIBLE LOCATION AND ITS SOLAR

RESOURCES

The ground must be in a location free from shadows and it must receive a

minimum quantity of radiation in order to make the installation profitable.

3.3 LEGAL FRAMEWORK

Verification of the legal viability and regulation of the activity, locally and

nationally. Study of the financing advantages, aids and funds.

3.4 INSTALLATION DIMENSIONING

Taking into account facts such as the location of the solar source, the

area, the budget or the expectations on the amount of energy that will be

generated, the basic dimensioning of the installation can be calculated:

Number and power of the panels and number, type, and power of the

inversor(s).


DOCUMENTO Nº1 MEMORIA

ÍNDICE GENERAL

1. MEMORIA DESCRIPTIVA ..............................................................2

2. CÁLCULOS.....................................................................................56

3. ESTUDIO ECONÓMICO.................................................................69

4. IMPACTO AMBIENTAL ..................................................................92

5. ANEJOS..........................................................................................97


1. MEMORIA DESCRIPTIVA



ÍNDICE GENERAL

1.1. OBJETO DEL PROYECTO..........................................................6

1.2. DESTINATARIO DEL PROYECTO..............................................6

1.3. UBICACIÓN DEL PROYECTO ....................................................6

1.4. ANTECEDENTES ........................................................................6

1.5. ESTUDIOS PREVIOS..................................................................8

1.6. CONCLUSIONES Y RESULTADOS DEFINITIVOS ....................10

1.7. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LA INSTALACIÓN.......12

1.8. ESPECIFICACIONES DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS ..........15

1.8.1. MODULOS FOTOVOLTAICOS.........................................15

1.8.2. INVERSOR DE CONEXIÓN A RED SOLEIL 100KW .......20

1.8.2.1. INFORMACIÓN TÉCNICA DEL EQUIPO ...........24

1.8.3. ESTRUCTURA SOPORTE PARA 16 MÓDULOS ............25

1.8.4. CONTADOR BIDIRECCIONAL DE ENERGÍA..................27

1.8.4.1. CARACTERÍSTICAS...........................................27

1.8.5. CAJAS DE CONEXIÓN ....................................................29

1.8.5.1. CAJA DE CONEXIÓN DE PANELES (CP) .........29

1.8.5.2. CAJA PROTECCIÓN CONTRA SI Y ST CC

EN LA CASETA DEL INVERSOR (CC) ...........................30

1.8.5.3. CAJA DE PROT. CONTRA SI Y ST CC

EN LA CASETA DEL INVERSOR (CA)............................31


1.8.5.4. CAJA DE PROTECCIÓN PARA LA DIST.

DE EQUIPOS AUXILIARES DE LA CASETA (CD)..........31

1.8.6. ARMARIO DE MEDIDA ....................................................32

1.9. INSTALACIÓN ELÉCTRICA ........................................................33

1.9.1. INSTALACIÓN EN CORRIENTE CONTINUA...................33

1.9.1.1. CONEXIÓN ELÉCTRICA DE LOS MÓDULO .....33

1.9.1.2. CAJA DE CONEXIÓN EN CAMPO DE

PANELES (CP) ...................................................34

1.9.1.3. LINEA ELÉCTRICA (CP-CC) ..............................34

1.9.1.4 CAJA PROTECCIÓN CONTRA SI Y ST (CC) .....35

1.9.1.5. LINEA ELÉCTRICA (CC- INVERSOR)................35

1.9.1.6. PUESTA A TIERRA.............................................36

1.9.2. INSTALACIÓN EN CORRIENTE ALTERNA.....................36

1.9.2.1. LINEA ELÉCTRICA (INVERSOR-CA).................36

1.9.2.2. LINEA ELÉCTRICA (CA- APM)...........................36

1.9.2.3. ARMARIO DE PROT. Y MEDIDA (APM) ............37

1.9.2.4. INSTALACIÓN ELÉCTRICA EN EL INTERIOR

DE LA CASETA................................................................37

1.9.2.5. PUESTA A TIERRA.............................................37

1.9.3. RED DE TIERRA ..............................................................38

1.10. PROTECCIONES ......................................................................39

1.10.1. CONTACTOS DIRECTOS ..............................................39

1.10.2. CONTACTOS INDIRECTOS...........................................40

1.10.2.1. INSTALACIÓN EN CORRIENTE CONTINUA...40


1.10.2.2. INSTALACIÓN EN CORRIENTE ALTERNA .....41

1.10.3. SOBREINTENSIDADES .................................................41

1.10.3.1. INSTALACIÓN EN CORRIENTE CONTINUA...41

1.10.3.2. INSTALACIÓN EN CORRIENTE ALTERNA .....42

1.10.4. AISLAMIENTO GALVÁNICO ..........................................42

1.10.5. ARMÓNICOS Y COMP. ELECTROMAGNÉCTICA ........42

1.10.6. VARIACIONES DE TENSIÓN Y FREC. EB LA RED ......43

1.10.7. CONTRA FUNCIONAMIENTO EN ISLA.........................43

1.11. OBRA CIVIL ...............................................................................46

1.11.1. VALLADO PERIMETRAL................................................46

1.11.2. CIMENTACIÓN DE LA ESTRUCTURA ..........................46

1.11.3. CANALIZACIÓN MF -CASETAS INVERSOR.................47

1.11.4. CASETA DEL INVERSOR ..............................................47

1.11.5. CANALIZACIÓN CASETA INVERSOR - CT...................47

1.12. PRODUCCIÓN GENERADOR FOTOVOLTAICO......................48

1.12.1. GENERACIÓN DE ENERGÍA DE UNA CF.....................48

1.12.2. DATOS DE RADIACIÓN.................................................49

1.13. NORMATIVA..............................................................................50

1.14. VALOR TOTAL DE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO ............52

1.15. FECHA Y FIRMA .......................................................................52

1.16. BIBLIOGRAFÍA ..........................................................................53



1.1 OBJETO DEL PROYECTO

El objeto del presente proyecto es especificar las condiciones técnicas,

constructivas y de seguridad de una instalación fotovoltaica de 100 kW,

cuyo fin es la generación de energía eléctrica en baja tensión.

1.2 DESTINATARIO DEL PROYECTO

El presente proyecto se destina a la empresa RALUNASOL S.A., con

domicilio social en la C/ Ínsula Barataria, 6 en Madrid capital.

1.3 UBICACIÓN DEL PROYECTO

La instalación se encuentra situada en la finca “El Yezgo”, perteneciente

al término municipal de Aldea del Rey (Ciudad Real).

1.4 ANTECEDENTES

Se pretende realizar una Instalación Fotovoltaica para generación de

energía eléctrica en una finca familiar, a partir de energía solar, en unos


terrenos improductivos sin vegetación, válidos por tanto para este

propósito.

La construcción y puesta en servicio de esta Instalación Fotovoltaica

queda justificada para posibilitar la consecución de dos objetivos de

interés general bien definidos:

Por un lado, fomentar la energía solar fotovoltaica como fuente

alternativa de producción de energía eléctrica a partir de una fuente de

energía renovable, y con ello contribuir a alcanzar el objetivo fijado en la

Ley 54/1997 de conseguir que en el año 2010 las fuentes de energía

renovable cubran, al menos, el 12% del total de la demanda energética

de España.

Por otro lado, disminuir la emisión de gases efecto invernadero en el

proceso de generación de energía eléctrica, de acuerdo con las

directrices establecidas en el protocolo de Kyoto.

Por las características técnicas de este tipo de instalaciones, sus efectos

tanto energéticos como ambientales son claramente favorables y se

pueden resumir, entre otros, en los siguientes:

Reducir del consumo de combustibles fósiles


Generar energía eléctrica, de forma limpia, sin producir emisiones de

gases tóxicos y sin originar vertidos, por lo que no contribuye al efecto

invernadero ni a la lluvia ácida

Evitar la emisión a la atmósfera de aproximadamente 1 kg de dióxido

de carbono por cada kWh de electricidad generada en instalaciones

fotovoltaicas, en sustitución de la que hubiese sido generada por una

central convencional

No afectar a las características de los terrenos ni a los acuíferos o

aguas superficiales donde se emplazan

No emitir ruidos en el proceso de generación

Además de los efectos favorables, arriba indicados, la Instalación

Fotovoltaica incorporará los elementos de seguridad y protección

requeridos por el Real Decreto 1663/2000, y demás reglamentación que

le sea de aplicación, para que su funcionamiento no provoque ni averías

en la red, ni disminuciones de las condiciones de seguridad ni

alteraciones superiores a las admitidas en la normativa, no provocando,

por tanto, incidencias negativas en el sistema.

1.5 ESTUDIOS PREVIOS

Con carácter previo a la realización de una planta fotovoltaica es

necesario realizar un estudio sobre la radiación solar recibida diaria,


semanal o mensualmente en el emplazamiento en el que se pretende

instalar la misma, estimando de este modo la viabilidad y rentabilidad del

proyecto.

Los datos correspondientes al emplazamiento seleccionado se muestran

a continuación la siguiente tabla:

MES Gd 30º MJ/(m2día)

Temp medio ºC PR EP

(KW/día) EP

(KW/mes) €/mes

ene 8,63 7 0,78 219,9 6816,77 3002feb 14,21 9 0,78 359,53 10066,78 4433mar 14,85 12 0,77 371,41 11513,77 5070abr 17,37 15 0,76 429,48 12884,39 5674may 20,11 18 0,75 491,65 15241,03 6712jun 21,51 23 0,74 515,67 15470,15 6813jul 24,44 28 0,72 574,53 17810,32 7818ago 23,55 27 0,72 555,74 17227,85 7556sep 20,07 20 0,75 486,93 14607,82 6433oct 14,15 17 0,75 347,17 10762,41 4740nov 9,17 11 0,77 230,15 6904,39 3041dic 6,63 8 0,78 168,3 5217,22 2298Promedio 16,22 16 0,76 395,87 144.522,90 63.590,12

Siendo:

Gd (30º): valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el

plano del generador en kW/h/(m2día). Valor calculado por el Método

de Liu-Jordan


Temp. Media (ºC): valor medio mensual y anual de la temperatura en

el emplazamiento de la instalación

PR: Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”,

definido como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de

trabajo, que tiene en cuenta la dependencia de la eficiencia con la

temperatura, la eficiencia del cableado, las pérdidas por dispersión de

parámetros y suciedad, las pérdidas por errores en el seguimiento del

punto de máxima potencia y la eficiencia energética del inversor

Ep: Energía producida esperable teniendo en cuenta los puntos

anteriores. Está expresada en kWh/día y kWh/mes.

1.6 CONCLUSIONES Y RESULTADOS DEFINITIVOS

Teniendo en cuenta la repercusión ecológica y económica obtenida en la

realización de la planta fotovoltaica, puede concluirse que esta supone un

negocio no sólo ecológicamente sino también económicamente atractivo.


En la siguiente gráfica puede apreciarse mediante un diagrama de barras

la energía producida mensualmente en el emplazamiento seleccionado:

Tal y como puede apreciarse en la tabla mostrada en el apartado

anterior, el emplazamiento seleccionado para ubicar la instalación genera

anualmente un total de unos 150.000 kWh.

Según el Real Decreto 661/2007 (Nueva metodología tarifaria del

régimen especial Sector Fotovoltaico), para una instalación de potencia

menor o igual a 100 kW, la tarifa regulada durante los primeros 25 años

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

EP (kw/MES)

EP (kw/MES)


es de 44,0381 c€/kWh. A partir de los primeros 25 años la tarifa

desciende a 35,2305 c€/kWh.

Conocida la estimación anual de producción (teniendo en cuenta datos

de radiación conservadores para evitar riesgos en la inversión) y

habiendo sido fijada la tarifa mediante Real Decreto durante 25 años, el

rendimiento económico anual obtenido durante dicho periodo es de

63.590 €.

1.7 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LA

INSTALACIÓN

La instalación fotovoltaica proyectada transforma directamente la energía

solar en energía eléctrica mediante dispositivos denominados células

solares. La energía eléctrica generada es inyectada directamente a la

red eléctrica de la compañía distribuidora a través de los necesarios

elementos de transformación, protección y maniobra.

En un primer paso la energía procedente de la radiación solar es captada

y transformada en energía eléctrica en las citadas células, las cuales se

encuentran agrupadas, encapsuladas e interconectadas en bloques

denominados módulos o paneles fotovoltaicos.


Dichos módulos a su vez son montados sobre estructuras soporte

metálicas fijas y conectados eléctricamente entre sí, constituyendo el

conjunto el generador fotovoltaico.

La energía eléctrica producida es en forma de corriente continua en baja

tensión y se convierte en corriente alterna mediante un dispositivo

denominado inversor, a una tensión de 400 V.

El total de módulos / paneles de la Instalación fotovoltaica será de 528,

con una potencia unitaria de 222 Wp, configurando un campo fotovoltaico

de 117,216 kWp conectado a un inversor de 100 kW de potencia

nominal.

Finalmente y a la salida del inversor, en corriente alterna de 400 V, se

conecta los cuadros de protección y medida de la Instalación

Fotovoltaica.

El conjunto dispondrá de los necesarios elementos de protección que

garanticen en todo momento la seguridad de las personas y la calidad del

suministro eléctrico.


Características técnicas de la instalación:

TIPO DE MODULO: ATERSA A-222P

POTENCIA PICO DEL MÓDULO (Wp): 222 POTENCIA PICO DEL CAMPO FOTOVOLTAICO (kWp):

117,216

Nº DE MODULOS TOTALES DEL CAMPO:

528

Nº DE MODULOS EN SERIE POR GRUPO:

16

Nº DE GRUPOS EN PARALELO: 33 MODELO DE INVERSOR: SOLEIL 100 kW

TIPO DE CONEXIÓN ELÉCTRICA (MONOFÁSICA / TRIFÁSICA):

TRIFÁSICA


1.8 ESPECIFICACIONES DE LOS PRINCIPALES

EQUIPOS

1.8.1 MODULOS FOTOVOLTAICOS

CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS

Los módulos de 60 células policristalinas permiten la construcción

de este tipo de módulos de alta potencia, lo que simplifica la

instalación de los sistemas de conexión a red y sistemas de bombeo

de agua directo. Estos módulos se agrupan en la gama de alta

potencia, y son ideales para cualquier aplicación que utilice el efecto

fotoeléctrico como fuente de energía limpia, debido a su mínima

polución química y nula contaminación acústica. Además, gracias a


su diseño, se pueden integrar con facilidad en prácticamente

cualquier instalación.

Cada módulo está formado por un cristal con alto nivel de

transmisividad. Cuenta con uno de los mejores encapsulantes

utilizados en la fabricación de los módulos, el etil-viniloacetato

modificado (EVA). La lámina posterior consta de varias capas, cada

una con una función específica, ya sea adhesión, aislamiento

eléctrico, o aislamiento frente a las inclemencias meteorológicas.

Además, el marco está fabricado con aluminio y cuenta con una

capa externa de pintura que provee al perfil de una resistencia

mucho mayor que el anodizado típico.

Todos los productos de ATERSA se fabrican bajo las estrictas

normas de calidad dictadas por la ISO 9001, certificado que posee

la compañía desde el año 1997. Esta serie de módulos cumple con

las directivas europeas 89/336/CEE, 73/23/CEE, con la EC 61215 y

Clase ll TÜV 700V . Entre otras pruebas, los módulos han sido

sometidos a 200 ciclos frío-calor de -40ºC a +85ºC, ensayos de

carga mecánica, así como pruebas de resistencia al granizo

consistentes en el impacto de una bola de 25,4 mm. de diámetro a

una velocidad de 82 Km/h, once veces sobre el módulo.


La caja de conexiones QUAD dispone de certificación TÜV Clase ll

1000V y grado de estanqueidad IP 54, que provee al sistema de un

buen aislamiento frente a la humedad e inclemencias

meteorológicas. La caja es capaz de albergar cables de conexión

con un diámetro exterior desde 4,5mm hasta 10mm.

Estos módulos van provistos de cables asimétricos en longitud, con

un diámetro de sección de cobre de 4mm, y con una bajísima

resistencia de contacto, todo ello destinado a conseguir las mínimas

pérdidas por caídas de tensión. Cumplen con todos los

requerimientos Clase II TÜV, tanto de flexibilidad, como de doble

aislamiento, o alta resistencia a los rayos UV. Todo esto los

convierte en cables idóneos para su uso en aplicaciones de

intemperie.

Las características principales del módulo fotovoltaico son las

siguientes:

Potencia máxima (+2%/-2%)........................... 222 Wp

Corriente en el punto de máx potencia............. 7,44 A

Tensión en el punto de máx potencia................ 29,84 V

Corriente de cortocircuito.................................. 7,96 A

Tensión de circuito abierto................................ 37,20 V


Medidas en las siguientes condiciones:

Temperatura de célula ……………………………25ºC

Radiación………………………………………….1000 W/m²

Espectro……………………………………………AM 1.5

Longitud: 1645 mm.

Anchura: 990 mm.

Espesor: 50 mm.

Peso: 23 Kg.

CURVAS ELÉCTRICAS


1.8.2 INVERSOR CONEXIÓN A RED SOLEIL 100 KW

La gama de inversores SOLEIL es la solución idónea para la

inyección directa de energía en la red eléctrica trifásica

convencional, producida por un generador fotovoltaico.

El inversor trifásico SOLEIL es un

equipo diseñado para inyectar la

energía producida por un

generador fotovoltaico en la red

eléctrica comercial. El SOLEIL

proporciona una solución

modular para sistemas de

conexión a red, y es adecuado

para su utilización en entornos

industriales gracias a su fiabilidad, robustez y alta calidad.

Su diseño permite utilizar un rango muy amplio de tensión de entrada

desde el campo fotovoltaico, lo que permite una gran flexibilidad de

configuración y posibilidades de ampliación en el futuro. A partir de la

potencia recibida del campo fotovoltaico, el punto de operación del

inversor es optimizado constantemente en relación a las condiciones de

radiación, las propias características del panel y la temperatura del

mismo, y las características propias del inversor.


La técnica de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT)

consigue que se maximice la potencia entregada a la red, además de la

recibida del campo fotovoltaico.

El equipo permite el funcionamiento tanto en modo automático como en

modo manual. En modo automático se realiza constantemente el

seguimiento del punto de máxima potencia de panel. En modo manual es

el usuario quien determina el punto de trabajo de panel, en el cual el

sistema trabajará de forma constante.

Debido a sus características de diseño, el inversor entrega una corriente

a la red eléctrica con una onda senoidal idéntica a la propia de la

compañía eléctrica suministradora, y con un factor de potencia muy

próxima a 1 en todas las condiciones de funcionamiento del equipo.

El SOLEIL está equipado con un transformador de aislamiento trifásico

de baja frecuencia que cumple con la norma CEI 11-20, lo cual quiere

decir que elimina la posibilidad de inyectar una componente de corriente

continua a la red eléctrica general cumpliendo, de esta forma, con la

normativa vigente en España.

Los parámetros operativos y las lecturas eléctricas pueden ser

monitorizadas localmente a través de un display de cristal líquido, o en

forma remota mediante un PC con un software específico. Estas


funciones se consiguen a través del sistema PWM (Pulse Width

Modulation). La electrónica de potencia está desarrollada por medio de

semiconductores tipo IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) y

multiprocesador de control lógico, gracias a los cuales es posible llevar a

cabo el proceso requerido en tiempo real.

Las operaciones de los subsistemas son coordinados mediante un

sistema supervisor que además controla la salida de visualización local,

las comunicaciones y la función de diagnóstico remoto.

FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO

Cuando el campo fotovoltaico recibe la radiación solar, genera una

energía que depende de la

radiación recibida y la

temperatura de las células

de los módulos

fotovoltaicos. Cuando al

generador fotovoltaico se le

conecta una carga, circulará

una corriente, y en

consecuencia, el voltaje de

las células disminuirá de

V

P/I

Curva I-V de la célula

Curva de potencia de la célula para una carga determinada

Punto de máxima potencia

••


acuerdo a su curva de características I-V, dando a su vez una curva de

potencia.

La figura I-V representa la curva típica de potencia de una célula de silicio

cristalino cuando se le conecta una carga, las cuales son idénticas a las

curvas de un módulo fotovoltaico y por lo tanto del campo fotovoltaico

completo.

Hay sólo un punto que maximiza la potencia entregada por el sistema

(Punto de Máxima Potencia, MPPT), por lo tanto, si las características de

tensión y corriente de las células varían debido a cambios de temperatura

e irradiación, el equipo deberá modificar la resistencia para poder

alcanzar dicho punto óptimo.


1.8.2.1 INFORMACIÓN TÉCNICA DEL EQUIPO

MODELO 100kW Especificaciones Eléctricas

1.-Conexión a la red Potencia nominal de la instalación (KW ) 100 Conexión Trifásica y Neutro 2.-Generador Fotovoltaico (condiciones estándar 25ºC , 1000W/m2) Potencia máxima paneles (KW) 125 Tensión máxima de entrada módulos (Vcc) 600 a 25ºC Tensión mínima de arranque (V) 400 Tensión mínima durante funcionamiento (V) 330 Intensidad de Cortocircuito máxima, Isc (A) 300 Rango de potencia pico instalada recomendable (KWp) 80 …125

Rizado de la tensión de entrada módulos (V) 3 3.-Inversor AC Tensión de red nominal AC, Vn (V) 400 Corriente nominal (A) 145 Potencia AC, Pn (kW) 100 Tensión mínima de funcionamiento (V) 340 Tensión máxima de funcionamiento (V) 440 Frecuencia nominal de funcionamiento (Hz) 50 Margen de frecuencia admitido (Hz) +/- 1 Factor de potencia nominal 0.98 ... 1.00 Rango de tensión PMP (V) 330...600 Protección contra funcionamiento en isla SI 4.-Otros datos Fusibles lado DC 4x 250A, 500ACV Consumo aprox. en vacío (W) 8 Autoconsumo nocturno (W) 0 THD de la intensidad AC (%) 3 Control del sistema Analógico/Digital Contactor electromecánico de desconexión Sí Sistema de aislamiento Red/Panel Transformador Rendimiento máximo 95 Protecciones de interface de comunicaciones Integradas Marcado CE SI Normativa 89/336/CEE, 93/68/CEE y 73/23/CEE

Especificaciones Físicas Sistema de Refrigeración Convección Natural + Ventilación ForzadaTemperatura de Trabajo -5 / +40 ºC Temperatura de almacenamiento -20ºC/+50ºC Humedad Relativa Máxima <90%

Dimensiones (mm) Altura: 1400, Anchura: 1100, Profundidad: 800

Peso (Kg) 700 Índice de protección IP21

Material envolvente Chapa de Aluminio pintada con resina EPOXI en caliente


1.8.3 ESTRUCTURA DE SOPORTE PAR A16

MÓDULO

Uno de los elementos más importantes en toda instalación

fotovoltaica para asegurar un completo aprovechamiento de la

radiación solar es la estructura soporte. Es la encargada en

sustentar los módulos solares y darle la inclinación más adecuada

en cada caso para optimizar el rendimiento energético.

Se construyen con perfiles

de acero galvanizado en

caliente y cumple las

normas UNE 37-501 y

UNE 37-508, con un

espesor mínimo de

revestimiento de 80 micras

de espesor de zinc para

asegura una protección

completa contra las inclemencias climatológicas y, por tanto, una

mayor duración y mantenimiento. Cumple con la normativa básica

de la edificación (NBE-AE-88) y dimensionado con la norma NBE-

EA-95, por lo que será capaz de soportar los módulos y las

sobrecargas de nieve y viento.


Esta estructura tiene una inclinación de óptima de 30º lo que permite

maximizar la producción anual para inyectar a la red eléctrica y será

fijada a las cimentaciones, mediante pernos químicos introducidos

en los taladros correspondientes.

La gama de estructuras de ATERSA ha sido diseñada para

garantizar su eficacia y duración, facilitar su transporte y

manipulación, y optimizar su integración en el medio, respondiendo

a los criterios marcados por la comisión de Medio Ambiente de la

Unión Europea.


1.8.4 CONTADOR BIDIRECCIONAL DE ENERGIA

El Modelo ORBITAX T3 es un Contador-Registrador integrado en un

solo equipo electrónico, con funciones de medida de energía

eléctrica y analizador de red, que cumple con todas las normativas

de la CEE y con las especificaciones impuestas para los

Registradores de Tipo 2 y Tipo 3.

El Contador realiza la medición de la energía en

cuatro cuadrantes pudiendo funcionar en modo

unidireccional o bidireccional. Para la medida de

la energía reactiva, efectúa la discriminación

entre capacitiva o inductiva.

El Contador dispone de emisores de pulsos y LED de calibración,

los cuales dan un pulso cada paso de energía medida. El valor de

los impulsos figura en la carátula de cada equipo en función del

modelo, y son fijados en fábrica. Estos pulsos son los que activan

los LED de calibración externos y los que salen por los remisores.

1.8.4.1 CARACTERÍSTICAS

Clase 1 Energía Activa y Clase 2 Energía Reactiva

Sistema Totalmente Electrónico


Medida de corriente directa o a través de secundario de

transformador de intensidad

Rango de medida: 5 (20) A a 10 (80) A

Leds de calibración de activa y reactiva

Cuatro remisores de impulsos (activa, dirección de activa,

reactiva, dirección de reactiva) según la norma SO

Dos relés de tarifa + un relé de taxímetro

Display LCD con dígitos de gran medida (12 mm.) y gran

contraste

Visualización de energías / máximas en 8 dígitos.

Programables de 1 a 3

Registros de energías Totales y de 12 Meses / Periodos,

con indicación de fecha / hora de cierre

Registros de Máximas para los 12 Meses / Periodos, con

indicación de fecha / hora y tarifa aplicada

Registro de los últimos 10 cortes de alimentación

(mayores de 0,5 segundos)

Cierres de periodos en modo automático ó manual

Canal de comunicaciones ópticas según norma IEC61107

Canal de comunicaciones optoaislado, seleccionable

entre RS232 ó RS485

Analizador de redes incorporado

Cumple con la norma de comunicación IEC 870-5-102


1.8.5 CAJAS DE CONEXIÓN

1.8.5.1 CAJA DE CONEXIÓN DE PANELES (CP)

Existen cuatro cajas de conexión en campo de paneles . De

estas cuatro cajas a tres llegan 8 series de módulos mientras

que a la caja restante llegan 9 series. Hay, por lo tanto, dos

tipos de cajas cuyos componentes se definen a continuación:

Cajas de conexión a las que llegan 8 series de módulos

Caja plástica con grado de protección IP66, con placa de

montaje aislante, resistente al impacto, al calor intenso y

al fuego, dispone de doble aislamiento y cumple con la

norma IEC60670

8 seccionadores fusibles de 10 A, uno por grupo

Seccionador fusible de 125 A para la salida

Barras de distribución de 125 A con protección aislante

en cada barra

Varistores de protección contra sobretensiones entre

positivo y tierra, negativo y tierra y positivo y negativo

Cajas de conexión a las que llegan 9 series de módulos

Caja plástica con grado de protección IP66, con placa de

montaje aislante, resistente al impacto, al calor intenso y


al fuego, dispone de doble aislamiento y cumple con la

norma IEC60670

9 seccionadores fusibles de 10 A, uno por grupo

Seccionador fusible de 125 A para la salida

Barras de distribución de 125 A con protección aislante

en cada barra

Varistores de protección contra sobretensiones entre

positivo y tierra, negativo y tierra y positivo y negativo

1.8.5.2 CAJA DE PROTECCIÓN CONTRA

SOBREINTENSIDADES Y SOBRETEN-

SIONES C.C. EN LA CASETA DEL

INVERSOR (CC)

Compuesta por:

Caja plástica con grado de protección IP55 con placa de

montaje, resistente al impacto, al calor intenso y al fuego,

dispone de doble aislamiento y cumple con la norma

IEC60670

Embarrado

1 seccionador fusible de 400 A

Descargador contra sobretensiones modelo DEHN DG Y

PV 1000


1.8.5.3 CAJA DE PROTECCIÓN CONTRA


SIONES C.A. EN LA CASETA DEL

INVERSOR (CA)

Compuesta por:

Caja plástica con placa de montaje, resistente al impacto,

al calor intenso y al fuego, dispone de doble aislamiento y

cumple con la norma IEC60670

Embarrado

3 seccionadores fusibles de 250 A

Descargador DEHNguard TT 230 400

1 seccionadores fusible de 40 A para alimentación a la

caja de equipos auxiliares

1.8.5.4 CAJA DE PROTECCIÓN PARA LA

DISTRIBUCIÓN DE EQUIPOS

AUXILIARES DE LA CASETA (CD)

Esta caja es para la distribución en C.A. 230 V, de los

equipos auxiliares (iluminación, alumbrado de emergencia,

extractor, toma de corriente) esta compuesta por:


Caja plástica con carril DIN, resistente al impacto, dispone

de doble aislamiento y cumple con la norma IEC60670

Diferencial 40 A, 30 mA (cargas de la caseta)

Magnetotérmico clase C de 20 A, 6 kA (toma de corriente)

Magnetotérmico clase C de 20 A, 6 kA (extractor)

Magnetotérmico clase C de 10 A, 6 KA (alumbrado)

Magnetotérmico clase C de 10 A, 6 KA (alumbrado de

emergencia)

Magnetotérmico clase C de 10 A, 6 KA (Sistema de

adquisición de datos)

Termostato para encendido del extractor

1.8.6 ARMARIO DE MEDIDA

Compuesto por:

Armario de poliéster prensado en caliente reforzado con fibra de

vidrio según normativa de Iberdrola. Dispone de una placa base

de montaje de los equipos a montar, con velo protector y

ventanilla para accionamiento del magnetotérmico y diferencial

Interruptor automático magnetotérmico de 250 A, 36 kA.

Diferencial 250 A, 300 mA selectivo

Contador Bidireccional Orbis modelo ORBITAX T3

Transformadores de intensidad para la medida de Energía

3 Fusibles de 250 A


1.9 INSTALACIÓN ELÉCTRICA

1.9.1 INSTALACIÓN EN CORRIENTE CONTINUA

1.9.1.1 CONEXIÓN ELECTRICA DE LOS

MÓDULOS

Los módulos fotovoltaicos, se conectarán entre sí formando

grupos de 16 módulos en serie, para conseguir la tensión de

trabajo en CC del inversor (máx. tensión en el punto de

máxima potencia 477,44 V, máx. tensión en circuito abierto

del campo de paneles 595,2 V), se realiza mediante conector

rápido intemperie y con cable de 1 x 4 mm² RV-K 0,6-1kV.

Los cables se fijarán mediante bridas plásticas de intemperie.

Desde cada grupo hasta su caja de conexiones (CPP) se

utiliza igualmente cable de 1 x 4 mm² RV-K 0,6-1 kV. En

aquellos grupos situados en la misma fila que la caja de

conexión, estos cables irán sobre las correas de la estructura,

mientras que en los grupos que están en diferentes filas los

cables irán enterrados bajo tubo corrugado.


1.9.1.2 CAJA DE CONEXIÓN EN CAMPO DE

PANELES (CP)

En la Instalación Fotovoltaica disponemos de 4 cajas de

conexiones en campo de paneles, de las cuales 3 de ellas

reunifican 8 grupos y 1 de ellas 9 grupos, haciendo un total

de los 33 grupos que tiene la instalación.

CP1, reunifica los grupos 1 al 8



CCP4, reunifica los grupos 25 al 33

En cada caja se juntan todos los grupos en un embarrado y

salimos con un único cable, protegido con un fusible de 125

A. Como protección contra sobretensiones se instalan un

descargador de sobretensión entre positivo y tierra, entre

negativo y tierra y entre positivo y negativo.

1.9.1.3 LINEA ELÉCTRICA (CP – CC)

Las líneas Eléctricas desde las Cajas de conexiones en

campo de paneles hasta la Caja de Protección Contra

Sobreintensidades y Sobretensiones en la caseta del inversor

irán por las correas de la estructura hasta el final de las filas

donde se introducirán en las arquetas y a partir de aquí irán


enterradas bajo tubo corrugado hasta la caseta de

inversores. El conductor será del tipo RV-K 0,6/1 Kv de:

Caja 1 Línea 1 1 x 50 mm²




1.9.1.4 CAJA PROTECCIÓN CONTRA


SIONES (CC)

La caja sirve para la reunificación de las cuatro líneas que

llegan del campo de paneles y para evitar las sobretensiones

por descargas atmosféricas que se puedan producir en éstas.

También se ha instalado un seccionador fusible de 400 A a

modo de protección y para facilitar el mantenimiento del

inversor y campo de paneles

1.9.1.5 LINEA ELECTRICA (CC – INVERSOR)

Está realizada dentro de la caseta del inversor y sale de la

caja hasta el inversor protegida mediante canaleta, el


cableado esta realizado con conductor 1 x 95 mm² RV-K 0,6-

1 kV.

1.9.1.6 PUESTA A TIERRA

Las estructuras metálicas y el inversor así como los armarios

con protecciones contra sobretensiones están unidos a picas

de tierra.

1.9.2 INSTALACIÓN EN CORRIENTE ALTERNA

(BAJA TENSIÓN)

1.9.2.1 LINEA ELÉCTRICA (INVERSOR – CA)

Une el inversor con la caja de protección contra

sobreintensidades y sobretensiones, la línea está realizada

con cable 3 x 70 mm² + 1 x 35 mm² RV-K 0,6-1 kV. Esta

línea está protegida mediante canaleta.

1.9.2.2 LINEA ELÉCTRICA (CA – APM)

La línea eléctrica desde la Caja de Protección Contra

Sobreintensidades y Sobretensiones en la caseta del inversor

hasta la caseta de contadores está enterrada bajo tubo


corrugado y utiliza con cable 3 x 70 mm² + 1 x 35 mm² RV-K

0,6-1 kV.

1.9.2.3 ARMARIO DE PROTECCIÓN Y MEDIDA

(APM)

Desde la red eléctrica el armario incorpora un fusible de 250

A, un contador bidireccional con bobinas de medida, un

magnetotérmico de 250 A 36 kA y un diferencial de 300 mA

de sensibilidad.

1.9.2.4 INSTALACIÓN ELÉCTRICA EN EL

INTERIOR DE LA CASETA

En el interior de la caseta y para dar servicio a los diferentes

equipos auxiliares, se ha colocado una caja con protección

contra sobreintensidades y contactos indirectos, para

alimentar el extractor, el alumbrado de la caseta, el

alumbrado de emergencia, y una toma de corriente.

1.9.2.5 PUESTA A TIERRA

El inversor así como los armarios con protecciones contra

sobretensiones están unidos a la red de tierra de la

instalación.


1.9.3 RED DE TIERRA

La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin

fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de

una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma

de tierra con un electrodo enterrado en el suelo.

Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que

permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o las de

descarga de origen atmosférico.

El valor de la resistencia de puesta a tierra está pensado con las

normas de protección y de funcionamiento de la instalación,

teniendo en cuenta los requisitos generales indicados en la ICT-BT-

24.

Las corrientes de defecto a tierra y las corrientes de fuga pueden

circular sin peligro.

La solidez o la protección mecánica está asegurada con

independencia de las condiciones de influencias externas.

Se contempla los posibles riesgos debidos a electrolisis que

pudieran afectar a otras partes metálicas.


Alrededor de la caseta de los inversores colocaremos un cable

desnudo de cobre de 1 x 35 mm², además de poner cuatro picas

verticales de tierras en las esquinas de la caseta , donde daremos

tierra al inversor.

El generador fotovoltaico se conectará en modo flotante,

proporcionando los niveles de protección adecuados frente a los

contactos directos e indirectos, siempre que no ocurra un defecto a

masa o a tierra. En este caso se genera una situación de riesgo

potencial, que se soluciona mediante:

Aislamiento clase II de los módulos fotovoltaicos, cables y cajas

de conexión

Puesta a tierra mediante una pica de 1 m de cada una de las

estructuras y de las cajas de conexión en campo de paneles

1.10 PROTECCIONES

1.10.1 CONTACTOS DIRECTOS

Tanto en el lado de continua como en el de alterna no hay acceso

directo a las conexiones:


Módulos fotovoltaicos: Bornas de conexión en el interior de las

cajas, con la tapa atornillada y prensaestopas en la entrada de

cables, conexión entre módulos mediante conectores rápidos

con protección de los contactos

Cajas de conexión con doble aislamiento en el campo de

paneles: Bornas en el interior de la caja con la tapa atornillada y

prensaestopas en la entrada de cables y racores para los tubos

Cajas de conexión en la caseta de doble aislamiento

Armario de contadores de doble aislamiento

Inversor : Bornas de conexión interiores

Cables de doble aislamiento 0,6 / 1 kV

Gran parte de la instalación enterrada bajo tubo

Instalación vallada para evitar la entrada de personas no

autorizadas

1.10.2 CONTACTOS INDIRECTOS

1.10.2.1 INSTALACIÓN EN CORRIENTE CONTI-

NUA

Sistema aislado de tierra , ni el positivo ni el negativo

están referenciados a tierra

Cajas de doble aislamiento

Cableado de 0,6 / 1 kV


Detector de fallo de aislamiento con parada del inversor

Red de tierra con resistencia inferior a 7,5 Ω

Estructuras soporte de los módulos fotovoltaicos y

carcasa del inversor conectados a tierra

1.10.2.2 INSTALACIÓN EN CORRIENTE

ALTERNA

Diferencial general de la instalación con sensibilidad de

300 mA.

Diferencial de 30 mA, para la instalación eléctrica de

servicios en la caseta del inversor

1.10.3 SOBREINTENSIDADES

1.10.3.1 INSTALACIÓN EN CORRIENTE

CONTINUA

Línea de cada grupo protegida mediante fusible de 10 A

Línea desde la caja de conexión en campo de paneles

hasta la caja de protección contra sobretensiones y

sobreintensidades en la caseta del inversor protegida

mediante fusible de 125 A


Línea desde la caja de protección contra sobretensiones y

sobreintensidades en la caseta del inversor hasta el

inversor protegida mediante fusible de 400 A

1.10.3.2 INSTALACIÓN EN CORRIENTE ALTER-

NA

Magnetotérmico de 250 A en el inversor

Fusible de 250 A en la salida del inversor

Magnetotérmico de 250 A en el armario de protección y

medida

Fusible de 250 A de salida al cuadro de baja en el centro

de transformación

1.10.4 AISLAMIENTO GALVÁNICO

Separación de la instalación fotovoltaica y la red de distribución

mediante transformador (UNE 60742), integrado en el inversor.

1.10.5 ARMÓNICOS Y COMPATIBILIDAD ELECTRO-

MAGNÉTICA

Armónicos y compatibilidad electromagnética según lo dispuesto en

el Real Decreto 1663/2000 y R.E.B.T ITC-BT 40.


1.10.6 VARIACIONES DE TENSIÓN Y FRECUENCIA

EN LA RED

Todos los inversores realizan de forma automática, mediante un

relé, la desconexión y conexión de la instalación en caso de pérdida

de tensión o frecuencia de la red mediante un programa de

“software” valores según Real Decreto 1663/2000, no pudiendo ser

modificados por el usuario

MÍNIMA Y MÁXIMA TENSIÓN: Por software en el inversor entre

360 V y 460 V con reconexión automática

.MÍNIMA Y MÁXIMA FRECUENCIA: Por software en el inversor

entre 49,5 Hz y 50,5 Hz con reconexión automática

1.10.7 CONTRA FUNCIONAMIENTO EN ISLA

La potencia que suministra un inversor fotovoltaico de conexión a

red, se puede resumir con la fórmula:

SF = PF + QF , pero el factor de potencia con el que trabajan es muy

próximo a 1 (0,98 ----- 1), con lo cual se nos queda que SF = PF . Por

otro lado las cargas que tenemos en una red responden a:


SR = PR + QR = (V2 / R) + V2/ ωL – V2 / (1/ ωC). En estas condiciones

ante un fallo de red tenemos que:

Si la potencia consumida es menor de la generada por el

sistema fotovoltaico, la tensión variará subiendo y nos saldremos

del rango 460 V con lo que el inversor se parará

Si la potencia consumida es mayor de la generada, tendremos

una caída de tensión y nos saldremos del rango 360 V con lo

que el inversor se parará

Si la potencia generada es igual a la consumida y esta fuera una

carga con componente inductiva ó capacitaba (cosa habitual en

una red), tendríamos V2/ ωL = V2 / (1/ ωC) con un aumento

de frecuencia con carga inductiva (saliéndose del margen de

50,5 Hz) ó una reducción de frecuencia con carga capacitiva

(saliéndose del margen 49,5 Hz) con lo cual el inversor se

pararía

Si la potencia generada es igual a la consumida y esta fuera una

carga resistiva pura (cosa muy poco probable en una red), hay

un desplazamiento en la frecuencia por circuitería interna del

inversor que lo hace parar, al salirse del rango de frecuencia

(entre 50´5 Hz y 49´5 Hz), ya que el inversor tiene un filtro que

hace que la fase este un poquito corrida en la lectura

(microsegundo por ciclo), suficiente como para al encontrarse

con una carga resistiva se salga de frecuencia. Además de lo


anterior, es imposible, que la radiación solar y el consumo se

mantengan estables y que si uno varia el otro también lo haga, y

si coincidiese, el tiempo que podrían estar es "ínfimo". De todas

formas salvo en simulaciones en un laboratorio, este caso en

una red es prácticamente despreciable y lo normal es que el

inversor no tuviese en consideración este caso, pero aún así, los

inversores incorporan una protección para minimizar más el caso

Algunos estudios han demostrado de forma teórica, la

dependencia de esta probabilidad, relacionando la potencia

fotovoltaica generada y la potencia demandada por la red,

sacando como conclusión, que el modo isla es prácticamente

imposible para conexiones fotovoltaicas inyectando el 30 % de la

demanda de la red. El IEA PVPS Task V realizo un estudio en

Holanda midiendo la carga de consumo y generación fotovoltaica

de 7 redes diferentes que contenían entre 7 y 246 hogares,

simultáneamente registró el número de veces en las que la

potencia generada y consumida se igualaban durante al menos

un segundo, relacionando este número con la densidad de

conexiones fotovoltaicas en esa línea. Para altas densidades,

donde es mayor que se de esta situación, el rango de

probabilidad se situó entre 10-6 y 10-4, si se tiene en cuenta que

la probabilidad de corte de red es del orden de 10-6, la

probabilidad de trabajar en modo isla es del orden de unos 10-11


y 10-9. El estudio concluye diciendo que “la probabilidad de

encontrar una isla es virtualmente cero”.

1.11 OBRA CIVIL

La obra civil para la implantación de la central se limita a

Vallado perimetral

Cimentación de la estructura

Canalización eléctrica

Caseta del inversor

1.11.1 VALLADO PERIMETRAL

Se colocará un vallado alrededor de cada una de las dos zonas en

las que está divida la central fotovoltaica. Este vallado tendrá una

altura de 2,25 m.

1.11.2 CIMENTACIÓN DE LA ESTRUCTURA

Para realizar la cimentación de los apoyos de la estructura se

realizarán tres zapatas con hormigón armada con unas dimensiones

de 2400 mm x 470 mm x 500 mm que irán directamente apoyadas

en el suelo


1.11.3 CANALIZACIÓN ELÉCTRICA MÓDULOS

FOTOVOLTAICOS – CASETA INVERSOR

Se ha realizado una zanja con una profundidad de 0,8 m y una

anchura no inferior a 0,4 m para albergar el tubo (max 160 mm) y el

cable desnudo de la toma de tierra. La zanja llega hasta la caseta

del inversor. El relleno se realiza con la misma tierra.

1.11.4 CASETA DEL INVERSOR

La caseta del inversor es prefabricada con envolvente de hormigón

armado vibrado, compuesta de 2 partes: una que aglutina el fondo y

las paredes que incorpora las puertas y rejillas de ventilación natural

y otra que constituye el techo.

El acabado estándar de la caseta se realiza con pintura acrílica

rugosa

1.11.5 CANALIZACIÓN ELÉCTRICA CASETA

INVERSOR - CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

Realizada en una zanja con una profundidad de 0,8 m y una

anchura no inferior a 0,4 m para albergar el tubo (max 110 mm). El

relleno se realiza con la misma tierra


1.12 PRODUCCIÓN GENERADOR FOTOVOLTAICO

1.12.1 GENERACIÓN DE ENERGÍA DE UNA CENTRAL

FOTOVOLTAICA

Para realizar el estudio de la energía real que puede generar una

central fotovoltaica y tras el análisis de otros sistemas semejantes,

se observa que se producen una serie de pérdidas en la instalación,

desde que incide el sol en el panel, hasta que esta energía es

inyectada a la red eléctrica que hacen que disminuya el rendimiento.

Algunos de los factores que influyen en esta perdida son:

Al conformar el panel fotovoltaico y conectar las series de los

módulos. La curva I-V de cada módulo es diferente y al ponerlos

en serie, la potencia de esa rama estará dominada por el peor

módulo

Temperatura del módulo: Cuando aumenta la temperatura de un

módulo, la potencia que da de salida se ve reducida y puede ser

de gran importancia si en el diseño no se prevé una buena

aireación y por tanto refrigeración del módulo

La suciedad que se acumula en el frontal de los módulos es

determinante para el rendimiento del módulo y es un factor que

dependerá en gran medida del mantenimiento de la instalación

Dispersión, reflexión: Los módulos tienen una inclinación fija y

los rayos solares inciden sobre ellos con un ángulo que es


variable a lo largo del año, por lo que cuanto menor sea el

ángulo de incidencia con respecto al plano del módulo las

perdidas serán mayores

Las líneas eléctricas y protecciones que se instalan, así como

cualquier conexión que se realice, supone unas pérdidas en el

sistema que dependerán del diseño de la instalación

En el inversor se producen unas pérdidas internas debidas a las

protecciones, consumo del circuito de control, etapas de

potencia, transformador de aislamiento galvánico, etc...,por lo

que no puede transmitir toda la energía que le llega del campo

de paneles

Red eléctrica, cortes de suministro y condiciones que hacen que

el inversor no inyecte energía a la red

Los motivos mencionados anteriormente, son los que nos hace

estimar aproximadamente un rendimiento entre el 70 % y el 80

%. Este valor, puede ser mayor ó menor según el diseño de la

instalación, situación de la misma, mantenimiento y cortes y

problemas de red que puedan existir

1.12.2 DATOS DE RADIACIÓN

Los datos de radiación están tomados del libro cuyo título es

“RADIACIÓN SOLAR SOBRE SUPERFICIES INCLINADAS”,

editado por el Ministerio de Industria.


Los datos recogidos han sido obtenidos en parte a través de las

medidas de radiación realizadas por el Servicio Meteorológico

Nacional y utilizando las correlaciones de Liu and Jordan para el

paso de la radiación horizontal a la inclinada. El resto de los datos

se han obtenido de las medidas de insolación realizadas por el

mismo Servicio Meteorológico.

La unidad energética en las que están expresados los datos es en el

sistema internacional en kJ/m2.

En el cálculo de la energía generada trabajaremos en kWh/m2.

La conversión de unas unidades a otras es 1 kWh = 3,6 MJ

1.13 NORMATIVA APLICABLE

La reglamentación específica más significativa que afecta a este tipo de

plantas fotovoltaicas es la siguiente:

Reglamento electrotécnico de baja tensión (R.E.B.T.) según el RD

842/2002


Real decreto 1663/2000 de 29 de septiembre, sobre conexión de

instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión

Normas UNE de obligatorio cumplimiento publicadas por el instituto

de Racionalización y Normalización

Norma básica de la edificación NBE

Real decreto 436/2004 de 12 de marzo por el que se establece la

metodología para la actualización y sistematización del régimen

jurídico y económico de la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial

Normas de la Empresa Suministradora de energía eléctrica sobre la

construcción y montaje de acometidas, líneas repartidoras,

instalaciones de contadores y derivaciones individuales, señalando en

ellas las condiciones técnicas de carácter concreto que sean precisas

para conseguir mayor homogeneidad en las redes de distribución

El Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre sobre disposiciones

mínimas en materia de seguridad y salud en Obras de Construcción

Ley 31/95 de Prevención de Riesgos Laborales

Ley 54/97 del Sector Eléctrico

Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de

transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos

de autorización de instalaciones de energía eléctrica

Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de

Transformación


Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red,

establecidos por el IDAE (PCT – C – Octubre 2002)

Normativa Municipal, Provincial y Autonómica que le sea de

aplicación

1.14 VALOR TOTAL DE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO

El valor total de la ejecución del proyecto de diseño de plantas solar

fotovoltaico con conexión a red de 100 KWp asciende a 738.356 €.

1.15 FECHA DE EMISIÓN Y FIRMA

En Madrid a cinco de septiembre de 2007,

RAFAEL LUNA SAINZ


1.16 BIBLIOGRAFÍA

[LORE94] Lorenzo, E., “Electricidad solar: Ingeniería de los

Sistemas Fotovoltaicos”, Universidad Politécnica de Madrid, Madrid 1994.

[FRAN95] Francisco, Adolfo de., M. Castillo, “Energía solar: Diseño

y dimensionamiento de las instalaciones”, Publicaciones del Monte de

Piedad y Caja de Ahorros de Córdoba, Córdoba 1995.

[CENS93] CENSOLAR, Centro de Estudios de la Electricidad Solar,

“Valores medios de irradiación sobre superficie horizontal”, Publicaciones

del Centro de Estudios de la Electricidad Solar, Sevilla 1993.

[MIIE01] Ministerio de Industria y Energía, “Radiación solar sobre

superficies inclinadas”, Centro de Estudios de la Energía , Madrid 2001.

[IEA 97] International Energy Agency, “Proceedings: Experiences

and perspectives of large scale PV plants”, Iberdrola, Madrid, Diciembre

1997.

[ALCO97] Alcor, E., “Instalaciones Solares Fotovoltaicas”,

Progensa, Mairena del Aljarafe (Sevilla) 1997.


[MART06] Martí, A., “Fundamentos, dimensionado y aplicaciones

de la Energía Solar Fotovoltaica (Vol. I)”, Editorial CIEMAT, Madrid 2006.

