200 ok Incluye corrección de errores publicada en BOE núm. 44, de 20 de febrero de 2008. Ref. BOE-A-2008-3098 La Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, establece en su disposición transitoria segunda, al regular el suministro a tarifa de los distribuidores, que hasta el momento de entrada en vigor del mecanismo de suministro de último recurso, continuará en vigor el suministro a tarifa que será realizado por los distribuidores en las condiciones que se establecen en la propia disposición transitoria. También establece que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de las tarifas. El artículo 17.1 de la citada Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico establece que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de los peajes de acceso a las redes, que se establecerán en base a los costes de las actividades reguladas del sistema que correspondan, incluyendo entre ellos los costes permanentes y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento. Por todo ello, mediante la presente orden se revisan los costes y se ajustan las tarifas para la venta de energía eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica que aplican las empresas a partir del 1 de enero de 2008. Asimismo se mantienen los precios de los alquileres de los equipos de medida por parte de los distribuidores a los consumidores finales, excepto los correspondientes a contadores electrónicos con posibilidad de telegestión para consumidores domésticos, que se actualizan igual que los precios de las verificaciones y actuaciones sobre los puntos de medida a realizar por el Operador del Sistema y como los precios de la primera verificación de las instalaciones fotovoltaicas, incrementándose el 3,6 por ciento. Por otro lado, de acuerdo con lo previsto en el artículo 44.1 y en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía en régimen especial, se procede a la actualización trimestral de las tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 (cogeneraciones que utilicen gas natural, gasóleo, fuel-oil o GLP), del grupo c.2 (instalaciones de residuos) y de las acogidas a la disposición transitoria segunda del citado real decreto (instalaciones de cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos). Asimismo, se procede a realizar las actualizaciones anuales del resto de instalaciones de la categoría a) y c) y de las instalaciones de la categoría b) de acuerdo con el citado artículo 44.1, así como de las instalaciones acogidas a la disposición adicional sexta (instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW) y a la disposición transitoria décima (instalaciones que utilicen la cogeneración para el desecado de los subproductos de la producción de aceite de oliva) del citado Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. Igualmente se actualizan otros valores de referencia como el complemento por reactiva regulado en el artículo 29, el complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión previsto en la disposición adicional séptima y el límite superior y la prima máxima de referencia a efectos del procedimiento de concurrencia previsto en el Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio, para las instalaciones eólicas marinas. Las variaciones trimestrales de los índices de referencia utilizados para la actualización han sido, un decremento de 211 puntos básicos para el IPC (variación del 1,846 por ciento en el segundo trimestre y de –0,265 por ciento en el tercer trimestre), un incremento del 1,0975 por ciento para el precio del gas natural y un incremento del 7,57 por ciento para el precio del gasóleo, el GLP y el fuel (valores de referencia de 103,69 y 111,53 para el segundo y tercer trimestre respectivamente). Las variaciones anuales de los índices de referencia utilizados han sido, un incremento del IPC de 360 puntos básicos y un incremento del precio del carbón del 5,9 por ciento. El Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006, en su disposición adicional segunda, dispone que, a partir del 1 de julio de 2007, los equipos de medida a instalar para nuevos suministros de energía eléctrica hasta una potencia contratada de 15 kW y aquellos que se sustituyan para los antiguos suministros deben permitir la discriminación horaria de las medidas así como la telegestión, habilitando al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para establecer un plan de sustitución de estos contadores. Por su parte, la disposición adicional vigésima segunda 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, contiene un mandato a la Comisión Nacional de Energía de elaboración de un informe donde se recojan los criterios para la sustitución de dichos equipos de medida. Este informe fue aprobado por el Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía el 25 de octubre de 2007. Tomando como base la información contenida en el informe citado, en la presente orden se establece el plan de sustitución de contadores de medida en los suministros de energía eléctrica de hasta 15 kW de potencia contratada con el fin de impulsar la implantación de los sistemas de telegestión. La Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007 