[MART06] Martí, A., “Fundamentos, dimensionado y aplicaciones

de la Energía Solar Fotovoltaica (Vol. II)”, Editorial CIEMAT, Madrid 2006.

[ASIF02] Asociación de la Industria Fotovoltaica, “Sistemas de

Energía Fotovoltaica: Manual del instalador”, Progensa, Mairena del

Aljarafe (Sevilla) 2002.

[REYE06] Reyes, A.M., “AutoCAD 2006”, Anaya, Madrid 2006.

[REBT02] Real Decreto 842/2002, “Reglamento Electrotécnico

para Baja Tensión”, Promosa, Barcelona 2002.

Páginas Web consultadas:

NASA Surface meteorology and Solar Energy - Location

http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/[email protected]

PVGIS – Solar Irradiation Data

http://sunbird.jrc.it/pvgis/apps/radmonth.php


ATERSA

http://www.atersa.com/


2. CÁLCULOS


2. CÁLCULOS

ÍNDICE GENERAL

2.1. RADIACIÓN SOLAR EN EMPLAZAMIENTO...............................58

2.2. SECCIÓN DE CABLES SEGÚN EL RBTE ..................................60

2.3. RED DE TIERRAS .......................................................................66

2.3.1. RESISTENCIA DE TIERRA ..............................................67

2.3.2. CONDICIÓN......................................................................67


2. CÁLCULOS

2.1 RADIACIÓN SOLAR EN EMPLAZAMIENTO

A continuación se muestra en la siguiente tabla la radiación solar

incidente mensualmente sobre la superficie destinada a albergar la planta

fotovoltaica.

Los datos han sido obtenidos de la publicación “Radiación solar sobre

superficies inclinadas”, del Centro de Estudios de la Energía del

Ministerio de Industria y Energía.

MES Gd 30º MJ/(m2día)

Temp medio ºC PR EP

(KW/día) EP

(KW/mes) €/mes



Siendo:

Gd (30º): valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el

plano del generador en kW/h/(m2día). Valor calculado por el Método

de Liu-Jordan

Temp. Media (ºC): valor medio mensual y anual de la temperatura en

el emplazamiento de la instalación

PR: Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”,

definido como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de

trabajo, que tiene en cuenta la dependencia de la eficiencia con la

temperatura, la eficiencia del cableado, las pérdidas por dispersión de

parámetros y suciedad, las pérdidas por errores en el seguimiento del

punto de máxima potencia y la eficiencia energética del inversor

Ep: Energía producida esperable teniendo en cuenta los puntos

anteriores. Está expresada en kWh/día y kWh/mes.


2.2 SECCIÓN DE CABLES SEGÚN EL RBTE

Para el cálculo de la sección de conductores se tendrá en cuenta:

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, Instrucciones Técnicas

Complementarias y normas UNE de referencia

La temperatura de servicio del cable

Intensidad máxima del cable según la naturaleza del aislamiento

La caída de tensión

La naturaleza del cable (cobre o aluminio)

Intensidad de cortocircuito

Inductancia de los cables

Factores de corrección por agrupaciones de cables, bajo tubo, etc

Se aplicarán dos criterios para el dimensionamiento del cableado:

Criterio de caída de tensión:

La caída de tensión en el cable debe ser menor que un cierto valor. Las

formulas empleadas serán las siguientes:

En corriente continua:

S = 2 x L x I / [γ x (VA - VB ) ] = 2 x L x I / 56 x (VA - VB )


Siendo :

L => Longitud de la conducción

I => Intensidad

γ => Resistencia específica cuyo valor a 20º C, para hilo estirado en frío,

con una resistencia de más de 30 kg / mm2 y con un diámetro mayor o

igual a 1 mm es: 1/56 Ω mm2 m-1 = 0,001786 Ω mm2 m-1

(VA - VB ) => Caída de tensión máxima admisible.

En corriente alterna :

Trifásica S = 31/2 x L x I x δ x cos ϕ / (VA - VB )

Monofásica S = 2 x L x I x δ x cos ϕ / (VA - VB )

Siendo :

L => Longitud de la conducción

I => Intensidad

δ => Conductividad específica cuyo valor a 20º C, para hilo estirado en

frío, con una resistencia de más de 30 kg / mm2 y con un diámetro mayor

o igual a 1 mm es 56 m Ω−1 mm-2.

(VA - VB ) => Caída de tensión máxima admisible.

cos ϕ => Ángulo de desfase entre la tensión e intensidad.


Temperatura máxima prevista en servicio de un cable:

El valor de 56 m Ω−1 mm-2 para la conductividad corresponde a unas

condiciones de temperatura del cable de 20ºC. La temperatura que

alcanza un cable suele ser mayor que estos 25ºC por lo que el valor de

esta conductividad variará. Hay que hallar, por tanto, el valor de ambas

en condiciones de trabajo.

La fórmula empleada para el cálculo de la temperatura del cable es:

T = To + (Tmax - To ) * (I / Imax)2

donde:

T : Temperatura real estimada en el conductor.

To : Temperatura ambiente del conductor.

Tmax : Temperatura máxima admisible para el conductor según su tipo de

aislamiento

I : Intensidad prevista para el conductor.

Imax : Intensidad máxima admisible para el conductor según el tipo de

instalación.

La fórmula empleada para el cálculo de la conductividad del cable es:


γθ = 1/ [(1/ γ20 )* (1 + α * (θ –20)]

siendo:

γθ = conductividad a la temperatura de trabajo

γ20 = conductividad a la temperatura de 20ºC

α = coeficiente de variación de resistencia especifica por temperatura del

conductor en ºC-1, con un valor para el cobre de 0,00392 ºC-1.

Conductividad para el cobre y aluminio a diferentes temperaturas

Material γ20 γ70 γ90

Cobre 56 48 44

Aluminio 35 30 28

Temperatura 20ºC 70ºC 90ºC

Para el cálculo de la intensidad máxima admisible (Imax) se han

aplicado unos factores de corrección según lo dispuesto por el REBT.

Estos factores e intensidades son los que aparecen en las siguientes

y normas:

Norma UNE 20435 para intensidad máxima admisible en cables de

instalación al aire.

Tabla 5 de ITC-BT 07 para intensidad máxima admisible en cables

enterrados


Tabla 1 de ITC-BT 19 para intensidad máxima admisible en cables de

instalaciones interiores

Tabla 6 de ITC-BT 06 para factor de corrección en cables aéreos

Tabla 8 de ITC-BT 07 para factor de corrección en cables enterrados

Artículo 5 de ITC-40 por la que los cables de la parte alternan se

dimensionan para una intensidad no inferior al 125% de la máxima

intensidad del generador

Criterio térmico:

Se comprobará la intensidad máxima admisible del cable elegido,

comparándola con la existente en el circuito. Si la existente es menor que

la máxima admisible el cable elegido es válido. Se aplicarán las normas

anteriores para el cálculo de la intensidad máxima admisible.

Aplicando ambos criterios obtenemos los siguientes resultados:


CxTe

nsión

(V)

Inten

sidad

(A

)Lo

ngitu

d (m)

Caida

de

Tens

ión

(%)

γS 1

S c1

Tº (º

C)Tº

de U

so

(ºC)

Inten

sidad

Má

xima

I. Máx

ima

Corre

gida

Tº ca

ble

(ºC)

γ θSe

cción

Te

órica

Módu

los-C

PM

472

7,26

250,5

%56

2,74,0

4090

3531

4351

3,0CP

1-CC

M47

1,68

58,00

110

1,25%

5638

,650

,040

9023

018

445

5142

,4CP

2-CC

M47

1,68

58,00

501,2

5%56

17,6

25,0

4090

160

128

5050

19,7

CP3-

CCM

471,6

858

,0050

1,25%

5617

,625

,040

9016

012

850

5019

,7CP

4-CC

M47

1,68

65,00

110

1,25%

5643

,350

,040

9023

018

446

5147

,8CC

-INV

M47

1,68

239,0

010

0,5%

5636

,250

,040

9017

517

5C.

T.C.

T.C.

T.IN

V-CA

T40

014

4,50

51,0

%56

5,66,0

4090

4444

C.T.

C.T.

C.T.

CA-A

PMT

400

144,5

020

1,0%

5622

,325

,040

9010

610

6C.

T.C.

T.C.

T.C.

T.= C

riterio

Tér

mico

CRITE

RIO

CAID

A DE

TENS

IÓN

Secc

ión

Eleg

ida

Cai

da

Tens

ion

Rea

l (V)

Cai

da

Tens

ión

Rea

l (%

)

Perd

ida

Rea

l (W

)

41,

760,

37%

205,

0050

5,00

1,06

%29

0,18

254,

630,

98%

268,

7925

4,63

0,98

%26

8,79

505,

631,

19%

366,

1195

1,11

0,23

%26

4,31

700,

380,

09%

54,3

770

1,51

0,38

%21

7,49

RES

ULT

ADO

S

TpC

orre

ción

po

r Ag

rupa

ción

Secc

ión

Sin

Cor

regi

rI.

Máx

ima

Adm

isib

leI.

Máx

ima

Cor

regi

daSe

cció

n M

in.

Adm

isib

le

Mód

ulos

-CP

10,

891,

518

,016

,01,

5C

P1-C

C2

0,80

6,0

72,0

57,6

10,0

CP2

-CC

20,

806,

072

,057

,610

,0C

P3-C

C2

0,80

6,0

72,0

57,6

10,0

CP4

-CC

20,

806,

072

,057

,610

,0C

C-IN

V3

1,00

95,0

271,

027

1,0

95,0

INV-

CA

41,

0050

,015

9,0

159,

050

,0C

A-AP

M4

1,00

50,0

159,

015

9,0

50,0

CRIT

ERIO

MÁX

IMA

INTE

NSID

AD P

OR

AGRU

PACI

ÓN


2.3 RED DE TIERRAS

Alrededor de las casetas de inversores realizará la red de tierras formada

por un conductor de 35 mm² enterrado y picas. La fórmula utilizada para

estimar la resistencia de tierra en función de la resistividad del terreno y

las características del electrodo es:

Para el conductor

R = 2ρ / L, siendo:

R Resistencia de tierra en Ohm

ρ resistividad del terreno (Ohm. m)

L longitud del conductor (m)

Para las picas

R = ρ / L, siendo:

R Resistencia de tierra en Ohm

ρ resistividad del terreno (Ohm. m)

L longitud de la pica (m)

Se cumplirá la siguiente condición

Ra x Ia < U siendo:

Ra suma de las resistencias de la toma de tierra y de los conductores

de protección.


Ia Corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo

de protección.

Ua Es la tensión de contacto límite convencional

2.3.1 RESISTENCIA DE TIERRA

El conductor tiene una longitud de 15 m enterrado a 0,8 m de

profundidad:

Rc = 2ρ / L = 2 *500 / 15 = 66,6 Ω

ρ = 500 Ohm. m ( El terreno es un terraplén cultivable poco fértil)

L = 15 m

Se colocarán 4 picas enterradas de 1,5 m

La resistencia será:

Rp = ρ / L = 500 / 4*1,5 = 83,3 Ω

ρ = 500 Ohm. m

L = 1,5 m

La resistencia total conductor y picas es:

Rt = Rc * Rp / Rc + Rp = 37 Ω

2.3.2 CONDICIÓN

Ra x Ia < U

Ra = 37 Ω


Ia = 0,3 A

Ua = 24 V

37 x 0,3 = 11,1 V < 24 V


3. ESTUDIO ECONÓMICO



ÍNDICE GENERAL

3.1. INTERÉS PÚBLICO Y EMPRESARIAL DE LOS PROYECTOS

DE ENERGÍAS RENOVABLES ..................................................71

3.2. CONDICIONES DEL ESTUDIO ECONÓMICO............................77

3.2.1. TARIFA ............................................................................77

3.2.2. FINANCIACIÓN CONVENIO ICO-IDAE PARA EL

FOMENTO DE LAS INVERSIONES EN ENERGÍAS

RENOVABLES............................................................................78

3.3. ANÁLISIS DE LA RENTABILIDAD...............................................86

3.3.1. INFORMACIÓN COMERCIAL DE RENTABILIDAD .........86

3.3.2. RENTABILIDAD Y VIABILIDAD........................................89



3.1 INTERÉS PÚBLICO Y EMPRESARIAL DE LOS

PROYECTOS DE ENERGÍAS RENOVABLES

El interés surgido en la construcción de instalaciones generadoras de

energía eléctrica de tecnología basada en energías renovables se debe

al apoyo que desde el Estado se está realizando para fomentar su

implantación mediante primas, ayudas y acuerdos de financiación.

Este fomento de las Energías Renovables por parte del Estado se integra

en el Plan de Energías Renovables 2005-2010.

Dicho plan responde a motivos de estrategia social, económica y

medioambiental.

En el se presentan los objetivos energéticos para cada área renovable,

las medidas necesarias para su cumplimiento, incluida la financiación, así

como las líneas de innovación tecnológica y los beneficios derivados de

su aplicación.

El Plan de Fomento estableció unos objetivos que suponían un consumo

de energías renovables de 16,6 millones de tep en el año 2010.

Estos objetivos suponen una contribución de las fuentes renovables del

12,1% del consumo de energía primaria en España en el año 2010 y una


producción eléctrica con estas fuentes del 30,3% del consumo bruto de

electricidad.

Por lo que se refiere al objetivo de generación de electricidad con

renovables, la generación esperada será de 102.259 GWh para 2010 y el

consumo bruto de electricidad previsto de 337.407 GWh. De este modo,

habrá un 30,3 % de renovables en el consumo bruto de electricidad.

El desarrollo de la energía Solar Fotovoltaica encuentra como principales

barreras aquellas de carácter económico; el interés en salvar estas

barreras y propiciar su desarrollo se fundamenta en la existencia de

recursos solares muy favorables en España y la existencia de tecnología

y capacidad de fabricación a nivel nacional.

En este Plan se identifica un nuevo objetivo de incremento de potencia

fotovoltaica de 363 MWp en el periodo 2005-2010.

Estas medidas que se plantean en el área de solar fotovoltaica están

dirigidas a fomentar un desarrollo que supere tanto las mencionadas

barreras de carácter económico, como las de orden tecnológico,

normativo y social.


Los incentivos a la producción de electricidad con energías renovables a

través del sistema de primas y precios fijos regulados, constituyen el

principal mecanismo de apoyo al desarrollo de estas fuentes.

La vida útil de este tipo de instalaciones es muy larga, lo que permite su

análisis de rentabilidad a un plazo mayor que otro tipo de inversiones .

Los estudios iniciales garantizaban 25 años, pero del análisis histórico de

las existentes resulta una vida útil por encima de los 40 años.

Como ejemplo puede citarse que las instalaciones más antiguas de los

años 60-70, aún están operativas.

BARRERAS MEDIDAS

Primas establecidas en el RD

436

Rentabilidad insuficiente.

Limitación al desarrollo de

proyectos al depender de

líneas de ayuda.

Línea de ayudas del IDEA

Línea de financiación ICO-

IDEA

Alejamiento de la energía

solar fotovoltaica del sector

de la edificación

Aprobación del CTE.


Una de las más antiguas de es la de Els Metges, Cassà de la Selva, en

Girona. Se implantó en el año 1974 y aún continua operativa en la

producción energética.

Por otra parte afianzando los fundamentos técnicos de este tipo de

inversiones, los fabricantes de paneles solares garantizan que se

obtendrá un rendimiento mayor del 90% durante los primeros 15 años de

operaciones y mayor del 80% hasta los 25 años.

Además las garantías se extienden a los principales componentes de la

instalación que tienen los siguientes períodos de garantía ; Módulos

fotovoltaicos: 25 años y Sistemas electrónicos: 3 años

Por ello aunque los estudios de rentabilidad tipo suelen hacerse

generalmente como máximo a 10/15 años, las particularidades de este

tipo de instalación permiten que su rentabilidad se evalúe a lo largo de

25 años de funcionamiento.

Para el pago de la inversión se ha considerado la financiación del

proyecto a través del Convenio ICO-IDAE, basado en la financiación con

unas condiciones particulares y una ayuda a fondo perdido del IDAE que

se aplicará a la amortización anticipada parcial del préstamo.


El IDAE ( Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético ) es el

órgano través del cual se llevan a cabo los planes económicos para

fomentar las energías renovables.

Para desarrollar este cometido el IDAE firma anualmente un convenio de

colaboración con el ICO (Instituto de Crédito Oficial) y con otras

entidades financieras privadas.

Se ha tomado como referencia la línea de Energías Renovables y

Eficiencia Energética del año 2005 puesto que el periodo de solicitud

para optar a la financiación abarca habitualmente de junio a septiembre.

Esta línea tiene como objetivo financiar las inversiones destinadas a la

mejora de la eficiencia energética y al fomento de las energías

renovables.

Las Comunidades Autónomas además ofrecen subvenciones

compatibles con la financiación mencionada, para fomentar la

construcción de nuevas centrales de solar fotovoltaica conectada a red.

Son siempre subvenciones de tantos €uros/Wp.

En consecuencia para realizar el estudio hemos partido de la hipótesis

de que la financiación y las ayudas basadas en el convenio entre el


ICO-IDEA, así como en el apoyo de las subvenciones de la CAM, son

compatibles, posibles de obtener y ciertamente las más favorables .

En resumen el atractivo principal de estas fuentes de financiación para el

inversor está en la tasa real del interés pagado descontadas las

subvenciones y ayudas; y no totalmente en las propias condiciones de

financiación que se mueven en la banda normal de los créditos al capital

fijo.

De cualquier forma uno de los puntos que más pueden interesar a un

inversor para asumir un proyecto de este tipo, es que queda por

anticipado regulada la obligación de la compañía eléctrica de comprar

la energía de origen renovable, fijándose la tarifa del kWh en el 575%

sobre la tarifa eléctrica media los primeros 25 años y al 460% a partir

de entonces( RD 436 ).

Según el nuevo RD de junio de 2007, las nuevas tarifas son las

siguientes:

Primeros 25 años – 44,0381 c€/kWh

A partir de entonces – 35,2305 c€/kWh

Los titulares de la inversión deberán darse de alta en el censo de

actividades económicas del municipio donde esté ubicada la instalación,


aunque estarán exentos del pago del impuesto de actividades

económicas (IAE).

Si la participación es de una sociedad mercantil, anualmente también

habrá que presentar la declaración de operaciones con terceras

personas,

En este Estudio Económico analizaremos la rentabilidad de la inversión

considerando el “negocio” que supone la instalación de una central de

generación eléctrica de baja potencia con unas características de coste y

del particular régimen económico de retribución de la energía generada .

Para considerar si el proyecto puede resultar interesante en términos

económicos recurriremos a criterios usuales de análisis de inversiones ,

como son el Plazo de Recuperación, el VAN (Valor Actual Neto de la

Inversión) y el TIR (Tasa Interna de Rentabilidad).

3.2 CONDICIONES DEL ESTUDIO ECONÓMICO

3.2.1 TARIFA

El R.D. 661/2007 ha fijado las siguientes tarifas:

Primeros 25 años – 44,0381 c€/kWh

A partir de entonces – 35,2305 c€/kWh


La facturación y cierre se realizan mensualmente. Los pagos se

liquidan trimestralmente.

3.2.2 FINANCIACIÓN CONVENIO ICO-IDAE PARA EL

FOMENTO DE LAS INVERSIONES EN

ENERGÍAS RENOVABLES

El objeto de este Convenio es definir las condiciones en que se

lleva a cabo la colaboración entre el IDAE y el ICO, mediante la

compatibilización de las líneas de financiación del ICO con las

ayudas financieras del IDAE, para fomentar las inversiones en

proyectos de Energías Renovables y de Eficiencia Energética a

través de la mediación de las Entidades de Crédito.

Definición del Tipo de Proyecto financiable

Debe ser un Sistema de generación eléctrica de potencia instalada

superior a 10 kWp que transforma la energía de la radiación solar

mediante paneles fotovoltaicos en energía eléctrica para su vertido

a la red de distribución.

Nuestra instalación se incluiría dentro de la línea solar en el

apartado S.4, “Solar fotovoltaica conectada a red de más de 10

kWp”.


Descripción de las partidas elegibles:

Formarán parte de las partidas elegibles el coste de los equipos e

instalaciones, captadores fotovoltaicos, acumuladores, reguladores,

convertidores, tendidos y conexiones, así como obra civil asociada,

puesta en marcha, dirección e ingeniería de proyecto.

Los principales subsistemas de que consta son los siguientes:

-Generador: compuesto por módulos fotovoltaicos, elementos de

soporte y fijación de los módulos, elementos de interconexión entre

módulos, etc.

-Adaptador de energía: compuesto de inversores, cuadros de

corriente continua, cableados, etc.

-Conexión a red: compuesto por transformadores, cuadros de

medida e interruptores, cableado de interconexión, etc.

-Monitorización (opcional): compuesto por sensores, sistemas de

adquisición de datos, etc.

-Obra civil: compuesta por movimiento de tierras, urbanización,

cimentaciones, zanjas, arquetas, etc.

Se cumplirá en todos sus aspectos el Pliego de condiciones

técnicas del IDAE para instalaciones conectadas a la red (PCT-C –

Rev.-octubre 2002).


Potenciales peticionarios:

Los titulares, principalmente empresas, Administraciones Públicas y

comunidades de vecinos, se corresponden con dos tipologías de

proyecto: sistemas asociados a edificios tales como centros

institucionales, deportivos, turísticos, de enseñanza o viviendas, en

cuyo caso los titulares podrían ser, entre otros, Administraciones

Públicas, empresas o comunidades de vecinos; y, centrales

fotovoltaicas independientes de otras actividades, en cuyo caso los

titulares, en general serán empresas o grupos de empresas.

Venta de energía:

De acuerdo con el grupo b.1. del R.D. 661/2007.

Características generales de las líneas.

Beneficiarios

finales

Personas físicas o jurídicas, de

naturaleza pública o privada.

Modalidad del

contrato Préstamo o leasing.

Máximo

financiable

El máximo financiable será de

hasta el 80 % del coste de

referencia en todas las


tipologías.

Préstamo/leasi

ng máximo por

beneficiario

año

Para las tipologías S.1 a S.7:

600.000 euros. Sólo se admitirá

una solicitud por beneficiario y

año. A efectos de éste

cómputo, se tendrá en cuenta la

participación de una misma

persona física o jurídica en

otras entidades beneficiarias

con personalidad jurídica, de

modo que una misma persona

física o jurídica no podrá

participar en dos o más

solicitudes, con independencia

del porcentaje de participación

que tenga en las entidades

beneficiarias.

Plazo de

amortización y

carencia:

A elección del beneficiario final:

- 8 años, incluido uno de

carencia.

- 10 años, incluido uno de

carencia.


Tipo de cesión

a las Entidades

de Crédito:

Variable: Euribor a 6 meses.

A los efectos del presente

documento, Euribor es el tipo de

interés de referencia, obtenido

de la pantalla Reuter Euribor 6

meses, Act/360, de las 11 horas

del día en que el ICO publica

los tipos aplicables para la

quincena o, en su defecto, el

que refleje la oferta real de

mercado, más una tarifa de

corretaje del 0,025 %. El tipo

resultante vendrá expresado en

tres decimales.

Margen de las

Entidades

Financieras:

Hasta 1 %.

Comisión de

gestión:

El ICO comunicará los martes

fin de quincena al IDAE el

importe correspondiente a la

comisión flat de gestión de 5

puntos básicos sobre las

cantidades efectivamente


dispuestas. Este importe de

comisión de gestión será

ingresado por el IDAE en la

cuenta del ICO en el Banco de

España (Entidad 1.000) dentro

del plazo máximo de los dos

días hábiles siguientes a la

comunicación, informando al

ICO la fecha en que ha

realizado el abono.

Ayuda

financiera de

IDAE para la

amortización

del

préstamo/leasi

ng:

La ayuda se aplicará a la

amortización anticipada parcial

del préstamo/leasing en forma

de abono de una sola vez,

disminuyendo el principal

pendiente, una vez la Entidad

de Crédito Mediadora haya

justificado al ICO la correcta

aplicación de los fondos.

La intensidad de la ayuda

depende del apartado en el que

se incluya la instalación.


Para el apartado S.4 las ayudas

son de 125€ por cada 1000€ de

financiación.

125 €/1.000 €

Tipo al

Beneficiario

final:

Variable: Euribor a 6 mes más

hasta 1%, revisable

semestralmente.

Riesgo con los

Beneficiarios

finales:

Es asumido por las Entidades

de Crédito Mediadoras.

Plazo de

formalización

de

operaciones:

El beneficiario tendrá un plazo

máximo de dos meses desde la

fecha de envío del ICO a la

Entidad de Crédito Mediadora

de la autorización para proceder

a la formalización del

préstamo/leasing. Transcurrido

dicho plazo sin que se hubiera

formalizado, los fondos

quedarán liberados para poder

ser aplicados en otras


solicitudes, quedando sin

validez dicha autorización.

Cancelación

anticipada

Voluntaria:

Permitida, coincidiendo con las

fechas de revisión.

En el supuesto de amortización

anticipada del préstamo/leasing,

el prestatario no procederá a la

devolución de la ayuda de

IDAE si la inversión ha sido

realizada y comprobada por el

IDAE. En caso de que la

inversión no se haya realizado,

el prestatario devolverá la

ayuda de IDAE a este

organismo a través del ICO.

Reintegrar, el ICO tramitará la

cancelación anticipada sin

solicitar el reintegro de ayuda,

correspondiendo al IDAE

solicitar el mismo al beneficiario

final.


3.3 ANÁLISIS DE LA RENTABILIDAD

3.3.1 INFORMACIÓN COMERCIAL DE LA

RENTABILIDAD

La Rentabilidad del Proyecto se calcula a partir de la proyección a

25 años del Margen operativo Bruto de la actividad que es el

resultado de la ecuación del Margen menos los Gastos de la

actividad .

Los Ingresos se obtienen considerando un volumen fijo anual del

volumen de electricidad que se vende a la red por el precio

actualizado anual de la Tarifa eléctrica de venta (Euros/kWh).

En el gráfico siguiente se muestra la evolución mensual de la

producción en un año:


EP (KW/día) EP (KW/mes) €/mesGd 30º MJ/(m2día)MES Temp medio

ºC PR


Se genera al año 144523 Kw/h, lo que supone unos ingresos

anuales de 63590.12 €.

Los gastos comprenden los afectos al mantenimiento de la

instalación, los servicios, seguros e impuestos; es decir el total de

gastos operativos.

La larga vida útil de la instalación objeto del estudio unida a su

bajo coste de mantenimiento permite anticipar en consecuencia

unos ingresos permanentes y sostenibles en el largo plazo

Partiendo de una tarifa de 0,44 Eur./KWh ; para un volumen anual

también constante de la electricidad que se vende a la red de

144523 KWh anuales durante todo el período de evaluación de la

inversión .


En el cuadro siguiente se pueden apreciar un resumen del estudio

económico de esta conexión a red:

ESTUDIO ECONÓMICO DE UNA CONEXIÓN A RED

ProvinciaH.S.P. De la zona al añoTotal instalado de Wp.Ángulo de inclinación 30

Precio en Euros /Wp.

Inversión (€)IVA

Producción anual (Kwh/año)Precio Kwh (€)Rendimiento económico anual (€/año)Vida económica (años)Rendimiento económico a 25 años

AYUDA I.D.A.EAYUDA CC.AATotal ingresos por deducción

Años de amortizaciónAmortización fiscal

Gasto por Impuesto de sociedades 35%

Valor neto de la instalación

Deducción I.Sociedades

RENDIMIENTO NETO (25 AÑOS)

SE EVITAN AL AÑO 3700 Kg de vertidos de CO2 a la atmósferaSE EVITAN DURANTE 25 AÑOS 92494 Kg de vertidos de CO2 a la atmósfeDatos medio

ambientales

Datos fiscales y

económicos

10636.514,09

-333.684,02

636.514,09

56.214,74

675.913,63

Subvenciones0,000,000,00

Producción y rendimiento económico

144.523,000,44

63.590,1225,00

1.589.753,00

Aldea del reyDatos de entrada

Precio de la instalación

6,37

636.514,09738.356,35

100.000


3.3.2 RENTABILIDAD Y VIABILIDAD

La rentabilidad y viabilidad del proyecto se manifiesta analizando la

Cuenta de resultados que se muestra a continuación:


CUEN

TA D

E RE

SULT

ADOS

Año

163

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-6

3.65

1,41

-61,

2921

,45

56.2

14,7

456

.236

,20

56.1

74,9

156

.174

,91

Año

263

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-6

3.65

1,41

-61,

2921

,45

0,00

21,4

5-3

9,84

56.1

35,0

7Añ

o 3

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

-63.

651,

41-6

1,29

21,4

50,

0021

,45

-39,

8456

.095

,23

Año

463

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-6

3.65

1,41

-61,

2921

,45

0,00

21,4

5-3

9,84

56.0

55,3

9Añ

o 5

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

-63.

651,

41-6

1,29

21,4

50,

0021

,45

-39,

8456

.015

,55

Año

663

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-6

3.65

1,41

-61,

2921

,45

0,00

21,4

5-3

9,84

55.9

75,7

1Añ

o 7

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

-63.

651,

41-6

1,29

21,4

50,

0021

,45

-39,

8455

.935

,88

Año

863

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-6

3.65

1,41

-61,

2921

,45

0,00

21,4

5-3

9,84

55.8

96,0

4Añ

o 9

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

-63.

651,

41-6

1,29

21,4

50,

0021

,45

-39,

8455

.856

,20

Año

1063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-6

3.65

1,41

-61,

2921

,45

0,00

21,4

5-3

9,84

55.8

16,3

6Añ

o 11

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

97.1

49,9

4Añ

o 12

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

138.

483,

52Añ

o 13

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

179.

817,

10Añ

o 14

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

221.

150,

67Añ

o 15

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

262.

484,

25Añ

o 16

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

303.

817,

83Añ

o 17

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

345.

151,

41Añ

o 18

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

386.

484,

99Añ

o 19

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

427.

818,

56Añ

o 20

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

469.

152,

14Añ

o 21

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

510.

485,

72Añ

o 22

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

551.

819,

30Añ

o 23

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

593.

152,

88Añ

o 24

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

634.

486,

45Añ

o 25

63.5

90,1

20,

0063

.590

,12

0,00

63.5

90,1

2-2

2.25

6,54

0,00

-22.

256,

5441

.333

,58

675.

820,

03

Tota

l1.

589.

753,

000,

001.

589.

753,

00-6

36.5

14,0

995

3.23

8,91

-333

.633

,62

56.2

14,7

4-2

77.4

18,8

767

5.820

,03

Amor

tizac

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fisca

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or

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Socie

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Rend

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gres

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pues

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Gasto

net

o po

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pues

to

de

Socie

dade

s

BDI

Rend

imien

to

neto

ac

umula

do


Los ingresos por subvención, aunque se cobran el primer año, son

fiscalmente deducibles en el periodo de amortización.

La amortización fiscal supone el 10% del valor total de adquisición.

El gasto por el Impuesto de Sociedades corresponde al 35% sobre

el Beneficio antes de impuestos (BAI).

Existe una deducción por el impuesto de sociedades que supone el

10% de la inversión realizada por la parte no subvencionada. Esta

deducción es aplicable al impuesto en 15 años consecutivos, si en

uno de los años la Cuota Integra del Impuesto no permitiera

deducirse en importe de la bonificación.

La cuenta de Pérdidas y Ganancias muestra un beneficio neto de

675.820,03€ a lo largo de los 25 años, por lo que se demuestra su

rentabilidad, así mismo hay que tener en cuenta que se estable una

vida útil de 25 años, aún cuando esta suele ser mayor.


4. IMPACTO AMBIENTAL


4. IMPACTO AMBIENTAL

ÍNDICE GENERAL

4.1. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL RELACIONADO CON EL

FUNCIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN ESCRIPCIÓN

GENERAL DEL PROYECTO..............................................................94

4.2. IMPACTO AMBIENTAL EN LA FABRICACIÓN ..........................95


4. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL

Las instalaciones de conexión a red tienen un impacto medioambiental

que podemos considerar prácticamente nulo. Si analizamos diferentes

factores, como son el ruido, emisiones gaseosas a la atmósfera,

destrucción de flora y fauna, residuos tóxicos y peligrosos vertidos al

sistema de saneamiento, veremos que su impacto, solo se limitará a la

fabricación pero no al funcionamiento.

4.1 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL RELACIONADO CON EL

FUNCIO-NAMIENTO DE LA INSTALACIÓN ESCRIP-

CIÓN GENERAL DEL PROYECTO

Ruidos:

-Módulos fotovoltaicos: La generación de energía de los módulos

fotovoltaicos, es un proceso totalmente silencioso

-Inversor: trabaja a alta frecuencia no audible por el oído humano

Emisiones gaseosas a la atmósfera:

La forma de generar de un sistema fotovoltaico, no requiere ninguna

combustión para proporcionar energía, solo de una fuente limpia como es

el sol.


Destrucción de flora y fauna:

Ninguno de los equipos de la instalación tiene efecto de destrucción

sobre la flora o la fauna.

Residuos tóxicos y peligrosos vertidos al sistema de saneamiento:

Para funcionar los equipos de la instalación no necesitan verter nada al

sistema de saneamiento, la refrigeración se realiza por convección

natural.

4.2 IMPACTO AMBIENTAL EN LA FABRICACIÓN

En todo proceso de fabricación de módulos fotovoltaicos, componentes

electrónicos para los inversores, estructuras, cables etc. Es donde las

emisiones gaseosas a la atmósfera y vertidos al sistema de saneamiento,

pueden tener mayor impacto sobre el medio.

Los residuos tóxicos y peligrosos están regulados por el Real Decreto

833/1988 de 20 de julio. En este documento se encuentra reglamentadas

las actuaciones en materia de eliminación de este tipo de residuos, que

se resume en un correcto etiquetado y en su almacenamiento hasta la

retirada por empresas gestoras de residuos, ya que no se pueden verter

al sistema de saneamiento.


Esto se traduce en costes asociados a los procesos de fabricación de

manera que en el diseño de procesos hay que tener en cuenta los

posibles residuos. Los principales residuos de esta clase son :

disoluciones de metales, aceites, disolventes orgánicos, restos de los

dopantes y los envases de las materias primas que han contenido estos

productos.

Los ácidos y los álcalis empleados en los procesos de limpieza

pertenecen a la clase de residuos que se eliminan a través del sistema

integral de saneamiento. Estos están regulados por al a Ley 10/1993 de

26 de octubre. Esta ley limita las concentraciones máximas de

contaminantes que es posible verter, así con la temperatura y el pH. Las

desviaciones con respecto a los valores marcados por la ley se reflejan

en el incremento de la tasa de depuración.

En cuanto a al energía consumida en el proceso de fabricación , tenemos

el dato que en un tiempo entre 4 y 7 años los módulos fotovoltaicos

devuelven la energía consumida en la fabricación, muy inferior a la vida

prevista para estos que es superior a los 20 años.


5. ANEJOS


5. ANEJOS

ÍNDICE GENERAL

5.1 ANEJO 1: REAL DECRETO 661/2007

5.2 ANEJO 2: CATÁLOGO COMERCIAL MÓDULO MET

MANUAL DE USUARIOElectricidad solarER-0979/1997

A-214P / A-222P

Módulo Fotovoltaico Profesional

Pag. 1 de 2

FUNCIONALIDAD ECOLÓGICA

MATERIALES

CALIDAD

GARANTÍA

ATERSA utiliza materiales de última generación para fabricar sus módulos fotovoltáicos.Los módulos de 60 células policristalinas permiten la construcción de este tipo de módulosde alta potencia, lo que simplifica la instalación de los sistemas de conexión a red ysistemas de bombeo de agua directo. Estos módulos se agrupan en la gama de altapotencia, y son ideales para cualquier aplicación que utilice el efecto fotoeléctrico comofuente de energía limpia, debido a su mínima polución química y nula contaminaciónacústica. Además, gracias a su diseño, se pueden integrar con facilidad en prácticamentecualquier instalación.

El largo bagaje de ATERSA en la fabricación de módulos fotovoltaicos, sitúa a la empresaen una posición inmejorable a la hora de elegir los materiales más adecuados para suproducción, lo que significa garantía de calidad para sus productos.

Cada módulo está formado por un cristal con alto nivel de transmisividad. Cuenta con unode los mejores encapsulantes utilizados en la fabricación de los módulos, el etil-vinilo-acetato modificado (EVA). La lámina posterior consta de varias capas, cada una con unafunción específica, ya sea adhesión, aislamiento eléctrico, o aislamiento frente a lasinclemencias meteorológicas. Además, el marco está fabricado con aluminio y cuenta conuna capa externa de pintura que provee al perfil de una resistencia mucho mayor que elanodizado típico.

Gracias al sistema utilizado en los marcos de ATERSA, se ha conseguido aunar tanto elpropósito de dar rigidez mecánica al laminado, cumpliendo todas las normas requeridas,así como un sistema fácil y rápido de montaje, que consigue reducir hasta 3 veces el tiemponecesario para la instalación de los módulos. Esto, sumado a la utilización de los cables conconectores rápidos de última generación, facilita la instalación del módulo sea cual sea sudestino.

Todos los productos de ATERSA se fabrican bajo las estrictas normas de calidad dictadaspor la ISO 9001, certificado que posee la compañía desde el año 1997. Esta serie demódulos cumple con las directivas europeas 89/336/CEE, 73/23/CEE, con la EC 61215 yClase ll TÜV 700V . Entre otras pruebas, los módulos han sido sometidos a 200 ciclosfrío-calor de -40ºC a +85ºC, ensayos de carga mecánica, así como pruebas de resistenciaal granizo consistentes en el impacto de una bola de 25,4mm de diámetro a una velocidadde 82 Km/h, once veces sobre el módulo.

La caja de conexiones QUAD dispone de certificación TÜV Clase ll 1000V y grado deestanqueidad IP 54, que provee al sistema de un buen aislamiento frente a la humedad einclemencias meteorológicas. La caja es capaz de albergar cables de conexión con undiámetro exterior desde 4,5mm hasta 10mm.

Estos módulos van provistos de cables asimétricos en longitud, con un diámetro de secciónde cobre de 4mm, y con una bajísima resistencia de contacto, todo ello destinado aconseguir las mínimas pérdidas por caídas de tensión. Cumplen con todos losrequerimientos Clase II TÜV, tanto de flexibilidad, como de doble aislamiento, o altaresistencia a los rayos UV. Todo esto los convierte en cables idóneos para su uso enaplicaciones de intemperie.

GARANTÍAde hasta 25 años sobre la potencia de salida y de 3 años contra los defectos defabricación. (Para una información más exhaustiva de los términos de la garantía, puedenconsultar nuestra página web: ).

DC

www.atersa.com

1234567890

Fecha de edición:27/10/05Fecha última revisión:20/11/06Referencia: MU-6P 6x10-D (2)

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

0,00

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7,00

8,00

9,00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

CURVA I-V (a 25ºC y 1KW/m²)

Tensión

Inte

ns

ida

d

Tensión

Inte

ns

ida

d

CURVA I-V (a 1KW/m²)

Tensión

Inte

ns

ida

d

CURVA I-V (a 25ºC)

0 Cº

75 Cº

50 Cº

25 Cº

1KW/m2

0,5KW/m2

0,75KW/m2

0,25KW/m2

0,00

1,00

2,00

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9,00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Cristal de Vidrio Templado

Marco de Aluminio Pintado

Caja de Conexiones IP-54(con diodos de protección)

Etil-Vinilo-Acetato (EVA)

Back-Sheet

Células de Alto Rendimiento

Etil-Vinilo-Acetato (EVA)

CURVAS MODELO A-222P

MADRID 28045C/ Embajadores, 187-3ºtel. +34 915 178 580tel. +34 915 178 452fax. +34 914 747 467

CATARROJA (VALENCIA) 46470Polígono IndustrialCamí del Bony, 14tel. +34 961 278 200fax. +34 961 267 300e-mail: [email protected]

CÓRDOBA 14007C/ Escritor Rafael Pavón, 3tel. +34 957 263 585fax. +34 957 265 308

VISTA FRONTAL VISTA POSTERIOR

Pag. 2 de 2

CARACTERíSTICAS

Los datos eléctricos reflejan los valorestípicos de los módulos y laminados A-214P y A-222P medidos en la salida delos terminales, al final del proceso defabricación.

Mediciones realizadas conforme aASTM E1036 corregidas a lascondiciones de prueba estándar (STC):radiación 1KW/m , distribución espectralAM (masa de aire) 1,5 ASTM E892 ytemperatura de célula de 25ºC.

La potencia de las células solares esvariable en la salida del proceso dep r o d u c c i ó n . L a s d i f e r e n t e sespecificaciones de potencia de estosmódulos reflejan esta dispersión.

Las células cristalinas, durante losprimeros meses de exposición a la luz,pueden experimentar una degradaciónfotónica que podría hacer decrecer elvalor de la potencia máxima del módulohasta un 3%.

Las células, en condiciones normales deoperación, alcanzan una temperaturasuperior a las condiciones estándar demedida del laboratorio. El TONC es unamedida cuantitativa de ese incremento.La medición del TONC se realiza en lassiguientes condiciones: radiación de0,8KW/m , temperatura ambiente de20ºC y velocidad del viento de 1 m/s.

Dado que la pintura del marco es unaislante eléctrico, habrá que erosionar elpunto de contacto con el cable de tierrapara asegurar la continuidad a tierra.

2

2

Peso (aprox.)

Dimensiones (mm.)

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

Coeficiente de Temperatura de Isc ( )

Coeficiente de Temperatura de Voc ( )ß

Tensión de Circuito Abierto (Voc)

Corriente en Cortocircuito (Isc)

Tensión Punto de Máxima Potencia (Vmp)

Corriente Punto de Máxima Potencia (Imp)

Número de células en serie

Potencia (W en prueba -+2 %)

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS

Máxima Tensión del Sistema

23,00 Kg.

60

214 W

A-214P

700 V

-127,20 mV/ºC

2,30 mA/ºC

Especificaciones eléctricas medidas en STC. TONC: 47±2ºCNOTA: Los datos contenidos en esta documentación están sujetos a modificación sin previo aviso.

23,00 Kg.

60

222 W

A-222P

700 V

-127,20 mV/ºC

2,30 mA/ºC

1645x990x50 1645x990x50

7,26 A

7,80 A

29,48 V

37,00 V

7,44 A

7,96 A

29,84 V

37,20 V

Fecha de edición:27/10/05Fecha última revisión:20/11/06Referencia: MU-6P 6x10-D (2)

(www.atersa.com)

1250 mm.

800 mm.

46

50

922

990

6,8

500,5

822,5

500,5

284,5

1

MU-38-D

ER-0979/1/97

2

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Fecha de edición:19/05/05 Fecha última revisión:20/02/06 Referencia: MU-38-D.doc

22846 Sábado 26 mayo 2007 BOE núm. 126

I. Disposiciones generales

MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO Y COMERCIO

10556 REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

La sociedad española actual, en el contexto de la reducción de la dependencia energética exterior, de un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos dis-ponibles y de una mayor sensibilización ambiental, demanda cada vez más la utilización de las energías reno-vables y la eficiencia en la generación de electricidad, como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible desde un punto de vista económico, social y ambiental.

Además, la política energética nacional debe posibili-tar, mediante la búsqueda de la eficiencia energética en la generación de electricidad y la utilización de fuentes de energía renovables, la reducción de gases de efecto inver-nadero de acuerdo con los compromisos adquiridos con la firma del protocolo de Kyoto.

La creación del régimen especial de generación eléc-trica supuso un hito importante en la política energética de nuestro país. Los objetivos relativos al fomento de las energías renovables y a la cogeneración, se recogen en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), respec-tivamente. A la vista de los mismos se constata que aun-que el crecimiento experimentado por el conjunto del régimen especial de generación eléctrica ha sido destaca-ble, en determinadas tecnologías, los objetivos plantea-dos se encuentran aún lejos de ser alcanzados.

Desde el punto de vista de la retribución, la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial se caracteriza por la posibilidad de que su régimen retribu-tivo se complemente mediante la percepción de una prima en los términos que reglamentariamente se esta-blezcan, para cuya determinación pueden tenerse en cuenta factores como el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución a la mejora del medio ambiente, el ahorro de energía primaria, la eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya incu-rrido.

La modificación del régimen económico y jurídico que regula el régimen especial vigente hasta el momento, se hace necesaria por varias razones: En primer lugar, el cre-cimiento experimentado por el régimen especial en los últimos años, unido a la experiencia acumulada durante la aplicación de los Reales Decretos 2818/1998, de 23 de diciembre y 436/2004, de 12 de marzo, ha puesto de mani-fiesto la necesidad de regular ciertos aspectos técnicos para contribuir al crecimiento de estas tecnologías, salva-

guardando la seguridad en el sistema eléctrico y garanti-zando su calidad de suministro, así como para minimizar las restricciones a la producción de dicha generación. El régimen económico establecido en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, debido al comportamiento que han experimentado los precios del mercado, en el que en los últimos tiempos han tomado más relevancia ciertas variables no consideradas en el citado régimen retribu-tivo del régimen especial, hace necesario la modificación del esquema retributivo, desligándolo de la Tarifa Eléc-trica Media o de Referencia, utilizada hasta el momento. Por último es necesario recoger los cambios normativos derivados de la normativa europea, así como del Real Decreto-ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético, que introduce modificaciones importantes en cuanto al régimen jurídico de la actividad de cogeneración.

El presente real decreto sustituye al Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de produc-ción de energía eléctrica en régimen especial y da una nueva regulación a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, manteniendo la estructura básica de su regulación.

El marco económico establecido en el presente real decreto desarrolla los principios recogidos en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, garantizando a los titulares de instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los consu-midores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al sistema eléctrico, si bien se incentiva la participación en el mercado, por estimarse que con ello se consigue una menor intervención admi-nistrativa en la fijación de los precios de la electricidad, así como una mejor y más eficiente imputación de los costes del sistema, en especial en lo referido a gestión de desvíos y a la prestación de servicios complementarios.

Para ello se mantiene un sistema análogo al contem-plado en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, en el que el titular de la instalación puede optar por vender su energía a una tarifa regulada, única para todos los perio-dos de programación, o bien vender dicha energía direc-tamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado más una prima. En éste último caso, se introduce una novedad para ciertas tecno-logías, unos límites inferior y superior para la suma del precio horario del mercado diario, más una prima de refe-rencia, de forma que la prima a percibir en cada hora, pueda quedar acotada en función de dichos valores. Este nuevo sistema, protege al promotor cuando los ingresos derivados del precio del mercado fueran excesivamente bajos, y elimina la prima cuando el precio del mercado es suficientemente elevado para garantizar la cobertura de sus costes, eliminando irracionalidades en la retribución de tecnologías, cuyos costes no están directamente liga-

BOE núm. 126 Sábado 26 mayo 2007 22847

dos a los precios del petróleo en los mercados internacio-nales.

Por otra parte, para salvaguardar la seguridad y cali-dad del suministro eléctrico en el sistema, así como para minimizar las restricciones de producción a aquellas tec-nologías consideradas hoy por hoy como no gestiona-bles, se establecen unos objetivos de potencia instalada de referencia, coincidente con los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010 y de la Estrategia de Aho-rro y Eficiencia Energética en España (E4), para los que será de aplicación el régimen retributivo establecido en este real decreto.

Igualmente, durante el año 2008 se iniciará la elabora-ción de un nuevo Plan de Energías Renovables para su aplicación en el período 2011-2020. Los nuevos objetivos que se establezcan se considerarán en la revisión del régi-men retributivo prevista para finales de 2010.

Para el caso particular de la energía eólica, con el objeto de optimizar su penetración en el sistema eléctrico peninsular, además se iniciará en 2007 un estudio del potencial eólico evacuable a la red, cuyos resultados se tendrán en cuenta en la planificación futura de infraestructuras eléctricas para el período 2007-2016.

El fomento de la cogeneración de alta eficiencia sobre la base de la demanda de calor útil es una prioridad para la Unión Europea y sus Estados miembros, habida cuenta de los beneficios potenciales de la cogeneración en lo que se refiere al ahorro de energía primaria, a la eliminación de pérdidas en la red y a la reducción de las emisiones, en particular de gases de efecto invernadero, por todo ello el objetivo de la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE, expresado en su artículo 1.º, es incrementar la eficiencia energética y mejo-rar la seguridad de abastecimiento mediante la creación de un marco para el fomento y desarrollo de la cogenera-ción.

La retribución de la energía generada por la cogenera-ción se basa en los servicios prestados al sistema, tanto por su condición de generación distribuida como por su mayor eficiencia energética, introduciendo, por primera vez, una retribución que es función directa del ahorro de energía primaria que exceda del que corresponde al cum-plimiento de los requisitos mínimos.

Como consecuencia de la derogación de los costes de transición a la competencia (CTC’s), efectuada por el Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, desapareció la prima de ciertas instalaciones de la categoría a) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, con anterioridad a la fecha pre-vista inicialmente de 2010. Para paliar este agravio sobre las instalaciones cuya actividad no estaba directamente ligada a estos costes, se incrementa, desde la entrada en vigor del citado real decreto-ley y hasta la entrada en vigor del presente real decreto, el valor del incentivo de dichas instalaciones, en la cuantía de la prima suprimida, quedando la retribución total exactamente igual a la situa-ción anterior a la modificación.

Además, se prevé que ciertas instalaciones de tecno-logías asimilables al régimen especial pero que por lo elevado de su potencia deban estar incluidas en el régi-men ordinario, o bien, instalaciones térmicas convencio-nales que utilicen biomasa o biogás, puedan percibir una prima o un complemento, para fomentar su implantación, por su contribución a los objetivos del régimen especial.

Por otro lado, se introducen sendas disposiciones adi-cionales relativas a los mecanismos de reparto de gastos y costes y la estimación de los costes de conexión para las instalaciones del régimen especial. necesarias para la incorporación al derecho español el contenido de los artí-culos 7.4 y 7.5 de la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, rela-

tiva a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.

El real decreto se estructura sistemáticamente en cua-tro capítulos. El capítulo I define el alcance objetivo de la norma y especifica las instalaciones que tienen la consi-deración de régimen especial, clasificándolas en catego-rías, grupos y subgrupos; el capítulo II regula el procedi-miento para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial; el capítulo III, los derechos y obligaciones de los productores en régi-men especial, y el capítulo IV, el régimen económico.

Con este real decreto se pretende que en el año 2010 se alcance el objetivo indicativo nacional incluido en la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Con-sejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad, de manera que al menos el 29,4 por ciento del consumo bruto de electricidad en 2010 provenga de fuentes de energía renovables.

De acuerdo con lo previsto en la disposición adicional undécima, apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, este real decreto ha sido sometido a informe preceptivo de la Comisión Nacio-nal de Energía.

En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria Turismo y Comercio, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 25 de mayo de 2007,

D I S P O N G O :

CAPÍTULO I

Objeto y ámbito de aplicación

Artículo 1. Objeto.

Constituye el objeto de este real decreto:

a) El establecimiento de un régimen jurídico y eco-nómico de la actividad de producción de energía eléc-trica en régimen especial que sustituye al Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de produc-ción de energía eléctrica en régimen especial por una nueva regulación de la actividad de producción de ener-gía eléctrica en régimen especial.

b) El establecimiento de un régimen económico transitorio para las instalaciones incluidas en las catego-rías a), b), c) y d) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y eco-nómico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

c) La determinación de una prima que complemente el régimen retributivo de aquellas instalaciones con potencia superior a 50 MW, aplicable a las instalaciones incluidas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y a las cogeneraciones.

d) La determinación de una prima que complemente el régimen retributivo de las instalaciones de co-combus-tión de biomasa y/o biogás en centrales térmicas del régi-men ordinario, independientemente de su potencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.


Artículo 2. Ámbito de aplicación.

1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este real decreto las instalaciones de producción de energía eléctrica contempladas en el artículo 27.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

Dichas instalaciones se clasifican en las siguientes categorías, grupos y subgrupos, en función de las ener-gías primarias utilizadas, de las tecnologías de produc-ción empleadas y de los rendimientos energéticos obteni-dos:

a) Categoría a): productores que utilicen la cogene-ración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales.

Tienen la consideración de productores cogenerado-res aquellas personas físicas o jurídicas que desarrollen las actividades destinadas a la generación de energía tér-mica útil y energía eléctrica y/o mecánica mediante coge-neración, tanto para su propio uso como para la venta total o parcial de las mismas. Entendiéndose como ener-gía eléctrica la producción en barras de central o genera-ción neta, de acuerdo con los artículos 16.7 y 30.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

Se entiende por energía térmica útil la producida en un proceso de cogeneración para satisfacer, sin superarla, una demanda económicamente justificable de calor y/o refrigeración y, por tanto, que sería satisfecha en condi-ciones de mercado mediante otros procesos, de no recu-rrirse a la cogeneración.

Esta categoría a) se clasifica a su vez en dos grupos:1.º Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una cen-

tral de cogeneración siempre que supongan un alto rendi-miento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I. Dicho grupo se divide en cuatro subgrupos:

Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, o al menos el 65 por ciento de la energía primaria utilizada cuando el resto provenga de biomasa y/o biogás en los términos previstos en el anexo II; siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilicen como combustible gasóleo, fuel-oil o bien Gases Licuados del Petróleo (GLP), siempre que estos supongan al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.3. Cogeneraciones que utilicen como combustible principal biomasa y/o biogás, en los térmi-nos que figuran en el anexo II, y siempre que ésta suponga al menos el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.4. Resto de cogeneraciones que inclu-yen como posibles combustibles a emplear, gases resi-duales de refinería, coquería, combustibles de proceso, carbón y otros no contemplados en los subgrupos ante-riores.

2.º Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una cen-tral que utilice energías residuales procedentes de cual-quier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica.

b) Categoría b): instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de pro-ducción en el régimen ordinario.

Esta categoría b) se clasifica a su vez en ocho grupos:

1.º Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como ener-gía primaria la energía solar. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utili-cen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.

Subgrupo b.1.2. Instalaciones que utilicen única-mente procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad. En estas instalaciones se podrán utilizar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho com-bustible deberá ser inferior, en cómputo anual, al 12 por ciento de la producción total de electricidad si la instala-ción vende su energía de acuerdo a la opción a) del artículo 24.1 de este real decreto. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 por ciento si la instalación vende su ener-gía de acuerdo a la opción b) del citado artículo 24.1.

2.º Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utili-cen como energía primaria la energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra.

Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial.

3.º Grupo b.3. Instalaciones que únicamente utili-cen como energía primaria la geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceano-térmica y la energía de las corrientes marinas.

4.º Grupo b.4. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW.

5.º Grupo b.5. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW.

6.º Grupo b.6. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de cultivos energé-ticos, de residuos de las actividades agrícolas o de jardi-nerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.6.1. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de cultivos energé-ticos.

Subgrupo b.6.2. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías.

Subgrupo b.6.3. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvíco-las en las masas forestales y espacios verdes.

7.º Grupo b.7. Centrales que utilicen como combus-tible principal biomasa procedente de estiércoles, bio-combustibles o biogás procedente de la digestión anaero-bia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recupe-rado en los vertederos controlados, en los términos que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.7.1. Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás de vertederos.

Subgrupo b.7.2. Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos: residuos biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o industriales, residuos sólidos urbanos,


residuos ganaderos, agrícolas y otros para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto indivi-dualmente como en co-digestión.

Subgrupo b.7.3. Instalaciones que empleen como combustible principal estiércoles mediante combustión y biocombustibles líquidos.

8.º Grupo b.8. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales, en los términos que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.8.1. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola.

Subgrupo b.8.2. Centrales que utilicen como com-bustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal.

Subgrupo b.8.3. Centrales que utilicen como com-bustible principal licores negros de la industria papelera.

c) Categoría c): instalaciones que utilicen como ener-gía primaria residuos con valorización energética no con-templados en la categoría b). Dicha categoría se divide en cuatro grupos:

1.º Grupo c.1. Centrales que utilicen como combus-tible principal residuos sólidos urbanos.

2.º Grupo c.2. Centrales que utilicen como com-bustible principal otros residuos no contemplados ante-riormente.

3.º Grupo c.3. Centrales que utilicen como com-bustible residuos, siempre que éstos no supongan menos del 50 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

4.º Grupo c.4. Centrales que hubieran estado aco-gidas al Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre y que a la entrada en vigor del presente real decreto se encuen-tren en explotación, cuando utilicen como combustible productos de las explotaciones mineras de calidades no comerciales para la generación eléctrica, por su elevado contenido en azufre o cenizas, y siempre que su poder calorífico inferior sea inferior a 2.200 kcal/kg y que los residuos representen más del 25 por ciento de la energía primaria utilizada medida por el poder calorífico inferior.

2. A los efectos de la categoría b) anterior, se enten-derá como combustible principal aquel combustible que suponga, como mínimo, el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior, excepto lo establecido para el subgrupo b.1.2 en el punto 1.b) anterior. Para la categoría c) el porcentaje anterior será el 70 por ciento, excepto para la c.3 y c.4.

3. Se admite la posibilidad de hibridaciones de varios combustibles y/o tecnologías, en los términos esta-blecidos en el artículo 23 de este real decreto.

Artículo 3. Potencia de las instalaciones.

1. La potencia nominal será la especificada en la placa de características del grupo motor o alternador, según aplique, corregida por las condiciones de medida siguientes, en caso que sea procedente:

a) Carga: 100 por ciento en las condiciones nomina-les del diseño.

b) Altitud: la del emplazamiento del equipo.c) Temperatura ambiente: 15 ºC.d) Pérdidas de carga: admisión 150 mm c.d.a.;

escape 250 mm c.d.a.e) Pérdidas por ensuciamiento y degradación: tres

por ciento.

2. A los efectos del límite de potencia establecido para acogerse al régimen especial o para la determina-ción del régimen económico establecido en el capítulo IV,

se considerará que pertenecen a una única instalación cuya potencia será la suma de las potencias de las insta-laciones unitarias para cada uno de los grupos definidos en el artículo 2:

a) Categorías a): instalaciones que tengan en común al menos un consumidor de energía térmica útil o que la energía residual provenga del mismo proceso industrial.

b) Categoría b): para las instalaciones del grupo b.1, que no estén en el ámbito de aplicación del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de insta-laciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, y para los grupos b.2 y b.3, las que viertan su energía a un mismo transformador con tensión de salida igual a la de la red de distribución o transporte a la que han de conectarse. Si varias instalaciones de producción utilizasen las mismas instalaciones de evacuación, la referencia anterior se entendería respecto al transformador anterior al que sea común para varias instalaciones de producción. En caso de no existir un transformador anterior, para las instala-ciones del subgrupo b.1.1, se considerará la suma de potencias de los inversores trabajando en paralelo para un mismo titular y que viertan su energía en dicho trans-formador común.

Para las instalaciones de los grupos b.4 y b.5, las que tengan la misma cota altimétrica de toma y desagüe den-tro de una misma ubicación.

c) Para el resto de instalaciones de las categorías b) y c), las que tengan equipos electromecánicos propios.

3. Para las categorías a) y c), así como para los gru-pos b.6, b.7 y b.8, a los efectos de lo establecido en el punto 2 anterior, no se considerará la suma de las poten-cias de dos instalaciones, cuando la inscripción definitiva de la segunda se produzca al menos cinco años después de la inscripción definitiva de la primera, y la potencia total de la segunda sea de nueva instalación.

CAPÍTULO II

Procedimientos administrativos para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el

régimen especial

SECCIÓN 1.ª DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 4. Competencias administrativas.

1. La autorización administrativa para la construc-ción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción en régimen especial y el reconocimiento de la condición de instala-ción de producción acogida a dicho régimen corresponde a los órganos de las comunidades autónomas.

2. Corresponde a la Administración General del Estado, a través de la Dirección General de Política Ener-gética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, sin perjuicio de las competencias que tengan atribuidas otros departamentos ministeriales:

a) La autorización administrativa para la construc-ción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción en régimen especial y el reconocimiento de la condición de instala-ción de producción acogida a dicho régimen cuando la comunidad autónoma donde esté ubicada la instalación no cuente con competencias en la materia o cuando las instalaciones estén ubicadas en más de una comunidad autónoma.

b) La autorización administrativa para la construc-ción, explotación, modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones cuya potencia instalada supere los 50 MW, o se encuentren ubicadas en el mar, previa


consulta en cada caso con las comunidades autónomas afectadas por la instalación.

c) La inscripción o toma de razón, en su caso, en el Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de las instalaciones reguladas en este real decreto, así como la comunicación de la inscripción o toma de razón a la Comisión Nacional de Energía, al ope-rador del sistema y, en su caso, al operador del mercado.

3. Se entiende por modificación sustancial de una instalación preexistente las sustituciones de los equipos principales como las calderas, motores, turbinas hidráuli-cas, de vapor, eólicas o de gas, alternadores y transforma-dores, cuando se acredite que la inversión de la modifica-ción parcial o global que se realiza supera el 50 por ciento de la inversión total de la planta, valorada con criterio de reposición. La modificación sustancial dará origen a una nueva fecha de puesta en servicio a los efectos del capí-tulo IV.

4. Las anteriores competencias se entienden sin per-juicio de otras que pudieran corresponder a cada orga-nismo respecto a las instalaciones sujetas a esta regula-ción.

Artículo 5. Autorización de instalaciones.

El procedimiento para el otorgamiento de autorizacio-nes administrativas para la construcción, modificación, explotación, transmisión y cierre de las instalaciones a las que hace referencia este real decreto, cuando sea compe-tencia de la Administración General del Estado, se regirá por las normas por las que se regulan con carácter gene-ral las instalaciones de producción de energía eléctrica, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resul-ten aplicables, que pudieran ser previas a la autorización de instalaciones como en el caso de la concesión de aguas para las centrales hidroeléctricas.

Para la obtención de la autorización de la instalación, será un requisito previo indispensable la obtención de los derechos de acceso y conexión a las redes de transporte o distribución correspondientes.

Las comunidades autónomas, en el ámbito de sus competencias, podrán desarrollar procedimientos simpli-ficados para la autorización de instalaciones cuando éstas tengan una potencia instalada no superior a 100 kW.

Artículo 6. Requisitos para la inclusión de una instala-ción en el régimen especial.

1. La condición de instalación de producción acogida al régimen especial será otorgada por la Administración competente para su autorización. Los titulares o explota-dores de las instalaciones que pretendan acogerse a este régimen deberán solicitar ante la Administración compe-tente su inclusión en una de las categorías, grupo y, en su caso, subgrupo a los que se refiere el artículo 2.

2. Para que una instalación de producción pueda acogerse al régimen especial se deberá acreditar además del cumplimiento de los requisitos a que se refiere el artículo 2 las principales características técnicas y de fun-cionamiento de la instalación.

Asimismo, deberá realizarse una evaluación cuantifi-cada de la energía eléctrica que va a ser transferida en su caso a la red.

3. En el caso de instalaciones incluidas en la catego-ría a) del artículo 2.1, se deberán acreditar las siguientes características de la instalación:

a) La máxima potencia a entregar con el mínimo consumo compatible con el proceso.

b) La mínima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al funcionamiento en régimen normal.

c) La potencia mínima a entregar compatible con las condiciones técnicas del grupo generador, para los pro-ductores que no tengan proceso industrial.

d) El cumplimiento de los requisitos que se determi-nan en el anexo I, según corresponda, para la categoría a), para lo cual se debe elaborar un estudio energético que lo acredite, justificando, en su caso, la necesidad de energía térmica útil producida, de acuerdo con la definición dada en el artículo 2, en los diferentes regímenes de explota-ción de la instalación previstos.

Además de lo anterior, el titular deberá presentar un procedimiento de medida y registro de la energía térmica útil, indicando los equipos de medida necesarios para su correcta determinación.

4. En el caso de instalaciones híbridas, así como, en su caso, las instalaciones del subgrupo a.1.3, se deberá justificar la energía que se transfiere a la red mediante el consumo de cada uno de los combustibles, su poder calo-rífico, los consumos propios asociados a cada combusti-ble y los rendimientos de conversión de la energía térmica del combustible en energía eléctrica, así como la cantidad y procedencia de los distintos combustibles primarios que vayan a ser utilizados.

SECCIÓN 2.ª PROCEDIMIENTO

Artículo 7. Presentación de la solicitud.

En el caso de las instalaciones para cuya autorización sea competente la Administración General del Estado, la solicitud de inclusión en el régimen especial deberá ser presentada por el titular de la instalación o por quien le represente, entendiendo por tales al propietario, arrenda-tario, concesionario hidráulico o titular de cualquier otro derecho que le vincule con la explotación de una instala-ción. Esta solicitud deberá acompañarse de la documen-tación acreditativa de los requisitos a que se refiere el artículo anterior, así como de una memoria-resumen de la entidad peticionaria que deberá contener:

a) Nombre o razón social y domicilio del peticiona-rio.

b) Capital social y accionistas con participación superior al cinco por ciento, en su caso, y participación de éstos. Relación de empresas filiales en las que el titular tenga participación mayoritaria.

c) Las condiciones de eficiencia energética, técnicas y de seguridad de la instalación para la que se solicita la inclusión en el régimen especial.

d) Relación de otras instalaciones acogidas al régi-men especial de las que sea titular.

e) Copia del balance y cuenta de resultados corres-pondiente al último ejercicio fiscal.

Artículo 8. Tramitación y resolución.

1. Cuando los documentos exigidos a los interesa-dos ya estuvieran en poder de cualquier órgano de la Administración actuante, el solicitante podrá acogerse a lo establecido en el artículo 35.f) de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administracio-nes Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, siempre que haga constar la fecha y el órgano o depen-dencia en que fueron presentados o, en su caso, emiti-dos.

En los supuestos de imposibilidad material de obtener el documento, debidamente justificada en el expediente, el órgano competente podrá requerir al solicitante su pre-sentación o, en su defecto, la acreditación por otros medios de los requisitos a que se refiere el documento, con anterioridad a la formulación de la propuesta de reso-lución.


2. El procedimiento de tramitación de la solicitud se ajustará a lo previsto en la Ley 30/1992, de 26 de noviem-bre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públi-cas y del Procedimiento Administrativo Común, y en sus normas de desarrollo.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas notificará la resolución expresa sobre la solicitud en el plazo de tres meses. La falta de notificación de la resolución expresa en plazo tendrá efectos desestimato-rios, de acuerdo al artículo 28.3 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. No obstante, podrá interponerse recurso de alzada ante la autoridad administrativa correspondiente.

SECCIÓN 3.ª REGISTRO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓNEN RÉGIMEN ESPECIAL

Artículo 9. Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.

1. Para el adecuado seguimiento del régimen espe-cial y específicamente para la gestión y el control de la percepción de las tarifas reguladas, las primas y comple-mentos, tanto en lo relativo a la categoría, grupo y subgrupo, a la potencia instalada y, en su caso, a la fecha de puesta en servicio como a la evolución de la energía eléctrica producida, la energía cedida a la red, la energía primaria utilizada, el calor útil producido y el ahorro de energía primaria conseguido, las instalaciones de produc-ción de energía eléctrica en régimen especial deberán ser inscritas obligatoriamente en la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministe-rio de Industria, Turismo y Comercio. Dicha sección segunda del Registro administrativo citado será denomi-nada, en lo sucesivo Registro administrativo de instala-ciones de producción en régimen especial.

2. El procedimiento de inscripción en este registro constará de una fase de inscripción previa y de una fase de inscripción definitiva.

Artículo 10. Coordinación con las comunidades autóno-mas y con otros organismos.

1. Sin perjuicio de lo previsto en el artículo anterior, las comunidades autónomas podrán crear y gestionar los correspondientes registros territoriales.

2. Para garantizar la intercambiabilidad de las ins-cripciones entre el Registro administrativo de instalacio-nes de producción en régimen especial y los registros autonómicos que puedan constituirse, así como la agili-dad y homogeneidad en la remisión de datos entre la Administración General del Estado y las comunidades autónomas, se establece en el anexo III el modelo de ins-cripción previa y definitiva en el registro. De acuerdo con estos modelos, se realizará la comunicación de datos por las comunidades autónomas para la toma de razón de las inscripciones en el registro dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, así como la transmisión a aquéllas de las inscripciones que afecten a su ámbito territorial.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá, en colaboración con las comunidades autónomas, un procedimiento telemático al que se adhe-rirán los órganos competentes de las mismas para la comunicación de datos remitidos por éstas para la toma de razón de las inscripciones en el registro dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Igual-mente la Dirección General de Política Energética y Minas promoverá la utilización de dicho procedimiento telemá-tico en sentido inverso, para la transmisión a los órganos competentes de las comunidades autónomas de las ins-

cripciones que afecten a su ámbito territorial, así como a la Comisión Nacional de Energía, al operador del sistema y al operador del mercado de las inscripciones en el Registro administrativo de instalaciones en régimen especial.

Artículo 11. Inscripción previa.

1. La solicitud de inscripción previa se dirigirá al órgano correspondiente de la comunidad autónoma com-petente o, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas.

Cuando resulte competente, la Dirección General de Política Energética y Minas deberá resolver sobre la soli-citud de inscripción previa en un plazo máximo de un mes.

2. La solicitud de inscripción previa se acompañará, al menos, del acta de puesta en servicio provisional para pruebas, el contrato técnico con la empresa distribuidora o, en su caso, contrato técnico de acceso a la red de trans-porte, a los que se refiere el artículo 16 de este real decreto, así como de aquella documentación que hubiera sido modificada respecto de la presentada para el otorga-miento de la condición de instalación acogida al régimen especial.

3. Una vez inscrita, la comunidad autónoma compe-tente deberá dar traslado a la Dirección General de Polí-tica Energética y Minas, en un plazo máximo de un mes de la inscripción de la instalación en el registro autonó-mico para la toma de razón de la inscripción previa en el registro administrativo, acompañado del modelo de ins-cripción del anexo III.

4. La formalización de la inscripción previa dará lugar a la asignación de un número de identificación en el registro, que será comunicado a la Comisión Nacional de Energía y a la comunidad autónoma competente, al objeto de que por ésta última se proceda a su notificación al interesado. Esta notificación será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se trate de instalaciones para cuya autorización sea com-petente la Administración General del Estado.

5. La formalización de la inscripción previa en el Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas, será considerada requisito suficiente para dar cumplimiento a lo previsto en el artículo 4.a) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, y será notificada al interesado.

Artículo 12. Inscripción definitiva.

1. La solicitud de inscripción definitiva se dirigirá al órgano correspondiente de la comunidad autónoma com-petente o, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas, acompañada de:

a) Documento de opción de venta de la energía pro-ducida a que se refiere el artículo 24.

b) Certificado emitido por el encargado de la lec-tura, que acredite el cumplimiento de lo dispuesto en el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre. Para todas las ins-talaciones correspondientes a puntos de medida tipo 3, el encargado de la lectura será el distribuidor correspon-diente.

c) Informe del operador del sistema, o del gestor de la red de distribución en su caso, que acredite la adecuada cumplimentación de los procedimientos de acceso y conexión y el cumplimiento de los requisitos de informa-ción, técnicos y operativos establecidos en los procedi-mientos de operación, incluyendo la adscripción a un


centro de control de generación con los requisitos esta-blecidos en el presente real decreto.

d) Acreditación del cumplimiento de los requisitos exigidos en el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, para los sujetos del mercado de producción. En el caso en el que el titular de una instalación que hubiera elegido la opción a) del artículo 24.1, vaya a ser representado por un represen-tante en nombre propio, será éste último el que deberá presentar la acreditación establecida en el presente párrafo.

e) En el caso de instalaciones híbridas, así como ins-talaciones del subgrupo a.1.3, memoria justificativa que acredite el origen de los combustibles que van a ser utili-zados y sus características, así como, en su caso, los por-centajes de participación de cada combustible y/o tecno-logía en cada uno de los grupos y subgrupos.

La solicitud de inscripción definitiva podrá presen-tarse simultáneamente con la solicitud del acta de puesta en servicio de la instalación.

2. En el caso de que la competencia para la resolu-ción de la solicitud corresponda a una comunidad autó-noma, ésta, en el plazo de un mes, deberá comunicar la inscripción de la instalación en el registro autonómico o, en su caso, de los datos precisos para la inscripción defi-nitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial a la Dirección General de Política Energética y Minas, según el modelo de inscrip-ción del anexo III, acompañado del acta de puesta en ser-vicio definitiva definida en el artículo 132 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instala-ciones de energía eléctrica.

Cuando resulte competente, la Dirección General de Política Energética y Minas deberá resolver sobre la soli-citud de inscripción definitiva en un plazo máximo de un mes.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas comunicará la inscripción definitiva en este regis-tro, en la que constará el número de identificación en éste, al operador del mercado, al operador del sistema, a la Comisión Nacional de Energía y a la comunidad autó-noma que resulte competente. Por su parte el órgano competente de ésta procederá a su notificación al solici-tante y a la empresa distribuidora. Esta notificación será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se trate de instalaciones para cuya auto-rización sea competente la Administración General del Estado.

4. La remisión de información a que hace referencia el presente artículo se remitirá de acuerdo al procedi-miento a que hace referencia el artículo 10.3 del presente real decreto.

Artículo 13. Caducidad y cancelación de la inscripción previa.

La inscripción previa de una instalación en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régi-men especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas será cancelada si, transcurri-dos tres meses desde que aquélla fuese notificada al inte-resado, éste no hubiera solicitado la inscripción definitiva. No obstante, no se producirá esta cancelación en el caso de que a juicio de la Administración competente existan razones fundadas para que esta inscripción permanezca en el registro, lo que deberá comunicar, en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía expresando el plazo

durante el cual la vigencia de la inscripción debe prorro-garse.

Artículo 14. Efectos de la inscripción.

1. La condición de instalación acogida al régimen especial tendrá efectos desde la fecha de la resolución de otorgamiento de esta condición emitida por la autoridad competente. No obstante, la inscripción definitiva de la instalación en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial será requisito necesa-rio para la aplicación a dicha instalación del régimen eco-nómico regulado en este real decreto, con efectos desde el primer día del mes siguiente a la fecha del acta de puesta en marcha definitiva de la instalación.

En cualquier caso, a partir de dicho primer día serán aplicables, en su caso, los complementos, y costes por desvíos previstos en dicho régimen económico. Asi-mismo, cuando la opción de venta elegida fuera la del artículo 24.1.b), se aplicará desde dicho primer día, y hasta que se acceda al mercado, la retribución resultante del artículo 24.1.a), con sus complementos y costes por des-víos asociados.

2. Sin perjuicio de lo previsto en el apartado anterior, la energía eléctrica que pudiera haberse vertido a la red como consecuencia de un funcionamiento en pruebas previo al acta de puesta en marcha definitiva, y la vertida después de la concesión de dicha acta, hasta el primer día del mes siguiente, será retribuida con un precio equiva-lente al precio final horario del mercado.

El funcionamiento en pruebas deberá ser previamente autorizado y su duración no podrá exceder de tres meses.

Dicho plazo podrá ser ampliado por la autoridad com-petente si la causa del retraso es ajena al titular o explota-dor de la instalación de producción.

Artículo 15. Cancelación y revocación de la inscripción definitiva.

Procederá la cancelación de la inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de produc-ción en régimen especial en los siguientes casos:

a) Cese de la actividad como instalación de produc-ción en régimen especial.

b) Revocación por el órgano competente del recono-cimiento de instalación acogida al régimen especial o revocación de la autorización de la instalación, de acuerdo con la legislación aplicable.

La Administración competente comunicará la cancela-ción o revocación, así como cualquier otra incidencia de la inscripción definitiva en el registro, a la empresa distri-buidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas para su toma de razón en el Registro administra-tivo de instalaciones de producción en régimen especial. Por su parte, ésta última lo comunicará a la Comisión Nacional de Energía.

CAPÍTULO III

Derechos y obligaciones de las instalacionesdel régimen especial

Artículo 16. Contratos con las empresas de red.

1. El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato tipo, según modelo establecido por la Direc-ción General de Política Energética y Minas, por el que se regirán las relaciones técnicas entre ambos.


En dicho contrato se reflejarán, como mínimo, los siguientes extremos:

a) Puntos de conexión y medida, indicando al menos las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida.

b) Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su caso, de la consumida, especifi-cando potencia y previsiones de producción, consumo, generación neta, venta y, en su caso, compra.

c) Causas de rescisión o modificación del contrato.d) Condiciones de explotación de la interconexión,

así como las circunstancias en las que se considere la imposibilidad técnica de absorción de los excedentes de energía.

La empresa distribuidora tendrá la obligación de sus-cribir este contrato, incluso aunque no se produzca gene-ración neta en la instalación.

2. Adicionalmente, en el caso de conexión a la red de transporte, se aplicará lo dispuesto en el artículo 58 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, y deberá comunicarse el contrato técnico de acceso a la red de transporte al operador del sistema y al gestor de la red de transporte.

Este contrato técnico se anexará al contrato principal definido en el apartado anterior.

La firma de los mencionados contratos con los titula-res de redes requerirá la acreditación ante éstos de las autorizaciones administrativas de las instalaciones de generación, así como de las correspondientes instalacio-nes de conexión desde las mismas hasta el punto de conexión en la red de transporte o distribución, necesa-rias para la puesta en servicio.

Artículo 17. Derechos de los productores en régimen especial.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, los titulares de instala-ciones de producción acogidas al régimen especial ten-drán los siguientes derechos:

a) Conectar en paralelo su grupo o grupos genera-dores a la red de la compañía eléctrica distribuidora o de transporte.

b) Transferir al sistema a través de la compañía eléc-trica distribuidora o de transporte su producción neta de energía eléctrica o energía vendida, siempre que técnica-mente sea posible su absorción por la red.

c) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 24.1, la retribución prevista en el régimen económico de este real decreto. El derecho a la percepción de la tarifa regulada, o en su caso, prima, estará supeditada a la inscripción definitiva de la instala-ción en el Registro de instalaciones de producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas, con anterioridad a la fecha límite establecida en el artículo 22.

d) Vender toda o parte de su producción neta a tra-vés de líneas directas.

e) Prioridad en el acceso y conexión a la red eléctrica en los términos establecidos en el anexo XI de este real decreto o en las normas que lo sustituyan.

Artículo 18. Obligaciones de los productores en régimen especial.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, los titulares de instala-ciones de producción en régimen especial tendrán las siguientes obligaciones:

a) Entregar y recibir la energía en condiciones técni-cas adecuadas, de forma que no se causen trastornos en el normal funcionamiento del sistema.

b) Para las instalaciones de generación de la catego-ría a) en el caso en que se produzca una cesión de energía térmica producida, será requisito para acogerse a este régimen retributivo, la formalización de uno o varios con-tratos de venta de energía térmica, por el total del calor útil de la planta.

c) Ser inscritas en la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministerio de Indus-tria, Turismo y Comercio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del presente real decreto.

d) Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como inter-locutor con el operador del sistema, remitiéndole la infor-mación en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléc-trico.

La obligación de adscripción a un centro de control de generación será condición necesaria para la percepción de la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores vigentes con carácter transitorio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obliga-ción implicaría la percepción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa.

Los costes de instalación y mantenimiento de los cen-tros de control de generación, incluyendo la instalación y mantenimiento de las líneas de comunicación con el ope-rador del sistema, serán por cuenta de los generadores en régimen especial adscritos a los mismos. La comunica-ción de dichos centros control de generación con el ope-rador del sistema se hará de acuerdo a los protocolos y estándares comunicados por el operador del sistema y aprobados por la Dirección General de Política Energética y Minas.

Las condiciones de funcionamiento de los centros de control, junto con las obligaciones de los generadores en régimen especial, en relación con los mismos, serán las establecidas en los correspondientes procedimientos de operación.

e) Las instalaciones eólicas están obligadas al cum-plimiento de lo dispuesto en el procedimiento de opera-ción P.O. 12.3 «Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas», aprobado mediante resolución de 4 de octubre de 2006 de la Secretaría Gene-ral de Energía. A estos efectos, la verificación de su cum-plimiento se regulará en el procedimiento correspon-diente.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3 de la disposición transitoria quinta, esta obligación será condi-ción necesaria para la percepción de la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores vigentes con carácter transito-rio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la percepción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.

Artículo 19. Remisión de documentación.

1. Los titulares o explotadores de las instalaciones inscritas en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial deberán enviar al órgano que autorizó la instalación, durante el primer trimestre de cada año, una memoria-resumen del año inmediatamente


anterior, de acuerdo con el modelo establecido en el anexo IV.

En el caso de las instalaciones que tengan la obliga-ción del cumplimiento del rendimiento eléctrico equiva-lente se remitirá un certificado, de una entidad reconocida por la Administración competente, acreditativo de que se cumplen las exigencias mínimas del anexo I, así como del valor realmente alcanzado de rendimiento eléctrico equi-valente, debiendo notificar cualquier cambio producido en los datos aportados para la autorización de la instala-ción, para la inclusión en el régimen especial o para la inscripción en el registro.

En el caso de instalaciones que utilicen biomasa y/o biogás considerado en los grupos b.6, b.7 y b.8, de forma única, en hibridación o co-combustión, remitirán además, la información que se determine en el correspondiente procedimiento de certificación, dentro del sistema de cer-tificación de biomasa y biogás, que será desarrollado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Asimismo, mientras que, de acuerdo con la disposición final cuarta, no se haya desarrollado dicho sistema, los titulares o explotadores remitirán, adjunta a la memoria resumen, una relación de los tipos de combustible utilizados indi-cando la cantidad anual empleada en toneladas al año y el PCI medio, en kcal/kg, de cada uno de ellos.

2. En el plazo máximo de un mes, contado a partir de su recepción, los órganos competentes de las comunida-des autónomas remitirán la información, incluidas las memorias-resumen anuales, a la Dirección General de Política Energética y Minas para su toma de razón en el registro, con copia a la Comisión Nacional de Energía.

3. Al objeto de proceder a la elaboración de las esta-dísticas anuales relativas al cumplimiento de los objetivos nacionales incluidos en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Eficiencia Energética en España (E4), la Dirección General de Política Energética y Minas, a su vez, remitirá y pondrá a disposición del Insti-tuto para la Diversificación y Ahorro de la Energía toda la información a la que aquí se hace referencia y que afecte a las instalaciones del régimen especial y a las cogenera-ciones de más de 50 MW.

4. La documentación a que hace referencia el pre-sente artículo se remitirá por procedimiento telemático a que hace referencia el artículo 10.3 del presente real decreto.

Artículo 20. Cesión de la energía eléctrica generada en régimen especial.

1. Las instalaciones incluidas en el régimen especial podrán incorporar al sistema la totalidad de la energía eléctrica neta producida, entendiendo como tal la energía eléctrica bruta generada por la planta menos los consu-mos propios del sistema de generación de energía eléc-trica.

2. Para las instalaciones interconectadas con la red eléctrica, será necesario un acuerdo entre el titular y el gestor de la red correspondiente, que se formalizará mediante un contrato comprensivo de los extremos a que hace referencia el artículo 16.

3. Las instalaciones de régimen especial deberán contar con los equipos de medida de energía eléctrica necesarios que permitan su liquidación, facturación y control, de acuerdo con lo expresado en este real decreto y en el Reglamento de puntos de medida de los consu-mos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.

En el caso de que la medida se obtenga mediante una configuración que incluya el cómputo de pérdidas de energía, el titular y la empresa distribuidora deberán esta-blecer un acuerdo para cuantificar dichas pérdidas. Dicho

acuerdo deberá quedar reflejado en el contrato que deben suscribir ambos sujetos, definido en el artículo 16.

Cuando varias instalaciones de producción en régi-men especial compartan conexión, en ausencia de acuerdo entre ellas y con el gestor de la red autorizado por el órgano competente, la energía medida se asignará a cada instalación, junto con la imputación de pérdidas que corresponda, proporcionalmente a las medidas indi-vidualizadas.

Artículo 21. Sistema de información del cumplimiento del objetivo de potencia para cada tecnología.

En el plazo máximo de dos meses desde la publica-ción del presente real decreto, la Comisión Nacional de Energía establecerá, un sistema de información a través de su página web, en el que se determinará, en cada momento y para cada tecnología, la potencia total con inscripción definitiva en el Registro administrativo de ins-talaciones de producción en régimen especial, con el grado de avance respecto de los objetivos de potencia establecidos en los artículos 35 al 42 del presente real decreto, la evolución mensual, así como el plazo estimado de cumplimiento del objetivo correspondiente.

Artículo 22. Plazo de mantenimiento de las tarifas y pri-mas reguladas.

1. Una vez se alcance el 85 por ciento del objetivo de potencia para un grupo o subgrupo, establecido en los artículos 35 al 42 del presente real decreto, se establecerá, mediante resolución del Secretario General de Energía, el plazo máximo durante el cual aquellas instalaciones que sean inscritas en el Registro administrativo de instalacio-nes de producción en régimen especial con anterioridad a la fecha de finalización de dicho plazo tendrán derecho a la prima o, en su caso, tarifa regulada establecida en el presente real decreto para dicho grupo o subgrupo, que no podrá ser inferior a doce meses.

Para ello la Comisión Nacional de Energía propondrá a la Secretaría General de Energía una fecha límite, teniendo en cuenta el análisis de los datos reflejados por el sistema de información a que hace referencia el artículo 21 y teniendo en cuenta la velocidad de implantación de nue-vas instalaciones y la duración media de la ejecución de la obra para un proyecto tipo de una tecnología.

2. Aquellas instalaciones que sean inscritas de forma definitiva en el Registro administrativo de producción en régimen especial dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, con posterioridad a la fecha de fina-lización establecida para su tecnología, percibirán por la energía vendida, si hubieran elegido la opción a) del artículo 24.1, una remuneración equivalente al precio final horario del mercado de producción, y si hubieran elegido la opción b) el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por los com-plementos del mercado que le sean de aplicación.

Sin perjuicio de lo anterior, estas instalaciones serán tenidas en cuenta a la hora de fijar los nuevos objetivos de potencia para el Plan de Energías Renovables 2011-2020.

Artículo 23. Instalaciones híbridas.

1. A los efectos del presente real decreto se entiende por hibridación la generación de energía eléctrica en una instalación, utilizando combustibles y/o tecnologías de los grupos o subgrupos siguientes b.1.2, b.6, b.7, b.8 y c.4, de acuerdo a los tipos y condiciones establecidos en el apartado 2 siguiente.


2. Solo se admiten las instalaciones híbridas de acuerdo a las siguientes definiciones:

i. Hibridación tipo 1: aquella que incorpore 2 ó más de los combustibles principales indicados para los grupos b.6, b.7, b.8 y c4 y que en su conjunto supongan en cóm-puto anual, como mínimo, el 90 por ciento de la energía primaria utilizada medida por sus poderes caloríficos infe-riores.

ii. Hibridación tipo 2: aquella instalación del subgrupo b.1.2 que adicionalmente, incorpore 1 o más de los combustibles principales indicados para los grupos b.6, b.7 y b.8. La generación eléctrica a partir de dichos combustibles deberá ser inferior, en el cómputo anual, al 50 por ciento de la producción total de electricidad. Cuando además de los combustibles principales indica-dos para los grupos b.6, b.7 y b.8 la instalación utilice otro combustible primario para los usos que figuran en el artículo 2.1.b, la generación eléctrica a partir del mismo no podrá superar, en el cómputo anual, el porcentaje del 10 por ciento, medido por su poder calorífico inferior.

3. Para el caso de hibridación tipo 1, la inscripción en el registro se hará en los grupos o subgrupos que corres-ponda atendiendo al porcentaje de participación de cada uno de ellos, sin perjuicio de la percepción de la retribución que le corresponda en función de la contribución real men-sual de cada uno de los grupos o subgrupos. Salvo que se trate de una cogeneración, en cuyo caso la instalación se inscribirá en el subgrupo a.1.3. Para el caso de hibridación tipo 2, la inscripción se realizará en el grupo b.1.2.

4. En el caso de utilización de un combustible de los contemplados en el presente artículo, pero que no haya sido contemplado en la inscripción de la instalación en el registro, el titular de la misma, deberá comunicarlo al órgano competente, adjuntando justificación del origen de los combustibles no contemplados y sus característi-cas, así como los porcentajes de participación de cada combustible y/o tecnología en cada uno de los grupos y subgrupos.

5. Únicamente será aplicable la hibridación entre los grupos y subgrupos especificados en el presente artículo en el caso en que el titular de la instalación mantenga un registro documental suficiente que permita determinar de manera fehaciente e inequívoca la energía eléctrica pro-ducida atribuible a cada uno de los combustibles y tecno-logías de los grupos y subgrupos especificados.

6. El incumplimiento del registro documental refe-rido en apartado anterior o el fraude en los porcentajes de hibridación retribuidos serán causa suficiente para la revocación del derecho a la aplicación del régimen econó-mico regulado en este real decreto y, en su caso, a la incoación del procedimiento sancionador correspon-diente. Si se hubiera elegido la opción de venta de ener-gía a tarifa regulada, la suspensión referida implicaría la percepción de un precio equivalente al precio final hora-rio del mercado, en lugar de la tarifa misma, sin perjuicio de la obligación, en su caso, de abonar el coste de los desvíos en que incurra.

CAPÍTULO IV

Régimen económico

SECCIÓN 1.ª DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial.

1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir una de las opciones siguientes:

a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los períodos de progra-mación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.

b) Vender la electricidad en el mercado de produc-ción de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por una prima en céntimos de euro por kilovatio-hora.

2. En ambos casos, el titular de la instalación deberá observar las normas contenidas en la sección 2.ª de este capítulo IV, y le será además de aplicación la legislación, normativa y reglamentación específica del mercado eléc-trico.

3. De acuerdo con el artículo 17.d), el titular de una instalación de régimen especial podrá además, vender parte de su energía a través de una línea directa, sin que a esta energía le sea de aplicación el régimen económico regulado en este real decreto.

4. Los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto podrán elegir, por períodos no inferiores a un año, la opción de venta de su energía que más les convenga, lo que comunicarán a la empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energé-tica y Minas, con una antelación mínima de un mes, refe-rido a la fecha del cambio de opción. Dicha fecha será el primer día del primer mes en que el cambio de opción vaya a ser efectivo y deberá quedar referida explícita-mente en la comunicación.

5. La Dirección General de Política Energética y Minas tomará nota de la opción elegida, y de los cambios que se produzcan en la inscripción del Registro adminis-trativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y la comunicará a la Comisión Nacional de Energía y, en su caso, a los operadores del sistema y del mercado, a los efectos de liquidación de las energías.

Artículo 25. Tarifa regulada.

La tarifa regulada a que se refiere el artículo 24.1.a) consiste en una cantidad fija, única para todos los perio-dos de programación, y que se determina en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instala-ción, así como de su potencia instalada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio, en los artículos 35 al 42 del presente real decreto.

Artículo 26. Discriminación horaria.

1. Las instalaciones de la categoría a) y los grupos b.4, b.5, b.6, b.7 y b.8, que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1, podrán acogerse, con carácter voluntario, al régimen de discriminación horaria de dos periodos siguiente:

Invierno Verano

Punta Valle Punta Valle

11-21 h 21-24 h y 0-11 h 12-22h 22-24 h y 0-12 h

Los cambios de horario de invierno a verano o vice-versa coincidirán con la fecha de cambio oficial de hora.

2. La tarifa regulada a percibir en este caso, se calcu-lará como el producto de la tarifa que le corresponda por su grupo, subgrupo, antigüedad y rango de potencia, multiplicada por 1,0462 para el periodo punta y 0,9670 para el periodo valle.


3. El titular de una instalación que desee acogerse a dicho régimen podrá hacerlo por periodos no inferiores a un año lo que comunicará a la empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas, con una antelación mínima de un mes, referido a la fecha del cambio de opción. Dicha fecha será el primer día del pri-mer mes en que el cambio de opción vaya a ser efectivo y deberá quedar referida explícitamente en la comunica-ción.

4. El acogimiento al régimen de discriminación hora-ria regulado en el presente artículo, podrá realizarse, con-juntamente con la elección de venta regulada en el artículo 24.4 del presente real decreto. En caso de no rea-lizarse de forma conjunta, el titular de la instalación no podrá cambiar a la opción de venta del artículo 24.1.b), en tanto en cuanto no haya permanecido acogido al citado régimen de discriminación horaria durante al menos un año.

Artículo 27. Prima.

1. La prima a que se refiere el artículo 24.1.b) con-siste en una cantidad adicional al precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación.

2. Para ciertos tipos de instalaciones pertenecientes a la categoría b), se establece una prima variable, en fun-ción del precio del mercado de referencia.

Para éstas, se establece una prima de referencia y unos límites superior e inferior para la suma del precio del mercado de referencia y la prima de referencia. Para el caso de venta de energía a través del sistema de ofertas gestionado por el operador de mercado, así como para los contratos de adquisición entre los titulares de las ins-talaciones y los comercializadores cuya energía es ven-dida en el sistema de ofertas, el precio del mercado de referencia será el precio horario del mercado diario. Para el resto de posibilidades contempladas en la opción b) del artículo 24.1, el precio del mercado de referencia será el precio que resulte de acuerdo a la aplicación del sistema de subastas regulado en la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular.

La prima a percibir en cada hora, se calcula de la siguiente forma:

i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para un determinado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de refe-rencia para ese grupo o subgrupo, en esa hora.

ii. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de referencia inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibir será la diferencia entre el límite inferior y el precio horario del mercado dia-rio en esa hora.

iii. Para valores del precio del mercado de referencia comprendidos entre el límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, el valor de la prima a perci-bir será la diferencia entre el límite superior y el precio del mercado de referencia en esa hora.

iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales al límite superior, el valor de la prima a percibir será cero en esa hora.

3. La prima o, cuando corresponda, prima de refe-rencia, así como los límites superior e inferior se determi-nan en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instalación, así como de su potencia insta-lada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio, en los artículos 35 al 42 del presente real decreto.

Artículo 28. Complemento por Eficiencia.

1. Las instalaciones del régimen especial, a las que les sea exigible el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente y aquellas cogeneraciones con potencia ins-talada mayor de 50 MW y menor o igual de 100 MW, que acrediten en cualquier caso un rendimiento eléctrico equivalente superior al mínimo por tipo de tecnología y combustible según se recoge en el anexo I de este real decreto, percibirán un complemento por eficiencia, apli-cable únicamente sobre la energía cedida al sistema a través de la red de transporte o distribución, basado en un ahorro de energía primaria incremental cuya cuantía será determinada de la siguiente forma:

Complemento por eficiencia = 1,1 x (1/REEminimo –1/REEi) x Cmp

REEminimo: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido que aparece en la tabla del anexo I.

REEi: Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en el año considerado y calculado según el anexo I.

Cmp: coste unitario de la materia prima del gas natu-ral (en c€/kWhPCS) publicado periódicamente por el Minis-terio de Industria, Turismo y Comercio, por medio de la orden en la que se establecen, entre otros, las tarifas de venta de gas natural y gases manufacturados por canali-zación para suministros a presión igual o inferior a 4 bar.

2. Este complemento por mayor eficiencia será retri-buido a la instalación independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1 del presente real decreto.

Artículo 29. Complemento por energía reactiva.

1. Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la aplicación de este real decreto, independien-temente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1, recibirá un complemento por energía reactiva por el man-tenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este complemento se fija como un porcentaje, en función del factor de potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c€/kWh, que será revisado anualmente. Dicho porcentaje, se establece en el anexo V del presente real decreto.

2. Aquellas instalaciones del régimen especial cuya potencia instalada sea igual o superior a 10 MW podrán recibir instrucciones del mismo para la modificación tem-poral del valor mantenido. En caso de cumplimiento de estas instrucciones del operador del sistema, se aplicará la máxima bonificación contemplada en el anexo V para el periodo en que se encuentre y en caso de incumplimiento de las mismas, se aplicará la máxima penalización con-templada en el mismo anexo para dicho periodo.

El operador del sistema podrá incorporar en dichas instrucciones las propuestas recibidas de los gestores de la red de distribución, y podrá delegar en éstos la transmi-sión de instrucciones a los generadores conectados a sus redes.

3. Sin perjuicio de lo anterior, las instalaciones que opten por vender su energía en el mercado, según el artículo 24.1.b), y cumplan los requisitos para ser provee-dor del servicio de control de tensiones de la red de trans-porte, podrán renunciar al complemento por energía reactiva establecido en este artículo, y podrán participar voluntariamente en el procedimiento de operación de control de tensión vigente, aplicando sus mecanismos de retribución.


Artículo 30. Liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos.

1. Las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 liquidarán con la Comisión Nacional de Energía, bien directamente, o bien a través de su repre-sentante, la cuantía correspondiente, a la diferencia entre la energía neta efectivamente producida, valorada al pre-cio de la tarifa regulada que le corresponda y la liquida-ción realizada por el operador del mercado y el operador del sistema, así como los complementos correspondien-tes, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.

2. Las instalaciones que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1 recibirán de la Comisión Nacional de Energía, bien directamente, o bien a través de su repre-sentante, la cuantía correspondiente a las primas y com-plementos que le sean de aplicación.

3. Los pagos correspondientes a los conceptos esta-blecidos en los párrafos 1 y 2 anteriores podrán ser ges-tionados, a través de un tercero previa autorización por parte de la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que deberá ser inde-pendiente de las actividades de generación y distribución y ser designado conforme a la legislación de contratos de las Administraciones Públicas.

4. Los importes correspondientes a estos conceptos se someterán al correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciem-bre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

SECCIÓN 2.ª PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO

Artículo 31. Participación en el mercado.

1. Las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 realizarán la venta de su energía a través del sistema de ofertas gestionado por el operador del mercado, a los efectos de la cuantificación de los desvíos de energía, y en su caso, liquidación del coste de los mis-mos, bien directamente o a través de su representante. Para ello, realizarán ofertas de venta de energía a precio cero en el mercado diario, y en su caso, ofertas en el intra-diario, de acuerdo con las Reglas del Mercado vigentes.

2. Para las instalaciones a las que hace referencia el artículo 34.2, la oferta de venta se realizará de acuerdo con la mejor previsión posible con los datos disponibles o en su defecto, de acuerdo con los perfiles de producción recogidos en el anexo XII del presente real decreto.

3. El operador del sistema liquidará tanto el coste de los desvíos como el déficit de desvíos correspondiente a aquellas instalaciones que están exentas de desvíos, de acuerdo a los procedimientos de operación correspon-dientes.

4. Con carácter mensual, el operador del mercado y el operador del sistema remitirán a la Comisión Nacional de Energía la información relativa a la liquidación reali-zada a las instalaciones que hayan optado por vender su energía de acuerdo a la opción a) del artículo 24.1.

5. Las instalaciones que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1 podrán vender su energía bien directa-mente o bien indirectamente mediante representación tanto en el mercado de ofertas como en la firma de con-tratos bilaterales o en la negociación a plazo.

6. El representante podrá ser agente del mercado en el que vaya a negociar la energía de su representado, para

lo que tendrá que cumplir con los requisitos y procedi-mientos establecidos para ello.

Si el sujeto al que representa fuera agente del mer-cado diario de producción no será necesario que el repre-sentante se acredite como tal.

7. El representante podrá presentar las ofertas por el conjunto de las instalaciones de régimen especial a las que representa, agrupadas en una o varias unidades de oferta, sin perjuicio de la obligación de desagregar por unidades de producción las ofertas casadas.

8. Los operadores dominantes del sector eléctrico, determinados por la Comisión Nacional de la Energía, así como las personas jurídicas participadas por alguno de ellos, sólo podrán actuar como representantes instalacio-nes de producción en régimen especial de las que posean una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento. Esta limitación debe ser aplicada, igualmente, a los contratos de adquisición de energía firmados entre los comercializadores del operador dominante y sus instala-ciones de régimen especial. Se entiende que una empresa está participada por otra cuando se cumplan los criterios establecidos en el artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.

9. Los titulares de instalaciones de producción en régimen ordinario que no pertenezcan a los operadores dominantes, así como las personas jurídicas participadas por alguno de ellos, o terceras sociedades que ejerzan la representación de instalaciones de producción, podrán actuar como representantes de instalaciones de produc-ción en régimen especial, con la adecuada separación de actividades por cuenta propia y cuenta ajena, y hasta un límite máximo del 5 por ciento de cuota conjunta de parti-cipación del grupo de sociedades en la oferta del mercado de producción. Estas características y limitación deben ser aplicadas, igualmente, a los contratos de adquisición de energía firmados entre los comercializadores no pertene-cientes a los operadores dominantes y las instalaciones de régimen especial. Se entiende que una empresa está parti-cipada por otra cuando se cumplan los criterios estableci-dos en el artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.

10. La Comisión Nacional de Energía será responsa-ble de incoar los correspondientes procedimientos san-cionadores en caso de incumplimiento de lo previsto en los apartados anteriores.

Artículo 32. Requisitos para participar en el mercado.

Para adquirir la condición de sujeto del mercado de producción, el titular de la instalación o quien le repre-sente deberá cumplir las condiciones establecidas en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. Una vez adquirida dicha condición, o cuando se produzca cualquier modificación de ésta, el operador del sistema lo comunicará en el plazo de dos semanas a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía.

Artículo 33. Participación en los servicios de ajuste del sistema.

1. Las instalaciones objeto del presente real decreto que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1 podrán participar en los mercados asociados a los servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo teniendo en cuenta que:

a) El valor mínimo de las ofertas para la participación en estos servicios de ajuste del sistema será de 10 MW, pudiendo alcanzar dicho valor como oferta agregada de varias instalaciones.

b) Podrán participar todas las instalaciones de régi-men especial salvo las no gestionables, previa autoriza-


ción mediante resolución, de la Dirección General de Política Energética y Minas y habilitación del operador del sistema.

2. En caso de que el programa de producción de una instalación de régimen especial resulte modificado por alguno de los servicios de ajuste del sistema, esta modifi-cación del programa devengará los derechos de cobro y/u obligaciones de pago correspondientes a la provisión del servicio, obteniendo en todo caso la instalación el dere-cho a la percepción de la prima y los complementos correspondientes por la energía vertida de forma efectiva a la red.

En este caso, el operador del sistema comunicará al distribuidor correspondiente, al operador del mercado y a la Comisión Nacional de Energía el importe devengado por este servicio, así como la energía cedida.

3. Las instalaciones que tengan la obligación de cumplir un determinado rendimiento eléctrico equiva-lente cuando sean programadas por restricciones técni-cas serán eximidas del requisito del cumplimiento del citado rendimiento durante el periodo correspondiente a dicha programación.

4. La Secretaría General de Energía establecerá, mediante Resolución, un procedimiento técnico-econó-mico en el que se fijará el tratamiento de las instalaciones de cogeneración para la solución de situaciones de con-gestión del sistema.

Artículo 34. Cálculo y liquidación del coste de los des-víos.

1. A las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1, se les repercutirá el coste de desvío fijado en el mercado organizado por cada período de programación.

El coste del desvío, en cada hora, se repercutirá sobre la diferencia, en valor absoluto, entre la produc-ción real y la previsión.

2. Estarán exentas del pago del coste de los desvíos aquellas instalaciones que habiendo elegido la opción a) del artículo 24.1 no tengan obligación de disponer de equipo de medida horaria, de acuerdo con el Regla-mento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.

SECCIÓN 3.ª TARIFAS Y PRIMAS

Artículo 35. Tarifas, y primas para instalaciones de la categoría a): cogeneración u otras a partir de ener-gías residuales.

1. Las tarifas y primas correspondientes a las insta-laciones de la categoría a), será la contemplada en la tabla 1, siguiente:


Tabla 1

Grupo Subgrupo Combustible Potencia Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referencia c€/kWh

P≤0,5 MW 12,0400 0,5<P≤1 MW 9,8800

1<P≤10 MW 7,7200 2,7844

10<P≤25 MW 7,3100 2,2122

a.1.1

25<P≤50 MW 6,9200 1,9147

P≤0,5 MW 13,2900

0,5<P≤1 MW 11,3100

1<P≤10 MW 9,5900 4,6644

10<P≤25 MW 9,3200 4,2222 Gasoleo / GLP

25<P≤50 MW 8,9900 3,8242

0,5<P≤1 MW 10,4100

1<P≤10 MW 8,7600 3,8344

10<P≤25 MW 8,4800 3,3822

a.1.2

Fuel

25<P≤50 MW 8,1500 2,9942

P≤10 MW 6,1270 3,8479

10<P≤25 MW 4,2123 1,5410 Carbón

25<P≤50 MW 3,8294 0,9901

P≤10 MW 4,5953 1,9332

10<P≤25 MW 4,2123 1,1581

a.1

a.1.4

Otros

25<P≤50 MW 3,8294 0,6071 P≤10 MW 4,6000 1,9344

10<P≤25 MW 4,2100 1,1622 a.2

25<P≤50 MW 3,8300 0,6142


2. Las pilas de combustible percibirán una retribu-ción igual a la de las instalaciones del subgrupo a.1.1 de no más de 0,5 MW de potencia instalada.

3. Cuando el aprovechamiento del calor útil se rea-lice con el propósito indistinto de utilización como calor o frío para climatización de edificios, se atenderá a lo esta-blecido en el anexo IX para considerar un periodo de tiempo distinto de un año y para calcular la retribución por la energía que le corresponda.

4. Para las instalaciones de la categoría a.1.3 la retribución será la correspondiente a la de los grupos b.6, b.7 y b.8, incrementada con los porcentajes que se establecen en la tabla 2 siguiente, siempre que se cum-pla el rendimiento eléctrico equivalente exigido, de acuerdo con el anexo I, sin perjuicio de lo establecido en la sección 5.ª del capítulo IV del presente real decreto.

Tabla 2

Subgrupo Combustible Potencia Plazo Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referenciac€/kWh

primeros 15 años 16,0113 11,6608P≤2 MW

a partir de entonces 11,8839 0,0000

primeros 15 años 14,6590 10,0964b.6.1

2 MW ≤ P a partir de entonces 12,3470 0,0000primeros 15 años 12,7998 8,4643

P≤2 MW a partir de entonces 8,6294 0,0000primeros 15 años 10,7540 6,1914

b.6.2 2 MW ≤ P

a partir de entonces 8,0660 0,0000primeros 15 años 12,7998 8,4643


b.6.3 2 MW ≤ P


b.7.1 a partir de entonces 6,7040 0,0000primeros 15 años 13,3474 10,0842

P≤500 kW a partir de entonces 6,6487 0,0000primeros 15 años 9,9598 6,1009

b.7.2 500 kW ≤ P


b.7.3 a partir de entonces 5,3600 0,0000primeros 15 años 12,7998 8,4643


b.8.1 2 MW ≤ P



b.8.2 2 MW ≤ P


P≤2 MW a partir de entonces 6,6506 0,0000

primeros 15 años 9,3000 4,9586

a.1.3

b.8.3

2 MW ≤ P a partir de entonces 7,5656 0,0000


5. A los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22 se establece como objetivo de potencia instalada de refe-rencia para la categoría a), 9215 MW, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 44.

Artículo 36. Tarifas y primas para instalaciones de la categoría b).

Las tarifas y primas correspondientes a las instalaciones de la categoría b) será la contemplada en la tabla 3, siguiente.

Se contempla, para algunos subgrupos, una retribución diferente para los primeros años desde su puesta en servicio.


Tabla 3

Grupo Subgrupo Potencia Plazo Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referencia

c€/kWh

Límite Superior c€/kWh

Límite Inferior c€/kWh

primeros 25 años 44,0381 P≤100 kW

a partir de entonces 35,2305

primeros 25 años 41,7500 100 kW<P≤10 MW

a partir de entonces 33,4000

primeros 25 años 22,9764

b.1.1

10<P≤50 MW a partir de entonces 18,3811

primeros 25 años 26,9375 25,4000

b.1

b.1.2 a partir de entonces 21,5498 20,3200

34,3976 25,4038

primeros 20 años 7,3228 2,9291 8,4944 7,1275 b.2 b.2.1


primeros 20 años 6,8900 3,8444 b.3


primeros 25 años 7,8000 2,5044 b.4

a partir de entonces 7,0200 1,3444 8,5200 6,5200

primeros 25 años * 2,1044 b.5

a partir de entonces ** 1,3444 8,0000 6,1200

primeros 15 años 15,8890 11,5294 16,6300 15,4100 P≤2 MW


primeros 15 años 14,6590 10,0964 15,0900 14,2700 b.6.1




primeros 15 años 10,7540 6,1914 11,1900 10,3790 b.6.2




primeros 15 años 11,8294 7,2674 12,2600 11,4400

b.6

b.6.3


primeros 15 años 7,9920 3,7784 8,9600 7,4400 b.7.1


primeros 15 años 13,0690 9,7696 15,3300 12,3500 P≤500 kW


primeros 15 años 9,6800 5,7774 11,0300 9,5500 b.7.2

500 kW ≤ P a partir de entonces 6,5100 0,0000

primeros 15 años 5,3600 3,0844 8,3300 5,1000

b.7

b.7.3 a partir de entonces 5,3600 0,0000


Grupo Subgrupo Potencia Plazo Tarifa

regulada c€/kWh

Prima de referencia

c€/kWh

Límite Superior c€/kWh

Límite Inferior c€/kWh



primeros 15 años 10,7540 6,1914 11,1900 10,3790 b.8.1




primeros 15 años 6,5080 1,9454 6,9400 6,1200 b.8.2




primeros 15 años 8,0000 3,2199 9,0000 7,5000

b.8

b.8.3


* La cuantía de la tarifa regulada para las instalaciones del grupo b.5 para los primeros veinticinco años desde la puesta en marcha será: 6,60 + 1,20 x [(50 - P) / 40], siendo P la potencia de la instalación.

** La cuantía de la tarifa regulada para las instalaciones del grupo b.5 para el vigésimo sexto año y sucesivos desde la puesta en marcha será: 5,94 + 1,080 x [(50 - P) / 40], siendo P la potencia de la instalación.

Artículo 37. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupo b.1: energía solar.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior para las instalaciones del grupo b.1 y de lo dispuesto en el artículo 44, a los efectos de lo establecido en los ar-tículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para el subgrupo b.1.1, 371 MW y para el subgrupo b.1.2, 500 MW.

Artículo 38. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupo b.2: energía eólica.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones del grupo b.2:

1. Para las instalaciones del subgrupo b.2.2, la prima máxima de referencia a efectos del procedimiento de con-currencia que se regule para el otorgamiento de reserva de zona para instalaciones eólicas en el mar territorial será de 8,43 c€kWh y el límite superior, 16,40 c€/kWh.

2. A los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para la tecnología eólica, 20.155 MW sin perjui-cio de lo dispuesto en el artículo 44.

Artículo 39. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupo b.3: geotérmica, de las olas, de las mareas, de las rocas calientes y secas, oceanográfica, y de las corrientes marinas.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones del grupo b.3, se podrá determinar el derecho a la percepción de una tarifa o prima, específica para cada instalación, durante los primeros quince años desde su puesta en servicio.

El cálculo de esta prima para cada instalación se reali-zará a través de los datos obtenidos en el modelo de solici-tud del anexo VII.

Tabla 4

GrupoTarifa regulada

–c€/kWh

Prima de referencia–

c€/kWh

c.1 . . . . . . . . . . . . . 5,36 2,30c.2 . . . . . . . . . . . . . 5,36 2,30c.3 . . . . . . . . . . . . . 3,83 2,30c.4 . . . . . . . . . . . . . 5,20 1,74

Artículo 40. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupos b.4 y b.5: energía hidroeléctrica.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones de los grupos b.4 y b.5 y de lo dis-puesto en el artículo 44, a los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para la tecnología hidro-eléctrica de potencia menor o igual a 10 MW, 2.400 MW.

Artículo 41. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría b), grupos b.6, b.7 y b.8: biomasa y biogás.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las instalaciones de los grupos b.6, b.7 y b.8, y de lo dispuesto en el artículo 44, a los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia instalada de referencia para instalaciones que utilicen como combustible los recogidos para los grupos b.6 y b.8, 1.317 MW y para las de los combustibles del grupo b.7, 250 MW. En estos casos, no se considerarán, dentro de los objetivos de potencia instalada de referencia, las potencias equivalentes de biomasa o biogás en instala-ciones de co-combustión.

Artículo 42. Tarifas y primas para instalaciones de la cate-goría c): residuos.

1. Las tarifas y primas correspondientes a las instala-ciones de la categoría c) será la contemplada en la tabla 4, siguiente


2. A los efectos de lo establecido en el los artículos 17.c) y 22, se establece como objetivo de potencia insta-lada de referencia para el grupo c.1, 350 MW, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 44.

Artículo 43. Tarifas y primas para las instalaciones híbri-das consideradas en el artículo 23.

Las primas o tarifas aplicables a la electricidad vertida a la red, en las instalaciones híbridas, se valorarán según la energía primaria aportada a través de cada una de las tecnologías y/o combustibles, de acuerdo a lo establecido en el anexo X.

Artículo 44. Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos.

1. Las tarifas y primas de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 sufrirán una actualización trimestral en función de las variaciones de los valores de referencia de los índices de precios de combustibles definidos en el anexo VI y el índice nacional de precios al consumo (en adelante IPC) en ese mismo periodo. Dicha actualización se hará siguiendo el procedimiento recogido en el anexo VII de este real decreto.

Aquellas instalaciones, de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 que hayan cumplido diez años de explotación tendrán una corrección por antigüedad en la actualización corres-pondiente a los años posteriores, de acuerdo a lo estable-cido en el anexo VII apartado c).

No obstante lo anterior, aquella instalación que a la entrada en vigor del presente real decreto se encuentre ya en explotación no experimentará la mencionada correc-ción por antigüedad, bien hasta que cumpla quince años desde la fecha de puesta en servicio o bien hasta pasados diez años desde la entrada en vigor del presente real decreto, lo que antes ocurra.

Para los subgrupos a.2 y a.1.4 se actualizarán las retri-buciones anualmente en función de la evolución del IPC y del precio del carbón, respectivamente, según dicho anexo VII.

Los importes de tarifas, primas, complementos y lími-tes inferior y superior del precio horario del mercado definidos en este real decreto, para la categoría b) y el subgrupo a.1.3, se actualizarán anualmente tomando como referencia el incremento del IPC menos el valor establecido en la disposición adicional primera del pre-sente real decreto.

Las tarifas y primas para la las instalaciones de los grupos c.1, c.2 y c.3 se mantendrán durante un periodo de quince años desde la puesta en servicio de la instalación, actualizándose, las correspondientes a los grupos c.1 y c.3, anualmente tomando como referencia el IPC, y las correspondientes al grupo c.2, de igual manera que las cogeneraciones del grupo a.1.2 del rango de potencia entre 10 y 25 MW que utilicen como combustible fueloil. Para las instalaciones del grupo c.4, las tarifas y primas se actualizarán anualmente, atendiendo al incremento del IPC, así como la evolución del mercado de electricidad y del precio del carbón en los mercados internacionales.

2. Los importes de tarifas, primas, complementos y límites inferior y superior del precio horario del mercado que resulten de cualquiera de las actualizaciones contem-pladas en el punto anterior serán de aplicación a la totali-dad de instalaciones de cada grupo, con independencia de la fecha de puesta en servicio de la instalación.

3. Durante el año 2010, a la vista del resultado de los informes de seguimiento sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), así como de los nuevos objetivos que se incluyan en el siguiente Plan de Energías Renovables para el período

2011-2020, se procederá a la revisión de las tarifas, pri-mas, complementos y límites inferior y superior definidos en este real decreto, atendiendo a los costes asociados a cada una de estas tecnologías, al grado de participación del régimen especial en la cobertura de la demanda y a su incidencia en la gestión técnica y económica del sistema, garantizando siempre unas tasas de rentabilidad razona-bles con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales. Cada cuatro años, a partir de entonces, se reali-zará una nueva revisión manteniendo los criterios ante-riores.

Las revisiones a las que se refiere este apartado de la tarifa regulada y de los límites superior e inferior no afec-tarán a las instalaciones cuya acta de puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año en que se haya efectuado la revisión.

4. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para establecer mediante circular la definición de las tecnolo-gías e instalaciones tipo, así como para recopilar informa-ción de las inversiones, costes, ingresos y otros paráme-tros de las distintas instalaciones reales que configuran las tecnologías tipo.

SECCIÓN 4.ª INSTALACIONES QUE SÓLO PUEDEN OPTAR POR VENDER SU ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO

Artículo 45. Instalaciones con potencia superior a 50 MW.

1. Las instalaciones con potencia eléctrica instalada superior a 50 MW descritas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, están obligadas a negociar libremente en el mercado su producción neta de electrici-dad.

2. Las instalaciones de tecnologías análogas a las de la categoría b), salvo las hidroeléctricas, de potencia ins-talada mayor de 50 MW, tendrán derecho a percibir una prima, aplicada a la electricidad vendida al mercado, igual a la de una instalación de 50 MW del mismo grupo y subgrupo y, en su caso, mismo combustible y misma anti-güedad desde la fecha de puesta en servicio, determina-dos en el artículo 36, multiplicada por el siguiente coefi-ciente:

0,8 – [ (Pot –50) / 50) x 0,6 ], para las instalaciones hasta 100 MW, o

0,2 x Pot, para el resto,

siendo Pot, la potencia de la instalación, en MW, y siéndo-les en ese caso de aplicación los límites inferior y superior previstos en el mismo, multiplicados por el mismo coefi-ciente, en cada caso.

3. Aquellas instalaciones de tecnología análogas a las de la categoría c), de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW, tendrán derecho a percibir una prima, aplicada a la electricidad vendida al mercado, igual a la prima de una instalación de 50 MW del mismo grupo y combustible, determinada en el artículo 42, mul-tiplicada por el siguiente coeficiente:

2 * [ 1 –(Pot / 100) ]

siendo Pot, la potencia de la instalación, en MW.4. Aquellas cogeneraciones de potencia instalada

mayor de 50 MW y no superior a 100 MW, siempre que cumplan el requisito mínimo en cuanto a cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente que se determina en el anexo I, tendrán derecho a percibir una prima, apli-cada a la electricidad vendida al mercado, igual a la prima de una instalación de 50 MW del mismo grupo, subgrupo y combustible, determinada en el artículo 35, multiplicada por el siguiente coeficiente:

2 * [ 1 –(Pot / 100) ]

siendo Pot, la potencia de la instalación, en MW.


5. Aquellas cogeneraciones de potencia instalada mayor de 50 MW y menor o igual de 100 MW, tendrán igualmente derecho a percibir el complemento por efi-ciencia definido en el artículo 25 de este real decreto.

6. A los efectos de lo previsto en este artículo, los titulares de las instalaciones deberán presentar una solici-tud ante la Dirección General de Política Energética y Minas, en los términos establecidos en el capítulo II de este real decreto para las instalaciones del régimen espe-cial.

7. Las instalaciones a que hace referencia este artículo deberán estar inscritas en la sección primera del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, con una anotación al margen indi-cando la particularidad prevista en los párrafos anterio-res.

Artículo 46. Instalaciones de co-combustión de biomasa y/o biogás en centrales térmicas del régimen ordina-rio.

1. Sin perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria octava, las instalaciones térmicas de régimen ordinario, podrán utilizar como combustible adicional biomasa y/o biogás de los considerados para los grupos b.6 y b.7 en los términos que figuran en el anexo II.

Mediante acuerdo del Consejo de Ministros, previa consulta con las Comunidades Autónomas, podrá deter-minarse el derecho a la percepción de una prima, especí-fica para cada instalación, durante los primeros quince años desde su puesta en servicio.

El cálculo de esta prima para cada instalación se reali-zará a través de los datos obtenidos en el modelo de soli-citud del anexo VIII.

La prima sólo se aplicará a la parte proporcional de energía eléctrica producida atribuible a la biomasa y/o biogás sobre el total de la energía producida por la insta-lación, en base a la energía primaria.

2. Todas estas instalaciones deberán estar inscritas en la sección primera del Registro administrativo de insta-laciones de producción de energía eléctrica, con una ano-tación al margen indicando la particularidad prevista en el apartado anterior.

Artículo 47. Instalaciones que estuvieran sometidas al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre.

El Ministro de Industria Turismo y Comercio, podrá determinar el derecho a la percepción de una prima, para aquella instalación, de potencia igual o inferior a 10 MW, que a la entrada en vigor de la referida Ley del Sector Eléctrico hubiera estado sometida al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las empresas gestoras del servicio, cuando realice una inversión suficiente en la misma con objeto de aumentar la capacidad de produc-ción de energía eléctrica.

Para ello, el titular de la instalación deberá dirigir una solicitud a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria y Turismo, adjuntando un proyecto técnico-económico que justifique las mejoras a ejecutar y la viabilidad de la misma, quien formulará una propuesta de resolución, previo informe de la Comi-sión Nacional de Energía otorgando, en su caso, el dere-cho a la percepción de una prima, y la cuantía de la misma.

SECCIÓN 5.ª EXIGENCIA DE RENDIMIENTO DE LAS COGENERACIONES

Artículo 48. Cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente para las cogeneraciones.

1. Cualquier instalación de cogeneración a la que le sea exigible el cumplimiento de lo establecido en el anexo I del presente real decreto, deberá calcular y acreditar a final de año el rendimiento eléctrico equivalente real alcan-zado por su instalación. Para ello además deberá acredi-tar y justificar el calor útil producido por la planta y efecti-vamente aprovechado por la instalación consumidora del mismo.

2. Por otro lado el titular de la instalación efectuará una autoliquidación anual que incluya el cálculo del com-plemento por eficiencia, definido en el artículo 28 de este real decreto,

En el caso del uso del calor útil en climatización, el titular habrá de efectuar las autoliquidaciones que se determinen, de acuerdo con el apartado 3 del artículo 35 y el anexo IX.

3. El titular de la instalación será responsable de pre-sentar y acreditar ante la Administración competente la correspondiente hoja de liquidación económica con los siguientes conceptos recogidos:

a) Energía eléctrica en barras de central (E) o genera-ción neta total de la instalación, así como la generación bruta de electricidad, medida en bornes de generador.

b) Combustible o combustibles utilizados (cantidad y PCI; Q).

c) Calor útil (V) económicamente justificable, proce-dente de la cogeneración medido y aplicado al cliente o consumidor del mismo, acompañado de una Memoria Técnica justificativa de su uso, especificando además el mecanismo propuesto y empleado para realizar la medida del mencionado calor útil.

d) Consumo energético térmico asociado, por uni-dad de producto acabado y fabricado por el cliente de energía térmica. Esta acreditación será realizada por una entidad reconocida por la Administración competente.

Artículo 49. Comunicación de la suspensión del régimen económico.

1. Aquellas instalaciones a las que se le exija el cum-plimiento de un rendimiento eléctrico equivalente mínimo según el anexo I, salvo las instalaciones del subgrupo a.1.3, podrán comunicar la suspensión del régimen eco-nómico asociado a su condición de instalación acogida al régimen especial de forma temporal. En caso de haber elegido la opción de venta de energía a tarifa regulada, la retribución a percibir será, durante ese periodo, un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma, sin perjuicio, en su caso del cumpli-miento de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.

Aquellas instalaciones del grupo a.1.3, podrán comu-nicar la suspensión del régimen económico asociado a dicho grupo, de forma temporal. En ese caso, percibirán, durante el periodo, la retribución correspondiente a la de las instalaciones de los grupos b.6, b.7 o b.8, de acuerdo con el combustible utilizado.

2. En cualquier caso, la comunicación a que hace referencia el párrafo 1 anterior será remitida al organismo competente de la comunidad autónoma, indicando la fecha de aplicación y duración total del mencionado periodo suspensivo. Asimismo se remitirá copia de la citada comunicación a la Dirección General de Política Energética y a la Comisión Nacional de Energía.

3. El periodo suspensivo solo podrá ser disfrutado una sola vez por año y corresponderá a un plazo temporal mínimo de un mes y máximo de seis meses, durante el


cual no le será exigible el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente.

4. No será de aplicación la obligación de comunica-ción a que hacen referencia el apartado 1 anterior a las instalaciones a que hace referencia el artículo 35.3.

Artículo 50. Penalización por incumplimiento del rendi-miento eléctrico equivalente.

1. A aquellas instalaciones no incluidas en el subgrupo a.1.3 que en un año no hayan podido cumplir el rendimiento eléctrico equivalente exigido de acuerdo al anexo I del presente real decreto y que no hayan efec-tuado la comunicación a que hace referencia el artículo 49, les será de aplicación, durante ese año, el régimen retributivo contemplado en el presente real decreto o en decretos anteriores vigentes con carácter transitorio, apli-cado a la electricidad que, de acuerdo con los valores reales y certificados de calor útil en dicho año, hubiera cumplido con el rendimiento eléctrico equivalente exi-gido.

La diferencia entre la electricidad generada neta en el mencionado año y la que hubiera cumplido con el rendi-miento eléctrico equivalente exigido no recibirá prima, en caso de acogerse a la opción de venta a mercado o bien será retribuida con un precio equivalente al precio final horario del mercado en caso de acogerse a la opción de venta a tarifa regulada.

2. A aquellas instalaciones del subgrupo a.1.3 que en un cierto año no hayan podido cumplir el rendimiento eléctrico equivalente exigido de acuerdo al anexo I del presente real decreto y que no hayan efectuado la comu-nicación a que hace referencia el artículo 49, les será de aplicación, durante ese año, el régimen retributivo con-templado en el presente real decreto para las instalacio-nes del grupo b.6, b.7 o b.8, en función del combustible utilizado.

3. El incumplimiento a que hace referencia los apar-tados primero y segundo podrá producirse una sola vez a lo largo de la vida útil de la planta, En caso de producirse un segundo incumplimiento, quedará revocado el dere-cho a la aplicación del régimen económico regulado en este real decreto o en reales decretos anteriores vigentes con carácter transitorio y podrá incoarse, en su caso, el procedimiento sancionador correspondiente. En caso de haber elegido la opción de venta de energía a tarifa regu-lada, la retribución a percibir sería un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.

La suspensión del régimen económico por razón del incumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente quedará reflejada con una anotación al margen en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, indicando esta particularidad.

4. Aquellas instalaciones de cogeneración que tras la realización de una inspección no puedan acreditar el cum-plimiento de los valores comunicados en el cálculo del rendimiento eléctrico equivalente de su instalación se someterán al expediente sancionador que incoará el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Artículo 51. Inspección de las cogeneraciones.

1. La Administración General del Estado, a través de la Comisión Nacional de la Energía, y en colaboración con los órganos competentes de las Comunidades Autóno-mas correspondientes, realizará inspecciones periódicas y aleatorias a lo largo del año en curso, sobre aquellas instalaciones de cogeneración objeto del cumplimiento del requisito del rendimiento eléctrico equivalente anual definido en el anexo I, siguiendo los criterios de elección e indicaciones que la Secretaria General de la Energía del

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio imponga en cada caso, ajustándose el número total de inspecciones efectuadas anualmente a un mínimo del 10 por ciento del total de instalaciones de cogeneración existentes, que representen al menos el 10 por ciento de la potencia ins-talada dentro del subgrupo correspondiente.

2. Para la realización de estas inspecciones, la Comi-sión Nacional de Energía podrá servirse de una entidad reconocida por la Administración General del Estado. Dichas inspecciones se extenderán a la verificación de los procesos y condiciones técnicas y de confort que den lugar a la demanda de calor útil, de conformidad con la definición del artículo 2.a) del presente real decreto.

Disposición adicional primera. Valor a detraer del IPC para las actualizaciones a que se hace referencia en el presente real decreto.

El valor de referencia establecido para la detracción del IPC a que se hace referencia en el presente real decreto para las actualizaciones de algunos valores establecidos será de veinticinco puntos básicos hasta el 31 de diciem-bre de 2012 y de cincuenta puntos básicos a partir de entonces

Disposición adicional segunda. Garantía de potencia.

Tendrán derecho al cobro de una retribución por garantía de potencia, en su caso, aquellas instalaciones acogidas al régimen especial que hayan optado por ven-der su energía libremente en el mercado, de acuerdo con el artículo 24.1.b), salvo las instalaciones que utilicen una energía primaria no gestionable.

En lo referente a la retribución por garantía de poten-cia, a estas instalaciones les será de aplicación la misma legislación, normativa y reglamentación, y en las mismas condiciones, que a los productores de energía eléctrica en régimen ordinario.

Disposición adicional tercera. Instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW no incluidas en el ámbito de aplicación de este real decreto.

Aquellas instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW no incluidas en el ámbito de aplicación de este real decreto, que pertenezcan a empresas vinculadas con empresas distribuidoras a las que se refiere la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviem-bre, podrán entregar su energía a dicha empresa distribui-dora hasta que finalice el periodo transitorio contemplado en la disposición transitoria quinta, facturándola al precio final horario del mercado de producción de energía eléc-trica en cada período de programación. Una vez finalice dicho periodo transitorio, venderán su energía de la misma manera que las instalaciones de régimen especial que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 del pre-sente real decreto, percibiendo por su energía el precio final horario del mercado de producción de energía eléc-trica en cada período de programación.

Disposición adicional cuarta. Instalaciones acogidas a la disposición transitoria primera o disposición transito-ria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

Las instalaciones que a la entrada en vigor del pre-sente real decreto estuvieran acogidas a la disposición transitoria primera o disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, quedarán automá-ticamente comprendidas en la categoría, grupo y subgrupo que le corresponda del nuevo real decreto en


función de la tecnología y combustible utilizado, mante-niendo su inscripción.

Disposición adicional quinta. Modificación del incentivo para ciertas instalaciones de la categoría a) definidas en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

Desde la entrada en vigor del citado Real Decreto-ley 7/2006, de 23 de junio, y hasta la entrada en vigor del pre-sente real decreto, se modifica la cuantía de los incentivos regulados en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, para las instalaciones: del subgrupo a.1.1 de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada, quedando esta-blecido en 1,9147 c€/kWh durante los primeros quince años desde su puesta en marcha y en 1,5318 c€/kWh a partir de entonces; para las del subgrupo a.1.2 de másde 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada, que-dando establecido en 1,1488 c€/kWh y para las del grupo a.2 de más de 10 MW y no más de 25 MW, de potencia instalada, quedando establecido en 0,7658 c€/kWh, durante los primeros diez años desde su puesta en mar-cha y en 1,1488 c€/kWh a partir de entonces.

Disposición adicional sexta. Instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

1. Aquellas instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW, que hubieran estado acogidas a la disposición transitoria primera del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se esta-blece la metodología para la actualización y sistematiza-ción del régimen jurídico y económico de la actividad e producción de energía eléctrica en régimen especial, ten-drán derecho al cobro por energía reactiva regulado en el artículo 29 del presente real decreto.

2. Aquellas de las instalaciones contempladas en el párrafo 1, que utilicen como energía primaria residuos con valorización energética, percibirán una prima por su energía vendida en el mercado de 1,9147 c€/kWh que será actualizado anualmente con el incremento del IPC, durante un periodo máximo de quince años desde su puesta en servicio.

3. Igualmente, aquellas de las instalaciones contem-pladas en el párrafo 1, que utilicen la cogeneración con gas natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior, y siempre que cumplan los requi-sitos que se determinan en el anexo, percibirán una prima por su energía vendida en el mercado de 1,9147 c€/kWh que será actualizado anualmente con el mismo incre-mento que les sea de aplicación a las instalaciones de la categoría a.1.2 del presente real decreto, durante un periodo máximo de quince años desde su puesta en servicio.

Disposición adicional séptima. Complemento por conti-nuidad de suministro frente a huecos de tensión.

Aquellas instalaciones eólicas que, con anterioridad al 1 de enero de 2008, dispongan de inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, dependiente del Ministerio de Indus-tria, Turismo y Comercio, tendrán derecho a percibir un complemento específico, una vez que cuenten con los equipos técnicos necesarios para contribuir a la continui-dad de suministro frente a huecos de tensión, según se establece en los procedimientos de operación correspon-dientes, y a los que se refiere el artículo 18.e), durante un periodo máximo de cinco años, y que podrá extenderse como máximo hasta el 31 de diciembre de 2013,

Independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1 de este real decreto, este complemento

tendrá el valor de 0,38 cent€/kWh. Este valor será revisado anualmente, de acuerdo al incremento del IPC menos el valor establecido en la disposición adicional primera del presente real decreto.

Dicho complemento será aplicable únicamente a las instalaciones eólicas que acrediten ante la empresa distri-buidora y ante la Dirección General de Política Energética y Minas un certificado de una entidad autorizada por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio que demues-tre el cumplimiento de los requisitos técnicos exigidos, de acuerdo con el procedimiento de verificación correspon-diente.

La Dirección General de Política Energética y Minas tomará nota de esta mejora en la inscripción del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y la comunicará a la Comisión Nacional de Ener-gía, a los efectos de liquidación de las energías, y al ope-rador del sistema a efectos de su consideración a efectos de control de producción cuando ello sea de aplicación para preservar la seguridad del sistema.

Este complemento será facturado y liquidado por la Comisión Nacional de Energía de acuerdo a lo establecido en el artículo 27.

Disposición adicional octava. Acceso y conexión a la red.

En tanto el Ministerio de Industria, Turismo y Comer-cio no establezca nuevas normas técnicas para la conexión a la red eléctrica de las instalaciones sometidas al pre-sente real decreto, en lo relativo a acceso y conexión y sin perjuicio de la existencia de otras referencias existentes en la normativa vigente se atenderá a lo estipulado en el anexo XI.

Disposición adicional novena. Plan de Energías Renova-bles 2011-2020.

Durante el año 2008 se iniciará el estudio de un nuevo Plan de Energías Renovables para su aplicación en el período 2011-2020. La fijación de nuevos objetivos para cada área renovable y, en su caso, limitaciones de capaci-dad, se realizará de acuerdo con la evolución de la demanda energética nacional, el desarrollo de la red eléc-trica para permitir la máxima integración en el sistema en condiciones de seguridad de suministro. Los nuevos objetivos que se establezcan se considerarán en la revi-sión del régimen retributivo para el régimen especial prevista para finales del año 2010.

Disposición adicional décima. Facturación de la energía excedentaria de las instalaciones de cogeneración a las que se refiere la disposición transitoria 8.ª 2.ª de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

La facturación de la energía excedentaria incorporada al sistema por las instalaciones de cogeneración a que se refiere la refiere la Disposición Transitoria 8.ª 2.ª de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre durante la vigencia de dicha disposición transitoria, debe corresponder con la efec-tuada a la empresa distribuidora, en base a la configura-ción eléctrica de su interconexión entre el productor-con-sumidor y la red, de acuerdo con lo establecido en su momento por el órgano competente en las autorizaciones de las instalaciones.

Disposición adicional undécima. Procedimiento de información para las instalaciones hidráulicas de una cuenca hidrográfica.

Todos los titulares de instalaciones de producción hidroeléctrica pertenecientes a una misma cuenca hidro-


gráfica, cuando la gestión de su producción esté condicio-nada por un flujo hidráulico común, deberán seguir el procedimiento de información que se establezca por Resolución del Director General de Política Energética y Minas, entre ellos y con la confederación hidrográfica correspondiente, con objeto de minimizar la gestión de los desvíos en su producción.

Disposición adicional duodécima. Régimen especial en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsula-res (SEIE) se aplicarán los procedimientos de operación establecidos en estos sistemas, y las referencias de acceso al mercado se deberán entender como acceso al despacho técnico de energía de acuerdo con las condicio-nes y requisitos establecidos en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y la normativa que lo desarrolla.

Disposición adicional decimotercera. Mecanismos de reparto de gastos y costes.

Antes de que transcurra un año desde la entrada en vigor del presente real decreto, los operadores de las redes de transporte y distribución, elevarán al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de los mecanismos tipo para el reparto de gastos y costes a apli-car a los productores de régimen especial, o a aquellos de las mismas tecnologías del régimen ordinario beneficia-rios, como consecuencia de la ejecución de instalaciones de conexión y refuerzo o modificación de red requeridos para asignarles capacidad de acceso a la red.

Dichos mecanismos habrán de ser objetivos, transpa-rentes y no discriminatorios y tendrán en cuenta todos los costes y beneficios derivados de la conexión de dichos productores a la red, aportados al operador y al propieta-rio de la red de transporte y distribución, al productor o productores que se conectan inicialmente, a los posterio-res que pudieran hacerlo. Los mecanismos tipo de reparto de gastos y costes, podrán contemplar distintos tipos de conexión y considerarán todas las repercusiones deriva-das de la potencia y energía aportadas por la nueva insta-lación de producción y los costes y beneficios de las diversas tecnologías de fuentes de energía renovables y generación distribuida utilizados. Atenderán, al menos, a los siguientes conceptos:

a) Nivel de tensión y frecuencia.b) Configuración de la red.c) Potencia máxima a entregar y demandar.d) Distribución del consumo.e) Capacidad actual de la red receptora.f) Influencia en el régimen de pérdidas en la red

receptora.g) Regulación de tensión.h) Regulación de potencia / frecuencia.i) Resolución de restricciones técnicas.j) Distribución temporal del uso de la red por los

diversos agentes.k) Repercusión en la explotación y gestión de red.l) Calidad de suministro.m) Calidad de producto.n) Seguridad y fiabilidad.o) Costes y beneficios de la tecnología de genera-

ción utilizada.

Disposición adicional decimocuarta. Estimación de los costes de conexión.

Los titulares de las redes de transporte y distribución facilitarán en todo caso al solicitante de punto de conexión para una instalación de producción de energía eléctrica del régimen especial o de la misma tecnología del régi-men ordinario, con criterios de mercado, una estimación completa y detallada de los costes derivados de la conexión, incluyendo en su caso el refuerzo y modifica-ción de la red.

Disposición transitoria primera. Instalaciones acogidas a las categorías a), b) y c) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

1. Las instalaciones acogidas a las categorías a), b) y c) del artículo 2 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, que contaran con acta de puesta en servicio defini-tiva, anterior al 1 de enero de 2008, podrán mantenerse en el periodo transitorio recogido en el párrafo siguiente. Para ello deberán elegir, antes del 1 de enero de 2009, una de las dos opciones de venta de energía eléctrica contem-pladas en el artículo 22.1 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, sin posibilidad de cambio de opción. Para el caso de que la opción elegida sea la opción a) del citado artículo 22.1, el presente régimen transitorio será de apli-cación para el resto de la vida de la instalación. En caso de no comunicar un cambio de opción, ésta se convertirá en permanente a partir de la fecha citada

A las instalaciones a las que hace referencia el párrafo anterior, que hayan elegido la opción a) del artículo 22.1, no les serán de aplicación las tarifas reguladas en este real decreto. Aquellas que hayan elegido la opción b) del artículo 22.1, podrán mantener los valores de las primas e incentivos establecidos en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, en lugar de los dispuestos en el presente real decreto, hasta el 31 de diciembre de 2012.

Estas instalaciones estarán inscritas con una anota-ción al margen, indicando la particularidad de estar acogi-das a una disposición transitoria, derivada del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

La liquidación de los incentivos se hará de acuerdo a lo establecido para las primas en el artículo 30 de este real decreto.

2. A cualquier ampliación de una de estas instalacio-nes le será de aplicación lo establecido, con carácter general, en este real decreto. A estos efectos, la energía asociada a la ampliación será la parte de energía eléctrica proporcional a la potencia de la ampliación frente a la potencia total de la instalación una vez ampliada y las referidas a la potencia lo serán por dicha potencia total una vez efectuada la ampliación.

3. No obstante, estas instalaciones podrán optar por acogerse plenamente a este real decreto, antes del 1 de enero de 2009, mediante comunicación expresa a la Dirección General de Política Energética y Minas, solici-tando, en su caso, la correspondiente modificación de su inscripción en función de las categorías, grupos y subgru-pos a los que se refiere el artículo 2.1.

En el caso acogimiento pleno a este real decreto antes del 1 de enero de 2008, se podrá elegir una opción de venta diferente de entre las contempladas en el artículo 24.1 de este real decreto sin tener que haber permanecido un plazo mínimo en dicha opción.

Una vez acogidos a este real decreto, las instalaciones no podrán volver al régimen económico descrito en esta disposición transitoria.

4. Quedan exceptuadas de esta disposición transitoria las instalaciones del grupo b.1 del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, que se entenderán automáticamente inclui-das en el presente real decreto, manteniendo su inscrip-


ción, categoría y potencia a efectos de la determinación del régimen económico de la retribución con la que fue-ron autorizados en el registro administrativo correspon-diente.

Disposición transitoria segunda. Instalaciones acogidas a la categoría d) y a la disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

1. Las instalaciones acogidas a la categoría d) del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, y las incluidas en su disposición transitoria segunda, que utilicen la cogene-ración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I, que a la entrada en vigor de este real decreto estén en operación, les será de aplicación lo siguiente:

1.1 Todas las instalaciones dispondrán de un periodo transitorio máximo de quince años e individualizado por planta, desde su puesta en servicio, durante el cual podrán vender la energía generada neta según la opción prevista en el articulo 24.1 a) de este real decreto.

1.2 La tarifa que percibirá cada grupo será el siguiente:

Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotación de porcino: 10,49 c€/ kwh.

Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos derivados de la producción de aceite de oliva 9,35 c€/ kwh.

Otras instalaciones de tratamiento y reducción de lodos: 5,36 c€/ kwh.

Instalaciones de tratamiento y reducción de otros resi-duos, distintos de los enumerados en los grupos anterio-res: 4,60 c€/ kwh.

1.3 Las tarifas se actualizaran de igual manera que los subgrupos a.1.1 y a.1.2 del presente real decreto.

1.4 A estas instalaciones les será de aplicación el com-plemento por energía reactiva establecido en el artículo 29 de este real decreto.

2. También dispondrán del período transitorio y resto de condiciones del apartado anterior las instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino y las de tratamiento y reducción de lodos incluidas en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, que contando con la financiación necesaria para acometer su completa cons-trucción realicen la puesta en servicio antes de que pasen dos años desde la publicación del presente real decreto.

Para estas nuevas instalaciones, la suma de las poten-cias nominales para el caso de instalaciones de purines de explotaciones de porcino será como máximo de 67,5 MWe, y para las de lodos derivados de la producción de aceite de oliva, de 100 MWe. A partir del momento en que la suma de las potencias nominales de estas instalaciones supere el valor anterior, y sólo en ese caso, la tarifa con-templada en el apartado 1.2 de esta disposición transitoria será corregida para todas las instalaciones recogidas en este apartado 2 por la relación:

67,5 / Potencia Total Instalada acogida a esta disposi-ción (MW), o bien,

100 / Potencia Total Instalada acogida a esta disposi-ción (MW), respectivamente.

3. Las instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino deberán presen-tar anualmente ante el órgano competente de la comuni-dad autónoma, como complemento a la memoria-resu-men a la que se hace referencia en el artículo 14, una auditoria medioambiental en la que quede explícitamente

recogida la cantidad equivalente de purines de cerdo del 95 por ciento de humedad tratados por la instalación en el año anterior. El interesado deberá remitir, al propio tiempo, copia de esta documentación a la Dirección Gene-ral de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacio-nal de Energía.

Serán motivos suficientes para que el órgano compe-tente proceda a revocar la autorización de la instalación como instalación de producción en régimen especial, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas:

a) el incumplimiento de los requisitos de eficiencia energética que se determinan en el anexo I. Para el cálculo del rendimiento eléctrico equivalente se conside-rará como valor asimilado a calor útil del proceso de secado de los purines el de 825 kcal/kg equivalente de purines de cerdo del 95 por ciento de humedad.

b) el tratamiento anual de menos del 85 por ciento de la cantidad de purín de cerdo para la que fue diseñada la planta de acuerdo a la potencia eléctrica instalada.

c) el tratamiento de otro tipo de residuos, sustratos orgánicos o productos distintos al purín de cerdo, en el caso de las plantas que no integren una digestión anaeró-bica en su proceso.

d) el tratamiento de más de un 10 por ciento de otro tipo de residuos, sustratos orgánicos o productos distin-tos al purín de cerdo, en el caso de las plantas que inte-gren una digestión anaeróbica en su proceso.

4. Las instalaciones de tratamiento y secado de lodos derivados de la producción de aceite de oliva debe-rán presentar anualmente ante el órgano competente de la comunidad autónoma, como complemento a la memo-ria-resumen a la que se hace referencia en el artículo 14, una auditoria medioambiental en la que quede explícita-mente recogida la cantidad equivalente de lodo del 70 por ciento de humedad tratado por la instalación en el año anterior. El interesado deberá remitir, al propio tiempo, copia de esta documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía.

Será motivo suficiente para que el órgano competente proceda a revocar la autorización de la instalación como instalación de producción en régimen especial, salvo cau-sas de fuerza mayor debidamente justificadas, el incum-plimiento de los requisitos de eficiencia energética que se determinan en el anexo I. Para el cálculo del rendimiento eléctrico equivalente se considerará como calor útil máximo del proceso de secado del lodo derivado de la producción de aceite de oliva el de 594 kcal/kg equiva-lente de lodo del 70 por ciento de humedad, no admitién-dose lodos para secado con humedad superior al 70 por ciento.

5. Cualquiera de estas instalaciones podrán optar por acogerse plenamente a este real decreto, mediante comunicación expresa a la Dirección General de Política Energética y Minas En todo caso, vencido su periodo tran-sitorio, la instalación que aún no se haya acogido a este real decreto quedará automáticamente acogida al mismo, manteniendo su inscripción. En ambos casos, la migra-ción se llevará a cabo a la categoría a), dentro del grupo y subgrupo que le corresponda por potencia y tipo de com-bustible, no pudiendo volver al régimen económico des-crito en esta disposición transitoria.

Disposición transitoria tercera. Inscripción previa.

Aquellas instalaciones que a la entrada en vigor del presente real decreto contaran con acta de puesta en mar-cha para pruebas, deberán solicitar, en el plazo de seis meses desde su entrada en vigor, una nueva inscripción previa, en los términos regulados en esta norma.


Disposición transitoria cuarta. Adscripción a centro de control.

Aquellas instalaciones del régimen especial, con potencia superior a 10 MW a las que se refiere la disposi-ción transitoria novena del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007, dispondrán de un periodo transitorio hasta el 30 de junio de 2007 durante el cual no le será de aplicación la penalización establecida en el segundo párrafo del artículo 18.d).

Disposición transitoria quinta. Cumplimiento del proce-dimiento de operación 12.3.

1. Aquellas instalaciones eólicas cuya fecha de ins-cripción definitiva en el Registro administrativo de insta-laciones de producción en régimen especial, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio sea ante-rior al 1 de enero de 2008 y cuya tecnología se considere técnicamente adaptable, tienen de plazo hasta el 1 de enero de 2010 para adaptarse al cumplimiento del proce-dimiento de operación P.O. 12.3.

2. En caso de no hacerlo, dejarán de percibir, a partir de esa fecha, la tarifa o, en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores que se encontraran vigentes con carácter transitorio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la percep-ción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma.

3. En el caso de instalaciones en funcionamiento a las que por su configuración técnica les fuera imposible el cumplimiento de los requisitos mínimos mencionados, sus titulares deberán acreditar dicha circunstancia, antes del 1 de enero de 2009, ante la Dirección General de Polí-tica Energética y Minas, quién resolverá, en su caso, pre-vio informe del operador del sistema, eximiendo a la ins-talación de la penalización contemplada en el párrafo 2 anterior.

4. La mencionada acreditación de requisitos será considerada por el operador del sistema a efectos de con-trol de producción, cuando sea de aplicación y proceda por razones de seguridad del sistema.

Disposición transitoria sexta. Participación en mercado y liquidación de tarifas, primas, complementos y des-víos hasta la entrada en vigor de la figura del comer-cializador de último recurso.

1. A partir de la entrada en vigor del presente real decreto y hasta que entre en vigor la figura del comercia-lizador de último recurso, prevista para el 1 de enerode 2009, las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1 del presente real decreto, que no estén conectadas a una distribuidora de las contempladas en la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, deberán vender su energía en el sistema de ofertas gestionado por el opera-dor del mercado mediante la realización de ofertas, a tra-vés de un representante en nombre propio, a precio cero.

A estos efectos, y hasta el 1 de enero de 2009, el dis-tribuidor al que esté cediendo su energía actuará como representante de último recurso en tanto en cuanto el titular de la instalación no comunique su deseo de operar a través de otro representante. La elección de un repre-sentante deberá ser comunicada al distribuidor con una antelación mínima de un mes a la fecha de comienzo de operación con otro representante.

2. La empresa distribuidora percibirá, desde el 1 de julio de 2008, del generador en régimen especial que

haya elegido la opción a) del artículo 24.1, cuando actúe como su representante, un precio de 0,5 c€/kWh cedido, en concepto de representación en el mercado.

3. El representante, realizará una sola oferta agre-gada para todas las instalaciones a las que represente que hayan escogido la opción a) del artículo 24.1, sin perjuicio de la obligación de desagregar por unidades de produc-ción las ofertas casadas.

Para las instalaciones a las que hace referencia el ar-tículo 34.2, la oferta se realizará de acuerdo con la mejor previsión posible con los datos disponibles o en su defecto, de acuerdo con los perfiles de producción recogi-dos en el anexo XII del presente real decreto.

Las instalaciones a las que hace referencia el artícu-lo 34.1, cuando su representante sea la empresa distribui-dora, podrán comunicar a ésta una previsión de la energía eléctrica a ceder a la red en cada uno de los períodos de programación del mercado de producción de energía eléctrica. En ese caso, deberán comunicarse las previsio-nes de los 24 períodos de cada día con, al menos, 30 horas de antelación respecto al inicio de dicho día. Asi-mismo, podrán formular correcciones a dicho programa con una antelación de una hora al inicio de cada mercado intradiario. La empresa distribuidora utilizará estas previ-siones para realizar la oferta en el mercado.

Si las instalaciones estuvieran conectadas a la red de transporte, deberán comunicar dichas previsiones, ade-más de al distribuidor correspondiente, al operador del sistema.

4. El operador del sistema liquidará tanto el coste de los desvíos, como el déficit de desvíos correspondiente a aquellas instalaciones que están exentas de previsión, de acuerdo a los procedimientos de operación correspon-dientes.

A las instalaciones que hayan escogido la opción a) del artículo 24.1, cuando su representante sea la empresa distribuidora, les será repercutido un coste de desvío por cada período de programación en el que la producción real se desvíe más de un 5 por ciento de la su previsión individual, respecto a su producción real. El desvío en cada uno de estos períodos de programación se calculará, para cada instalación, como el valor absoluto de la dife-rencia entre la previsión y la medida correspondiente.

5. Con carácter mensual, el operador del mercado y el operador del sistema, remitirán al distribuidor la informa-ción relativa a la liquidación realizada a las instalaciones que hayan optado por aplicar la opción a) del artículo 24.1, que sea necesaria para la realización de la liquidación con-templada en el párrafo 6 siguiente.

6. El representante, recibirá de la empresa distribui-dora, la cuantía correspondiente, para cada instalación, a la diferencia entre la energía efectivamente medida, valorada al precio de la tarifa regulada que le corresponda y la liqui-dación realizada por el operador del mercado y el operador del sistema, así como los complementos correspondien-tes, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.

7. Para las instalaciones que vierten directamente su energía a una distribuidora de las recogidas en la disposi-ción transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, la liquidación de la tarifa regulada se realizará en un solo pago por parte de la empresa distribuidora, y sin tener en cuenta el mecanismo de venta de energía en el mercado a tarifa regulada recogida en los párrafos 1al 6 anteriores.

8. Las primas, incentivos y complementos, regula-dos en este real decreto y en reales decretos anteriores, vigentes con carácter transitorio, serán liquidados al generador en régimen especial o al representante por la empresa distribuidora hasta que entre en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, de acuerdo al artículo 30 de este real decreto.


9. Los distribuidores que, en virtud de la aplicación de esta disposición transitoria, hayan efectuado pagos a insta-laciones del régimen especial o a sus representantes, ten-drán derecho a ser liquidados por las cantidades efectiva-mente desembolsadas por los conceptos de tarifa regulada, primas, complementos y, en su caso, incentivos.

Los importes correspondientes a estos conceptos se someterán al correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con lo esta-blecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liqui-dación de los costes de transporte, distribución y comer-cialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abasteci-miento.

10. Igualmente, hasta la entrada en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, continuarán vigentes los siguientes aspectos que estaban recogidos en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo:

a) El contrato suscrito entre la empresa distribuidora y el titular de la instalación de producción acogida al régi-men especial, contendrá, además de los aspectos recogi-dos en el artículo 16.1, los siguientes:

i. Condiciones económicas, de acuerdo con el capí-tulo IV del presente real decreto.

ii. Cobro de la tarifa regulada o, en su caso, la prima y el complemento por energía reactiva por la energía entregada por el titular a la distribuidora Se incluye, tam-bién, el cobro del complemento por eficiencia y que se producirá una vez hayan sido acreditados ante la adminis-tración los valores anuales acumulados y efectuado el cálculo de su cuantía.

b) En el caso de conexión a la red de transporte, el contrato técnico de acceso a la red de transporte, además de lo dispuesto en el artículo 16.2, se comunicará a la empresa distribuidora.

c) La empresa distribuidora tendrá la obligación de realizar el pago de la tarifa regulada, o en su caso, la prima y los complementos que le sean de aplicación, den-tro del período máximo de 30 días posteriores de la recep-ción de la correspondiente factura. Transcurrido este plazo máximo sin que el pago se hubiera hecho efectivo, comenzarán a devengarse intereses de demora, que serán equivalentes al interés legal del dinero incremen-tado en 1,5 puntos. Dichos intereses incrementarán el derecho de cobro del titular de la instalación y deberán ser satisfechos por el distribuidor, y no podrán incluirse dentro de los costes reconocidos por las adquisiciones de energía al régimen especial, a efectos de las liquidaciones de actividades y costes regulados según establece el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.

d) La energía eléctrica vendida, deberá ser cedida a la empresa distribuidora más próxima que tenga caracte-rísticas técnicas y económicas suficientes para su ulterior distribución. En caso de discrepancia, la Dirección Gene-ral de Política Energética y Minas o el órgano competente de la Administración autonómica, resolverán lo que pro-ceda, previo informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía.

No obstante lo anterior, la Dirección General de Polí-tica Energética y Minas podrá autorizar, a los efectos de la correspondiente liquidación económica, que la empresa distribuidora más próxima pueda adquirir la energía eléc-trica de las instalaciones aunque ésta sobrepase sus nece-sidades, siempre que la citada empresa distribuidora esté conectada a otra empresa distribuidora, en cuyo caso cederá sus excedentes a esta última empresa.

e) Durante el período en el que la instalación parti-cipe en el mercado, quedarán en suspenso las condicio-nes económicas del contrato de venta que tuviera firmado

con la empresa distribuidora, quedando vigentes el resto de condiciones, técnicas y de conexión incluidas en el contrato.

f) Sin perjuicio de la energía que pudieran tener comprometida mediante contratos bilaterales físicos, aquellas instalaciones de potencia instalada igual o infe-rior a 50 MW a las que no les pudiera ser de aplicación este real decreto, no estarán obligadas a presentar ofertas económicas al operador del mercado para todos los períodos de programación, y podrán realizar dichas ofer-tas para los períodos que estimen oportuno.

11. Hasta la fecha establecida en el párrafo primero de la presente disposición transitoria, no será de aplica-ción la exigencia contemplada en el artículo 12.1.d) para las instalaciones que hubieran elegido la opción a) del artículo 24.1 para la venta de su energía, salvo que vayan directamente al mercado de ofertas.

12. Hasta la fecha establecida en el párrafo primero de la presente disposición transitoria, estarán exentas del pago del coste de los desvíos las instalaciones de poten-cia instalada igual o inferior a 1 MW que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1.

13. Hasta el 30 de septiembre de 2007, estarán exen-tas del pago del coste de los desvíos las instalaciones de potencia instalada igual o inferior a 5 MW que hayan ele-gido la opción a) del artículo 24.1.

Disposición transitoria séptima. Repotenciación de ins-talaciones eólicas con fecha de inscripción definitiva anterior al 31 de diciembre de 2001.

1. Aquellas instalaciones eólicas con fecha de ins-cripción definitiva en el Registro de instalaciones de pro-ducción de energía eléctrica anterior al 31 de diciembre de 2001, podrán realizar una modificación sustancial cuyo objeto sea la sustitución de sus aerogeneradores por otros de mayor potencia, en unas condiciones determina-das, y que será denominada en lo sucesivo repotencia-ción.

2. Se establece un objetivo límite de potencia, a los efectos del régimen económico establecido en el presente real decreto de 2000 MW adicionales a la potencia insta-lada de las instalaciones susceptibles de ser repotencia-das, y que no se considerará a los efectos del límite esta-blecido en el artículo 38.2.

3. Para estas instalaciones, mediante acuerdo del Consejo de Ministros, previa consulta con las Comunida-des Autónomas, podrá determinarse el derecho a una prima adicional, específica para cada instalación, máxima de 0,7 c€/kWh, a percibir hasta el 31 de diciembre de 2017.

4. Estas instalaciones deberán estar adscritas a un centro de control de generación y deberán disponer de los equipos técnicos necesarios para contribuir a la conti-nuidad de suministro frente a huecos de tensión, de acuerdo con los procedimientos de operación correspon-dientes, exigibles a las nuevas instalaciones.

5. Siempre que la potencia instalada no se incre-mente en más de un 40 por ciento y que la instalación disponga de los equipos necesarios para garantizar que la potencia evacuable no vaya a superar en ningún momento la potencia eléctrica autorizada para su evacuación antes de la repotenciación, no será exigible una nueva solicitud de acceso al operador del sistema o gestor de la red de distribución que corresponda. En caso contrario, el titular de la instalación deberá realizar una nueva solicitud de acceso, en los términos previstos en el título IV del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regu-lan las actividades de transporte, distribución, comerciali-zación, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.


Disposición transitoria octava. Utilización de biomasa y/o biogás para las instalaciones de co-combustión.

Se establecen sendos periodos transitorios, en los que las instalaciones térmicas de régimen ordinario reco-gidas en el artículo 46 del presente real decreto podrán utilizar, además, biomasa de la considerada para el grupo b.8, en los términos establecidos en el anexo II, en los plazos y porcentajes siguientes:

1. Hasta el 31 de diciembre de 2013, podrán utilizar cualquier tipo de biomasa y/o biogás considerado para los grupos b.6, b.7 y b.8, en los términos establecidos en el anexo II.

2. Desde el 1 de enero de 2014 y hasta el 31 de diciembre de 2015, podrán utilizar hasta un 50 por ciento para la contribución conjunta de la biomasa considerada para el grupo b.8 medida por su poder calorífico inferior.

Disposición transitoria novena. Retribución por garantía de potencia para instalaciones de energía renovables no consumibles hasta el 31 de mayo de 2006.

A lo efectos del cálculo por garantía de potencia para las instalaciones de energía primaria renovable no consu-mible, desde la entrada en vigor del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la meto-dología para la actualización y sistematización del régi-men jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y hasta el día 31 de mayo de 2006, si no existen cinco años de producción neta medida del mes m, la retribución de garantía de potencia para dichas instalaciones se calculará valorando la producción neta a 0,48 c€/kWh.

Disposición transitoria décima. Instalaciones que utili-cen la cogeneración para el desecado de los subpro-ductos de la producción de aceite de oliva.

Las instalaciones de régimen especial que a la entrada en vigor de este real decreto estuvieran utilizando la coge-neración para el secado de los subproductos procedentes del proceso de producción del aceite de oliva, utilizando como combustible la biomasa generada en el mismo, podrán acogerse a la presente disposición transitoria, para toda la vida de la instalación, mediante comunica-ción expresa a la Dirección General de Política Energética y Minas.

Estas instalaciones estarán inscritas en el subgru-po a.1.3 del artículo 2, siendo los valores de la tarifa y prima 13,225 cent€/kWh y 8,665 cent€/kWh, respectiva-mente, en lugar de los contemplados en el artículo 35 para estas instalaciones, a percibir, durante un periodo máximo de 15 años desde su puesta en marcha.

A estas instalaciones les serán de aplicación la crite-rios de actualización contemplados en el artículo 44 de este real decreto para la categoría b.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

Sin perjuicio de su aplicación transitoria en los térmi-nos previstos en el presente real decreto, queda derogado el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistema-tización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, así como cualquiera otra disposición de igual o inferior rango en lo que se oponga a este real decreto.

Disposición final primera. Modificación de las configu-raciones de cálculo.

La modificación de las configuraciones, en el cálculo de energía intercambiada en fronteras de régimen espe-cial, dadas de alta en los concentradores de sus encarga-dos de la lectura como consecuencia de la entrada en vigor del Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético, serán solicitadas por los productores de régimen especial a su encargado de la lectura aportando la nueva informa-ción de acuerdo a lo establecido en los procedimientos de operación aplicables.

Los encargados de la lectura modificarán las configu-raciones de cálculo de aquellas fronteras de régimen especial solicitadas que cumplan los nuevos requisitos de acuerdo a la información aportada y en los plazos estable-cidos en los procedimientos de operación aplicables.

Disposición final segunda. Modificación del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercializa-ción, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

1. Se modifica el artículo 59 bis del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instala-ciones de energía eléctrica, como sigue:

«Artículo 59 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de transporte de nuevas insta-laciones de producción en régimen especial.Para las nuevas instalaciones de producción en

régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de transporte deberá presentar ante la Dirección General de Política Ener-gética y Minas resguardo de la Caja General de Depósitos de haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalaciones. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de transporte por parte del operador del sistema.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instala-ción. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación adminis-trativa de la instalación o no responde a los requeri-mientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del pro-motor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.»

2. No será necesaria la elevación de la cuantía, cuando correspondiera, del aval citado en el apartado 1 anterior a aquellas instalaciones que, a la entrada en vigor del presente real decreto, hubieran depositado el aval correspondiente al 2% del presupuesto de la instalación, vigente hasta la entrada en vigor de la presente disposi-ción.

3. Se añade un nuevo artículo 66 bis, con la siguiente redacción:

«Artículo 66 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de distribución de nuevas ins-talaciones de producción en régimen especial.


Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de distribución deberá haber presentado un aval por una cuantía equiva-lente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalacio-nes. La presentación de este resguardo será requi-sito imprescindible para la iniciación de los procedi-mientos de acceso y conexión a la red de distribución por parte del gestor de la red de distribución.

Quedarán excluidas de la presentación de este aval las instalaciones fotovoltaicas colocadas sobre cubiertas o paramentos de edificaciones destinadas a vivienda, oficinas o locales comerciales o indus-triales.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instala-ción. En el caso de las instalaciones en las que no sea necesaria la obtención de una autorización administrativa, la cancelación será realizada cuando se realice la inscripción definitiva de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación reali-zados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.»

4. Las instalaciones de producción en régimen espe-cial que a la fecha de entrada en vigor de este real decreto no hayan obtenido la correspondiente autorización de acceso y conexión a la red de distribución, deberán pre-sentar el resguardo mencionado en el artículo 66 (bis) del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, en un plazo máximo de tres meses a contar desde la fecha del pre-sente real decreto. Transcurrido dicho plazo sin que el solicitante hubiera presentado el mismo, el órgano com-petente iniciará el procedimiento de cancelación de la solicitud.

Disposición final tercera. Carácter básico.

Este real decreto tiene un carácter básico al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.22.ª y 25.ª de la Cons-titución.

Las referencias a los procedimientos sólo serán apli-cables a las instalaciones de competencia estatal y, en todo caso, se ajustarán a lo establecido en la Ley 30/1992,

de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Adminis-traciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

Disposición final cuarta. Desarrollo normativo y modifi-caciones del contenido de los anexos.

Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comer-cio a dictar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo de este real decreto y para modificar los valo-res, parámetros y condiciones establecidas en sus anexos, si consideraciones relativas al correcto desarrollo de la gestión técnica o económica del sistema así lo aconsejan.

En particular se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar cuantas instrucciones técni-cas sean necesarias para establecer un sistema de certifi-cación de biomasa y biogás considerados para los grupos b.6, b.7 y b.8, que incluya la trazabilidad de las mismas.

Se habilita a la Secretaría General de Energía a modi-ficar al alza los objetivos límites de potencia de referencia, establecidos en los artículos 35 al 42, siempre que ello no comprometa la seguridad y estabilidad del sistema y se considere necesario.

Igualmente se habilita al Secretario General de Ener-gía a modificar el contenido del anexo XII relativo a los perfiles horarios para las instalaciones fotovoltaicas e hidráulicas.

Disposición final quinta. Incorporación de derecho de la Unión Europea.

Mediante las disposiciones adicionales decimotercera y decimocuarta se incorporan al derecho español los ar-tículos 7.4 y 7.5 de la Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, rela-tiva a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.

Disposición final sexta. Entrada en vigor.

El presente real decreto entrará en vigor el primer día del mes siguiente al de su publicación en el «Boletín Ofi-cial del Estado».

Dado en Madrid, el 25 de mayo de 2007.

JUAN CARLOS R.

El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,JOAN CLOS I MATHEU


requis

ito,

que e

l rendim

iento

elé

ctrico

equiv

ale

nte

de la

inst

ala

ción,

en p

rom

edio

de u

n p

erí

odo a

nual,

sea

igual o

superior

al q

ue le

corr

esp

onda s

egún la

sig

uie

nte

tabla

:

Tip

o d

e c

om

bust

ible

R

endim

iento

elé

ctrico

equiv

ale

nte

- P

orc

enta

je

Com

bust

ible

s líq

uid

os

en c

entr

ale

s co

n c

ald

era

s

Com

bust

ible

s líq

uid

os

en m

oto

res

térm

icos

Com

bust

ible

s só

lidos

Gas

natu

ral y

GLP

en m

oto

res

térm

icos

Gas

natu

ral y

GLP

en t

urb

inas

de g

as

Otr

as

tecn

olo

gía

s y/

o c

om

bust

ible

s

Bio

masa

incl

uid

a e

n lo

s gru

pos

b.6

y b

.8

Bio

masa

y/o

bio

gás

incl

uid

o e

n e

l gru

po b

.7

49

56

49

55

59

59

30

50

Para

aquella

s in

stala

ciones

cuya

pote

nci

a i

nst

ala

da s

ea m

enor

o i

gual

1M

W,

el

valo

r del

rendim

iento

elé

ctrico

equiv

ale

nte

mín

imo r

equeri

do s

erá

un 1

0 p

or

ciento

infe

rior

al

que a

pare

ce e

n l

a t

abla

ante

rior

por

tipo d

e t

ecn

olo

gía

y c

om

bust

ible

.

5.

Quedan e

xclu

idos

del

cálc

ulo

del

pro

medio

de u

n p

erí

odo a

nual

a q

ue h

ace

refe

renci

a e

l apart

ado

ante

rior

aquella

s hora

s en l

as

que l

a i

nst

ala

ción h

aya

sid

o p

rogra

mada p

or

el

opera

dor

del

sist

em

a p

ara

m

ante

ner

su p

roducc

ión c

uando e

l pro

ceso

consu

mid

or

aso

ciado r

eduzc

a l

a p

ote

nci

a d

em

andada e

n

resp

uest

a

a

una

ord

en

de

reducc

ión

de

pote

nci

a.

Por

tanto

, lo

s va

lore

s de

Q,

V

y E

se

rán

los

corr

esp

ondie

nte

s al r

est

o d

el p

erí

odo a

nual.

6.

En

las

inst

ala

ciones

que

use

n

varios

com

bust

ible

s co

nve

nci

onale

s se

aplic

ará

a

cada

uno

el

rendim

iento

mín

imo e

xigid

o,

en f

unci

ón d

e la

pro

porc

ión d

e Q

y E

que le

s se

an t

écn

icam

ente

imputa

ble

s.

7.

Para

la v

erific

aci

ón d

el

rendim

iento

elé

ctri

co e

quiv

ale

nte

, ta

nto

para

las

inst

ala

ciones

exi

stente

s co

mo

nu

eva

s, s

e i

nst

ala

rán

eq

uip

os

de

me

did

a l

oca

les

y to

taliz

ad

ore

s. C

ad

a u

no

de

lo

s p

ará

me

tro

s Q

, V

y E

deberá

tener

com

o m

ínim

o u

n e

quip

o d

e m

edid

a. A

NE

XO

II

Bio

mas

a y

bio

gás

qu

e p

ued

en in

clu

irse

en

los

gru

po

s b

.7, b

.8 y

b.9

del

art

ícu

lo 2

.1

A. Á

mb

ito

de

aplic

ació

n

A l

os

efe

ctos

de l

o e

stable

cido e

n e

ste r

eal

decr

eto

, se

ente

nderá

por

bio

masa

la f

racc

ión b

iodegra

dable

de l

os

pro

duct

os,

subpro

duct

os

y re

siduos

pro

cedente

s de l

a a

gricu

ltura

(in

cluid

as

las

sust

anci

as

de

origen v

egeta

l y

de o

rigen a

nim

al),

de l

a s

ilvic

ultu

ra y

de l

as

indust

rias

conexa

s, a

sí c

om

o l

a f

racc

ión

bio

degra

dable

de lo

s re

siduos

indust

riale

s y

munic

ipale

s.

Las

com

unid

ades

autó

nom

as,

en e

l ám

bito

de s

us

com

pete

nci

as,

podrá

n c

onsi

dera

r, p

ara

el

caso

de l

as

bio

masa

s fo

rest

ale

s, d

isponib

ilidades

y re

querim

iento

s de m

ate

rias

prim

as

de l

os

sect

ore

s re

laci

onados

AN

EX

O I

Ren

dim

ien

to m

ínim

o p

ara

las i

nsta

lacio

nes d

e p

rod

ucció

n

1.

El r

endim

iento

de la

s in

stala

ciones

viene d

ado p

or

la f

órm

ula

:

R =

(E

+ V

)/Q

donde:

Q =

consu

mo d

e e

nerg

ía p

rim

aria,

medid

a p

or

el p

oder

calo

rífic

o in

ferior

de lo

s co

mbust

ible

s util

izados.

V =

pro

ducc

ión d

e c

alo

r útil

o e

nerg

ía t

érm

ica ú

til d

efin

ida d

e a

cuerd

o c

on e

l apart

ado 1

.a)

del

art

ículo

2

del

pre

sente

real

decr

eto

. E

n e

l ca

so d

e q

ue l

a d

em

anda s

ea d

e r

efr

igera

ción,

la e

nerg

ía t

érm

ica ú

til

corr

esp

ondie

nte

to

mará

el

mis

mo

valo

r que

la

dem

anda

de

refr

igera

ción

final

que

satis

faga

la

cogenera

ción.

E =

energ

ía e

léct

rica

genera

da m

edid

a e

n b

orn

es

de a

ltern

ador

y exp

resa

da c

om

o e

nerg

ía t

érm

ica,

con

un e

quiv

ale

nte

de 1

kW

h =

860 k

cal.

2.

Se c

onsi

dera

com

o e

nerg

ía p

rim

aria i

mputa

ble

a l

a p

roducc

ión d

e c

alo

r útil

(V

) la

requerida p

or

cald

era

s de a

lta e

ficie

nci

a e

n o

pera

ción c

om

erc

ial.

Se f

ija u

n r

endim

iento

para

la p

roducc

ión d

e c

alo

r útil

igual a

l Ref

H d

efin

ido e

n e

l apart

ado 3

del p

rese

nte

anexo

, que p

odrá

ser

revi

sado e

n f

unci

ón d

e la

evo

luci

ón t

ecn

oló

gic

a d

e e

stos

pro

ceso

s.

3.

El

rendim

iento

elé

ctrico

equiv

ale

nte

(R

EE

) de l

a i

nst

ala

ción s

e d

ete

rmin

ará

, co

nsi

dera

ndo e

l apart

ado

an

terio

r, p

or

la f

órm

ula

:

RE

E =

E/[Q

-(V

/ R

ef

H)]

Sie

ndo:

Re

f H

: V

alo

r d

e r

efe

ren

cia

de

l re

nd

imie

nto

pa

ra la

pro

du

cció

n s

ep

ara

da

de

ca

lor

qu

e a

pa

rece

pu

blic

ad

o

en

el

an

exo

II

de

la

De

cisi

ón

de

la

Co

mis

ión

de

21

de

dic

iem

bre

de

20

06

, p

or

la q

ue

se

est

ab

lece

n

valo

res

de

re

fere

nci

a

arm

on

iza

do

s p

ara

la

p

rod

ucc

ión

p

or

sep

ara

do

d

e

ele

ctri

cid

ad

y

calo

r,

de

con

form

ida

d c

on

lo d

isp

ue

sto

en

la D

ire

ctiv

a 2

00

4/8

/CE

de

l Pa

rla

me

nto

Eu

rop

eo

y d

el C

on

sejo

o n

orm

a

qu

e lo

tra

nsp

on

ga

.

Para

la d

ete

rmin

aci

ón d

el r

endim

iento

elé

ctrico

equiv

ale

nte

en e

l mom

ento

de e

xtender

el a

cta d

e p

uest

a

en s

erv

icio

, se

conta

bili

zará

n lo

s pará

metr

os

Q,

V y

E d

ura

nte

un p

erí

odo in

inte

rrum

pid

o d

e d

os

hora

s de

funci

onam

iento

a c

arg

a n

om

inal.

A lo

s efe

ctos

de ju

stifi

car

el c

um

plim

iento

del r

endim

iento

elé

ctrico

equiv

ale

nte

en la

decl

ara

ción a

nual,

se

util

izará

n lo

s pará

metr

os

Q,

V y

E a

cum

ula

dos

dura

nte

dic

ho p

erí

odo.

4.

Será

condic

ión n

ece

saria p

ara

poder

aco

gers

e a

l régim

en e

speci

al r

egula

do e

n e

ste r

eal d

ecr

eto

, para

la

s in

stala

ciones

de p

roducc

ión d

el

gru

po a

.1 d

el

art

ículo

2.1

y p

ara

aquélla

s que e

stén a

cogid

as

a l

a

dis

posi

ción t

ransi

toria s

egunda d

el

pre

sente

real

decr

eto

y a

nte

riorm

ente

les

fuese

de a

plic

aci

ón e

ste


Pro

duct

os

incl

uid

os

en e

l subgru

po b

.6.3

:

Resi

duos

de

apro

vech

am

iento

s fo

rest

ale

s y

otr

as

opera

ciones

selv

ícola

s en

las

masa

s fo

rest

ale

s y

esp

aci

os

verd

es

Bio

masa

resi

dual

pro

duci

da d

ura

nte

la r

ealiz

aci

ón d

e c

ualq

uie

r tip

o d

e t

rata

mie

nto

o a

pro

vech

am

iento

se

lvíc

ola

en

ma

sas

fore

sta

les,

incl

uid

as

cort

eza

s, a

sí c

om

o la

ge

ne

rad

a e

n la

lim

pie

za y

ma

nte

nim

ien

to d

e

los

esp

aci

os

verd

es.

Pro

du

cto

s in

clu

ido

s en

el g

rup

o b

.7

Pro

duct

os

incl

uid

os

en e

l subgru

po b

.7.1

:

Bio

gás

de v

ert

edero

s.

Pro

duct

os

incl

uid

os

en e

l subgru

po b

.7.2

, bio

gás

pro

cedente

de la

dig

est

ión a

naero

bia

en d

igest

or

de lo

s si

guie

nte

s re

siduos,

tanto

indiv

idualm

ente

com

o e

n c

o-d

igest

ión:

a)

resi

duos

bio

degra

dable

s in

dust

riale

s.

b)

lodos

de d

epura

dora

de a

guas

resi

duale

s urb

anas

o in

dust

riale

s.

c)

resi

duos

sólid

os

urb

anos.

d)

resi

duos

ganadero

s.

e)

resi

duos

agrí

cola

s.

f)

otr

os

a lo

s cu

ale

s se

a a

plic

able

dic

ho p

roce

dim

iento

de d

igest

ión a

naero

bia

.

Pro

duct

os

incl

uid

os

en e

l subgru

po b

.7.3

:

g)

Est

iérc

ole

s m

edia

nte

com

bust

ión.

h)

Bio

com

bust

ible

s líq

uid

os

y su

bpro

duct

os

deriva

dos

de s

u p

roce

so p

roduct

ivo.

Pro

du

cto

s in

clu

ido

s en

el g

rup

o b

.8

Pro

duct

os

incl

uid

os

en e

l su

bgru

po b

.8.1

, B

iom

asa

pro

cedente

de i

nst

ala

ciones

indust

riale

s del

sect

or

agrí

cola

:

1.

Resi

duos

de la

pro

ducc

ión d

e a

ceite

de o

liva y

ace

ite d

e o

rujo

de o

liva.

2.

Resi

duos

de la

pro

ducc

ión d

e a

ceitu

nas.

con l

a t

ransfo

rmació

n d

e l

a m

adera

, en e

l la

rgo p

lazo,

esta

ble

cie

ndo,

en s

u c

aso,

los c

orr

espondie

nte

s

mecanis

mos d

e a

juste

.

Los t

ipos d

e b

iom

asa y

bio

gás c

onsid

era

dos e

n e

l art

ículo

2.1

apare

cen d

escri

tos a

continuació

n:

Pro

du

cto

s i

nclu

ido

s e

n e

l g

rup

o b

.6

Pro

ducto

s inclu

idos e

n e

l subgru

po b

.6.1

a)

Cultiv

os e

nerg

éticos a

grí

cola

s

Bio

masa,

de

origen

agrí

cola

, pro

ducid

a

expre

sa

y

únic

am

ente

con

fines

energ

éticos,

media

nte

la

s

activid

ades d

e c

ultiv

o,

cosecha y

, en c

aso n

ecesario

, pro

cesado d

e m

ate

rias p

rim

as r

ecole

cta

das.

Según

su

orig

en

se

div

ide

n e

n:

he

rbá

ce

os o

le

ño

so

s.

b)

Cu

ltiv

os e

ne

rgé

tico

s f

ore

sta

les

Bio

masa d

e o

rigen f

ore

sta

l, p

rocedente

del

apro

vecham

iento

princip

al

de m

asas f

ore

sta

les,

origin

adas

media

nte

activid

ades

de

cultiv

o,

cosecha

y

en

caso

necesario,

pro

cesado

de

las

mate

rias

prim

as

recole

cta

das y

cuyo d

estino f

inal sea e

l energ

ético.

Pro

ducto

s inclu

idos e

n e

l subgru

po b

.6.2

a)

Re

sid

uo

s d

e la

s a

ctivid

ad

es a

grí

co

las

Bio

masa r

esid

ual orig

inada d

ura

nte

el cultiv

o y

prim

era

tra

nsfo

rma

ció

n d

e p

roducto

s a

grí

cola

s,

inclu

yendo

la

pro

cedente

de

los

pro

cesos

de

elim

inació

n

de

la

cáscara

cuando

corr

esponda.

Se

inclu

yen

los

sig

uie

nte

s p

roducto

s:

1.

Resid

uos a

grí

cola

s h

erb

áceos:

1.1

. D

el cultiv

o d

e c

ere

ale

s:

paja

s y

otr

os

1.2

. D

e p

roduccio

nes h

ort

ícola

s:

resid

uos d

e c

ultiv

o d

e invern

adero

1.3

. D

e c

ultiv

os p

ara

fin

es a

gro

industr

iale

s,

tale

s c

om

o a

lgodón o

lin

o

1.4

. D

e c

ultiv

os d

e legum

bre

s y

sem

illas o

leagin

osas

2.

Resid

uos

agrí

cola

s

leñosos:

pro

cedente

s

de

las

podas

de

especie

s

agrí

cola

s

leñosas

(oliv

ar,

viñ

edos y

fru

tale

s)

b)

Resid

uos d

e las a

ctivid

ades d

e jard

inerí

a

Bio

masa r

esid

ual genera

da e

n la lim

pie

za y

mante

nim

iento

de jard

ines.


4.

Papel y c

art

ón

5.

Textile

s

6.

Cadávere

s a

nim

ale

s o

part

es d

e l

os m

ism

os,

cuando l

a l

egis

lació

n p

revea u

na g

estión d

e e

sto

s

resid

uos d

ifere

nte

a la v

alo

rizació

n e

nerg

ética.

C.

Efi

cie

nc

ia e

ne

rgé

tic

a

Los sis

tem

as de genera

ció

n elé

ctr

ica a condensació

n,

con bio

masa y/o

bio

gás deberá

n alc

anzar

los

sig

uie

nte

s n

ivele

s d

e e

ficie

ncia

para

su g

enera

ció

n b

ruta

de e

nerg

ía e

léctr

ica:

1.

Un m

ínim

o d

el 18 %

para

pote

ncia

s h

asta

5 M

W

2.

Un m

ínim

o d

el 20 %

para

pote

ncia

s e

ntr

e 5

y 1

0 M

W

3.

Un m

ínim

o d

el 22 %

para

pote

ncia

s e

ntr

e 1

0 y

20 M

W

4.

Un m

ínim

o d

el 24 %

para

pote

ncia

s e

ntr

e 2

0 y

50 M

W

El cálc

ulo

de la e

ficie

ncia

se r

ealiz

ará

confo

rme a

la s

iguie

nte

fórm

ula

:

EPCx

PEB

Eficiencia

086

,0

][

Donde:

[PE

B]: p

roducció

n e

léctr

ica b

ruta

anual, e

n M

Wh.

EP

C:

energ

ía p

rim

aria c

onsum

ida,

en t

onela

das e

quiv

ale

nte

s d

e p

etr

óle

o,

conta

bili

zando a

PC

I (p

oder

calo

rífico infe

rior)

.

El

hecho de no alc

anzar

los niv

ele

s de eficie

ncia

esta

ble

cid

os podrá

dar

lugar

a la

re

vocació

n de la

condic

ión d

e p

roducto

r de e

lectr

icid

ad e

n r

égim

en e

specia

l, o

a l

a s

uspensió

n d

el

régim

en e

conóm

ico

regula

do e

n e

l pre

sente

real decre

to.

3.

Resid

uos d

e la e

xtr

acció

n d

e a

ceites d

e s

em

illas.

4.

Resid

uos d

e la industr

ia v

iníc

ola

y a

lcohole

ra.

5.

Re

sid

uo

s d

e in

du

str

ias c

on

se

rve

ras.

6.

Resid

uos d

e la industr

ia d

e la c

erv

eza y

la m

alta.

7.

Resid

uos d

e la industr

ia d

e p

roducció

n d

e f

ruto

s s

ecos.

8.

Resid

uos d

e la industr

ia d

e p

roducció

n d

e a

rroz.

9.

Resid

uos p

rocedente

s d

el pro

cesado d

e a

lgas.

10.

Otr

os r

esid

uos a

gro

industr

iale

s.

Pro

ducto

s i

nclu

idos e

n e

l subgru

po b

.8.2

, B

iom

asa p

rocedente

de i

nsta

lacio

nes i

ndustr

iale

s d

el

secto

r fo

resta

l:

1.

Resid

uos d

e las industr

ias f

ore

sta

les d

e p

rim

era

tra

nsfo

rmació

n.

2.

Resid

uos d

e las industr

ias f

ore

sta

les d

e s

egunda t

ransfo

rmació

n (

mueble

, puert

as,

carp

inte

ría).

3.

Otr

os r

esid

uos d

e industr

ias f

ore

sta

les.

4.

Resid

uos p

rocedente

s d

e la r

ecu

pera

ció

n d

e m

ate

riale

s lig

nocelu

lósic

os (

envases,

pale

ts,

mueble

s,

mate

riale

s d

e c

onstr

ucció

n,…

)

Pro

ducto

s inclu

idos e

n e

l subgru

po b

.8.3

:

Lic

ore

s n

egro

s d

e la industr

ia p

apele

ra.

Pro

du

cto

s i

nclu

ido

s i

nsta

lacio

nes d

e c

o-c

om

bu

sti

ón

Cualq

uie

ra d

e l

os i

ndic

ados e

n l

os g

rupos b

.6,

b.7

y b

.8 a

nte

riore

s,

cuando e

sto

s s

ean e

mple

ados e

n

centr

ale

s t

érm

icas c

onvencio

nale

s m

edia

nte

tecnolo

gía

s d

e c

o-c

om

bustión.

B.

Exclu

sio

nes

No s

e c

onsid

era

rán b

iom

asa o

bio

gás,

a los e

fecto

s d

el pre

sente

real decre

to:

1.

Com

bustible

s f

ósile

s,

inclu

yendo la t

urb

a,

y s

us p

roducto

s y

subpro

ducto

s.

2.

Resid

uos d

e m

adera

:

a)

Tra

tados q

uím

icam

ente

dura

nte

pro

cesos industr

iale

s d

e p

roducció

n.

b)

Mezcla

dos c

on p

roducto

s q

uím

icos d

e o

rigen inorg

ánic

o.

c)

De o

tro t

ipo,

si su u

so t

érm

ico e

stá

pro

hib

ido p

or

la legis

lació

n

3.

Cualq

uie

r tipo d

e b

iom

asa o

bio

gás c

onta

min

ado c

on s

usta

ncia

s t

óxic

as o

meta

les p

esados.


ANEXO III

Modelo de inscripción en el registro

Central:

Nombre de la central Tecnología (1)

Emplazamiento: calle o plaza, paraje, etc. ... .. ... .. ..

Municipio,.. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .

Provincia. .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .

Grupo al que pertenece (artículo 2). .. ... .. ... ... .. ... ..

Empresa distribuidora a la que vierte. ... .. ... .. ... .. ...

Número de grupos. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. .

Potencia nominal total en kW. .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .

Potencia nominal de cada grupo en kW. ... .. ... .. ... .

Hidráulica:

Río..... ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ..

Salto en metros..... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ...

Caudal en m3 por segundo..... ... .. ... .. ... .. ... .. ... ..

Térmica clásica:

Tipo(s) de combustible(s) ..... ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... ..

Titular:

Nombre: .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. .

Dirección: .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .

Municipio: .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .

Provincia: .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .

Fecha de puesta en servicio: .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. .

Fecha de inscripción (en el registro autonómico): .. .

Provisional ... ..... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .

Definitiva. .. ... .. ... .. ... ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .. ... .

En ... ..... ... .. ..., a. ... de..... ... .. ... .. De 2... .. .

(1) Hidráulica fluyente, bombeo puro, bombeo mixto, turbina de gas, turbina de vapor condensación, turbina de vapor contrapresión, ciclo combinado, motor diesel, otros (especificarlos).


ANEXO IV

Memoria-resumen anual


2)

Pote

nci

a d

e la

centr

al

-P

ote

nci

a t

érm

ica d

e la

cald

era

(M

W):

-R

endim

iento

de la

cald

era

(%

):

-P

resi

ón d

el v

apor

(bar)

:

-T

em

pera

tura

del v

apor

(ºC

):

-C

audal n

om

inal d

e v

apor

(t/h

):

-P

ote

nci

a t

érm

ica d

e la

turb

ina d

e g

as

(MW

):

-P

ote

nci

a t

ota

l bru

ta n

om

inal d

e la

centr

al (

MW

):

-P

ote

nci

a t

ota

l neta

nom

inal d

e la

centr

al (

MW

):

-P

ote

nci

a t

ota

l bru

ta n

om

inal d

e la

turb

ina d

e g

as

(MW

):

-P

ote

nci

a t

ota

l neta

nom

inal d

e la

turb

ina d

e g

as

(MW

):

-P

ote

nci

a b

ruta

media

anual d

e la

centr

al (

MW

):

-P

ote

nci

a n

eta

media

anual d

e la

centr

al (

MW

):

3)

Energ

ía p

roduci

da y

rendim

iento

s

-H

ora

s anuale

s de f

unci

onam

iento

:

-E

nerg

ía b

ruta

pro

duci

da a

nualm

ente

(M

Wh/a

ño):

-E

nerg

ía n

eta

pro

duci

da a

nualm

ente

(M

Wh/a

ño):

-R

atio

de c

onsu

mo d

e c

om

bust

ible

por

kWe b

ruto

nom

inal p

roduci

do (

kg/k

We

y k

Wt/kW

e):

-R

atio

de c

onsu

mo d

e c

om

bust

ible

por

kWe n

eto

nom

inal

pro

duci

do (

kg/k

We

y k

Wt/kW

e):

-R

atio

de c

onsu

mo m

edio

de c

om

bust

ible

por

kWe b

ruto

medio

pro

duci

do (

kg/k

We

y k

wt/kW

e):

-R

atio

de c

onsu

mo m

edio

de c

om

bust

ible

por

kWe n

eto

medio

pro

duci

do (

kg/k

We

y k

Wt/kW

e):

B)

CA

RA

CT

ER

ÍST

ICA

S D

E L

A P

LA

NT

A D

E C

O-C

OM

BU

ST

IÓN

Desc

ripci

ón d

e la

inst

ala

ción d

e c

o-c

om

bust

ión:

1)

Com

bust

ible

1,2

,….

-D

enom

inaci

ón:

-P

oder

calo

rífic

o m

edio

en b

ase

seca

(kc

al/k

g):

-H

um

edad m

edia

(%

):

-P

oder

calo

rífic

o m

edio

en b

ase

hum

edad (

kcal/k

g):

-C

antid

ad a

nual c

onsu

mid

a (

t/año):

-C

antid

ad a

nual c

onsu

mid

a (

MW

h/a

ño):

-C

ost

e t

ota

l de a

dquis

ició

n d

el c

om

bust

ible

en p

lanta

(€/a

ño):

AN

EX

O V

Co

mp

lem

ento

po

r en

erg

ía r

eact

iva

Se c

onsid

era

rán p

ara

todas las u

nid

ades d

e r

égim

en e

specia

l lo

s s

iguie

nte

s v

alo

res d

el fa

cto

r de p

ote

ncia

y lo

s corr

espondie

nte

s valo

res porc

entu

ale

s de bonific

ació

n/p

enaliz

ació

n,

aplic

able

s en lo

s sig

uie

nte

s

periodos h

ora

rios:

Punta

Lla

no

Valle

Fp <

0,9

5-4

-48

0,9

6>

Fp

0,9

5-3

06

0,9

7 >

Fp

0,9

6-2

04

0,9

8 >

Fp

0,9

7-1

02

1,0

0 >

Fp

0,9

80

20

1.0

00

40

1,0

0 >

Fp

0,9

80

20

0,9

8 >

Fp

0,9

72

0-1

0,9

7 >

Fp

0,9

64

0-2

0,9

6 >

Fp

0,9

56

0-3

Fp<

0,9

58

-4-4

Bonific

ació

n %

Facto

r de p

ote

ncia

Tip

o d

e F

acto

r de p

ote

ncia

Inductivo

Capacitiv

o

La r

egula

ció

n d

el

facto

r de p

ote

ncia

se

realiz

ará

en e

l punto

de c

onexió

n c

on e

l sis

tem

a y

se o

bte

ndrá

hacie

ndo u

so d

el

equip

o d

e m

edid

a c

onta

dor-

regis

trador

de l

a i

nsta

lació

n.

Se c

alc

ula

rá c

on d

os c

ifra

s

decim

ale

s y

el

redondeo s

e h

ará

por

defe

cto

o p

or

exceso,

según q

ue l

a t

erc

era

cifra

decim

al

sea o

no

menor

de c

inco.

Deberá

mante

ners

e c

ada h

ora

, en e

l punto

de c

onexió

n d

e l

a i

nsta

lació

n c

on l

a r

ed,

dentr

o d

e l

os p

eriodos h

ora

rios d

e p

unta

, lla

no y

valle

del

tipo t

res d

e d

iscrim

inació

n h

ora

ria,

de a

cuerd

o

con e

l apart

ado 7

.1 d

el anexo I

de la O

rden d

el M

inis

teri

o d

e I

ndustr

ia y

Energ

ía d

e 1

2 d

e e

nero

de 1

995.

Los p

orc

enta

jes d

e c

om

ple

mento

se a

plic

ará

n c

on p

eriodic

idad h

ora

ria,

realiz

ándose,

al

finaliz

ar

cada

mes,

un c

óm

puto

mensual, q

ue s

erá

factu

rado y

liq

uid

ado s

egún c

orr

esponda.

AN

EX

O V

I

So

licit

ud

de

incl

usi

ón

de

las

inst

alac

ion

es d

e co

-co

mb

ust

ión

en

el a

rtíc

ulo

46

A efe

cto

s de in

clu

sió

n en el

art

ículo

46 de la

s in

sta

lacio

nes de co-c

om

bustión se deberá

aport

ar

la

sig

uie

nte

info

rmació

n:

A)

DA

TO

S D

E L

A C

EN

TR

AL

TÉ

RM

ICA

PO

R C

AD

A U

NO

DE

SU

S G

RU

PO

S

1)

Com

bustible

utiliz

ado.

-T

ipo d

e c

om

bustible

:

-P

od

er

ca

lorí

fico

me

dio

(kca

l/kg

):

-C

antidad a

nual utiliz

ada (

t/año):

-C

oste

tota

l adquis

ició

n d

el com

bustible

(€/a

ño):


AN

EX

O V

II

Actu

alizació

n d

e l

a r

etr

ibu

ció

n d

e las i

nsta

lacio

nes d

e l

a c

ate

go

ría a

)

Los

mét

odos

de

actu

aliz

ació

n de

tarif

as y

com

plem

ento

s re

trib

utiv

os q

ue s

e m

uest

ran

en e

ste

anex

o se

bas

an

en la

s va

riaci

ones

de

los

índi

ces

de p

reci

os d

e co

mbu

stib

les

(en

adel

ante

ICom

b) y

la v

aria

ción

del

IPC

.

Para

el c

aso

del s

ubgru

po a

.1.1

se t

om

ará

com

o I

Com

b e

l índic

e d

el p

reci

o d

el g

as

natu

ral “

IGN

n”

siendo

ést

e e

l va

lor

medio

dura

nte

el

trim

est

re n

atu

ral

“n”

del

pre

cio d

e v

enta

de g

as

natu

ral

aplic

ado p

or

los

com

erc

ializ

adore

s a s

us

clie

nte

s co

genera

dore

s ta

nto

aco

gid

os

a m

erc

ado l

ibera

lizado c

om

o a

tarifa

re

gula

da,

div

idid

o p

or

el c

orr

esp

ondie

nte

al t

erc

er

trim

est

re d

e 2

006 y

multi

plic

ado p

or

100.

El

Min

iste

rio d

e I

ndust

ria,

Turism

o y

Com

erc

io c

alc

ula

rá y

public

ará

trim

est

ralm

ente

el

corr

esp

ondie

nte

va

lor

a a

plic

ar,

a p

art

ir d

e l

os

dato

s aport

ados

por

las

com

erc

ializ

adora

s, q

ue s

irve

n g

as

al

segm

ento

de

clie

nte

s de c

ogenera

ción.

Sie

ndo e

stos

dato

s:

Ingre

so_T

ota

l i :

Retr

ibuci

ón

tota

l obte

nid

a

por

el

com

erc

ializ

ador

“i”

por

todo

el

gas

vendid

o

para

co

ge

ne

raci

ón

, co

mo

ag

reg

aci

ón

de

su

s cl

ien

tes

a t

arifa

y a

me

rca

do

, d

ura

nte

to

do

el

pe

rio

do

de

tie

mp

o

del t

rim

est

re “

n”

Volu

men_T

ota

l i :

Cantid

ad t

ota

l de e

nerg

ía c

om

o M

Wh d

e g

as

natu

ral

exp

resa

do e

n P

.C.S

. que e

l co

merc

ializ

ador

ha v

endid

o a

su

s cl

iente

s co

genera

dore

s, c

om

o a

gre

gaci

ón d

e s

us

clie

nte

s a t

arifa

y a

m

erc

ado,

dura

nte

todo e

l periodo d

e t

iem

po d

el t

rim

est

re “

n”.

A t

al

efe

cto t

odas

las

em

pre

sas

dis

trib

uid

ora

s y

com

erc

ializ

adora

s, c

on u

n v

olu

men d

e v

enta

s su

perior

a

1.0

00 G

Wh a

nuale

s a c

ogenera

dore

s, s

um

inis

trará

n l

os

dato

s de i

ngre

sos

y vo

lum

en d

e e

nerg

ía t

ota

les

esp

eci

fica

do

s a

nte

rio

rme

nte

y l

os

rem

itirá

n a

la

Dire

cció

n G

en

era

l d

e P

olít

ica

En

erg

étic

a y

Min

as

de

l M

inis

terio

d

e

Ind

ust

ria

T

urism

o

y C

om

erc

io

con

u

na

p

eri

od

icid

ad

tr

ime

stra

l, si

en

do

lo

s tr

ime

stre

s co

nsi

dera

dos

los

cuatr

o t

rim

est

res

natu

rale

s, d

ebie

ndo e

nvi

ar

la i

nfo

rmaci

ón c

itada c

orr

esp

ondie

nte

al

trim

est

re a

nte

rior,

ante

s del d

ía 2

0 d

e lo

s m

ese

s de a

bril,

julio

, oct

ubre

y e

nero

de c

ada a

ño.

Para

el

subgru

po a

.1.2

se t

om

ará

com

o I

Com

bn

el

valo

r m

edio

, dura

nte

el

trim

est

re n

atu

ral

“n”,

del

cost

e

medio

CIF

del

crudo i

mport

ado p

or

Esp

aña,

obte

nid

o d

e l

os

dato

s public

ados

mensu

alm

ente

por

el

Min

iste

rio d

e I

ndust

ria,

Turism

o y

Com

erc

io e

n e

l B

ole

tín E

stadís

tico d

e H

idro

carb

uro

s, d

ivid

ido p

or

el

corr

esp

ondie

nte

al t

erc

er

trim

est

re d

e 2

006 y

multi

plic

ado p

or

100.

Los

valo

res

de r

efe

renci

a i

nic

iale

s d

e e

sto

s ín

dic

es

de

pre

cio

s d

e c

om

bu

stib

le,

con

lo

s q

ue

se

ha

n

realiz

ado lo

s cá

lculo

s que h

an d

ado lu

gar

a lo

s va

lore

s de t

arifa

s y

prim

as

que f

igura

n e

n e

l art

ículo

35 d

el

pre

sente

real d

ecr

eto

, so

n:

Índic

e d

e p

reci

os

del g

as

natu

ral d

e c

ogenera

ción (

IGN

0):

100

Índic

e d

e p

reci

os

CIF

del c

rudo im

port

ado p

or

Esp

aña (

PF

0):

100

Porc

enta

je d

e v

ariaci

ón d

el I

PC

0,5

56%

a)

Act

ualiz

aci

ón d

e t

arifa

s y

prim

as

para

los

subgru

pos

a.1

.1 y

a.1

.2.

a.1

.) T

arifa

s

La

s ta

rifa

s co

n q

ue

se

re

mu

ne

ra l

a p

rod

ucc

ión

ne

ta d

e l

os

sub

gru

po

s a

.1.1

y a

.1.2

qu

e v

ien

en

re

cog

ido

s en

el

art

ículo

35

del

pre

sente

re

al

decr

eto

, se

rán

act

ualiz

ados

trim

est

ralm

ente

por

el

Min

iste

rio

de

2)

Pote

ncia

-P

ote

ncia

té

rmic

a

de

la

insta

lació

n

de

co-c

om

bustión

para

un

pod

er

calo

rífico

infe

rior

del

com

bustible

de 3

.500 k

cal/kg

en b

ase s

eca (

MW

):

-In

cre

mento

/decre

mento

de l

a p

ote

ncia

bru

ta n

om

inal

de l

a c

entr

al

por

motivo d

e l

a i

nsta

lació

n d

e

co-c

om

bustión (

MW

y %

sobre

la p

ote

ncia

bru

ta n

om

inal de la c

entr

al):

-A

um

ento

/dis

min

ució

n

de

consum

os

pro

pio

s

de

la

centr

al

por

motivo

de

la

insta

lació

n

de

co-

com

bustión (

MW

y %

sobre

las p

ote

ncia

s m

edia

s y

nom

inale

s d

e la c

entr

al):

3)

Energ

ía p

roducid

a:

-H

ora

s a

nuale

s d

e f

uncio

nam

iento

de la c

entr

al té

rmic

a:

-H

ora

s a

nuale

s d

e f

uncio

nam

iento

de la insta

lació

n d

e c

o-c

om

bustión:

-E

nerg

ía

elé

ctr

ica

tota

l bru

ta

pro

ducid

a

por

la

centr

al

una

vez

insta

lada

la

co-c

om

bustión

(MW

h/a

ño

):

-E

nerg

ía

elé

ctr

ica

tota

l bru

ta

pro

ducid

a

por

la

centr

al

una

vez

insta

lada

la

co-c

om

bustión

(MW

h/a

ño

):

-E

nerg

ía

elé

ctr

ica

bru

ta

pro

ducid

a

por

la

centr

al

debid

o

al

com

bustible

consum

ido

por

la

co

-co

mb

ustió

n (

MW

h/a

ño

):

-R

atio

d

e co

nsu

mo

d

e co

mb

ustib

le co

nve

ncio

na

l +

b

iom

asa

y/o

b

iog

ás p

or

kW

e b

ruto

n

om

ina

l pro

ducid

o (

kg/k

We

y

kW

t/kW

e):

-R

atio de consum

o de com

bustible

convencio

nal

+ bio

masa y/o

bio

gás por

kW

e neto

nom

inal

pro

ducid

o (

kg/k

We

y

kW

t/kW

e):

-R

atio

de

consum

o

de

com

bustible

convencio

na

l +

bio

masa

y/o

bio

gás

por

kW

e

bru

to

medio

pro

ducid

o (

kg/k

We

y

kW

t/kW

e):

-R

atio

de

consum

o

de

com

bustible

convencio

nal

+

bio

masa

y/o

bio

gás

por

kW

e

neto

m

edio

pro

ducid

o (

kg/k

We

y

kW

t/kW

e):

4)

Invers

ión:

-C

oste

de invers

ión d

e la insta

lació

n d

e c

o-c

om

bustión (

€):

5)

Pers

onal:

-N

úm

ero

to

tal

de pers

onas contr

ata

das para

la

opera

ció

n de la

in

sta

lació

n de co-c

om

bustión,

hora

s/a

ño t

rabaja

das y

coste

tota

l de e

se p

ers

onal.

6)

Tecnolo

gía

em

ple

ada:

-D

escripció

n d

e la t

ecnolo

gía

de c

o-c

om

bustión:

-C

onsum

os p

ropio

s a

socia

dos a

la m

anip

ula

ció

n d

el com

bustible

:

7)

Descripció

n S

iste

ma d

e m

edic

ión b

iom

asa y

/o b

iogás:


Tabla

con los c

oeficie

nte

s A

y B

de la f

órm

ula

de a

ctu

aliz

ació

n (

2)

del apart

ado a

.1)

de e

ste

anexo.

Tabla

nº1

Com

bustible

P

ote

ncia

(M

W)

A

B

P <

1

0,5

40

4

- 0

,04

02

1 <

P <

10

0

,63

79

-

0,0

31

8

10

< P

< 2

5

0,6

54

4

- 0

,02

92

G

.N.

25

< P

< 5

0

0,6

79

3

- 0

,02

68

P <

1

0,6

20

3

- 0

,02

69

1 <

P <

10

0

,72

15

-

0,0

16

8

10

< P

< 2

5

0,7

40

1

- 0

,01

50

Ga

só

leo

y G

.L.P

25

< P

< 5

0

0,7

60

1

- 0

,01

23

P <

1

0,5

87

2

- 0

,02

95

1 <

P <

10

0

,69

56

-

0,0

18

6

10

< P

< 2

5

0,7

15

3

- 0

,01

64

F

ue

l O

il

25

< P

< 5

0

0,7

44

0

- 0

,01

35

b)

Actu

aliz

ació

n d

e t

arifa

s y

prim

as p

ara

el subgru

po a

.1.4

y e

l gru

po a

.2.

Para

las i

nsta

lacio

nes d

el

el

gru

po a

.2 s

e e

fectu

ará

una s

ola

actu

aliz

ació

n a

nual

de t

arifa

s y

prim

as d

e

acuerd

o c

on l

a e

volu

ció

n d

el

IPC

public

ado p

or

el

Min

iste

rio d

e E

conom

ía a

tra

vés d

el

Institu

to N

acio

nal

de E

sta

dís

tica.

Para

la a

ctu

aliz

ació

n d

el

su

bgru

po a

.1.4

, se t

endrá

en c

uenta

la v

ariació

n d

el

pre

cio

del

carb

ón e

n los m

erc

ados inte

rnacio

nale

s.

Tarifa

P

vn

+1 =

Pv

n *

(1+

IP

Cn)

Prim

a

C

r n+

1 =

Cr n

* (

1+

IP

Cn)

c)

Corr

ecció

n p

or

antigüedad p

ara

las insta

lacio

nes d

e los g

rupos a

.1.1

y a

.1.2

.

A

aquella

s

insta

lacio

nes

de

los

gru

pos

a.1

.1

y

a.1

.2

que

hayan

supera

do

el

núm

ero

de

años

de

explo

tació

n q

ue s

e indic

a e

n e

l art

ículo

44.1

se les a

plic

ará

una c

orr

ecció

n p

or

antigüedad d

e m

anera

que

los v

alo

res d

e P

v y

Cr

vendrá

n e

xpre

sados c

om

o u

n p

roducto

de las t

arifa

s o

prim

as a

ctu

aliz

ados q

ue les

corr

espondan,

multip

licados p

or

un c

oeficie

nte

fijo

de v

alo

r 0,8

3 c

orr

ecto

r de l

a t

arifa

y p

or

un c

oeficie

nte

“

" corr

ecto

r de la p

rim

a,

dete

rmin

ado a

part

ir d

e la e

xpre

sió

n s

iguie

nte

:

1 –

0,1

7 (

Pv /

Cr)

funció

n d

e la r

ela

ció

n P

v/C

r dis

tinta

para

cada n

ivel de p

ote

ncia

AN

EX

O V

III

So

licit

ud

de r

etr

ibu

ció

n e

sp

ecíf

ica p

ara

las i

nsta

lacio

nes d

el

gru

po

b.3

Para

la s

olic

itud d

e la t

arifa

o p

rim

a e

specífic

a p

or

kW

h,

a la q

ue s

e r

efiere

el art

ículo

39,

se p

resenta

rá u

n

ante

pro

yecto

que

describa

de

form

a

exhaustiva

la

insta

lació

n,

donde

al

menos

se

desarr

olle

n

los

apart

ados q

ue s

e lis

tan a

continuació

n.

Indust

ria,

Turism

o y

Com

erc

io,

media

nte

la c

orr

esp

ondie

nte

ord

en d

e a

cuerd

o c

on la

sig

uie

nte

fórm

ula

de

act

ualiz

aci

ón:

Pv n

+1 =

Pv n

* (

1+

IP

Cn)

* (1

+

nP

v)

(1)

Donde:

Pvn

+1 :

Tarifa

vig

ente

en e

l trim

est

re “

n+

1”.

Pvn

: T

arifa

de v

enta

vig

ente

en e

l trim

est

re “

n”.

IPC

n:

(exp

resa

do e

n p

orc

enta

je):

Variaci

ón d

el I

PC

.

nP

v: C

orr

ecc

ión g

lobal

por

el

índic

e d

el

pre

cio d

e c

om

bust

ible

que l

e c

orr

esp

onda (

ICom

b)

y por

el

creci

mie

nto

en la

tasa

del I

PC

real

Sie

ndo a

su v

ez:

nP

v =

A *

nIC

om

b +

B *

nIP

C (2

)

Donde:

nIC

om

b =

[(1

+

nIC

om

b)

/ (1

+ I

PC

n)]

– 1

siendo:

nIC

om

b

=

(IC

om

b n –

IC

om

bn-1

) /

ICo

mb n

-1

ICom

bn :

Índic

e d

el p

reci

o d

el c

om

bust

ible

tra

s la

act

ualiz

aci

ón p

ara

el t

rim

est

re “

n”

nIP

C =

(IP

Cn –

IP

Cn-1

) /

IPC

n-1

IPC

n:

Índic

e d

e p

reci

os

al c

onsu

mo a

l fin

aliz

ar

el t

rim

est

re “

n”

A,

B:

coefic

iente

s fij

os

de a

ctualiz

aci

ón d

ependie

nte

s del n

ivel d

e p

ote

nci

a y

del c

om

bust

ible

util

izado.

Los

valo

res

apare

cen r

eco

gid

os

en la

tabla

nº1

que s

e a

dju

nta

a e

ste a

nexo

.

a.2

.) P

rim

a

De

l m

ism

o m

od

o s

e p

roce

de

rá a

act

ua

liza

r tr

ime

stra

lme

nte

el

pri

ma

de

finid

o e

n e

l a

rtíc

ulo

27

de

est

e

rea

l d

ecr

eto

, p

ara

lo

s su

bg

rup

os

a.1

.1.

y a

.1.2

., s

ust

ituye

nd

o e

n l

a a

nte

rio

r fó

rmu

la (

1)

resp

ect

iva

me

nte

P

v n+

1

po

r C

r n+

1 y

Pv n

po

r C

r n,

así

la e

xpre

sió

n d

e la

fó

rmu

la d

e a

ctu

aliz

aci

ón

de

la p

rim

a q

ue

da

de

est

e

mo

do

:

C

r n+

1 =

Cr n

* (

1+

IP

Cn)

* (1

+

nP

v)

(3

)

siendo a

plic

able

s lo

s m

ism

os

térm

inos/

coefic

iente

s y

la m

ism

a m

eto

dolo

gía

defin

idos

ante

riorm

ente

, en e

l apart

ado a

.1)

de e

ste a

nexo

, para

la a

ctualiz

aci

ón d

e la

tarifa

y q

ue s

on c

om

unes

en c

uanto

a f

órm

ula

s de

act

ualiz

aci

ón.

El

Min

iste

rio d

e I

ndust

ria,

Turism

o y

Com

erc

io p

roce

derá

a r

ealiz

ar

la a

ctualiz

aci

ón d

e l

as

prim

as

a q

ue

hace

refe

renci

a e

ste a

part

ado,

con u

na p

eriodic

idad t

rim

est

ral

en f

unci

ón d

el

índic

e d

e l

os

pre

cios

de

com

bust

ible

s y

en f

unci

ón t

am

bié

n d

e la

evo

luci

ón d

el I

PC

.


ele

ctr

icid

ad q

ue,

asocia

da a

la e

nerg

ía t

érm

ica ú

til

real

de c

limatizació

n,

cum

plir

ía c

on e

l re

ndim

iento

elé

ctr

ico e

quiv

ale

nte

requerido:

REE

fH

VE

e

REE

11

Re

0

[*]

Sie

ndo:

ER

EE

0:

Energ

ía

elé

ctr

ica

que

cum

plir

ía

con

el

rendim

iento

elé

ctr

ico

equiv

ale

nte

m

ínim

o

requerido,

consid

era

ndo l

a e

nerg

ía t

érm

ica ú

til

real

medid

a.

Esta

energ

ía e

léctr

ica n

o p

odrá

supera

r el

valo

r de l

a

ele

ctr

icid

ad v

endid

a a

la r

ed e

n e

l periodo.

V:

Calo

r o e

nerg

ía t

érm

ica ú

til, d

e a

cuerd

o c

on l

a d

efinic

ión d

el

apart

ado a

) del

art

ículo

2.1

de e

ste

real

decre

to.

En el

caso en que la

dem

anda sea de re

frig

era

ció

n,

la energ

ía té

rmic

a útil

corr

espondie

nte

to

mará

el m

ism

o v

alo

r que la d

em

anda d

e r

efr

igera

ció

n f

inal que s

atisfa

ga la c

ogenera

ció

n.

Ref

H:

Valo

r de r

efe

rencia

del

rendim

iento

para

la p

roducció

n s

epara

da d

e c

alo

r según s

e d

efine e

n e

l anexo I

de e

ste

real decre

to.

e:

Rendim

iento

exclu

siv

am

ente

elé

ctr

ico d

e la insta

lació

n (

E/Q

).

2.

Para

el

caso de apro

vecham

iento

de calo

r útil

para

clim

atizació

n de edific

ios,

se conte

mpla

n dos

revis

iones a

nuale

s s

em

estr

ale

s,

en las q

ue s

e e

valu

ará

y liq

uid

ará

de f

orm

a e

xtr

aord

inaria p

ara

el periodo

corr

espondie

nte

de o

ctu

bre

a m

arz

o (

1º

sem

estr

e)

y p

ara

el

de a

bril

a s

eptiem

bre

(2º

sem

estr

e),

el

valo

r de la e

xpre

sió

n a

nte

rior

de e

nerg

ía e

léctr

ica (

ER

EE

0)

en c

ada u

no d

e e

sos p

eriodos.

A e

fecto

s p

rácticos y

opera

tivos p

ara

realiz

ar

las l

iquid

acio

nes p

arc

iale

s d

ura

nte

el

mes i

nm

edia

tam

ente

poste

rior

al periodo a

liq

uid

ar,

se d

istinguirá e

ntr

e las d

os o

pcio

nes d

e v

enta

posib

les:

a)

Tarifa

regula

da (

art

ículo

24.1

.a):

la insta

lació

n,

dura

nte

el periodo c

onte

mpla

do,

habrá

de p

erc

ibir p

or

la

energ

ía v

endid

a a

l sis

tem

a e

l 65 p

or

cie

nto

de l

a t

arifa

regula

da q

ue l

e c

orr

esponda e

n c

ada m

om

ento

. E

fectu

ándose u

na l

iquid

ació

n f

inal

sem

estr

al

resultado d

e a

plic

ar

al

valo

r definitiv

o d

e E

RE

E0 e

l 35 p

or

cie

nto

del valo

r de la t

arifa

regula

da m

edia

pondera

da d

el peri

odo d

e liq

uid

ació

n q

ue le c

orr

esponda a

esa

insta

lació

n.

Se e

ntiende c

om

o t

arifa

media

pondera

da e

l cocie

nte

entr

e e

l sum

ato

rio d

e l

os p

roducto

s d

e

la e

lectr

icid

ad q

ue l

a i

nsta

lació

n c

ede a

l sis

tem

a e

n c

ada m

om

ento

por

el

valo

r de l

a t

arifa

regula

da d

e

ese m

om

ento

y e

l to

tal

de l

a e

lectr

icid

ad c

edid

a p

or

la i

nsta

lació

n a

l sis

tem

a e

n e

l periodo.

Se t

om

ará

el

ante

rior

valo

r de E

RE

E0 s

iem

pre

que s

ea i

gual

o i

nfe

rior

a l

a e

nerg

ía c

edid

a a

l sis

tem

a.

Si

no f

uera

así, e

l 35 p

or

cie

nto

de la t

arifa

media

pondera

da a

plic

ará

sólo

sobre

la e

lectr

icid

ad c

edid

a a

l sis

tem

a.

b)

Opció

n m

erc

ado (

art

ículo

24.1

.b):

la insta

lació

n,

dura

nte

el periodo c

onte

mpla

do,

recib

irá s

ólo

el pre

cio

del

merc

ado m

ás l

os c

om

ple

mento

s d

el

merc

ado q

ue

le c

orr

espondan e

n c

ada m

om

ento

. E

fectu

ándose

una l

iquid

ació

n f

inal

sem

estr

al

resultado d

e a

plic

ar

al

valo

r definitiv

o d

e E

RE

E0 l

a p

rim

a m

edia

pondera

da

del periodo d

e liq

uid

ació

n.

Se e

ntiende c

om

o p

rim

a m

edia

pondera

da e

l cocie

nte

entr

e e

l sum

ato

rio d

e los

pro

ducto

s d

e la e

lectr

icid

ad q

ue la insta

lació

n v

ende a

l m

erc

ado e

n c

ada m

om

ento

por

el valo

r de la p

rim

a

en e

se m

om

ento

y e

l to

tal

de l

a e

lectr

icid

ad v

endid

a p

or

la i

nsta

lació

n a

l m

erc

ado e

n e

l periodo.

Se

tom

ará

el

ante

rior

valo

r de E

RE

E0 s

iem

pre

que s

ea i

gual

o i

nfe

rior

a l

a e

nerg

ía v

endid

a a

l m

erc

ado.

Si

no

fuera

así, la p

rim

a m

edia

pondera

da a

plic

ará

sólo

sobre

la e

lectr

icid

ad v

endid

a a

l m

erc

ado.

Independie

nte

mente

de l

a o

pció

n d

e v

enta

ele

gid

a,

en e

l caso e

n q

ue e

l valo

r de l

a e

lectr

icid

ad o

bte

nid

a

de l

a f

órm

ula

[*]

ante

rior

fuera

superior

a l

a e

lectr

icid

ad g

enera

da n

eta

en e

l periodo,

se p

rocederá

al

cá

lcu

lo d

el

ren

dim

ien

to e

léctr

ico

e

qu

iva

len

te q

ue

co

rre

sp

on

de

a

lo

s va

lore

s d

e la

e

ne

rgía

té

rmic

a ú

til

CA

RA

CT

ER

ÍST

ICA

S D

E L

A C

EN

TR

AL

Pote

ncia

de la insta

lació

n

-P

ote

ncia

unitaria p

or

dis

positiv

o:

-P

ote

ncia

to

tal:

Tecnolo

gía

em

ple

ada

-D

escripció

n d

e la t

ecnolo

gía

:

-V

ida ú

til de los e

quip

os d

e la insta

lació

n:

Equip

os p

rincip

ale

s

-D

esarr

ollo

: %

Nacio

nal %

UE

%In

tern

acio

nal

-F

abricació

n:

%N

acio

nal %

UE

%In

tern

acio

nal

Energ

ía p

roducid

a

-H

ora

s a

nuale

s d

e f

uncio

nam

iento

de la c

entr

al:

-E

nerg

ía e

léctr

ica t

ota

l bru

ta p

roducid

a p

or

la c

entr

al

Invers

ión

-C

oste

de invers

ión d

e la insta

lació

n (

€)

desglo

sada:

-C

oste

de d

esm

ante

lam

iento

(€):

Coste

de o

pera

ció

n y

mante

nim

iento

-N

úm

ero

tota

l de p

ers

onas c

ontr

ata

das p

ara

la o

pera

ció

n d

e l

a i

nsta

lació

n,

hora

s/a

ño t

rabaja

das y

coste

tota

l de e

se p

ers

onal.

-S

eguro

s

-C

ánones

-D

isponib

ilidad d

el sis

tem

a

AN

EX

O IX

Ap

rove

cham

ien

to d

e ca

lor

úti

l par

a cl

imat

izac

ión

de

edif

icio

s

1.

Cuando e

l apro

vecham

iento

del calo

r útil se r

ealic

e c

on e

l pro

pósito indis

tinto

de u

tiliz

ació

n c

om

o c

alo

r o f

río p

ara

clim

atizació

n d

e e

dific

ios,

se h

abrá

de c

onsid

era

r un p

eriodo d

e t

iem

po d

istinto

de u

n a

ño p

ara

la

dete

rmin

ació

n d

el re

ndim

iento

elé

ctr

ico e

quiv

ale

nte

, definid

o s

egún e

l anexo I

.

Dado q

ue las c

ondic

iones c

limato

lógic

as s

on d

ifere

nte

s p

ara

cada lugar

y p

ueden v

ariar

de u

n a

ño a

otr

o,

en

lugar

de

consid

era

r un

periodo

concre

to

se

pro

cede,

a

efe

cto

s

rem

unera

tivos,

al

cálc

ulo

de

la


cone

xión

, po

drá

solic

itar

al ó

rgano

com

pete

nte

la r

esol

ució

n de

la

disc

repa

ncia

, qu

e de

berá

dic

tars

e y

notif

icar

se a

l int

eres

ado

en e

l pla

zo m

áxim

o de

tres

mes

es a

co

ntar

des

de la

fech

a de

la s

olic

itud.

2.

Asi

mis

mo

, d

eb

erá

n o

bse

rva

rse

los

crite

rio

s si

gu

ien

tes:

a)

Los

titula

res

que n

o t

engan in

terc

onect

ados

en p

ara

lelo

sus

gru

pos

con la

red d

e t

ransp

ort

e o

las

redes

de d

istr

ibuci

ón t

endrá

n t

odas

sus

inst

ala

ciones

rece

pto

ras

o s

ólo

part

e d

e e

llas

conect

able

s por

un

sist

em

a d

e c

onm

uta

ción,

bie

n a

la r

ed g

enera

l bie

n a

sus

gru

pos

genera

dore

s, q

ue a

segura

rá q

ue e

n

nin

gún c

aso

puedan q

uedar

sus

gru

pos

genera

dore

s co

nect

ados

a d

icha r

ed.

b)

Los

titula

res

que t

engan in

terc

onect

ados

en p

ara

lelo

sus

gru

pos

con la

red d

e t

ransp

ort

e o

las

redes

de

dis

trib

uci

ón y

lo e

stará

n e

n u

n s

olo

punto

, sa

lvo c

ircu

nst

anci

as

esp

eci

ale

s debid

am

ente

just

ifica

das

y auto

riza

das

por

la A

dm

inis

traci

ón c

om

pete

nte

, y

podrá

n e

mple

ar

genera

dore

s sí

ncr

onos

o a

síncr

onos.

Est

os

titula

res

deberá

n c

ort

ar

la c

one

xión c

on la

red d

e t

ransp

ort

e o

dis

trib

uci

ón y

si,

por

causa

s de f

uerz

a

mayo

r u o

tras

debid

am

ente

just

ifica

das

y ace

pta

das

por

la A

dm

inis

traci

ón c

om

pete

nte

o e

stable

cidas

en

los

pro

ced

imie

nto

s d

e o

pe

raci

ón

, la

em

pre

sa d

istr

ibu

ido

ra o

tra

nsp

ort

ista

o e

l o

pe

rad

or

de

l si

ste

ma

lo

so

licita

. Las

condic

iones

del s

erv

icio

norm

al d

eberá

n,

sin e

mbarg

o,

ser

rest

able

cid

as

lo m

ás

rápid

am

ente

posi

ble

. C

uando s

e d

é e

sa c

ircu

nst

anci

a s

e in

form

ará

al ó

rgano c

om

pete

nte

.

c) E

n r

ela

ción c

on l

a p

ote

nci

a m

áxi

ma a

dm

isib

le e

n l

a i

nte

rconexi

ón d

e u

na i

nst

ala

ción d

e p

roducc

ión e

n

régim

en e

speci

al

o c

onju

nto

de i

nst

ala

ciones

que c

om

part

an p

unto

de c

one

xión a

la r

ed,

se t

endrá

n e

n

cuenta

los

siguie

nte

s cr

iterios,

según s

e r

ealic

e la

conexi

ón c

on la

dis

trib

uid

ora

a u

na lí

nea o

direct

am

ente

a u

na s

ubest

aci

ón:

1.º

Lín

eas:

la p

ote

nci

a t

ota

l de l

a i

nst

ala

ción,

o c

onju

nto

de i

nst

ala

ciones,

conect

adas

a l

a l

ínea n

o

supera

rá e

l 50 p

or

ciento

de la

capaci

dad d

e la

línea e

n e

l punto

de c

onexi

ón,

defin

ida c

om

o la

capaci

dad

térm

ica d

e d

iseño d

e la

línea e

n d

icho p

unto

.

2.º

Subest

aci

ones

y ce

ntr

os

de t

ransf

orm

aci

ón (

AT

/BT

): l

a p

ote

nci

a t

ota

l de l

a i

nst

ala

ción,

o c

onju

nto

de

inst

ala

ciones,

conect

adas

a u

na s

ubest

aci

ón o

centr

o d

e t

ransf

orm

aci

ón n

o s

upera

rá e

l 50 p

or

ciento

de la

ca

paci

dad d

e t

ransf

orm

aci

ón in

stala

da p

ara

ese

niv

el d

e t

ensi

ón.

Las

inst

ala

ciones

del

gru

po b

.1 t

endrá

n n

orm

as

esp

ecí

ficas

que s

e d

icta

rán p

or

los

órg

anos

que t

engan

atr

ibuid

a la

com

pete

nci

a s

iguie

ndo lo

s cr

iterios

ante

riorm

ente

rela

cionados.

3.

Sie

mpre

que s

e s

alv

aguard

en l

as

condic

iones

de s

eguridad y

calid

ad d

e s

um

inis

tro p

ara

el

sist

em

a

elé

ctrico

, y

con la

s lim

itaci

ones

que,

de a

cuerd

o a

la n

orm

ativ

a v

igente

se e

stable

zcan p

or

el o

pera

dor

del

sist

em

a o

en s

u c

aso

por

el

gest

or

de l

a r

ed d

istr

ibuci

ón,

los

genera

dore

s de r

égim

en e

speci

al

tendrá

n

prioridad p

ara

la e

vacu

aci

ón d

e l

a e

nerg

ía p

roduci

da f

rente

a l

os

genera

dore

s de r

égim

en o

rdin

ario,

con

part

icula

r pre

fere

nci

a

para

la

genera

ción

de

régim

en

esp

eci

al

no

gest

ionable

a

part

ir

de

fuente

s re

nova

ble

s. A

sim

ism

o,

con e

l obje

tivo d

e c

ontr

ibuir a

una i

nte

gra

ción s

egura

y m

áxi

ma d

e l

a g

enera

ción

de r

égim

en e

speci

al n

o g

est

ionable

el o

pera

dor

del s

iste

ma c

onsi

dera

rá p

refe

rente

s aquello

s genera

dore

s cu

ya a

decu

aci

ón t

ecn

oló

gic

a c

ontr

ibuya

en m

ayo

r m

edid

a a

gara

ntiz

ar

las

condic

iones

de s

eguridad y

ca

lidad d

e s

um

inis

tro p

ara

el s

iste

ma e

léct

rico

.

A lo

s efe

ctos

de e

ste r

eal d

ecr

eto

, se

defin

e c

om

o g

enera

ción n

o g

est

ionable

aquella

cuya

fuente

prim

aria

no e

s co

ntr

ola

ble

ni

alm

ace

nable

y c

uya

s pla

nta

s de p

roducc

ión a

soci

adas

care

cen d

e l

a p

osi

bili

dad d

e

realiz

ar

un c

ontr

ol

de l

a p

roducc

ión s

iguie

ndo i

nst

rucc

iones

del

opera

dor

del

sist

em

a s

in i

ncu

rrir e

n u

n

vert

ido d

e e

nerg

ía p

rim

aria,

o b

ien l

a f

irm

eza

de l

a p

revi

sión d

e p

roducc

ión f

utu

ra n

o e

s su

ficie

nte

para

que p

ueda c

onsi

dera

rse c

om

o p

rogra

ma.

medid

a j

unto

al

de l

a e

lectr

icid

ad g

enera

da b

ruta

, am

bas e

n e

l periodo,

con e

l fin d

e q

ue c

on e

l valo

r del

rendim

iento

elé

ctr

ico

equiv

ale

nte

calc

ula

do

de

esta

fo

rma

se

apliq

ue

el

com

ple

mento

por

eficie

ncia

definid

o e

n e

l art

ículo

28 d

el pre

sente

real decre

to.

AN

EX

O X

Retr

ibu

ció

n d

e l

as i

nsta

lacio

nes h

íbri

das

Pa

ra l

as i

nsta

lacio

ne

s r

eg

ula

da

s e

n e

l a

rtíc

ulo

23

, la

en

erg

ía a

re

trib

uir e

n c

ad

a u

no

de

lo

s g

rup

os o

subgru

pos s

erá

la s

iguie

nte

:

1.

Hib

ridacio

nes t

ipo 1

:

Eri =

E ·

CC

bi

sie

ndo:

Eri:

energ

ía e

léctr

ica r

etr

ibuid

a s

egún la t

arifa

o p

rim

a p

ara

el com

bustible

i.

E:

tota

l energ

ía e

léctr

ica v

ert

ida a

la r

ed.

Ci: E

nerg

ía p

rim

aria t

ota

l pro

cedente

del com

bustible

i (

calc

ula

da p

or

masa y

PC

I).

Cb:

Energ

ía p

rim

aria t

ota

l pro

cedente

de l

os d

istin

tos t

ipos d

e b

iom

asa/b

iogás/r

esid

uo (

calc

ula

da c

om

o

sum

ato

rio d

e C

i).

2.

Hib

ridacio

nes t

ipo 2

:

Eri =

b · C

i

Ers

= E

- n

Eri

1

Eri:

energ

ía e

léctr

ica r

etr

ibuid

a s

egún la t

arifa

o p

rim

a p

ara

el com

bustible

i.

E:

tota

l energ

ía e

léctr

ica v

ert

ida a

la r

ed.

Ers

: energ

ía e

léctr

ica r

etr

ibuid

a s

egún la t

arifa

o p

rim

a p

ara

el subgru

po b

.1.2

. C

i: E

nerg

ía p

rim

aria t

ota

l pro

cedente

del com

bustible

i (

calc

ula

da p

or

masa y

PC

I).

b =

Rendim

iento

, en t

anto

por

uno,

de la insta

lació

n p

ara

bio

masa/b

iogás/r

esid

uo,

igual a 0

,21.

AN

EX

O X

I

Acceso

y c

on

exió

n a

la r

ed

1.

El

acceso y

conexió

n a

la r

ed,

y l

as c

ondic

iones d

e o

pera

ció

n p

ara

las i

nsta

lacio

nes d

e g

enera

ció

n d

e

régim

en e

specia

l, a

sí

com

o e

l desarr

ollo

de l

as i

nsta

lacio

nes d

e r

ed n

ecesarias p

ara

la c

onexió

n y

coste

s

asocia

dos, se r

esolv

erá

n s

egún lo e

sta

ble

cid

o e

n e

l R

eal D

ecre

to 1

955/2

000, de 1

de d

icie

mbre

y e

n e

l R

eal

Decre

to 1

663/2

000,

de 2

9 d

e s

eptiem

bre

y la n

orm

ativa q

ue lo d

esa

rrolla

, con las c

ondic

iones p

art

icula

res

que s

e e

sta

ble

cen e

n e

l pre

sente

real

decre

to.

En e

l caso d

e n

o a

cepta

ció

n,

por

part

e d

el

titu

lar,

de l

a

pro

puesta

altern

ativa re

aliz

ada por

la em

pre

sa dis

trib

uid

ora

ante

una solic

itud de punto

de acceso y


En c

aso d

e a

pert

ura

del in

terr

upto

r auto

mático d

e la e

mpre

sa t

itula

r de la

red e

n e

l punto

de c

onexió

n,

así

co

mo

en

cu

alq

uie

r situ

ació

n e

n l

a q

ue

la

ge

ne

ració

n p

ue

da

qu

ed

ar

fun

cio

na

nd

o e

n i

sla

, se

in

sta

lará

po

r part

e del

genera

dor

un sis

tem

a de te

ledis

paro

auto

mático u otr

o m

edio

que desconecte

la

centr

al

o

centr

ale

s g

enera

dore

s c

on o

bje

to d

e e

vitar

posib

les d

años p

ers

onale

s o

sobre

las c

arg

as.

En t

odo c

aso

esta

circunsta

ncia

será

refleja

da d

e m

anera

explícita e

n e

l contr

ato

a c

ele

bra

r entr

e e

l genera

dor

y l

a

em

pre

sa t

itula

r de l

a r

ed e

n e

l punto

de c

onexió

n,

alu

die

ndo e

n s

u c

aso a

la n

ecesaria c

oord

inació

n c

on

los d

ispositiv

os d

e r

eenganche a

uto

mático d

e la r

ed e

n la z

ona.

Las pro

teccio

nes de m

ínim

a fr

ecuencia

de lo

s gru

pos genera

dore

s deberá

n esta

r coord

inadas con el

sis

tem

a d

e d

esla

str

e d

e c

arg

as p

or

frecuencia

del

sis

tem

a e

léctr

ico p

enin

sula

r español, p

or

lo q

ue l

os

genera

dore

s sólo

podrá

n desacopla

r de la

re

d si

la fr

ecuencia

cae por

debajo

de 48 H

z,

con una

tem

porizació

n d

e 3

segundos c

om

o m

ínim

o.

Por

otr

a p

art

e,

las p

rote

ccio

nes d

e m

áxim

a f

recuencia

sólo

podrá

n p

rovocar

el

desacopla

mie

nto

de l

os g

enera

dore

s s

i la

fre

cuencia

se e

leva p

or

encim

a d

e 5

1 H

z

con la t

em

porizació

n q

ue s

e e

sta

ble

zca e

n los p

rocedim

iento

s d

e o

pera

ció

n.

11.

Los e

quip

os d

e m

edid

a i

nsta

lados e

n l

as b

arr

as d

e c

entr

al

de l

as i

nsta

lacio

nes d

e c

ate

gorí

a a

) con

ante

rioridad

a

la

entr

ada

en

vig

or

de

este

re

al

decre

to,

que

no

cum

pla

n

con

las

especific

acio

nes

conte

nid

as e

n e

l R

egla

mento

de p

unto

s d

e m

edid

a d

e l

os c

onsum

os y

trá

nsitos d

e e

nerg

ía e

léctr

ica,

deberá

n s

er

sustitu

idos p

revia

mente

a q

ue e

sta

s i

nsta

lacio

nes o

pte

n p

or

cam

bia

r de o

pció

n d

e v

enta

de

energ

ía p

ara

hacerlo d

e a

cuerd

o c

on la o

pció

n b

) del art

ículo

24.1

y,

en t

odo c

aso,

en u

n p

lazo m

áxim

o d

e

doce m

eses d

esde la e

ntr

ada e

n v

igor

del pre

sente

real decre

to.

La m

edid

a d

e l

a e

nerg

ía p

roducid

a e

n b

arr

as d

e c

entr

al

de l

as i

nsta

lacio

nes d

e l

a c

ate

gorí

a a

) podrá

obte

ners

e c

om

o c

om

bin

ació

n d

e m

edid

as a

part

ir d

e la m

edid

a d

e la e

nerg

ía e

xcedenta

ria e

ntr

egada a

la

red

de

transport

e

o

dis

trib

ució

n,

o

a

part

ir

de

las

medid

as

de

la

energ

ía

pro

ducid

a

en

born

es

de

ge

ne

rad

ore

s.

Los t

ransfo

rmadore

s d

e m

edid

a a

ctu

alm

ente

insta

lados p

odrá

n d

edic

ar

sus s

ecundari

os s

imultáneam

ente

a la m

edid

a d

estinada a

la liq

uid

ació

n y

a o

tros u

sos,

sie

mpre

que la c

arg

a s

oport

ada p

or

sus s

ecundarios

se m

ante

nga d

entr

o d

el ra

ngo e

specific

ado e

n s

us e

nsayos.

AN

EX

O X

II

Perf

iles h

ora

rio

s p

ara

las i

nsta

lacio

nes f

oto

vo

ltaic

as,

hid

ráu

licas y

otr

as q

ue n

o c

uen

ten

co

n

me

did

a h

ora

ria

En e

l caso d

e q

ue l

a i

nsta

lació

n n

o d

isponga d

e m

edid

a h

ora

ria,

se c

alc

ula

rá s

u e

nerg

ía e

n c

ada h

ora

m

ultip

licando l

a p

ote

ncia

insta

lada d

e l

a i

nsta

lació

n p

or

el

facto

r de f

uncio

nam

iento

esta

ble

cid

o e

n l

os

tabla

s

sig

uie

nte

s

para

cada

tecnolo

gía

y

mes.

En

el

caso

de

la

foto

voltaic

a,

se

tom

ará

el

cuadro

corr

espondie

nte

a l

a z

ona s

ola

r donde e

sté

ubic

ada f

ísic

am

ente

la i

nsta

lació

n.

A e

sto

s e

fecto

s,

se h

an

consid

era

do las c

inco z

onas c

limáticas s

egún la r

adia

ció

n s

ola

r m

edia

en E

spaña,

esta

ble

cid

as e

n e

l R

eal

Decre

to 3

14/2

006,

de 1

7 d

e m

arz

o,

por

el que s

e a

pru

eba e

l C

ódig

o T

écnic

o d

e la E

dific

ació

n

A c

ontinuació

n s

e i

ndic

an l

os p

erf

iles d

e p

roducció

n p

ara

las i

nsta

lacio

nes f

oto

voltaic

as y

las h

idrá

ulic

as.

Para

el

resto

de l

as t

ecnolo

gía

s,

se c

onsid

era

rá,

salv

o m

ejo

r pre

vis

ión,

com

o f

acto

r de f

uncio

nam

iento

0,8

5 e

n t

odas las h

ora

s d

el año.

En p

rinci

pio

, se

consi

dera

n c

om

o n

o g

est

ionable

s lo

s genera

dore

s de r

égim

en e

speci

al q

ue d

e a

cuerd

o a

la

cla

sific

aci

ón e

stable

cida e

n e

ste r

eal

decr

eto

se

encu

entr

en i

ncl

uid

os

en l

os

gru

pos

b.1

, b.2

y b

.3,

así

co

mo lo

s genera

dore

s hid

ráulic

os

fluye

nte

s in

tegra

dos

en lo

s gru

pos

b.4

y b

.5,

salv

o v

alo

raci

ón e

specí

fica

de g

est

ionable

de u

na p

lanta

genera

dora

a r

ealiz

ar

por

el

opera

dor

del

sist

em

a,

con l

a c

onse

cuente

aplic

aci

ón d

e lo

s re

quis

itos

o c

ondic

ionante

s aso

ciados

a d

icha c

ondic

ión.

4.

En l

o r

ela

tivo a

la c

onexi

ón a

la r

ed,

en c

aso

de l

imita

ciones

en e

l punto

de c

onexi

ón d

eriva

das

de

viabili

dad f

ísic

a o

técn

ica p

ara

exp

ansi

ón d

e la

mis

ma,

o p

or

la a

plic

aci

ón d

e lo

s cr

iterios

de d

esa

rrollo

de

la r

ed,

los

genera

dore

s de r

égim

en e

speci

al a

part

ir d

e f

uente

s de e

nerg

ía r

enova

ble

tendrá

n p

rioridad d

e

conexi

ón f

rente

al

rest

o d

e l

os

genera

dore

s. E

sta p

riori

dad s

erá

de a

plic

aci

ón d

ura

nte

el

pla

zo e

n e

l que

concu

rran v

arias

inst

ala

ciones

en c

ondic

iones

de c

ele

bra

r el C

ontr

ato

Técn

ico d

e A

cceso

.

5.

Sie

mpre

que

sea

posi

ble

, se

pro

cura

rá

que

varias

inst

ala

ciones

pro

duct

ora

s util

icen

las

mis

mas

inst

ala

ciones

de e

vacu

aci

ón d

e la

energ

ía e

léct

rica

, aun c

uando s

e t

rate

de t

itula

res

dis

tinto

s. L

os

órg

anos

de l

a A

dm

inis

traci

ón c

om

pete

nte

, cu

ando a

uto

rice

n e

sta u

tiliz

aci

ón,

fijará

n l

as

cond

icio

ne

s q

ue

de

be

n

cum

plir

los

titula

res

a f

in d

e n

o d

esv

irtu

ars

e l

as

medid

as

de e

nerg

ía e

léct

rica

de c

ada u

na d

e l

as

inst

ala

ciones

de p

roducc

ión q

ue u

tilic

en d

ichas

inst

ala

ciones

de e

vacu

aci

ón.

Cuando v

arios

genera

dore

s de r

égim

en e

speci

al

com

part

an p

unto

de c

onexi

ón a

la r

ed d

e t

ransp

ort

e,

la

tra

mita

ció

n d

e l

os

pro

ced

imie

nto

s d

e a

cce

so y

co

ne

xió

n,

an

te e

l o

pe

rad

or

de

l si

ste

ma

y t

ran

spo

rtis

ta

titula

r del

parq

ue c

orr

esp

ondie

nte

, así

com

o l

a c

oord

inaci

ón c

on é

ste ú

ltim

o t

ras

la p

uest

a e

n s

erv

icio

de

la g

enera

ción,

deberá

realiz

ars

e d

e f

orm

a c

onju

nta

y c

oord

inada p

or

un I

nte

rlocu

tor

Únic

o d

e N

udo q

ue

act

uará

en r

epre

senta

ción d

e lo

s genera

dore

s, e

n lo

s té

rmin

os

y co

n la

s fu

nci

ones

que s

e e

stable

zcan.

6.

Para

inst

ala

ciones

o a

gru

paci

ones

de la

s m

ism

as

de m

ás

de 1

0 M

W a

conect

ar

a la

red d

e d

istr

ibuci

ón,

y tr

as

la c

oncl

usi

ón d

e s

u a

cepta

bili

dad p

or

el

gest

or

de d

istr

ibuci

ón,

ést

e s

olic

itará

al

opera

dor

del

sist

em

a s

u a

cepta

bili

dad d

esd

e l

a p

ers

pect

iva d

e l

a r

ed d

e t

ransp

ort

e e

n l

os

pro

cedim

iento

s de a

cceso

y

conexi

ón.

Asi

mis

mo,

el

gest

or

de l

a r

ed d

e d

istr

ibuci

ón i

nfo

rmará

al

opera

dor

del

sist

em

a s

obre

la

reso

luci

ón d

e l

os

pro

cedim

iento

s de a

cceso

y c

onexi

ón d

e t

odas

las

inst

ala

ciones

incl

uid

as

en e

l ám

bito

del p

rese

nte

real d

ecr

eto

.

7.

Ante

s de l

a p

uest

a e

n t

ensi

ón d

e l

as

inst

ala

ciones

de g

enera

ción y

de c

onexi

ón a

red a

soci

adas,

se

re

querirá

el i

nfo

rme d

e v

erific

aci

ón d

e la

s co

ndic

iones

técn

icas

de c

onexi

ón d

el o

pera

dor

del s

iste

ma o

del

gest

or

de l

a r

ed d

e d

istr

ibuci

ón q

ue a

credite

el

cum

plim

iento

de l

os

requis

itos

para

la p

uest

a e

n s

erv

icio

de

la

inst

ala

ción

según

la

norm

ativ

a

vigente

, so

bre

la

base

de

la

info

rmaci

ón

aport

ada

por

los

genera

dore

s. S

u c

um

plim

iento

será

acr

edita

do,

en s

u c

aso

, por

la C

om

isió

n N

aci

onal

de l

a E

nerg

ía o

el

órg

ano d

e la

Adm

inis

traci

ón c

om

pete

nte

.

8.

Los

gast

os

de l

as

inst

ala

ciones

nece

sarios

para

la c

onexi

ón s

erá

n,

con c

ará

cter

genera

l, a c

arg

o d

el

titula

r de la

centr

al d

e p

roducc

ión.

9.

Si

el

órg

ano c

om

pete

nte

apre

ciase

circu

nst

anci

as

en l

a r

ed d

e l

a e

mpre

sa a

dquirente

que i

mpid

iera

n

técn

icam

ente

la a

bso

rció

n d

e l

a e

nerg

ía p

roduci

da,

fijará

un p

lazo

pa

ra s

ubsa

narlas.

Los

gast

os

de l

as

mo

difi

caci

on

es

en

la

re

d

de

la

e

mp

resa

a

dq

uire

nte

se

rán

a

ca

rgo

d

el

titu

lar

de

la

in

sta

laci

ón

d

e

pro

ducc

ión,

salv

o q

ue n

o f

uera

n e

xclu

siva

mente

para

su s

erv

icio

; en t

al c

aso

, co

rrerá

n a

carg

o d

e a

mbas

part

es

de

mutu

o

acu

erd

o,

tenie

ndo

en

cuenta

el

uso

que

se

pre

vé

que

van

a

hace

r de

dic

has

modifi

caci

ones

cada u

na d

e la

s part

es.

En c

aso

de d

iscr

epanci

a r

eso

lverá

el ó

rgano c

orr

esp

ondie

nte

de la

A

dm

inis

traci

ón c

om

pete

nte

.

10.

Para

la g

enera

ción n

o g

est

ionable

, la

capaci

dad d

e g

enera

ción d

e u

na i

nst

ala

ción o

conju

nto

de

inst

ala

ciones

que

com

part

an

punto

de

conexi

ón

a

la

red

no

exc

ederá

de

1/2

0

de

la

pote

nci

a

de

cort

oci

rcuito

de la

red e

n d

icho p

unto

.


Perfil horario de producción para las instalaciones hidráulicas.

Mes Factor de funcionamiento

Enero 0,41

Febrero 0,36

Marzo 0,38

Abril 0,42

Mayo 0,43

Junio 0,32

Julio 0,24

Agosto 0,19

Septiembre 0,17

Octubre 0,23

Noviembre 0,32

Diciembre 0,35

Perfil horario de producción para las instalaciones fotovoltaicas.

Los valores de las horas que aparecen en las tablas siguientes corresponden al tiempo solar. En el horario de invierno la hora civil corresponde a la hora solar más 2 unidades, y en el horario de verano la hora civil corresponde a la hora solar más 1 unidad. Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coincidirán con la fecha de cambio oficial de hora.


Factor de funcionamiento para un perfil horario de una instalación fotovoltaica

ZONA I 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00 21,00 22,00 23,00 24,00

Enero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,14 0,22 0,28 0,30 0,28 0,22 0,14 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Febrero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,11 0,22 0,31 0,38 0,40 0,38 0,31 0,22 0,11 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Marzo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,09 0,20 0,32 0,42 0,49 0,52 0,49 0,42 0,32 0,20 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Abril 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,16 0,28 0,40 0,50 0,57 0,60 0,57 0,50 0,40 0,28 0,16 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Mayo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,11 0,22 0,34 0,45 0,55 0,61 0,63 0,61 0,55 0,45 0,34 0,22 0,11 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Junio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,14 0,26 0,38 0,50 0,59 0,66 0,68 0,66 0,59 0,50 0,38 0,26 0,14 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Julio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,14 0,26 0,40 0,53 0,63 0,70 0,73 0,70 0,63 0,53 0,40 0,26 0,14 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Agosto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,08 0,20 0,34 0,47 0,57 0,65 0,67 0,65 0,57 0,47 0,34 0,20 0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Septiembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,12 0,25 0,38 0,50 0,57 0,60 0,57 0,50 0,38 0,25 0,12 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Octubre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,15 0,27 0,37 0,44 0,47 0,44 0,37 0,27 0,15 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Noviembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,17 0,25 0,31 0,34 0,31 0,25 0,17 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diciembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,12 0,20 0,26 0,28 0,26 0,20 0,12 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Media anual 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,05 0,11 0,22 0,33 0,43 0,49 0,52 0,49 0,43 0,33 0,22 0,11 0,05 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total anual 0,00 0,00 0,00 0,00 2,79 16,51 41,87 79,50 120,42 156,03 180,37 189,02 180,37 156,03 120,42 79,50 41,87 16,51 2,79 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ZONA II 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00 21,00 22,00 23,00 24,00

Enero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,13 0,20 0,26 0,28 0,26 0,20 0,13 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Febrero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,12 0,23 0,33 0,39 0,42 0,39 0,33 0,23 0,12 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Marzo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,09 0,21 0,34 0,45 0,53 0,55 0,53 0,45 0,34 0,21 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Abril 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,18 0,31 0,45 0,56 0,64 0,66 0,64 0,56 0,45 0,31 0,18 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Mayo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,12 0,25 0,39 0,53 0,64 0,72 0,74 0,72 0,64 0,53 0,39 0,25 0,12 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Junio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,15 0,28 0,41 0,54 0,65 0,72 0,75 0,72 0,65 0,54 0,41 0,28 0,15 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Julio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,16 0,30 0,45 0,60 0,72 0,80 0,83 0,80 0,72 0,60 0,45 0,30 0,16 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Agosto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 0,24 0,40 0,56 0,69 0,78 0,81 0,78 0,69 0,56 0,40 0,24 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Septiembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,14 0,29 0,44 0,57 0,66 0,69 0,66 0,57 0,44 0,29 0,14 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Octubre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,16 0,28 0,39 0,47 0,50 0,47 0,39 0,28 0,16 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Noviembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,16 0,25 0,31 0,33 0,31 0,25 0,16 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diciembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,11 0,18 0,23 0,25 0,23 0,18 0,11 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Media anual 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,05 0,13 0,24 0,37 0,47 0,54 0,57 0,54 0,47 0,37 0,24 0,13 0,05 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total anual 0,00 0,00 0,00 0,00 2,95 18,60 47,42 88,88 133,27 171,78 198,00 207,33 198,00 171,78 133,27 88,88 47,42 18,60 2,95 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ZONA III 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00 21,00 22,00 23,00 24,00

Enero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,15 0,23 0,29 0,31 0,29 0,23 0,15 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Febrero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,13 0,24 0,34 0,41 0,44 0,41 0,34 0,24 0,13 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Marzo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 0,23 0,36 0,48 0,56 0,59 0,56 0,48 0,36 0,23 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Abril 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,20 0,35 0,50 0,62 0,71 0,74 0,71 0,62 0,50 0,35 0,20 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Mayo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,12 0,25 0,39 0,53 0,65 0,73 0,75 0,73 0,65 0,53 0,39 0,25 0,12 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Junio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,16 0,31 0,46 0,61 0,74 0,82 0,85 0,82 0,74 0,61 0,46 0,31 0,16 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Julio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,17 0,33 0,51 0,69 0,83 0,93 0,96 0,93 0,83 0,69 0,51 0,33 0,17 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Agosto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,11 0,27 0,45 0,63 0,78 0,88 0,91 0,88 0,78 0,63 0,45 0,27 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Septiembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,15 0,31 0,47 0,61 0,70 0,73 0,70 0,61 0,47 0,31 0,15 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Octubre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,17 0,31 0,42 0,50 0,53 0,50 0,42 0,31 0,17 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Noviembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,09 0,19 0,28 0,35 0,37 0,35 0,28 0,19 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diciembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,13 0,22 0,27 0,29 0,27 0,22 0,13 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Media anual 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,05 0,14 0,27 0,40 0,52 0,60 0,62 0,60 0,52 0,40 0,27 0,14 0,05 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total anual 0,00 0,00 0,00 0,00 2,50 19,45 51,42 97,72 146,59 188,96 217,81 228,03 217,81 188,96 146,59 97,72 51,42 19,45 2,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ZONA IV 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00 21,00 22,00 23,00 24,00

Enero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 0,23 0,34 0,43 0,46 0,43 0,34 0,23 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Febrero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,19 0,34 0,48 0,58 0,61 0,58 0,48 0,34 0,19 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Marzo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,11 0,26 0,42 0,55 0,64 0,67 0,64 0,55 0,42 0,26 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Abril 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,19 0,35 0,50 0,63 0,72 0,75 0,72 0,63 0,50 0,35 0,19 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Mayo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,13 0,28 0,44 0,60 0,74 0,83 0,86 0,83 0,74 0,60 0,44 0,28 0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Junio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,16 0,31 0,47 0,63 0,76 0,85 0,88 0,85 0,76 0,63 0,47 0,31 0,16 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Julio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,16 0,33 0,51 0,69 0,83 0,93 0,97 0,93 0,83 0,69 0,51 0,33 0,16 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Agosto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,09 0,25 0,43 0,60 0,74 0,84 0,88 0,84 0,74 0,60 0,43 0,25 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Septiembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,16 0,32 0,49 0,63 0,73 0,76 0,73 0,63 0,49 0,32 0,16 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Octubre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,06 0,20 0,35 0,49 0,58 0,61 0,58 0,49 0,35 0,20 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Noviembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,11 0,24 0,35 0,43 0,46 0,43 0,35 0,24 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diciembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,08 0,20 0,31 0,38 0,41 0,38 0,31 0,20 0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Media anual 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,14 0,29 0,44 0,57 0,66 0,69 0,66 0,57 0,44 0,29 0,14 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total anual 0,00 0,00 0,00 0,00 1,50 18,55 52,86 105,47 160,84 208,98 241,77 253,40 241,77 208,98 160,84 105,47 52,86 18,55 1,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ZONA IV 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00 21,00 22,00 23,00 24,00

Enero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,12 0,25 0,36 0,44 0,47 0,44 0,36 0,25 0,12 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Febrero 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,19 0,34 0,47 0,56 0,59 0,56 0,47 0,34 0,19 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Marzo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,13 0,30 0,47 0,63 0,73 0,77 0,73 0,63 0,47 0,30 0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Abril 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,20 0,38 0,55 0,70 0,79 0,83 0,79 0,70 0,55 0,38 0,20 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Mayo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,11 0,28 0,46 0,64 0,79 0,89 0,93 0,89 0,79 0,64 0,46 0,28 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Junio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,14 0,31 0,50 0,68 0,83 0,93 0,96 0,93 0,83 0,68 0,50 0,31 0,14 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Julio 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,14 0,32 0,52 0,71 0,88 0,99 1,00 0,99 0,88 0,71 0,52 0,32 0,14 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Agosto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,09 0,26 0,46 0,65 0,82 0,93 0,97 0,93 0,82 0,65 0,46 0,26 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Septiembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,16 0,34 0,52 0,68 0,78 0,82 0,78 0,68 0,52 0,34 0,16 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Octubre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,08 0,23 0,39 0,53 0,63 0,67 0,63 0,53 0,39 0,23 0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Noviembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,14 0,28 0,40 0,48 0,51 0,48 0,40 0,28 0,14 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Diciembre 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,10 0,22 0,33 0,41 0,44 0,41 0,33 0,22 0,10 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Media anual 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,15 0,31 0,48 0,62 0,72 0,75 0,72 0,62 0,48 0,31 0,15 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total anual 0,00 0,00 0,00 0,00 0,51 16,80 56,07 114,05 173,77 225,63 260,99 273,43 260,99 225,63 173,77 114,05 56,07 16,80 0,51 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ZONA IV

ZONA V

ZONA I

ZONA II

ZONA III

REAL DECRETO 1663/20REAL DECRETO 1663/20REAL DECRETO 1663/20REAL DECRETO 1663/2000 SOBRE 00 SOBRE 00 SOBRE 00 SOBRE CCCCOOOONEXIÓN DE INSTALACIONEXIÓN DE INSTALACIONEXIÓN DE INSTALACIONEXIÓN DE INSTALACIONES NES NES NES

FOTOVOFOTOVOFOTOVOFOTOVOLLLLTAICAS A LA RED DE BTAICAS A LA RED DE BTAICAS A LA RED DE BTAICAS A LA RED DE BAJA AJA AJA AJA TENSIÓNTENSIÓNTENSIÓNTENSIÓN

La ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece los principios de un nuevo modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando también el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración, desarrolla la Ley en este aspecto, estableciendo un nuevo marco de funcionamiento para este tipo de fuentes energéticas, entre las que se encuentra la energía solar fotovoltaica. En ese Real Decreto se recogen, entre otros aspectos, el procedimiento de inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial, su régimen económico o las condiciones de entrega de la energía eléctrica producida en esas instalaciones. En relación con el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas, se establece en el artículo 20.1 que las instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria, energía solar, tendrán normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas específicas respecto de las restantes instalaciones de régimen especial, respetando, en todo caso, los criterios generales que allí se recogen. De acuerdo con ello, el objeto de la presente disposición es efectuar el desarrollo de la Ley 54/1997, mediante el establecimiento de las condiciones administrativas y técnicas de conexión a la red de baja tensión de las instalaciones solares fotovoltaicas, teniendo en cuenta sus especiales características y con la finalidad de establecer una regulación específica que permita el desarrollo de esta actividad. Por último, en esta norma se declara el carácter básico de la misma, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 149.1.25ª de la Constitución que atribuye al Estado la competencia para dictar las bases del régimen minero y energético. En su virtud, a propuesta del Ministro de Economía, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 29 de septiembre de 2000, DISPONGO: CAPÍTULO I ÁMBITO DE LA APLICACIÓN Y DEFINICIONES Artículo 1. Ámbito de aplicación.

El presente Real Decreto será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas de potencia nominal no superior a 100 kVA y cuya conexión a la red de distribución se efectúe en baja tensión. A estos efectos, se entenderá por conexión en baja tensión aquella que se efectúe en una tensión no superior a 1 kV. Artículo 2. Definiciones. 1. A los efectos del presente Real Decreto, se entenderá por: a. Instalaciones fotovoltaicas: aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos (FV) para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica, sin ningún tipo de paso intermedio. b. Instalaciones fotovoltaicas interconectadas: aquellas que normalmente trabajan en paralelo con la red de la empresa distribuidora. c. Línea y punto de conexión y medida: la línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de la red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida. d. Interruptor automático de la interconexión: dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de la interconexión. e. Interruptor general: dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora. f. Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal: es la suma de la potencia de los inversores que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento. A los efectos de lo previsto en el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración, y en el Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para baja tensión, la potencia nominal será considerada como potencia instalada. g. Titular de la instalación: persona física o jurídica que ostenta legalmente los derechos y obligaciones derivados de la inclusión de la instalación en el régimen especial de producción de energía eléctrica, pudiendo ser, de acuerdo con el Real Decreto 2818/1998, el propietario, el arrendatario o el titular de cualquier otro derecho que le vincule con la explotación de la instalación. 2. Los instaladores autorizados para las instalaciones a que se refiere este Real Decreto, así como el procedimiento para la obtención del correspondiente certificado de profesionalidad, son los regulados en el Real Decreto 2224/1998, de 16 de octubre, por el que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia, sin perjuicio de la normativa autonómica que resulte de aplicación. En tanto no se desarrolle el Real Decreto 2224/1998 se aplicará el reglamento electrotécnico para baja tensión, aprobado por Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre.

CAPÍTULO II CONEXIÓN DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS A LA RED DE BAJA TENSIÓN Artículo 3. Solicitud El titular de la instalación o, en su caso, el que pretenda adquirir esta condición, solicitará a la empresa distribuidora el punto y condiciones técnicas de conexión necesarias para la realización del proyecto o la documentación técnica de la instalación, según corresponda en función de la potencia instalada. La solicitud se acompañará de la siguiente información: a. Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto. b. Situación de la instalación. c. Esquema unifilar de la instalación. d. Punto propuesto para realizar la conexión. e. Características técnicas de la instalación entre las que se incluirán la potencia pico del campo de paneles y potencia nominal de la instalación; descripción, modos de conexión y características del inversor o inversores; y descripción de los dispositivos de protección y elementos de conexión previstos. En el caso de que resulte necesaria la presentación de alguna documentación adicional, la empresa distribuidora la solicitará en el plazo de diez días a partir de la recepción de la solicitud, justificando la procedencia de tal petición. Artículo 4. Determinación de las condiciones técnicas de la conexión. 1. En el plazo de un mes a partir de la recepción de la solicitud, la empresa distribuidora notificará al solicitante su propuesta relativa a las condiciones de conexión, incluyendo, al menos, los siguientes extremos: a. Punto de conexión y medida propuesto. b. Tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión. c. Potencia de cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión. d. Potencia nominal máxima disponible de conexión en ese punto, en relación con la capacidad de transporte de la línea o, en su caso, con la capacidad de transformación del centro de transformación. e. En el caso de que el punto de conexión y medida para la cesión de energía por parte del titular de la instalación sea diferente del de recepción, informe justificativo de esta circunstancia. 2. En el caso de que la potencia nominal máxima disponible de conexión sea inferior a la potencia de la instalación fotovoltaica, la empresa distribuidora deberá determinar los elementos concretos de la red que precisa modificar para igualar ambas potencias. Los gastos de las modificaciones irán a cargo del titular de la instalación, salvo que no fueran exclusivamente para su servicio, en cuyo caso se repartirían de mutuo acuerdo.

En caso de discrepancias, la Administración competente resolverá en un plazo máximo de tres meses desde que le fuera solicitada su intervención. 3. Si la empresa distribuidora no efectuarse la notificación en el plazo a que se refiere este artículo, el interesado podrá solicitar la intervención de la Administración competente dará traslado de esta información al titular de la instalación. La falta de requerimiento de los datos solicitados en un plazo de quince días a partir de la notificación de su reclamación por parte de la Administración competente, podrá considerarse infracción administrativa, de acuerdo con los artículos 60.11 y 61.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. 4. La propuesta efectuada por la empresa distribuidora sobre el punto y condiciones de conexión mantendrá su vigencia durante el plazo de un año desde la fecha de notificación al titular de la instalación. 5. En caso de disconformidad con las condiciones propuestas por la empresa distribuidora, el solicitante podrá, de acuerdo con el artículo 20.2 del Real Decreto 2818/1998, dirigirse a la Administración competente para que ésta proceda a la resolución de la discrepancia estableciendo las condiciones que las partes habrán de respetar. La resolución deberá producirse en el plazo máximo de tres meses a contar desde que le fuera solicitada. Para la resolución del conflicto se atenderá preferentemente al criterio de originar el menor coste posible al titular de la instalación, cumpliendo los requisitos técnicos establecidos. Artículo 5. Celebración del contrato. 1. El titular de la instalación y la empresa distribuidora suscribirán un contrato por el que se regirán las relaciones técnicas y económicas entre ambos. El modelo de contrato tipo será el establecido por la dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con lo previsto en el artículo 17 del Real Decreto 2818/1998. 2. Una vez acordado el punto y las condiciones de conexión, la empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato en el plazo máximo de un mes desde que para ello fuese requerida por el solicitante. 3. Cualquier discrepancia sobre el contrato que se vaya a suscribir será resuelta por la Administración competente en el plazo máximo de un mes desde la solicitud de intervención de una de las partes. Artículo 6. Conexión a la red y primera verificación. 1. Una vez superadas las pruebas de la instalación realizadas por el instalador autorizado, éste emitirá un boletín de características principales de la instalación y de superación de dichas pruebas. Si para la realización de pruebas fuera necesaria conectar la instalación fotovoltaica a la red, esta conexión tendrá carácter provisional debiéndose comunicar a la empresa distribuidora. 2. Una vez realizada la instalación, suscrito el contrato y tramitado el boletín de superación de las pruebas de instalación, el titular de la instalación podrá solicitar a la

empresa distribuidora la conexión a la red, para lo que será necesaria la presentación del boletín. 3. La empresa distribuidora podrá realizar en cualquier momento una primera verificación en aquellos elementos que afecten a la regularidad y seguridad de suministro, por la que percibirá del titular de la instalación el paco de los derechos previstos en la normativa vigente. 4. Transcurrido un mes desde la solicitud de conexión a la red sin que se opongan reparos por la empresa distribuidora, el titular de la instalación podrá efectuar la conexión con la red de la distribución. 5. La empresa distribuidora remitirá al órgano competente de la Administración, con copia a la comisión Nacional de Energía, durante el primer mes de cada año una relación de las instalaciones puestas en servicio durante el año anterior en su ámbito territorial, con expresión para cada una de ellas del titular, emplazamientos y potencia pico nominal. 6. Si como consecuencia de la verificación, la empresa distribuidora encontrase alguna incidencia en los equipos de interconexión o en la propia instalación informará, si procede, al titular de la instalación sobre las mismas, concediéndole un periodo suficiente para que proceda a solucionarlas. 7. En caso de disconformidad, el titular de la instalación o la empresa distribuidora podrán solicitar las inspecciones precisas y la decisión del órgano correspondiente de la Administración competente, que en el caso de que la conexión con la red de distribución no se haya realizado, deberá resolver en un plazo máximo de un mes desde que se formule dicha solicitud. Artículo 7. Obligaciones del titular de la instalación 1. El titular de la instalación fotovoltaica es responsable de mantener la instalación en perfectas condiciones de funcionamiento, así como de los aparatos de protección e interconexión. Las empresas distribuidoras podrán proponer a la Administración competente, para su aprobación, programas de verificaciones de los elementos de instalaciones que puedan afectar a la regularidad y seguridad en el suministro, para ser realizados por ellas mismas, sin perjuicio de otros programas de verificaciones que puedan establecerse por las autoridades competentes en el ejercicio de sus competencias. Estas verificaciones dentro del programa de verificaciones que las empresas distribuidoras podrán voluntariamente proponer, serán a cargo de las mismas. 2. En el caso de que se haya producido una avería en la red o una perturbación importante relacionada con la instalación y justificándolo previamente, la empresa distribuidora podrá verificar la instalación sin necesidad de autorización previa de la autoridad competente. A estos efectos se entenderá por perturbación importante aquella que afecte a la red de distribución haciendo que e suministro a los usuarios no alcance los límites de calidad del producto establecidos para este caso por la normativa vigente. 3. En el caso de que una instalación fotovoltaica perturbe el funcionamiento de la red de distribución, incumpliendo los límites establecidos de compatibilidad electromagnética, de calidad de servicio o de cualquier otro aspecto recogido en la

normativa aplicable, la empresa distribuidora lo comunicará a la Administración competente y al titular de la instalación, al objeto de que por éste se proceda a subsanar las deficiencias en el plazo máximo de sesenta y dos horas. Si transcurrido dicho plazo persisten las incidencias, la empresa distribuidora podrá proceder a la desconexión de la instalación, dando cuenta de forma inmediata a la Administración competente. En este supuesto, una vez eliminadas las cusas que provocan las perturbaciones, para proceder a la conexión de la instalación a la red el titular de la instalación deberá prestar a la empresa eléctrica y a la Administración competente la justificación correspondiente firmada por un técnico competente o un instalador autorizado, según proceda, en la que, en su caso, se describirá la revisión efectuada. En caso de falta de acuerdo entre el titular de la instalación y la empresa distribuidora respecto a la existencia y la cusa de las perturbaciones, podrá someterse el conflicto por una de las partes a la Administración competente para que por ésta se resuelva en el plazo de un mes. 4. El titular de la instalación deberá disponer de un medio de comunicación que ponga en contacto, de forma inmediata, los centros de control de la red de distribución con los responsables del funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas. CAPÍTULO III CONDICIONES TÉCNICAS DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED EN BAJA TENSIÓN Artículo 8. Condiciones técnicas de carácter general 1. El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas a que se refiera el presente Real Decreto no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de seguridad, ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que, de acuerdo con la disposición adicional única del presente Real Decreto, resulta aplicable. Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución. 2. En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red, bien sea por trabajos de mantenimiento requeridos por la empresa distribuidora o por haber actuado alguna protección de la línea, las instalaciones fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de distribución. 3. Las condiciones de conexión a la red se fijarán en función de la potencia de la instalación fotovoltaica, con objeto de evitar efectos perjudiciales a los usuarios con cargas sensibles. 4. Para establecer el punto de conexión a la red de distribución se tendrá en cuenta la capacidad de transporte de la línea, la potencia instalada den los centros de transformación y las distribuciones en diferentes fases de generadores en régimen especial provistos de inversores monofásicos. 5. En el circuito de generación hasta el equipo de media no podrá intercalarse ningún elemento de generación distinto del fotovoltaico, ni de acumulación o de consumo.

6. En el caso de que una instalación fotovoltaica se vea afectada por perturbaciones de la red de distribución se aplicará la normativa vigente sobre calidad del servicio. Artículo 9. condiciones específicas de interconexión. 1. Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kVA. La suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de conexión, definida como capacidad térmica de diseño de línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso realizar la conexión, definida como capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. En caso de desacuerdo, será de aplicación lo previsto en el artículo 4.5 de este Real Decreto. 2. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a conectar a la red de distribución es superior a 5 kW, la conexión de la instalación fotovoltaica a la red será trifásica. Dicha conexión se podrá realizar mediante uno o más inversores monofásicos de hasta 5 kW, alas diferentes fases, o directamente un inversor trifásico. 3. En la conexión de una instalación fotovoltaica, la variación de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no podrá ser superior al 5 por 100 y no deberá provocar, en ningún usuario de os conectados a la red, la superación de los límites indicados en el Reglamento electrotécnico para la baja tensión. 4. El factor de potencia de la energía suministrada a la empresa distribuidora debe ser lo más próximo posible a la unidad. Las instalaciones fotovoltaicas conectadas en paralelo con la red deberán tomar las medidas necesarias para ello o, en su caso, legar a un acuerdo sobre este aspecto con la empresa distribuidora. Artículo 10. Medidas y facturación 1. Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos independientes de los circuitos eléctricos de dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida. La medida de tales consumos se realizará con equipos propios e independientes, que servirán de base para su facturación. El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y, en su defecto, se conectará entre el contador de salida y el interruptor general un contador de entrada. La energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada en la instalación fotovoltaica. En el caso de instalación de dos contadores no será necesario contrato de suministro para la instalación fotovoltaica. Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de entrada como los de salida de energía, serán precintados por la empresa distribuidora. El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de la empresa distribuidora. No obstante, en caso de peligro pueden retirarse los precintos sin consentimiento de la empresa eléctrica; siendo en este caso obligatorio informar a la empresa distribuidora con carácter inmediato.

2. La colocación de los contadores y de los equipos de medida y en su caso de los dispositivos de conmutación horaria que se pudieran requerir y las condiciones de seguridad estarán de acuerdo a la MIE BT 015. Los puestos de los contadores se deberán señalizar de forma indeleble, de manera que la asignación a cada titular de la instalación quede patente sin lugar a confusión. Además, se indicará, para cada titular de la instalación, si se trata de un contador de entrada de energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de la instalación fotovoltaica. Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2, regulada por el Real Decreto 875/1984, de 28 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento para la aprobación de modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente (clase 2) en conexión directa, nueva, a tarifa simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de la energía en corriente monofásica o polifásica de frecuencia 50 Hz. 3. Las características del equipo de medida de salida serán tales que la intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el 50 por 100 de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo. 4. Cuando el titular de la instalación se acoja al modo d facturación que tiene en cuenta el precio final horario medio del mercado de producción de energía eléctrica, definido en el apartado 1 del artículo 24 del Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, serán de aplicación el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, y sus disposiciones de desarrollo. Artículo 11. Protecciones. El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación vigente. Este cumplimiento deberá ser acreditado adecuadamente en la documentación relativa a las características de la instalación a que se refiere el artículo 3, incluyendo lo siguiente: 1. Interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual. 2. Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación. 3. Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento. 4. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1.1 y 0.85 Um, respectivamente). 5. Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora, tras las verificaciones a las que hacen referencia los artículos 6 y 7. 6. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora.

7. Podrán integrase en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso las maniobras automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por éste. En este caso sólo se precisará disponer adicionalmente de las protecciones de interruptor general manual y de interruptor automático diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones: a. Las funciones serán realizadas mediante un contador cuyo rearme será automático, una vez se restablezcan las condiciones normales de suministro de la red. b. El contador, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser activado manualmente. c. El estado del contador («on/off»), deberá señalizarse con claridad en el frontal del equipo, en un lugar destacado. d. En caso de que no se utilicen las protecciones precintables para la interconexión de máxima y mínima frecuencia y de máxima y mínima tensión mencionadas en este artículo, el fabricante del inversor deberá certificar: 1º Los valores de tara de tensión. 2º Los valores de tara de frecuencia. 3º El tipo y características de equipo utilizado internamente para la detección de fallos (modelo, marca, calibración, etc.). 4º Que el inversor ha superado las pruebas correspondientes en cuanto a los límites establecidos de tensión y frecuencia. Mientras que, de acuerdo con la disposición final segunda del presente Real Decreto, no se hayan dictado las instrucciones técnicas por las que se establece el procedimiento para realizar las mencionadas pruebas, se aceptarán a todos los efectos los procedimientos establecidos y los certificados realizados por los propios fabricantes de los equipos. e. En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de «software» de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación. Artículo 12. Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas. La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución. La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el desarrollo tecnológico.

Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la red del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento electrotécnico para baja tensión, así como de las masas del resto del suministro. Artículo 13. Armónicos y compatibilidad electromagnética. Los niveles de emisión e inmunidad deberán cumplir con la reglamentación vigente, incluyéndose en la documentación mencionada en el artículo 3 los certificados que así lo acrediten. Disposición adicional única. Aplicación de normativa supletoria. En todo lo no previsto por el presente Real Decreto, las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión se regirán por el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, y por los reglamentos y demás disposiciones en vigor que les resulten de aplicación. No obstante, no les resultará aplicable la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 5 de septiembre de 1985 sobre normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5.000 kVA y centrales de autogeneración eléctrica. Las instalaciones fotovoltaicas no vendrán obligadas a cumplir otros requisitos técnicos que los que vengan exigidos por la normativa a que se refiere el párrafo anterior. Disposición final primera. Carácter básico. El presente real Decreto tiene carácter básico al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.25ª de la Constitución. Disposición final segunda. Habilitación normativa. Por el ministro de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, se dictarán las instrucciones técnicas para establecer el procedimiento para realizar la prueba a que se hace referencia en el apartado 7.d).4º del artículo 11 del presente Real Decreto, Así como para establecer los derechos de verificación a que se hace referencia en los artículos 6 y 7 del presente Real Decreto. Disposición final tercera. Entrada en vigor. El presente Real Decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».


DOCUMENTO Nº2 PLANOS

ÍNDICE GENERAL

1. LISTA DE PLANOS.........................................................................99

2. PLANOS..........................................................................................101


1. LISTA DE PLANOS


1. LISTA DE PLANOS

PLANO Nº1: Situación y emplazamiento

PLANO Nº2: Implantación

PLANO Nº3: Situación grupos

PLANO Nº4: Cimentaciones y canalizaciones

PLANO Nº5: Estructura soporte

PLANO Nº6: Esquema unifilar

PLANO Nº7: Interconexión de módulos

PLANO Nº8: Caja de paneles (CP)

PLANO Nº9: Caja de continua (CC)

PLANO Nº10: Caja de alterna (CA)

PLANO Nº11: Armario de protección y medida

PLANO Nº12: Detalle tubos y Rejiband en estructuras

PLANO Nº13: Caseta del inversor


2. PLANOS


DOCUMENTO Nº3 PLIEGO DE CONDICIONES

ÍNDICE GENERAL

1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES....................................103

2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS PARTICULARES ...........110


1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES



ÍNDICE GENERAL

1.1 OBJETO ..................................................................................

1.2 DISPOSICIONES LEGALES ...................................................

1.3 CONDICIONES FACULTATIVAS LEGALES...........................

1.4 SEGURIDAD DEL TRABAJO..................................................

1.5 SEGURIDAD PÚBLICA ...........................................................



1.1 OBJETO

Son objeto del presente Pliego de Condiciones todas las obras, con

inclusión de materiales y medios auxiliares, que sean necesarios para

llevar a término las obras de la Instalación Solar Fotovoltaica con

conexión a red de 117,216 kWp, que se detalla en los planos y demás

documentación del Proyecto, así como todas otras que con el carácter de

reforma surjan durante el transcurso de las mismas, y aquellas que en el

momento de la redacción del proyecto se pudiesen omitir y fuesen

necesarias para su completa terminación que no fueran de la entidad

suficiente como para ser objeto de un proyecto aparte.

Es también objeto del presente pliego de condiciones la definición de la

normativa legal a que están sujetos todos los procesos y las personas

que intervienen en la obra, y el establecimiento previo de unos criterios y

medios con los que se pueden estimar y valorar las obras realizadas

1.2 DISPOSICIONES GENERALES

El contratista está obligado al cumplimiento de la reglamentación del

Trabajo correspondiente, la contratación del Seguro Obligatorio, Subsidio

familiar y de vejez, Seguro de Enfermedad y todas aquellas


reglamentaciones de carácter social vigentes o que en lo sucesivo se

dicten. En particular, deberá cumplir lo dispuesto en la Norma UNE

24042 “Contratación de Obras. Condiciones Generales”, siempre que no

lo modifique el presente Pliego de Condiciones.

El contratista deberá estar clasificado, según Orden del Ministerio de

Hacienda, en el Grupo, Subgrupo y Categoría correspondientes al

Proyecto y que se fijará en el Pliego de Condiciones Particulares, en caso

de que proceda.

1.3 CONDICIONES FACULTATIVAS LEGALES

Las obras del Proyecto, además de lo prescrito en el presente Pliego de

condiciones, se regirán por lo especificado en:

Reglamentación General de Contratación según Decreto 3410/75, de

25 de noviembre.

Pliego de Condiciones Generales para la Contratación de Obras

Públicas aprobado por Decreto 3854/70, de 31 de diciembre.

Artículo 1588 y siguientes del Código Civil, en los casos que sea

procedente su aplicación al contrato de que se trate.

Real Decreto 1955/2000 de 1 de Diciembre, por el que se regulan las

Actividades de Transporte, Distribución, Comercialización, Suministro


y Procedimientos de Autorización de Instalaciones de Energía

Eléctrica.

Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión e Instrucciones

Técnicas Complementarias (Real Decreto 842/2002 de 2 de Agosto

de 2002).

Ley 31/1995, de 8 de noviembre, sobre Prevención de Riesgos

Laborales y RD 162/97 sobre Disposiciones mínimas en materia de

Seguridad y Salud en las Obras de Construcción.

Norma Básica de la Edificación NBE-EA-95, “Estructuras de acero en

edificación”; Real Decreto 1829/1995, de 10 de noviembre.

Norma Básica de la Edificación NBE-EA-88, “Acciones en la

Edificación”, Real Decreto 1370/1988, de 11 de noviembre.

1.4 SEGURIDAD EN EL TRABAJO

El Contratista está obligado a cumplir las condiciones que se indican en

el apartado “f” del párrafo 3.1. de este Pliego de Condiciones y cuantas

en esta materia fueran de pertinente aplicación.

Asimismo, deberá proveer cuanto fuese preciso para el mantenimiento de

las máquinas, herramientas, materiales y útiles de trabajo en debidas

condiciones de seguridad.


Mientras los operarios trabajen en circuitos o equipos en tensión o en su

proximidad, usarán ropa sin accesorios metálicos y evitarán el uso

innecesario de objetos de metal; los metros, reglas, mangos de aceitera,

útiles limpiadores, etc., que se utilicen no deben ser de material

conductor. Se llevarán las herramientas o equipos en bolsas y se utilizará

calzado aislante o al menos sin herrajes ni clavos en suelas.

El personal de la Contrata viene obligado a usar todos los dispositivos y

medios de protección personal, herramientas y prendas de seguridad

exigidos para eliminar o reducir los riesgos profesionales tales como

casco, gafas, banqueta aislante, etc., pudiendo el Director de Obra

suspender los trabajos, si estima que el personal de la contrata está

expuesto a peligros que son corregibles.

El Director de Obra podrá exigir del Contratista, ordenándolo por escrito,

el cese en la obra de cualquier empleado u obrero que, por imprudencia

temeraria, fuera capaz de producir accidentes que hicieran peligrar la

integridad física del propio trabajador o de sus compañeros.

El Director de Obra podrá exigir del contratista en cualquier momento,

antes o después de la iniciación de los trabajos, que presente los

documentos acreditativos de haber formalizado los regímenes de

Seguridad Social de todo tipo (afiliación, accidente, enfermedad, etc.) en

la forma legalmente establecida.


1.5 SEGURIDAD PÚBLICA

El contratista deberá tomar todas las precauciones máximas en todas las

operaciones y usos de equipos para proteger a las personas, animales y

cosas de los peligros procedentes del trabajo, siendo de su cuenta las

responsabilidades que por tales accidentes se ocasionen.

El Contratista mantendrá póliza de Seguros que proteja suficientemente a

él y a sus empleados u obreros frente a las responsabilidades por daños,

responsabilidad civil, etc., que en uno y otro pudieran incurrir para el

Contratista o para terceros, como consecuencia de la ejecución de los

trabajos.


2. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS PARTICULARES



ÍNDICE GENERAL

2.1. MATERIALES .........................................................................112

2.1.1. HORMIGONES............................................................113

2.1.2. ENCOFRADOS ...........................................................119

2.1.3. INSPECCIÓN ..............................................................121

2.2. REPLANTEO ..........................................................................122

2.3. MOVIMIENTO DE TIERRAS ..................................................122

2.4. ESTRUCTURAS DE ACERO .................................................123

2.4.1. PRESENTACIÓN ........................................................124

2.4.2. SOLDADURA ..............................................................124

2.4.3. UNIONES ATORNILLADAS ........................................126

2.4.4. TRANSPORTE ............................................................126

2.4.5. ALMACENAMIENTO ...................................................126

2.5. CONDICIONES TÉCNICAS PARA LA EJECUCIÓN Y EL

MONTAJE DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN BAJA

TENSIÓN.......................................................................................127

2.5.1. CONDICIONES GENERALES.....................................127

2.5.2. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS ..............................128

2.5.3. CONDUCTORES.........................................................136

2.5.4. CAJAS DE CONEXIONES ..........................................138

2.5.5. MECANISMOS Y TOMAS DE CORRIENTE ...............139

2.5.6. APARAMENTA DE MANDO Y PROTECCIÓN............140


2.5.7. CONTROL ...................................................................154

2.5.8. SEGURIDAD ...............................................................155

2.5.9. LIMPIEZA ....................................................................157

2.5.10. MANTENIMIENTO.....................................................157

2.5.11. CRITERIOS DE MEDICIÓN ......................................157

2.6. CONDICIONES TÉCNICAS PARA LA EJECUCIÓN DE

REDES SUBTERRÁNEAS DE DISTRIBUCIÓN EN BAJA

TENSIÓN.......................................................................................159

2.6.1. OBJETO ......................................................................159

2.6.2. EJECUCIÓN DEL TRABAJO.......................................159

2.6.3. TRAZADO....................................................................159

2.6.4. APERTURA DE ZANJAS.............................................160

2.6.5. ZANJA .........................................................................161

2.6.6. CABLE ENTUBADO ....................................................162

2.6.7. CRUZAMIENTOS ........................................................164

2.6.8. PROXIMIDADES Y PARALELISMOS .........................166

2.6.9. TRANSPORTE DE BOBINAS DE CABLES ................168

2.6.10. TENDIDO DE CABLES..............................................169

2.6.11. SEÑALIZACIÓN ........................................................172

2.6.12. IDENTIFICACIÓN......................................................172

2.6.13. CIERRE DE ZANJAS.................................................172

2.6.14. REPOSICIÓN DE PAVIMENTOS..............................173

2.6.15. MONTAJES DIVERSOS............................................174



2.1 MATERIALES

2.1.1 HORMIGONES

Cumplirán todo lo prescrito en la EH-98. El suministrador

garantizará las características impuestas en planos o dictadas por el

Director de Obra, pudiéndose realizar los pertinentes ensayos de

comprobación según Instrucción para el proyecto y la ejecución de

obras de hormigón en masa o armado ( EH -98 ).

Los áridos podrán dosificarse en peso ó en volumen métricamente,

pero el cemento siempre en peso. Con relación a las dosificaciones

establecidas, se admitirán solamente tolerancias del 3% en

cemento, del 8% en la proporción de las diferentes clases o

tamaños de áridos a mezclar y del 5% en la concentración (cemento

- agua), habida cuenta de la humedad del árido, reduciéndose este

límite en un 3% en los hormigones que a juicio del Director de obra

lo requieran.

Si el hormigón no es prefabricado, el amasado se realizará en

hormigonera, donde cada masa se batirá durante 1 minuto

aproximadamente ó cuarenta revoluciones. El Director de obra

autorizará la disminución de estas cifras si lo considera oportuno,


cuidando siempre que estás sean superiores al triple de las

necesarias para que la mezcla hecha en seco aparezca, adquiera

un aspecto uniforme después del amasado ,así mismo autorizará

también el amasado a mano que se pueda realizar para rematar

alguna pequeña parte de la obra. Se abonará en metros cúbicos.

Puesta en Obra del Hormigón

El transporte y vertido del hormigón se realizará de manera que no

se disgreguen sus elementos, volviendo a amasar, al menos con

una vuelta de pala si se observase alguna señal de disgregación en

el hormigón.

No se tolerarán la colocación de masas que acusen un principio de

fraguado, pudiendo transcurrir, desde su fabricación hasta su

colocación un tiempo máximo de 1 hora.

Tampoco se utilizarán masas que acusen, en el índice de docilidad,

más de 30 mm de variación a las previstas.

Siempre que durante la ejecución de las obras se registre alguna

variación anormal de la consistencia o de la trabazón del hormigón,

se determinará y corregirá la causa de esta variación. Las caras

inferiores de los moldes se limpiarán antes del hormigonado y se

humedecerán inmediatamente antes de hormigonar.


Cuando se trate de hormigón armado, se verterá el hormigón

principalmente dentro de las secciones contiguas a las armaduras,

que se rellenarán por pequeños proporciones atacando y

apisonando con cuidado en distintas direcciones para lograr el

perfecto cubrimiento de las armaduras. Por último se atacarán y

comprimirán fuertemente las partes que han de formar los

paramentos de la pieza y para terminar la operación se apisonará

sobre el núcleo de la misma.

A medida que se vaya avanzando el vertido de la fábrica de

hormigón amasado, se irán quitando los tacos de sujeción

provisional de las armaduras, teniendo siempre cuidado de que no

se muevan y muy especialmente de no golpear directamente sobre

ellas.

Queda totalmente prohibida la adición de agua o lechada durante el

hormigonado.

Diariamente se anotará en los planos - registro de la obra, con

indicación de las modificaciones que se hubieran introducido, para

que antes de tapar cualquier cimiento o elemento de la obra, pueda

autorizar dicho registro el Director de obra y servir de base a los

efectos posteriores de valoración.


Hormigonado en Tiempo Frío y Caluroso

En general, se suspenderá el hormigonado siempre que se prevea

que dentro de las cuarenta y ocho horas siguientes al hormigonado,

puede descender la temperatura ambiente por debajo de los cero

grados centígrados.

En los casos en los que por absoluta necesidad, se hormigone en

tiempo de heladas, se adoptarán las medidas necesarias para

garantizar que, durante el fraguado y primer endurecimiento del

hormigón no se produzcan deterioros locales en los elementos

correspondientes, ni mermas permanentes apreciables de las

características resistentes del material.

Cuando el hormigonado se efectúe en tiempo caluroso se adoptarán

las medidas oportunas para evitar la excesiva evaporación del agua

de amasado, en particular durante el transporte del hormigón y para

reducir la temperatura de la masa.

Los materiales almacenados, con los que se vaya a construir el

hormigón y los encofrados y moldes destinados a recibirlo deberán

estar protegidos del sol. Una vez vertido el hormigón se protegerá

éste del sol y especialmente del viento, para evitar que se deseque.


Como norma general, se suspenderá el hormigonado cuando la

temperatura ambiente sea superior a los 40ºC.

Juntas de Hormigonado

En las interrupciones del hormigonado se cuidará de dejar la junta la

más normalmente posible a la dirección de la máxima compresión y

donde su efecto sea menos perjudicial, evitando en lo posible, las

que quedan cruzadas por armaduras en tracción y siguiendo en

todo caso las instrucciones del Director de Obra. Al reanudar el

hormigonado se limpiará la junta de la suciedad o árido suelto que

haya quedado, y se regará la superficie inmediatamente antes de

verter el nuevo hormigonado.

En las partes superiores de las masas recién hormigonadas en que

se amontone la lechada, se retirará con el cepillo de alambre al

iniciarse el fraguado, retirándose inclusive con la paleta la parte

superior de la masa que ha quedado con exceso de mortero ,si este

llegara a producirse.

Cuando haya de reanudarse el hormigonado después de varios días

de interrupción, se limpiará la superficie de hormigonado endurecido

que haya de quedar en contacto con el nuevo, mediante un cepillo

de alambre y agua, recubriéndose momentos antes de hormigonar


con una capa delgada de mortero de igual dosificación al que forma

parte del hormigón.

Curado y Conservación

Se cuidará de mantener continuamente húmeda la superficie del

hormigón durante los 15 primeros días en tiempo seco y caluroso y

durante 7 días en tiempo húmedo, dichos periodos podrán

disminuirse o aumentarse a juicio del Director de Obra.

Se evitarán todas las causas externas, como sobrecargas o

vibraciones, que puedan producir la figuración del hormigón.

La contrata cuidará de que no se coloquen sobrecargas que puedan

originar sobre el hormigón cargas superiores a 1/3 de la resistencia

ni superiores a las de cálculo.

En tiempo de heladas la superficie del hormigón se mantendrá

defendida de la intemperie durante al menos los 5 primeros días

,con el objeto de impedir que la temperatura del hormigón baje o

alcance los 0º C .Para proteger el hormigonado se puede recubrir el

hormigón con una capa de sacos de papel ,mientras las

temperaturas mínimas no bajen de 4ºC, y con arena, paja , serrín

madera u otro aislante en caso de preverse descensos mayores de

la temperatura.


Ensayos del Hormigón

Durante la descarga de la hormigonera o del camión hormigonera

se tomarán muestras de 5 puntos diferentes del montón formado.

Consistencia: Las muestras se tomarán de acuerdo con lo

especificado en la norma UNE 83-300. Si el tamaño máximo del

árido, componente del hormigón fuese superior a 40 mm se

procederá de acuerdo con lo especificado en el apartado de

fabricación de probetas de la norma UNE 83-301.

El ensayo se realizará de acuerdo a lo indicado en la norma UNE

83-313-90.

Rotura por compresión: Las probetas que presenten irregularidades

en su superficie superiores a 0.1 mm o desviaciones con eje

superiores a 0.5º deberán refrentarse de acuerdo con la norma UNE

83-303. El ensayo se realizará de acuerdo a la norma UNE 83-304-

84.

2.1.2 ENCOFRADOS

Cumplirán lo dictado por la NTE-EME “encofrados “. Los

encofrados, sus ensambles y soportes o cimbras, tendrán la

resistencia y rigidez necesaria para soportar el hormigonado con


movimientos locales superiores a 3 mm y de conjunto superiores a

milésima de la luz del elemento hormigonado.

Los apoyos estarán dispuestos de modo que, en ningún momento,

se produzcan sobre las parte de obra ya ejecutad, esfuerzos

superiores al tercio de sus resistencias.

Las juntas de encofrado no dejarán rendijas de más de 3mm, para

evitar la pérdida excesiva de lechada; debiendo dejar el hueco

necesario para evitar que por defecto de la humedad durante el

hormigonado, se compriman y se deformen los tableros.

Las superficies interiores y exteriores quedarán sin desigualdades o

resaltos mayores de 3mm para las caras vistas del hormigonado.

No se admitirán en los aplomos y alineaciones, errores superiores a

los 2mm y en los espesores y escuadras solamente una tolerancia

del 3% en menos y del 5% en más, sin regruesados. El Director de

obra podrá sin embargo aumentar estas tolerancias cuando, a su

juicio, no perjudiquen a la finalidad de la construcción.

Los enlaces de los distintos elementos que forman los moldes serán

sólidos y sencillos, de manera que el montaje pueda hacerse

fácilmente y de modo progresivo, permitiendo en todo momento que


el atacado del hormigón pueda realizarse perfectamente en todos

los puntos de la masa.

2.1.3 INSPECCIÓN

Para garantizar las calidades exigidas, la Dirección Facultativa

podrá exigir certificado de calidad en origen de todo el material

empleado en la construcción. La Dirección Facultativa se reserva el

derecho de obtener cuantas muestras estime oportunas para

realizar cuantos análisis o pruebas considere necesario, tanto en

Taller como "in situ".

La toma de muestras se extenderá al 5% de los elementos a

examinar; en caso de que no se indique lo contrario, si no se

encontrase defecto inadmisible según las normas reseñadas, se

dará el lote por bueno. Si se hallase un defecto, la revisión se

extenderá a otro 10% dándose por bueno el lote si no se encontrase

defecto inadmisible. En caso de hallarse un nuevo defecto, la toma

de muestras podría extenderse al total de los materiales. Todos los

lotes defectuosos deberán ser sustituidos por el suministrador, lo

cual no representará ninguna modificación de las condiciones de

contratación (precio, plaza de entrega, etc.).


Solamente el primer muestreo será con cargo a la propiedad,

siempre que el resultado sea satisfactorio, siendo los otros por

cuenta del suministrador.

2.2 REPLANTEO

Una vez ejecutada la explanación del solar, se procederá por el Director

de obra, con el concurso del Contratista, al replanteo de la instalación.

Correrá a cuenta del contratista facilitar todos los elementos necesarios

para la realización del replanteo.

2.3 MOVIMIENTO DE TIERRAS

Se tienen en consideración los trabajos de desmonte o terraplenado para

dar al terreno la cota de rasante o cota de nivelación, incluyéndose

también la excavación de zanjas. Se exigirán las normas de seguridad en

el trabajo que sean de aplicación. Serán de aplicación las siguientes

normas tecnológicas:

* NTE-ADD “ Acondicionamiento del terreno, desmontes y demoliciones “.

* NTE-ADE “ Explanaciones “

* NTE-ADV “ Vaciado “.

* NTE-ADZ “ Zanjas y pozos “.


Se abonarán por metro cúbico del volumen deducido de los perfiles del

terreno, para lo cual, antes de comenzar los trabajos, se tomarán dichos

perfiles con suficiente detalle para que queden perfectamente definidos.

Se señalará un punto bajo, de referencia, que servirá de base para medir

niveles con respecto a él y no se abonará el exceso de excavaciones por

debajo de los niveles a que deba quedar la rasante adoptada en el

proyecto.

Los taludes de la excavación serán fijados, en cada caso, por la

Dirección, y no se abonará el volumen en exceso sobre los mismos. Si

ocurriese desprendimiento, el contratista tendrá obligación de sanear los

taludes y únicamente le será abonado como excavación el volumen de

tierras cubicado en el terreno, antes del desprendimiento, y la carga y

transporte de los desprendimientos que no hubiesen sido debidos a

defectos de ejecución.

2.4 ESTRUCTURAS DE ACERO

La máxima tolerancia permitida en la rectitud o geometría en general de

los diferentes elementos, será de L/1.500. No se admitirán más

empalmes que los indicados en los planos, y precisamente en los sitios

señalados en los mismos En el caso de que no se indicara nada en los

planos, se consultará con la Dirección Facultativa la posibilidad de


realizar empalmes. No se admitirán abolladuras ni grietas en las

operaciones de conformado.

2.4.1 PRESENTACIÓN

Para evitar cualquier discrepancia de continuidad deberá

presentarse previamente en el taller uno de cada serie de elementos

que se hallan de transportar en varias secciones. Deberán

presentarse previamente aquellos elementos diferentes que deban

unirse definitivamente en el montaje, si bien, en el caso de

elementos que hayan de transportarse en secciones, será suficiente

presentar aquellas secciones que deban quedar definitivamente

unidas.

2.4.2 SOLDADURA

Se empleará la soldadura de arco. Todos los cordones se

ejecutarán sin unión en sentido longitudinal si bien se podrán

realizar de una o más pasadas si así fuese preciso. Toda la

soldadura manual deberá ejecutarse por soldadores homologados

según UNE-EN 287/1. Los cordones a tope y en ángulo se

realizarán en posición horizontal. Para comienzo y fin del cordón

deberán soldarse unos suplementos de modo que el proceso de

soldadura comience antes y acabe después de unidas las partes


útiles, evitándose de este modo la formación de cráteres iniciales y

finales. En todo caso, siguiendo la buena práctica de la soldadura, y

tratando de evitar concentraciones de esfuerzos y conseguir

máxima penetración, los cordones de las soldaduras en ángulo

serán cóncavos respecto al eje de intersección de las chapas a unir.

Como máximo podrá ser plana la superficie exterior de la soldadura.

No se admitirán depósitos que produzcan mordeduras.

Siempre que se vaya a dar más de una pasada deberá eliminarse

previamente toda la cascarilla depositada anteriormente; para ello

se llegará a emplear la piedra esmeril, especialmente en la última

pasada para una correcta presentación de la soldadura.

Se deben cualificar los procedimientos de soldeo que se vayan a

utilizar de acuerdo con la parte de la Norma UNE-EN 288 que sea

aplicable, si así es requerido.

Si la Dirección Facultativa considera defectuoso el montaje o calidad

general de la estructura podrá ordenar su reparación por cuenta del

contratista.

El contratista siempre tiene en este caso, la facultad de reparar los

elementos defectuosos, siempre que no afecte al plazo de entrega


2.4.3 UNIONES ATORNILLADAS

Las superficies de las piezas en contacto deberán estar

perfectamente limpias de suciedad, herrumbre o grasa. Las tuercas

se apretarán con el paso nominal correspondiente. Los tornillos,

tuercas y arandelas cumplirán lo dispuesto en la NBE-EA-95 en

cuanto a calidades y tolerancia.

2.4.4 TRANSPORTE

El transporte de piezas deberá efectuarse de acuerdo con los

elementos indicados en el proyecto. En caso de elementos esbeltos

el constructor deberá arriostrarlos para efectuar la carga, transporte

y descarga con las debidas garantías para que no se produzcan

deformaciones permanentes. Para ello podrá realizar cuantas

consultas o sugerencias estime oportunas a la Dirección Facultativa.

Caso de no hacerlo los desperfectos sufridos por el material serán

de su exclusiva responsabilidad. Todas estas operaciones se

entienden incluidas dentro del presupuesto.

2.4.5 ALMACENAMIENTO

El almacenamiento deberá efectuarse en las debidas condiciones,

ordenando por lotes correlativos. Se deberá prestar sumo cuidado a

que las piezas esbeltas no queden expuestas a choques de


camiones o maquinaria, ya que de producirse deformaciones

permanentes que afecten a sus características resistentes o

estéticas, se sustituirán las piezas afectadas con cargo al

suministrador. Siempre se deberá efectuar en lugares adecuados

sobre traviesas metálicas o de madera de modo que no exista

contacto con el terreno.

2.5 CONDICIONES TÉCNICAS PARA LA EJECUCIÓN Y EL

MONTAJE DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN BAJA

TENSIÓN

2.5.1 CONDICIONES GENERALES

Todos los materiales a emplear en la presente instalación serán de

primera calidad y reunirán las condiciones exigidas en el

Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión y demás

disposiciones vigentes referentes a materiales y prototipos de

construcción.

Todos los materiales podrán ser sometidos a los análisis o pruebas,

por cuenta de la contrata, que se crean necesarios para acreditar su

calidad. Cualquier otro que haya sido especificado y sea necesario

emplear deberá ser aprobado por la Dirección Técnica, bien


entendiendo que será rechazado el que no reúna las condiciones

exigidas por la buena práctica de la instalación.

Los materiales no consignados en proyecto que dieran lugar a

precios contradictorios reunirán las condiciones de bondad

necesarias, a juicio de la Dirección Facultativa, no teniendo el

contratista derecho a reclamación alguna por estas condiciones

exigidas.

Todos los trabajos incluidos en el presente proyecto se ejecutarán

esmeradamente, con arreglo a las buenas prácticas de las

instalaciones eléctricas, de acuerdo con el Reglamento

Electrotécnico para Baja Tensión, y cumpliendo estrictamente las

instrucciones recibidas por la Dirección Facultativa, no pudiendo,

por tanto, servir de pretexto al contratista la baja en subasta, para

variar esa esmerada ejecución ni la primera calidad de las

instalaciones proyectadas en cuanto a sus materiales y mano de

obra, ni pretender proyectos adicionales.

2.5.2 CANALIZACIONES ELÉCTRICAS

Los cables se colocarán dentro de tubos o canales, fijados

directamente sobre las estructuras o enterrados, según se indica en

Memoria, Planos y Mediciones.


Antes de iniciar el tendido de la red de distribución, deberán estar

ejecutados los elementos estructurales que hayan de soportarla o

en los que vaya a ser empotrada. Salvo cuando al estar previstas se

hayan dejado preparadas las necesarias canalizaciones al ejecutar

la obra previa, deberá replantearse sobre ésta en forma visible la

situación de las cajas de mecanismos, de registro y protección, así

como el recorrido de las líneas, señalando de forma conveniente la

naturaleza de cada elemento.

Conductores aislados fijados directamente sobre la estructura

Estas instalaciones se establecerán con cables de tensiones

asignadas no inferiores a 0,6/1kV, provistos de aislamiento y

cubierta (se incluyen cables armados o con aislamiento mineral).

Para la ejecución de las canalizaciones se tendrán en cuenta las

siguientes prescripciones:

Se fijarán sobre las estructuras por medio de bridas,

abrazaderas, o callares

Con el fin de que los cables no sean susceptibles de doblarse

por efecto de su propio peso, los puntos de fijación de los

mismos estarán suficientemente próximos

Cuando los cables deban disponer de protección mecánica por

el lugar y condiciones de instalación en que se efectúe la misma,


se utilizarán cables armados. En caso de no utilizar estos cables,

se establecerá una protección mecánica complementaria sobre

los mismos

Se evitará curvar los cables con un radio demasiado pequeño y

salvo prescripción en contra fijada en la Norma UNE

correspondiente al cable utilizado, este radio no será inferior a 10

veces el diámetro exterior del cable

Los cruces de los cables con canalizaciones no eléctricas se

podrán efectuar por la parte anterior o posterior a éstas, dejando

una distancia mínima de 3 cm entre la superficie exterior de la

canalización no eléctrica y la cubierta de los cables cuando el

cruce se efectúe por la parte anterior de aquella

Los extremos de los cables serán estancos cuando las

características de los locales o emplazamientos así lo exijan,

utilizándose a este fin cajas u otros dispositivos adecuados. La

estanqueidad podrá quedar asegurada con la ayuda de

prensaestopas

Los empalmes y conexiones se harán por medio de cajas o

dispositivos equivalentes provistos de tapas desmontables que

aseguren a la vez la continuidad de la protección mecánica

establecida, el aislamiento y la inaccesibilidad de las conexiones

y permitiendo su verificación en caso necesario


Conductores aislados bajo tubos protectores

Los tubos protectores pueden ser:

Tubos y accesorios metálicos.

Tubos y accesorios no metálicos.

Tubos y accesorios compuestos (constituidos por materiales

metálicos y no metálicos)

Los tubos se clasifican según lo dispuesto en las normas siguientes:

UNE-EN 50.086 –2-1: Sistemas de tubos rígidos

UNE-EN 50.086 –2-2: Sistemas de tubos curvables

UNE-EN 50.086 –2-3: Sistemas de tubos flexibles

UNE-EN 50.086 –2-4: Sistemas de tubos enterrados

Las características de protección de la unión entre el tubo y sus

accesorios no deben ser inferiores a los declarados para el sistema

de tubos.

La superficie interior de los tubos no deberá presentar en ningún

punto aristas, asperezas o fisuras susceptibles de dañar los

conductores o cables aislados o de causar heridas a instaladores o

usuarios.


Las dimensiones de los tubos no enterrados y con unión roscada

utilizados en las instalaciones eléctricas son las que se prescriben

en la UNEEN 60.423. Para los tubos enterrados, las dimensiones se

corresponden con las indicadas en la norma UNE-EN 50.086-2-4.

Para el resto de los tubos, las dimensiones serán las establecidas

en la norma correspondiente de las citadas anteriormente. La

denominación se realizará en función del diámetro exterior.

El diámetro interior mínimo deberá ser declarado por el fabricante.

En lo relativo a la resistencia a los efectos del fuego considerados

en la norma particular para cada tipo de tubo, se seguirá lo

establecido por la aplicación de la Directiva de Productos de la

Construcción (89/106/CEE).

Los cables utilizados serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1

kV.

El diámetro exterior mínimo de los tubos, en función del número y la

sección de los conductores a conducir, se obtendrá de las tablas

indicadas en la ITC-BT-21, así como las características mínimas

según el tipo de instalación.

Para la ejecución de las canalizaciones bajo tubos protectores, se

tendrán en cuenta las prescripciones generales siguientes:


Los tubos se unirán entre sí mediante accesorios adecuados a

su clase que aseguren la continuidad de la protección que

proporcionan a los conductores

Los tubos aislantes rígidos curvables en caliente podrán ser

ensamblados entre sí en caliente, recubriendo el empalme con

una cola especial cuando se precise una unión estanca

Las curvas practicadas en los tubos serán continuas y no

originarán reducciones de sección inadmisibles. Los radios

mínimos de curvatura para cada clase de tubo serán los

especificados por el fabricante conforme a UNE-EN

Será posible la fácil introducción y retirada de los conductores en

los tubos después de colocarlos y fijados éstos y sus accesorios,

disponiendo para ello los registros que se consideren

convenientes, que en tramos rectos no estarán separados entre

sí más de 20 metros. El número de curvas en ángulo situadas

entre dos registros consecutivos no será superior a 3. Los

conductores se alojarán normalmente en los tubos después de

colocados éstos

Los registros podrán estar destinados únicamente a facilitar la

introducción y retirada de los conductores en los tubos o servir al

mismo tiempo como cajas de empalme o derivación

Las conexiones entre conductores se realizarán en el interior de

cajas apropiadas de material aislante y no propagador de la

llama. Si son metálicas estarán protegidas contra la corrosión.


Las dimensiones de estas cajas serán tales que permitan alojar

holgadamente todos los conductores que deban contener. Su

profundidad será al menos igual al diámetro del tubo mayor más

un 50 % del mismo, con un mínimo de 40 mm. Su diámetro o

lado interior mínimo será de 60 mm. Cuando se quieran hacer

estancas las entradas de los tubos en las cajas de conexión,

deberán emplearse prensaestopas o racores adecuados

Cuando los tubos se instalen en montaje superficial, se tendrán en

cuenta, además las siguientes prescripciones:

Los tubos se fijarán por medio de bridas o abrazaderas

protegidas contra la corrosión y sólidamente sujetas. La distancia

entre éstas será, como máximo, de 0,50 metros. Se dispondrán

fijaciones de una y otra parte en los cambios de dirección, en los

empalmes y en la proximidad inmediata de las entradas en cajas

o aparatos

Los tubos se colocarán adaptándose a la superficie sobre la que

se instalan, curvándose o usando los accesorios necesarios

En alineaciones rectas, las desviaciones del eje del tubo

respecto a la línea que une los puntos extremos no serán

superiores al 2 por 100


Es conveniente disponer los tubos, siempre que sea posible, a

una altura mínima de 2,50 metros sobre el suelo, con objeto de

protegerlos de eventuales daños mecánicos

Accesibilidad de las instalaciones

Las canalizaciones deberán estar dispuestas de forma que faciliten

su maniobra, inspección y acceso a sus conexiones. Las

canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que mediante la

conveniente identificación de sus circuitos y elementos, se pueda

proceder en todo momento a reparaciones, transformaciones, etc.

En toda la longitud de los pasos de canalizaciones a través de

elementos de la construcción, tales como muros, tabiques y techos,

no se dispondrán empalmes o derivaciones de cables, estando

protegidas contra los deterioros mecánicos, las acciones químicas y

los efectos de la humedad.

Las cubiertas, tapas o envolventes, mandos y pulsadores de

maniobra de aparatos tales como mecanismos, interruptores, bases,

reguladores, etc., instalados en los locales húmedos o mojados,

serán de material aislante.


2.5.3 CONDUCTORES

Los conductores utilizados se regirán por las especificaciones del

proyecto, según se indica en Memoria, Planos y Mediciones.

Materiales

Los conductores tendrán las siguientes características:

Tensión nominal: 0,6/1 kV

Conductor: Cobre

Formación: Unipolares

Aislamiento: Polietileno Reticulado (XLPE)

Tensión de prueba: 2.500 V

Instalación: Al aire o bajo tubo

Normativa de aplicación: UNE 21.031 (21123)

Los conductores de sección igual o superior a 6 mm2 deberán estar

constituidos por cable obtenido por trenzado de hilo de cobre del

diámetro correspondiente a la sección del conductor de que se trate.

Dimensionado

Para la selección de los conductores activos del cable adecuado a

cada carga se usará el más desfavorable entre los siguientes

criterios:

Intensidad máxima admisible. Como intensidad se tomará la

propia de cada carga. Partiendo de las intensidades nominales

así establecidas, se elegirá la sección del cable que admita esa


intensidad de acuerdo a las prescripciones del Reglamento

Electrotécnico para Baja Tensión ITC-BT-07

Caída de tensión en servicio. La sección de los conductores a

utilizar se determinará de forma que la caída de tensión entre el

generador y el punto de interconexión a la Red de Distribución

Pública sea menor al 1,5%, según establece la ITC-BT-40, del

REBT. Aguas arriba del generador, la caída debe ser inferior al

1,5 %, según lo establecido por el Pliego de Condiciones IDEA

La sección del conductor neutro será la especificada en la

Instrucción ITC-BT-07, apartado 1, en función de la sección de los

conductores de fase o polares de la instalación.

Identificación de las instalaciones

Las canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que por

conveniente identificación de sus circuitos y elementos, se pueda

proceder en todo momento a reparaciones, transformaciones, etc.

Los conductores de la instalación deben ser fácilmente

identificables, especialmente por lo que respecta al conductor neutro

y al conductor de protección. Esta identificación se realizará por los

colores que presenten sus aislamientos. Cuando exista conductor

neutro en la instalación o se prevea para un conductor de fase su

pase posterior a conductor neutro, se identificarán éstos por el color


azul claro. Al conductor de protección se le identificará por el color

verde-amarillo. Todos los conductores de fase, o en su caso,

aquellos para los que no se prevea su pase posterior a neutro, se

identificarán por los colores marrón, negro o gris.

2.5.4 CAJAS DE CONEXIONES

Las conexiones entre conductores se realizarán en el interior de

cajas apropiadas de material plástico resistente incombustible o

metálicas, en cuyo caso estarán aisladas interiormente y protegidas

contra la oxidación. Las dimensiones de estas cajas serán tales que

permitan alojar holgadamente todos los conductores que deban

contener. Su profundidad será igual, por lo menos, a una vez y

media el diámetro del tubo mayor, con un mínimo de 40 mm; el lado

o diámetro de la caja será de al menos 80 mm. Cuando se quieran

hacer estancas las entradas de los tubos en las cajas de conexión,

deberán emplearse prensaestopas adecuados. En ningún caso se

permitirá la unión de conductores, como empalmes o derivaciones

por simple retorcimiento o arrollamiento entre sí de los conductores,

sino que deberá realizarse siempre utilizando bornes de conexión.

Los conductores se fijarán firmemente a todas las cajas de salida,

de empalme y de paso, mediante contratuercas y casquillos. Se

tendrá cuidado de que quede al descubierto el número total de hilos


de rosca al objeto de que el casquillo pueda ser perfectamente

apretado contra el extremo del conducto, después de lo cual se

apretará la contratuerca para poner firmemente el casquillo en

contacto eléctrico con la caja.

Los conductos y cajas se sujetarán por medio de pernos de fiador

en ladrillo hueco, por medio de pernos de expansión en hormigón y

ladrillo macizo y clavos Split sobre metal. Los pernos de fiador de

tipo tornillo se usarán en instalaciones permanentes, los de tipo de

tuerca cuando se precise desmontar la instalación, y los capaces de

resistir una tracción mínima de 20 kg. No se hará uso de clavos por

medio de sujeción de cajas o conductos.

2.5.5 MECANISMOS Y TOMAS DE CORRIENTE

Los interruptores y conmutadores cortarán la corriente máxima del

circuito en que estén colocados sin dar lugar a la formación de arco

permanente, abriendo o cerrando los circuitos sin posibilidad de

toma una posición intermedia. Serán del tipo cerrado y de material

aislante. Las dimensiones de las piezas de contacto serán tales que

la temperatura no pueda exceder de 65ºC ninguna de sus piezas.

Su construcción será tal que permita realizar un número total de

10.000 maniobras de apertura y cierre, con su carga nominal a la


tensión de trabajo. Llevarán marcada su intensidad y tensiones

nominales, y estarán probadas a una tensión de 500 a 1.000 voltios.

Las tomas de corriente serán de material aislante, llevarán

marcadas su intensidad y tensión nominales de trabajo y

dispondrán, como norma general, todas ellas de puesta a tierra.

Todos ellos irán instalados en el interior de cajas empotradas en los

paramentos, de forma que al exterior sólo podrá aparecer el mando

totalmente aislado y la tapa embellecedora.

En el caso en que existan dos mecanismos juntos, ambos se

alojarán en la misma caja, la cual deberá estar dimensionada

suficientemente para evitar falsos contactos.

2.5.6 APARAMENTA DE MANDO Y PROTECCIÓN

Cuadros eléctricos

Todos los cuadros eléctricos serán nuevos y se entregarán en obra

sin ningún defecto. Estarán diseñados siguiendo los requisitos de

estas especificaciones y se construirán de acuerdo con el

Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión y con las

recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI).

Cada circuito en salida de cuadro estará protegido contra las

sobrecargas y cortocircuitos. La protección contra corrientes de


defecto hacia tierra se hará por circuito o grupo de circuitos según

se indica en el proyecto, mediante el empleo de interruptores

diferenciales de sensibilidad adecuada, según ITC-BT-24.

Los cuadros serán adecuados para trabajo en servicio continuo. Las

variaciones máximas admitidas de tensión y frecuencia serán del +

5 % sobre el valor nominal.

Los cuadros serán diseñados para servicio interior, completamente

estancos al polvo y la humedad, ensamblados y cableados

totalmente en fábrica, y estarán constituidos por una estructura

metálica de perfiles laminados en frío, adecuada para el montaje

sobre el suelo, y paneles de cerramiento de chapa de acero de

fuerte espesor, o de cualquier otro material que sea mecánicamente

resistente y no inflamable.

Alternativamente, la cabina de los cuadros podrá estar constituida

por módulos de material plástico, con la parte frontal transparente.

Las puertas estarán provistas con una junta de estanquidad de

neopreno o material similar, para evitar la entrada de polvo.

Todos los cables se instalarán dentro de canaletas provistas de tapa

desmontable. Los cables de fuerza irán en canaletas distintas en


todo su recorrido de las canaletas para los cables de mando y

control.

Los aparatos se montarán dejando entre ellos y las partes

adyacentes de otros elementos una distancia mínima igual a la

recomendada por el fabricante de los aparatos, en cualquier caso

nunca inferior a la cuarta parte de la dimensión del aparato en la

dirección considerada.

La profundidad de los cuadros será de 500 mm y su altura y

anchura la necesaria para la colocación de los componentes e igual

a un múltiplo entero de módulo del fabricante. Los cuadros estarán

diseñados para poder ser ampliados por ambos extremos.

Los aparatos indicadores (lámparas, amperímetros, voltímetros,

etc.), dispositivos de mando (pulsadores, interruptores,

conmutadores, etc), paneles sinópticos, etc, se montarán sobre la

parte frontal de los cuadros.

Todos los componentes interiores, aparatos y cables, serán

accesibles desde el exterior por el frente.

El cableado interior de los cuadros se llevará hasta una regleta de

bornas situada junto a las entradas de los cables desde el exterior.


Las partes metálicas de la envoltura de los cuadros se protegerán

contra la corrosión por medio de una imprimación a base de dos

manos de pintura anticorrosiva y una pintura de acabado de color

que se especifique en las Mediciones o, en su defecto, por la

Dirección Técnica durante el transcurso de la instalación.

La construcción y diseño de los cuadros deberán proporcionar

seguridad al personal y garantizar un perfecto funcionamiento bajo

todas las condiciones servicio, y en particular:

Los compartimentos que hayan de ser accesibles para

accionamiento o mantenimiento estando el cuadro en servicio no

tendrán piezas en tensión al descubierto

El cuadro y todos sus componentes serán capaces de soportar

las corrientes de cortocircuito (kA) según especificaciones

reseñadas en planos y mediciones

Interruptores magnetotérmicos

En el origen de la instalación y lo más cerca posible del punto de

alimentación a la misma, se colocará el cuadro general de mando y

protección, en el que e dispondrá un interruptor general de corte

omnipolar, así como dispositivos de protección contra


sobreintensidades de cada uno de los circuitos que parten de dicho

cuadro.

La protección contra sobreintensidades para todos los conductores

(fases y neutro) de cada circuito se hará con interruptores

magnetotérmicos de corte omnipolar, con curva térmica de corte

para la protección a cortocircuitos.

En general, los dispositivos destinados a la protección de los

circuitos se instalarán en el origen de éstos, así como en los puntos

en que la intensidad admisible disminuya por cambios debidos a

sección, condiciones de instalación, sistema de ejecución o tipo de

conductores utilizados. No obstante, no se exige instalar dispositivos

de protección en el origen de un circuito en que se presente una

disminución de la intensidad admisible en el mismo, cuando su

protección quede asegurada por otro dispositivo instalado

anteriormente.

Los interruptores serán de ruptura al aire y de disparo libre y tendrán

un indicador de posición. El accionamiento será directo por polos

con mecanismos de cierre por energía acumulada. El accionamiento

será manual o manual y eléctrico, según se indique en el esquema o

sea necesario por necesidades de automatismo. Llevarán marcadas


la intensidad y tensión nominales de funcionamiento, así como el

signo indicador de su desconexión.

El interruptor de entrada al cuadro, de corte omnipolar, será

selectivo con los interruptores situados agua abajo, tras él. Los

dispositivos de protección de los interruptores serán relés de acción

directa.

Fusibles

Los fusibles serán de alta capacidad de ruptura, limitadores de

corriente y de acción lenta cuando vayan instalados en circuitos de

protección de motores.

Los fusibles de protección de circuitos de control o de consumidores

óhmicos serán de alta capacidad ruptura y de acción rápida.

Se dispondrán sobre material aislante e incombustible, y estarán

construidos de tal forma que no se pueda proyectar metal al

fundirse. Llevarán marcas la intensidad y tensión nominales de

trabajo.

No serán admisibles elementos en los que la reposición del fusible

pueda suponer un peligro de accidente. Estará montado sobre una

empuñadura que pueda ser retirada fácilmente de la base.


Interruptores diferenciales

1º/ La protección contra contactos directos se asegurará adoptando

las siguientes medidas:

Protección por aislamiento de las partes activas

Las partes activas deberán estar recubiertas de un aislamiento que

no pueda ser eliminado más que destruyéndolo.

Protección por medio de barreras o envolventes

Las partes activas deben estar situadas en el interior de las

envolventes o detrás de barreras que posean, como mínimo, el

grado de protección IP XXB, según UNE 20.324. Si se necesitan

aberturas mayores para la reparación de piezas o para el buen

funcionamiento de los equipos, se adoptarán precauciones

apropiadas para impedir que las personas o animales domésticos

toquen las partes activas y se garantizará que las personas sean

conscientes del hecho de que las partes activas no deben ser

tocadas voluntariamente.

Las superficies superiores de las barreras o envolventes

horizontales que son fácilmente accesibles, deben responder como

mínimo al grado de protección IP4X o IP XXD.

Las barreras o envolventes deben fijarse de manera segura y ser de

una robustez y durabilidad suficientes para mantener los grados de


protección exigidos, con una separación suficiente de las partes

activas en las condiciones normales de servicio, teniendo en cuenta

las influencias externas.

Cuando sea necesario suprimir las barreras, abrir las envolventes o

quitar partes de éstas, esto no debe ser posible más que:

- Con la ayuda de una llave o de una herramienta

- Después de quitar la tensión de las partes activas protegidas por

estas barreras o esta envolvente, no pudiendo ser restablecida la

tensión hasta después de volver a colocar las barreras o las

envolventes

- O bien si hay interpuesta una segunda barrera que posee como

mínimo el grado de protección IP2X o IP XXB, que no pueda ser

quitada más que con la ayuda de una llave o de una herramienta y

que impida todo contacto con las partes activas

Protección complementaria por dispositivos de corriente

diferencia-residual

Esta medida de protección está destinada solamente a

complementar otras medidas de protección contra los contactos

directos.

El empleo de dispositivos de corriente diferencial-residual, cuyo

valor de corriente diferencial asignada de funcionamiento sea

inferior o igual a 30 mA, se reconoce como medida de protección


complementaria en caso de fallo de otra medida de protección

contra los contactos directos o en caso de imprudencia de los

usuarios.

La protección contra contactos indirectos se conseguirá mediante

“corte automático de la alimentación”. Esta medida consiste en

impedir, después de la aparición de un fallo, que una tensión de

contacto de valor suficiente se mantenga durante un tiempo tal que

pueda dar como resultado un riesgo. La tensión límite convencional

es igual a 50 V, valor eficaz en corriente alterna, en condiciones

normales y a 24 V en locales húmedos.

Todas las masas de los equipos eléctricos protegidos por un mismo

dispositivo de protección, deben ser interconectadas y unidas por un

conductor de protección a una misma toma de tierra. El punto neutro

de cada generador o transformador debe ponerse a tierra.

Seccionadores

Los seccionadores en carga serán de conexión y desconexión

brusca, ambas independientes de la acción del operador.

Los seccionadores serán adecuados para trabajar en servicio

continuo y capaces de abrir y cerrar la corriente nominal a tensión

nominal con un factor de potencia igual o inferior a 0,7.


Embarrados

Las barras serán de cobre electrolítico de alta conductividad y

adecuadas para soportar la intensidad de plena carga y las

corrientes de cortocircuito que se especifiquen en memoria y planos.

Prensaestopas y etiquetas

Los cuadros irán completamente cableados hasta las regletas de

entrada y salida.

Se proveerán prensaestopas para todas las entradas y salidas de

los cables del cuadro; los prensaestopas serán de doble cierre para

cables armados y de cierre sencillo para cables sin armar.

Todos los aparatos y bornes irán debidamente identificados en el

interior del cuadro mediante número que correspondan a la

designación del esquema.

Las etiquetas serán marcadas de forma indeleble y fácilmente

legible.

En la parte frontal del cuadro se dispondrán etiquetas de

identificación de los circuitos, constituidas por placas de chapa de

aluminio firmemente fijadas a los paneles frontales, impresas al

horno, con fondo negro mate y letreros y zonas de estampación en


aluminio pulido. El fabricante podrá adoptar cualquier solución para

el material de las etiquetas, su soporte y la impresión, con tal de que

sea duradera y fácilmente legible.

En cualquier caso, las etiquetas estarán marcadas con letras negras

de 10 mm de altura sobre fondo blanco.

Puestas a tierra

Las puestas a tierra se establecen principalmente con objeto de

limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan presentar en un

momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las

protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería

en los materiales eléctricos utilizados.

La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin

fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de

una parte conductora no perteneciente al mismo, mediante una

toma de tierra con un electrodo o grupo de electrodos enterrados en

el suelo.

Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que

en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima del

terreno no aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al


mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o

las de descarga de origen atmosférico.

La elección e instalación de los materiales que aseguren la puesta a

tierra deben ser tales que:

El valor de la resistencia de puesta a tierra esté conforme con las

normas de protección y de funcionamiento de la instalación y se

mantenga de esta manera a lo largo del tiempo

Las corrientes de defecto a tierra y las corrientes de fuga puedan

circular sin peligro, particularmente desde el punto de vista de

solicitaciones térmicas, mecánicas y eléctricas

La solidez o la protección mecánica quede asegurada con

independencia de las condiciones estimadas de influencias

externas

Contemplen los posibles riesgos debidos a electrólisis que

pudieran afectar a otras partes metálicas

Uniones a tierra

a) Tomas de tierra

Para la toma de tierra se pueden utilizar electrodos formados por:

-barras, tubos;

-pletinas, conductores desnudos;


Los conductores de cobre utilizados como electrodos serán de

construcción y resistencia eléctrica según la clase 2 de la norma

UNE 21.022.

El tipo y la profundidad de enterramiento de las tomas de tierra

deben ser tales que la posible pérdida de humedad del suelo, la

presencia del hielo u otros efectos climáticos, no aumenten la

resistencia de la toma de tierra por encima del valor previsto. La

profundidad nunca será inferior a 0,50 m.

b) Conductores de tierra

La sección de los conductores de tierra, deberán estar de acuerdo

con los valores indicados en la ITC-BT 18. La sección no será

inferior a la mínima exigida para los conductores de protección.

Durante la ejecución de las uniones entre conductores de tierra y

electrodos de tierra debe extremarse el cuidado para que resulten

eléctricamente correctas. Debe cuidarse, en especial, que las

conexiones, no dañen ni a los conductores ni a los electrodos de

tierra

c) Bornes de puesta a tierra

En toda instalación de puesta a tierra debe preverse un borne

principal de tierra, al cual deben unirse los conductores siguientes:


-Los conductores de tierra.

-Los conductores de protección.

-Los conductores de unión equipotencial principal.

-Los conductores de puesta a tierra funcional, si son necesarios.

Debe preverse sobre los conductores de tierra y en lugar accesible,

un dispositivo que permita medir la resistencia de la toma de tierra

correspondiente. Este dispositivo puede estar combinado con el

borne principal de tierra, debe ser desmontable necesariamente por

medio de un útil, tiene que ser mecánicamente seguro y debe

asegurar la continuidad eléctrica.

d) Conductores de protección

Los conductores de protección sirven para unir eléctricamente las

masas de una instalación con el borne de tierra, con el fin de

asegurar la protección contra contactos indirectos.

Los conductores de protección tendrán una sección mínima según

lo establecido en ITC-BT 18.

En todos los casos, los conductores de protección que no forman

parte de la canalización de alimentación serán de cobre con una

sección, al menos de:


- 2,5 mm2, si los conductores de protección disponen de una

protección mecánica.

- 4 mm2, si los conductores de protección no disponen de una

protección mecánica.

Como conductores de protección pueden utilizarse:

- Conductores en los cables multiconductores, o

- Conductores aislados o desnudos que posean una envolvente

común con los conductores activos, o

- Conductores separados desnudos o aislados.

Ningún aparato deberá ser intercalado en el conductor de

protección.

Las masas de los equipos a unir con los conductores de protección

no deben ser conectadas en serie en un circuito de protección.

2.5.7 CONTROL

Antes de su empleo en la obra, montaje o instalación, todos los

materiales a emplear, cuyas características técnicas, así como las

de su puesta en obra, han quedado ya especificadas en apartados

anteriores, serán reconocidos por el Técnico Director o persona en

la que éste delegue, sin cuya aprobación no podrá procederse a su

empleo. Los que por mala calidad, falta de protección o aislamiento


u otros defectos no se estimen admisibles por aquél, deberán ser

retirados inmediatamente. Este reconocimiento previo de los

materiales no constituirá su recepción definitiva, y el Técnico

Director podrá retirar en cualquier momento aquellos que presenten

algún defecto no apreciado anteriormente, aún a costa, si fuera

preciso, de deshacer la instalación o montaje ejecutados con ellos.

Por tanto, la responsabilidad del contratista en el cumplimiento de

las especificaciones de los materiales no cesará mientras no sean

recibidos definitivamente los trabajos en los que se hayan

empleado.

2.5.8 SEGURIDAD

En general, basándonos en la Ley de Prevención de Riesgos

Laborales y las especificaciones de las normas NTE, se cumplirán,

entre otras, las siguientes condiciones de seguridad:

Siempre que se vaya a intervenir en una instalación eléctrica,

tanto en la ejecución de la misma como en su mantenimiento, los

trabajos se realizarán sin tensión, asegurándonos la inexistencia

de ésta mediante los correspondientes aparatos de medición y

comprobación

En el lugar de trabajo se encontrará siempre un mínimo de dos

operarios


Se utilizarán guantes y herramientas aislantes

Cuando se usen aparatos o herramientas eléctricos, además de

conectarlos a tierra cuando así lo precisen, estarán dotados de

un grado de aislamiento II, o estarán alimentados con una

tensión inferior a 50 V mediante transformadores de seguridad

Serán bloqueados en posición de apertura, si es posible, cada

uno de los aparatos de protección, seccionamiento y maniobra,

colocando en su mando un letrero con la prohibición de

maniobrarlo

No se restablecerá el servicio al finalizar los trabajos antes de

haber comprobado que no exista peligro alguno

En general, mientras los operarios trabajen en circuitos o

equipos a tensión o en su proximidad, usarán ropa sin

accesorios metálicos y evitarán el uso innecesario de objetos de

metal o artículos inflamables; llevarán las herramientas o

equipos en bolsas y utilizarán calzado aislante, al menos, sin

herrajes ni clavos en las suelas

Se cumplirán asimismo todas las disposiciones generales de

seguridad de obligado cumplimiento relativas a seguridad,

higiene y salud en el trabajo, y las ordenanzas municipales que

sean de aplicación


2.5.9 LIMPIEZA

Antes de la Recepción provisional, los cuadros se limpiarán de

polvo, pintura, cascarillas y de cualquier material que pueda haberse

acumulado durante el curso de la obra en su interior o al exterior.

2.5.10 MANTENIMIENTO

Cuando sea necesario intervenir nuevamente en la instalación, bien

sea por causa de averías o para efectuar modificaciones en la

misma, deberán tenerse en cuenta todas las especificaciones

reseñadas en los apartados de ejecución, control y seguridad en la

misma forma que si se tratara de una instalación nueva. Se

aprovechará la ocasión para comprobar el estado general de la

instalación, sustituyendo o reparando aquellos elementos que lo

precien, utilizando materiales de características similares a los

reemplazados.

2.5.11 CRITERIOS DE MEDICIÓN

Las unidades de obra serán medias con arreglo a los especificado

en la normativa vigente, o bien, en el caso de que ésta no sea

suficiente explícita, en la forma reseñada en el Pliego Particular de

Condiciones que les sea de aplicación, o incluso tal como figuren

dichas unidades en el Estado de Mediciones del Proyecto. A las


unidades medidas se les aplicarán los precios que figuren en el

Presupuesto, en los cuales se consideran incluidos todos los gastos

de transporte, indemnizaciones y el importe de los derechos fiscales

con los que se hallen gravados por las distintas Administraciones,

además de los gastos generales de la contrata. Si hubiera

necesidad de realizar alguna unidad de obra no comprendida en el

Proyecto, se formalizará el correspondiente precio contradictorio.

Los cables, bandejas y tubos se medirán por unidad de longitud

(metro), según tipo y dimensiones.

En la medición se entenderán incluidos todos los accesorios

necesarios para el montaje (grapas, terminales, bornes,

prensaestopas, cajas de derivación, etc), así como la mano de obra

para el transporte en el interior de la obra, montaje y pruebas de

recepción.

Los cuadros y receptores eléctricos se medirán por unidades

montadas y conexionadas.

La conexión de los cables a los elementos receptores (cuadros,

motores, resistencias, aparatos de control, etc) será efectuada por el

suministrador del mismo elemento receptor.

El transporte de los materiales en el interior de la obra estará a

cargo de la EIM.


2.6 CONDICIONES TÉCNICAS PARA LA EJECUCIÓN DE

REDES SUBTERRÁNEAS DE DISTRIBUCIÓN EN BAJA

TENSIÓN

2.6.1 OBJETO

En este punto se determinan las condiciones mínimas aceptables

para la ejecución de las obras de instalación de redes subterráneas

de distribución.

2.6.2 EJECUCIÓN DEL TRABAJO

Corresponde al Contratista la responsabilidad en la ejecución de los

trabajos que deberán realizarse conforme a las reglas del arte.

2.6.3 TRAZADO

El trazado será lo más rectilíneo posible, paralelo en toda su

longitud a bordillos o fachadas de los edificios principales.

Antes de comenzar los trabajos, se marcarán en el pavimento las

zonas donde se abrirán las zanjas, marcando tanto su anchura

como su longitud y las zonas donde se dejen llaves para la

contención del terreno. Si ha habido posibilidad de conocer las


acometidas de otros servicios a las fincas construidas, se indicarán

sus situaciones con el fin de tomar las precauciones debidas.

Antes de proceder a la apertura de zanjas se abrirán calas de

reconocimiento para confirmar o rectificar el trazado previsto.

Se estudiará la señalización de acuerdo con las normas municipales

y se determinarán las protecciones precisas tanto de la zanja como

de los pasos que sean necesarios para los accesos a los portales,

comercios, garajes, etc., si los hubiere, así como las chapas de

hierro que hayan de colocarse sobre la zanja para el paso de

vehículos.

Al marcar el trazado de las zanjas se tendrá en cuenta el radio

mínimo que hay que dejar en la curva con arreglo a la sección del

conductor o conductores que se vayan a canalizar.

2.6.4 APERTURA DE ZANJAS

Las zanjas se harán verticales hasta la profundidad escogida,

colocándose en los casos en que la naturaleza del terreno lo haga

preciso.


Se procurará dejar un paso de 50 cm entre la zanja y las tierras

extraídas con el fin de facilitar la circulación del personal de la obra

y evitar la caída de tierras en la zanja.

Se deben tomar todas las precauciones precisas para no tapar con

tierras registros de gas, teléfono, bocas de riego, alcantarillas, etc.

Durante la ejecución de los trabajos en la vía pública se dejarán

pasos suficientes para vehículos y peatones, así como los accesos

a los edificios, comercios y garajes. Si es necesario interrumpir la

circulación se precisará una autorización especial.

2.6.5 ZANJA

Cuando en una zanja coincidan cables de distintas tensiones se

situarán en bandas horizontales a distinto nivel de forma que cada

banda se agrupen cables de igual tensión.

La separación entre dos cables multipolares o ternas de cables

unipolares de B.T. dentro de una misma banda será como mínimo

de 10 cm (25 cm si alguno de los cables es de A.T).

La profundidad de las respectivas bandas de cables dependerá de

las tensiones, de forma que la mayor profundidad corresponda a la

mayor tensión.


2.6.6 CABLE ENTUBADO

El cable en parte o en todo su recorrido irá en el interior de tubos de

cemento, fibrocemento, fundición de hierro, materiales plásticos,

etc., de superficie interna lisa, siendo su diámetro interior no inferior

al indicado en la ITC-BT-21, tabla 9.

Los tubos estarán hormigonados en todo su recorrido o

simplemente con sus uniones recibidas con cemento, en cuyo caso,

para permitir su unión correcta, el fondo de la zanja en la que se

alojen deberá ser nivelada cuidadosamente después de echar una

capa de arena fina o tierra cribada.

Se debe evitar posible acumulación de agua o de gas a lo largo de

la canalización situando convenientemente pozos de escape en

relación al perfil altimétrico.

En los tramos rectos, cada 20 m como máximo, para facilitar su

tendido se colocarán arquetas de hormigón de una longitud mínima

(perímetro) de 2 m en las que se interrumpirá la continuidad de la

tubería.

Estas arquetas también se colocarán en los cambios de dirección

siendo sus dimensiones mínimas las necesarias para que el radio


de curvatura de tendido sea como mínimo 20 veces el diámetro

exterior del cable.

No se admitirán ángulos inferiores a 90º y aún éstos se limitarán a

los indispensables. En general, los cambios de dirección se harán

con ángulos grandes, siendo la longitud mínima (perímetro) de la

arqueta de 2 metros.

En la arqueta, los tubos quedarán a unos 25 cm. por encima del

fondo para permitir la colocación de rodillos en las operaciones de

tendido. Una vez tendido el cable, los tubos se taponarán con yeso

de forma que el cable quede situado en la parte superior del tubo

La situación de los tubos en la arqueta será la que permita el

máximo radio de curvatura.

Las arquetas podrán ser registrables o cerradas. En el primer caso

deberán tener tapas metálicas o de hormigón armado; provistas de

argollas o ganchos que faciliten su apertura. El fondo de estas

arquetas será permeable de forma que permita la filtración del agua

de lluvia.

Si las arquetas no son registrables se cubrirán con los materiales

necesarios.


2.6.7 CRUZAMIENTOS

• Calles y carreteras

Los cables se colocarán en el interior de tubos protectores,

recubiertos de hormigón en toda su longitud a una profundidad

mínima de 0,80 m. Siempre que sea posible, el cruce se hará

perpendicular al eje del vial.

• Otros cables de energía eléctrica

Siempre que sea posible, se procurará que los cables de baja

tensión discurran por encima de los alta tensión.

La distancia mínima entre un cable de baja tensión y otros cables de

energía eléctrica será: 0,25 m con cables de alta tensión y 0,10 m

con cables de baja tensión. La distancia del punto de cruce a los

empalmes será superior a 1 m.

Cuando no puedan respetarse estas distancias en los cables

directamente enterrados, el cable instalado más recientemente se

dispondrá en canalización entubada.

• Cables de telecomunicación

La separación mínima entre los cables de energía eléctrica y los de

telecomunicación será de 0,20 m. La distancia de punto de cruce a

los empalmes, tanto del cable de energía como del cable de

telecomunicación, será superior a 1 m.



directamente enterrados, el cable instalado más recientemente se

dispondrá en canalización entubada.

Estas restricciones no se deben aplicar a los cables de fibra óptica

con cubiertas dieléctricas. Todo tipo de protección en la cubierta del

cable debe ser aislante.

• Canalizaciones de agua y gas

Siempre que sea posible, los cables se instalarán por encima de las

canalizaciones de agua.

La distancia mínima entre cables de energía eléctrica y

canalizaciones de agua o gas será de 0,20 m. Se evitará el cruce

por la vertical de las juntas de las canalizaciones de agua o gas, o

de los empalmes de la canalización eléctrica, situando unas y otros

a una distancia superior a 1 m del cruce.


directamente enterrados, la canalización instalada más

recientemente se dispondrá entubada.


Conducciones de alcantarillado

Se procurará pasar los cables por encima de las conducciones de

alcantarillado.

No se admitirá incidir en su interior. Se admitirá incidir en su pared

(por ejemplo, instalando tubos, etc), siempre que se asegure que

ésta no ha quedado debilitada. Si no es posible, se pasará por

debajo, y los cables se dispondrán en canalizaciones entubadas.

• Depósitos de carburante

Los cables se dispondrán en canalizaciones entubadas y distarán,

como mínimo, 0,20 m del depósito. Los extremos de los tubos

rebasarán al depósito, como mínimo 1,5 m por cada extremo.

2.6.8 PROXIMIDADES Y PARALELISMOS

• Otros cables de energía eléctrica

Los cables de baja tensión podrán instalarse paralelamente a otros

de baja o alta tensión, manteniendo entre ellos una distancia mínima

de 0,10 m con los cables de baja tensión y 0,25 m con los cables de

alta tensión. Cuando no puedan respetarse estas distancias en los

cables directamente enterrados, el cable instalado más

recientemente se dispondrá en canalización entubada.


• Cables de telecomunicación

La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y los de

telecomunicación será de 0,20 m. Cuando no puedan respetarse

éstas distancias en los cables directamente enterrados, el cable

instalado más recientemente se dispondrá en canalización

entubada.

• Canalizaciones de agua

La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y las

canalizaciones de agua será de 0,20 m. La distancia mínima entre

los empalmes de los cables de energía eléctrica y las juntas de las

canalizaciones de agua será de 1 m. Cuando no puedan respetarse

estas distancias en los cables directamente enterrados, la

canalización instalada más recientemente se dispondrá entubada.

Se procurará mantener una distancia mínima de 0,20 m en

proyección horizontal, y que la canalización de agua quede por

debajo del nivel del cable eléctrico.

Por otro lado, las arterias principales de agua se dispondrán de

forma que se aseguren distancias superiores a 1 m respecto a los

cables eléctricos de baja tensión.


2.6.9 TRANSPORTE DE BOBINAS DE CABLES

La carga y descarga, sobre camiones o remolques apropiados, se

hará siempre mediante una barra adecuada que pase por el orificio

central de la bobina.

Bajo ningún concepto se podrá retener la bobina con cuerdas,

cables o cadenas que abracen la bobina y se apoyen sobre a capa

exterior del cable enrollado; asimismo no se podrá dejar caer la

bobina al suelo desde el camión o remolque.

Cuando se desplace la bobina por tierra rodándola, habrá que fijarse

en el sentido de rotación, generalmente indicado con una flecha,

con el fin de evitar que se afloje el cable enrollado en la misma.

Las bobinas no deben almacenarse sobre un suelo blando. Antes de

empezar el tendido del cable se estudiará el lugar más adecuado

para colocar la bobina con objeto de facilitar el tendido. En el caso

de suelo con pendiente es preferible realizar el tendido en sentido

descendente.

Para el tendido de la bobina estará siempre elevada y sujeta por

barra y gatos adecuados al peso de la misma y dispositivos de

frenado.


2.6.10 TENDIDO DE CABLES

Los cables deben ser siempre desenrollados y puestos en su sitio

con el mayor cuidado evitando que sufran torsión, hagan bucles,

etc. Y teniendo siempre en cuenta que el radio de curvatura del

cable debe ser superior a 20 veces su diámetro durante su tendido y

superior a 10 veces su diámetro una vez instalado. En todo caso el

radio de curvatura de cables no debe ser inferior a los valores

indicados en las Normas UNE correspondientes relativas a cada tipo

de cable.

Cuando los cables se tiendan a mano, los operarios estarán

distribuidos de una manera uniforme a lo largo de la zanja.

También se puede tender mediante cabrestantes tirando del

extremo del cable al que se le habrá adoptado una cabeza

apropiada y con un esfuerzo de tracción por milímetro cuadrado de

conductor que no debe pasar del indicado por el fabricante del

mismo. Será imprescindible la colocación de dinamómetros para

medir dicha tracción.

El tendido se hará obligatoriamente por rodillos que puedan girar

libremente y construidos de forma que no dañen el cable.


Durante el tendido se tomarán precauciones para evitar que el cable

no sufra esfuerzos importantes ni golpes ni rozaduras.

No se permitirá desplazar lateralmente el cable por medio de

palancas u otros útiles; deberá hacerse siempre a mano.

Sólo de manera excepcional se autorizará desenrollar el cable fuera

de la zanja, siempre bajo la vigilancia del Director de Obra.

Cuando la temperatura ambiente sea inferior a cero grados, no se

permitirá hacer el tendido del cable debido a la rigidez que toma el

aislamiento.

No se dejará nunca el cable tendido en una zanja abierta sin haber

tomado antes la precaución de cubrirlo con una capa de 10 cm de

arena fina y la protección de rasilla.

La zanja en toda su longitud deberá estar cubierta con una capa de

arena fina en el fondo antes de proceder al tendido del cable.

En ningún caso se dejarán los extremos del cable en la zanja sin

haber asegurado antes una buena estanquidad de los mismos.


Cuando dos cables que se canalicen vayan a ser empalmados, se

solaparán al menos en una longitud de 0,50 m.

Las zanjas se recorrerán con detenimiento antes de tender el cable

para comprobar que se encuentran sin piedras u otros elementos

duros que puedan dañar a los cables en su tendido.

Si con motivo de las obras de canalización aparecieran

instalaciones de otros servicios, se tomarán todas las precauciones

para no dañarlas, dejándolas al terminar los trabajos en las mismas

condiciones en que se encontraban primitivamente.

Si involuntariamente se causara alguna avería en dichos servicios,

se avisará con toda urgencia al Director de Obra y a la Empresa

correspondiente con el fin de que procedan a su reparación: El

encargado de la obra por parte del Contratista deberá conocer la

dirección de los servicios públicos, así como su número de teléfono

para comunicarse en caso de necesidad. Si las pendientes son muy

pronunciadas y el terreno es rocoso e impermeable, se corre el

riesgo de que la zanja de canalización sirva de drenaje originando

un arrastre de la arena que sirve de lecho a los cables. En este caso

se deberá entubar la canalización asegurada con cemento en el

tramo afectado.


2.6.11 SEÑALIZACIÓN

Todo cable o conjunto de cables debe estar señalado por una cinta

de atención de acuerdo con la Recomendación UNESA 0205

colocada como mínimo a 0,20 m. por encima de ellos. Cuando los

cables o conjuntos de cables de categorías de tensión diferentes

estén superpuestos, debe colocarse dicha cinta encima de cada uno

de ellos.

2.6.12 IDENTIFICACIÓN

Los cables deberán llevar marcas en que indiquen el nombre del

fabricante, el año de fabricación y sus características.

2.6.13 CIERRE DE ZANJAS

Una vez colocadas al cable las protecciones señaladas

anteriormente, se rellenará toda la zanja con tierra de excavación

apisonada, debiendo realizarse los veinte primeros centímetros de

forma manual, y para el resto deberá usarse apisonado mecánico.

El cierre de las zanjas deberá hacerse por capas sucesivas de 10

cm. de espesor, las cuales serán apisonada y regadas si fuese

necesario, con e fin de que quede suficientemente consolidado el

terreno.


El Contratista será responsable de los hundimientos que se

produzcan por la deficiente realización de esta operación y, por lo

tanto, serán de su cuenta las posteriores reparaciones que tengan

que ejecutarse.

La carga y transporte a vertederos de las tierras sobrantes está

incluida en la misma unidad de obra que el cierre de las zanjas con

objeto de que el apisonado sea lo mejor posible

2.6.14 REPOSICIÓN DE PAVIMENTOS

Los pavimentos serán repuestos de acuerdo con las normas y

disposiciones dictadas por el propietario de los mismos.

Deberá lograrse una homogeneidad de forma que quede el

pavimento nuevo lo más igualado posible al antiguo, haciendo su

reconstrucción por piezas nuevas si está compuesto por losas,

adoquines, etc.

En general se utilizarán materiales nuevos salvo las losas de piedra,

adoquines, bordillos de granito y otros similares.


2.6.15 MONTAJES DIVERSOS

La instalación de herrajes, cajas terminales y de empalme, etc.,

deben realizarse siguiendo las instrucciones y normas del

fabricante.


DOCUMENTO Nº4 PRESUPUESTOS

ÍNDICE GENERAL

1. MEDICIONES .................................................................................176

2. PRECIOS UNITARIOS ...................................................................179

3. SUMAS PARCIALES ......................................................................182

4. PRESUPUESTO GENERAL...........................................................185


1. MEDICIONES


1. MEDICIONES

A continuación se muestran en la siguiente tabla los diferentes componentes

que integran el proyecto, indicando las cantidades de cada uno de ellos:

CANTIDAD DESCRIPCIÓN MODELO

1 528

Módulo solar fotovoltaico marca ATERSA, modelo A-222, de 222 Wpico. Potencia pico instalada 117,216 KWp

A-222P

2 1

Inversor de conexión a red Vcc1380 Vca trifásico, marca ATERSA, modelo SOLEIL 100 con una potencia nominal de 100kW

SOLEIL 100/80

3 1 Sistema de monitorización compuesto por Display SAC y comunicación GPRS

SAC + GPRS

4 1 Sensor MET MET

5 1

Suministro y montaje de estructura soporte fabricada en acero galvanizado, modelo ESPECIAL, para 528 modulos A-222, sobre suelo

Instalación "llave en mano" y puesta en marcha de la central fotovoltaica

Incluye:

- Instalación mecánica y eléctrica del S.S.F

- Materiales eléctricos necesarios para la interconexión del campo fotovoltaico-inversor

- Cuadro de protecciones y contadores.

- Cajas estanca en campo de- paneles

6 1

- Cajas de protecciones con portafusibles seccionables y diferenciales


- Armario de protección y medida. Incluye contador bidireccional de energía de producción y consumo, diferencial y magnetotermico

- Red de tierras

- Boletín de la instalación - Ingeniería del autor del documento,

documentación, manuales de operación y mantenimiento. Visado del proyecto

- Transporte del material hasta el lugar de la instalación

7 1

Obra civil correspondiente a la instalación de la estructura, zanjas, losa de hormigón para la caseta de equipos, topografia, maquinaria y TT. Incluye la caseta para los equipos. Valoracion geotecnica


2. PRECIOS UNITARIOS


2. PRECIOS UNITARIOS

A continuación se muestran en la siguiente tabla los diferentes componentes

que integran el proyecto, indicando el precio unitario de cada uno de ellos:

DESCRIPCIÓN MODELO P.V.P

UNITARIO

1


A-222P 780,00 €

2


SOLEIL 100/80 32.000,00 €

3 Sistema de monitorización compuesto por Display SAC y comunicación GPRS

SAC + GPRS 1.280,00 €

4 Sensor MET MET 395,00 €

5


0,6 €/Wp


Incluye:


- Materiales eléctricos necesarios para la interconexión del campo fotovoltaico-inversor



6

- Cajas de protecciones con portafusibles seccionables y

0,80 €/Wp


diferenciales


- Red de tierras

- Boletín de la instalación - Ingeniería del autor del documento,

documentación, manuales de operación y mantenimiento. Visado del proyecto


7


0,51 €/Wp


3. SUMAS PARCIALES


3. SUMAS PARCIALES

A continuación se muestran en la siguiente tabla Las sumas parciales, en

base a los dos apartados anteriores, indicando las cantidades de cada una

de las partes, su precio unitario y el importe parcial de cada una de ellas:

Q DESCRIPCIÓN MOD. P.V.P UNIT. TOTAL

1 528


A-222P 780 € 411.840 €

2 1


SOLEIL 100/80

32.000 € 32.000 €


SAC + GPRS 1.280 € 1.280

€

4 1 Sensor MET MET 395 € 395 €

5 1


0,6 €/Wp 60.000 €


Incluye:


6 1

- Materiales eléctricos necesarios para la interconexión del campo fotovoltaicoinversor

0,80 €/Wp 80.000 €






- Red de tierras

- Boletín de la instalación - Ingeniería del autor del

documento, documentación, manuales de operación y mantenimiento. Visado del proyecto


7 1


0,51 €/Wp 51.000 €


4. PRESUPUESTO GENERAL


4. PRESUPUESTO GENERAL

En este apartado se proporciona la suma de todas y cada una de las

partidas parciales que constituyen el coste total del proyecto, tal y como se

muestra a continuación:

Q DESCRIPCIÓN MOD. P.V.P UNIT. TOTAL

1 528


A-222P 780 € 411.840 €

2 1


SOLEIL 100/80

32.000 € 32.000 €


SAC + GPRS 1.280 € 1.280

€

4 1 Sensor MET MET 395 € 395 €

5 1


0,6 €/Wp 60.000 €


Incluye:


6 1

- Materiales eléctricos necesarios para la interconexión del campo fotovoltaicoinversor

0,80 €/Wp 80.000 €






- Red de tierras

- Boletín de la instalación - Ingeniería del autor del

documento, documentación, manuales de operación y mantenimiento. Visado del proyecto


7 1


0,51 €/Wp 51.000 €

SUBTOTAL 636.514 €

IVA 101.842 €

IMPORTE TOTAL 738.356 €

Diseño de planta solar fotovoltaica

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