desarrolló en su anexo III, el concepto de pagos por capacidad, conforme lo establecido en el artículo 16.1.c) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en el que se incluyen dos tipos de servicios claramente diferenciados. El apartado quinto.1 de dicha Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, prevé la posibilidad de establecer un mecanismo transitorio para la dotación del servicio de disponibilidad, por razones de seguridad de suministro en tanto entra en vigor la normativa que lo desarrolle. En cuanto al incentivo a la inversión, la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, prevé la posibilidad de que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio autorice un cobro para aquellas instalaciones de régimen ordinario de más de 50MW que acometan inversiones significativas, ampliaciones u otras modificaciones relevantes. Es el caso de las inversiones ambientales en plantas de desulfuración acometidas por las instalaciones de producción de energía eléctrica que utilizan carbón como combustible primario antes de la entrada en vigor de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre. A las instalaciones anteriores se les reconoce el derecho de un cobro anual desde la fecha del acta de puesta en marcha y durante los siguientes diez años. El artículo 7 del Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión, modificado por el Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, establece el sistema de información de puntos de suministro que las distribuidoras han de poner a disposición de sus clientes y de las empresas comercializadoras. Al efecto de facilitar el acceso de estas bases de datos de puntos de suministro y de promover la competencia, se homogeneiza el contenido de los registros desarrollando a su vez las condiciones de mantenimiento y acceso a las mismas. La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, aprobó el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (SEIE), asignando dichas liquidaciones al Operador del Mercado. En la actualidad, tras su modificación por la Ley 17/2007, de 4 de julio, la Ley del Sector Eléctrico asigna al Operador del Sistema las funciones de liquidación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares y establece que el régimen de cobros, pagos y garantías estará sujeto a las mismas condiciones que el mercado de producción peninsular. Por ello, en esta orden se establece el procedimiento de liquidación de la energía del operador del mercado en los SEIE hasta la fecha en que se produce el traspaso al operador del sistema. La orden ha sido informada por la Comisión Nacional de Energía con fecha 20 de diciembre de 2007. En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos adoptado en su reunión del día 27 de diciembre de 2007, DISPONGO: Artículo 1. Revisión de los costes y tarifas a partir de 1 de enero de 2008. 1. Se revisan las tarifas para la venta de energía eléctrica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica a partir de 1 de enero de 2008, teniendo en cuenta los costes y la demanda previstos para dicho año. 2. Los costes máximos reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribución de la actividad de transporte ascienden a 1.222.610 miles de euros, de los que 1.022.683 miles de euros corresponden a la retribución de la actividad de transporte de Red Eléctrica de España, S.A., 81.442 miles de euros a la actividad del transporte del resto de empresas peninsulares sometidas a liquidación, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, y 118.485 miles de euros a las empresas insulares y extrapeninsulares. 3. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 correspondientes a las empresas distribuidoras sin incluir a las empresas distribuidoras acogidas a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, deducidos los otros ingresos derivados de los derechos de acometida, enganches, verificación y alquiler de aparatos de medida, se calcularán aplicando la siguiente fórmula: Ri2008 = Ri2007 · 1,028 . (1 + ΔDi2007 · Fei) Donde, Fei, es el factor de escala aplicable a la empresa distribuidora i. Dicho valor para cada empresa distribuidora i, en tanto por uno, se establece en la tabla siguiente: Empresa o grupo empresarial Fei Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U 0,60638551 Unión Fenosa Distribución, S.A. 0,61185609 Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 0,57081165 Electra de Viesgo Distribución, S.A. 0,62224200 Endesa (peninsular) 0,61164764 Endesa (extrapeninsular) 0,61164764 FEVASA 0,51620000 SOLANAR 0,32570000 ΔDi2007, es el incremento de la demanda media anual en abonado final en las instalaciones de distribución de la empresa distribuidora i en el año 2007, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, expresado en tanto por uno. Ri2007 es el valor que figura en la siguiente tabla: Empresa o grupo empresarial Ri2007 – (miles de euros) Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 1.297.585 Unión Fenosa Distribución, S.A. 603.888 Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 123.142 Electra de Viesgo Distribución, S.A. 116.750 Endesa (peninsular) 1.429.484 Endesa (extrapeninsular) 283.382 FEVASA 154 SOLANAR 212 Total 3.854.597 A efectos de liquidaciones provisionales, la Comisión Nacional de Energía aplicará para todas las empresas distribuidoras un valor de 0,0384 en concepto de incremento de la demanda media anual en abonado final en las instalaciones de distribución para el año 2007, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, hasta que se conozca el valor definitivo particular de cada empresa distribuidora. A estos costes de distribución se incorporarán 90.000 miles de euros como costes destinados a planes de mejora de calidad del servicio a los que hace referencia el artículo 4 de la presente orden. Se prevé un coste de 274.635 miles de euros correspondiente a la retribución de los distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. A esta cantidad habrá que añadir la cantidad de 14.800 miles de euros en concepto de interrumpibilidad, régimen especial y otros, que se recaudará como porcentaje a tenor de lo contemplado en el artículo 3 de esta orden. 4. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribución de la gestión comercial realizada por las empresas distribuidoras ascienden a 312.639 miles de euros, desglosados por empresas distribuidoras según establece la siguiente tabla: Empresa o grupo empresarial Coste GCi2008 – (miles de euros) Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 122.534 Unión Fenosa Distribución, S.A. 42.388 Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 7.966 Electra de Viesgo Distribución, S.A. 6.861 Endesa (peninsular) 113.000 Endesa (extrapeninsular) 19.841 FEVASA 41 SOLANAR 9 Total 312.639 5. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, sin tener en cuenta las revisiones de los costes de generación extrapeninsular, según establece el artículo 4.9 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002, se fija en un máximo de 225.099 miles de euros. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 6. La cantidad que en 2008 resulta necesaria para recuperar linealmente el valor actual neto del déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generadas entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 387.958 miles de euros, valor actual neto que ha de calcularse a 31 de diciembre de 2007 actualizando el importe de dicho déficit a 31 de diciembre de 2006 mediante la aplicación al mismo del EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones de noviembre de 2006, de conformidad con lo previsto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, por el que se ajustan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2007. Dicha cuantía se recaudará por aplicación de un porcentaje específico sobre las tarifas de suministro y sobre las tarifas de acceso. 7. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de diciembre de 2006, se fija en 210.242 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación una vez que la Comisión Nacional de Energía comunique a la Secretaría General de Energía la cuantía final del déficit del año 2006, a tenor de lo contemplado en el apartado 4 de la disposición adicional única de la Orden ITC/3315/2007, de 15 de noviembre, por la que se regula, para el año 2006, la minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas. 8. El valor a 31 de diciembre de 2005 de la cuantía definitiva de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares de las empresas generadoras de Endesa, S.A. para los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005, una vez descontadas las anualidades correspondiente a los ejercicios 2003, 2004 y 2005 del déficit provisional 2001-2002 e incluidos los costes financieros devengados para cada uno de ellos calculados con un tipo de interés igual a la media anual del EURIBOR a tres meses fijados en el punto primero de la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 2 de octubre de 2007 se recuperará linealmente durante un período de 15 años. El importe pendiente de pago a 31 de diciembre de cada año se calculará mediante la actualización del saldo pendiente correspondiente a 31 de diciembre del año precedente de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al año durante en el que haya de aplicarse el porcentaje correspondiente, deduciendo los pagos efectivamente realizados durante el año. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos derivado de las revisiones de los costes de generación insular y extrapeninsular entre el 1 de enero de 2001 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 191.292 miles de euros. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 9. De acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé provisionalmente para el cálculo de las tarifas de 2008 un coste de 75.561 miles de euros, en concepto de plan de viabilidad para Elcogás, S.A. Esta cantidad es provisional. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, procederá a aprobar la cuantía definitiva que corresponda a dicho año. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 10. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2007, se fija en 67.950 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación cuando se conozcan los resultados de las subastas establecidas mediante real decreto a lo largo de dicho año. Hasta dicha fecha y provisionalmente la Comisión Nacional de Energía liquidará la cantidad que figura en el apartado anterior, entre las diferentes empresas en función de los importes realmente aportados para cubrir el déficit. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas. 11. Se reconoce ex ante la existencia de un déficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas que se generará entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de marzo de 2008 que asciende a un máximo 1.200.000 miles de euros. 12. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé un importe provisional de 93.089 miles de euros para incentivar el consumo de carbón autóctono. Una vez aprobado este incentivo, tendrá efectos a partir del 1 de enero de 2008. A los efectos de su liquidación y cobro, este coste se considerará un ingreso de las actividades reguladas. La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin. 13. Se prevé una partida de 380.000 miles de euros destinada al servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción regulado en la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción. Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 44, de 20 de febrero de 2008. Ref. BOE-A-2008-3098 Artículo 1. Revisión de los costes y tarifas a partir de 1 de enero de 2008. 1. Se revisan las tarifas para la venta de energía eléctrica que aplican las empresas distribuidoras de energía eléctrica y las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica a partir de 1 de enero de 2008, teniendo en cuenta los costes y la demanda previstos para dicho año. 2. Los costes máximos reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribución de la actividad de transporte ascienden a 1.222.610 miles de euros, de los que 1.022.683 miles de euros corresponden a la retribución de la actividad de transporte de Red Eléctrica de España, S.A., 81.442 miles de euros a la actividad del transporte del resto de empresas peninsulares sometidas a liquidación, de acuerdo con el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, y 118.485 miles de euros a las empresas insulares y extrapeninsulares. 3. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 correspondientes a las empresas distribuidoras sin incluir a las empresas distribuidoras acogidas a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, deducidos los otros ingresos derivados de los derechos de acometida, enganches, verificación y alquiler de aparatos de medida, se calcularán aplicando la siguiente fórmula: Ri2008 = Ri2007 · 1,028 . (1 + ΔDi2007 · Fei) Donde, Fei, es el factor de escala aplicable a la empresa distribuidora i. Dicho valor para cada empresa distribuidora i, en tanto por uno, se establece en la tabla siguiente: Empresa o grupo empresarial Fei Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U 0,60638551 Unión Fenosa Distribución, S.A. 0,61185609 Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 0,57081165 Electra de Viesgo Distribución, S.A. 0,62224200 Endesa (peninsular) 0,61164764 Endesa (extrapeninsular) 0,61164764 FEVASA 0,51620000 SOLANAR 0,32570000 ΔDi2007, es el incremento de la demanda media anual en abonado final en las instalaciones de distribución de la empresa distribuidora i en el año 2007, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, expresado en tanto por uno. Ri2007 es el valor que figura en la siguiente tabla: Empresa o grupo empresarial Ri2007 – (miles de euros) Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 1.297.585 Unión Fenosa Distribución, S.A. 603.888 Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 123.142 Electra de Viesgo Distribución, S.A. 116.750 Endesa (peninsular) 1.429.484 Endesa (extrapeninsular) 283.382 FEVASA 154 SOLANAR 212 Total 3.854.597 A efectos de liquidaciones provisionales, la Comisión Nacional de Energía aplicará para todas las empresas distribuidoras un valor de 0,0384 en concepto de incremento de la demanda media anual en abonado final en las instalaciones de distribución para el año 2007, una vez corregido el efecto de laboralidad y temperatura, hasta que se conozca el valor definitivo particular de cada empresa distribuidora. A estos costes de distribución se incorporarán 90.000 miles de euros como costes destinados a planes de mejora de calidad del servicio a los que hace referencia el artículo 4 de la presente orden. Se prevé un coste de 274.635 miles de euros correspondiente a la retribución de los distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. A esta cantidad habrá que añadir la cantidad de 14.800 miles de euros en concepto de interrumpibilidad, régimen especial y otros, que se recaudará como porcentaje a tenor de lo contemplado en el artículo 3 de esta orden. 4. Los costes reconocidos a partir de 1 de enero de 2008 destinados a la retribución de la gestión comercial realizada por las empresas distribuidoras ascienden a 312.639 miles de euros, desglosados por empresas distribuidoras según establece la siguiente tabla: Empresa o grupo empresarial Coste GCi2008 – (miles de euros) Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.U. 122.534 Unión Fenosa Distribución, S.A. 42.388 Hidrocantábrico Distribución Eléctrica, S.A. 7.966 Electra de Viesgo Distribución, S.A. 6.861 Endesa (peninsular) 113.000 Endesa (extrapeninsular) 19.841 FEVASA 41 SOLANAR 9 Total 312.639 5. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, sin tener en cuenta las revisiones de los costes de generación extrapeninsular, según establece el artículo 4.9 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, generado entre el 1 de enero de 2000 y el 31 de diciembre de 2002, se fija en un máximo de 225.099 miles de euros. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 6. La cantidad que en 2008 resulta necesaria para recuperar linealmente el valor actual neto del déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generadas entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 387.958 miles de euros, valor actual neto que ha de calcularse a 31 de diciembre de 2007 actualizando el importe de dicho déficit a 31 de diciembre de 2006 mediante la aplicación al mismo del EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones de noviembre de 2006, de conformidad con lo previsto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, por el que se ajustan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2007. Dicha cuantía se recaudará por aplicación de un porcentaje específico sobre las tarifas de suministro y sobre las tarifas de acceso. 7. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2006 y el 31 de diciembre de 2006, se fija en 210.242 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación una vez que la Comisión Nacional de Energía comunique a la Secretaría General de Energía la cuantía final del déficit del año 2006, a tenor de lo contemplado en el apartado 4 de la disposición adicional única de la Orden ITC/3315/2007, de 15 de noviembre, por la que se regula, para el año 2006, la minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas. 8. El valor a 31 de diciembre de 2005 de la cuantía definitiva de los costes específicos destinados a la compensación de los sistemas insulares y extrapeninsulares de las empresas generadoras de Endesa, S.A. para los años 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005, una vez descontadas las anualidades correspondiente a los ejercicios 2003, 2004 y 2005 del déficit provisional 2001-2002 e incluidos los costes financieros devengados para cada uno de ellos calculados con un tipo de interés igual a la media anual del EURIBOR a tres meses fijados en el punto primero de la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 2 de octubre de 2007 se recuperará linealmente durante un período de 15 años. El importe pendiente de pago a 31 de diciembre de cada año se calculará mediante la actualización del saldo pendiente correspondiente a 31 de diciembre del año precedente de acuerdo con el EURIBOR a tres meses de la media de las cotizaciones del mes de noviembre inmediatamente anterior al año durante en el que haya de aplicarse el porcentaje correspondiente, deduciendo los pagos efectivamente realizados durante el año. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos derivado de las revisiones de los costes de generación insular y extrapeninsular entre el 1 de enero de 2001 y el 31 de diciembre de 2005, se fija en 191.292 miles de euros. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 9. De acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé provisionalmente para el cálculo de las tarifas de 2008 un coste de 75.561 miles de euros, en concepto de plan de viabilidad para Elcogás, S.A. Esta cantidad es provisional. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, procederá a aprobar la cuantía definitiva que corresponda a dicho año. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. 10. La anualidad para 2008 que resulta para recuperar el valor actual del desajuste de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas, generado entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2007, se fija en 67.950 miles de euros. Esta cantidad es provisional y podrá ser objeto de modificación cuando se conozcan los resultados de las subastas establecidas mediante real decreto a lo largo de dicho año. Hasta dicha fecha y provisionalmente la Comisión Nacional de Energía liquidará la cantidad que figura en el apartado anterior, entre las diferentes empresas en función de los importes realmente aportados para cubrir el déficit. A los efectos de su liquidación y cobro, estos costes se considerarán un ingreso de las actividades reguladas. Esta cantidad será distribuida entre las empresas en los importes realmente aportados por cada una de ellas. 11. Se reconoce ex ante la existencia de un déficit de ingresos en las liquidaciones de las actividades reguladas que se generará entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de marzo de 2008 que asciende a un máximo 1.200.000 miles de euros. 12. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposición adicional vigésima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se prevé un importe provisional de 93.089 miles de euros para incentivar el consumo de carbón autóctono. Una vez aprobado este incentivo, tendrá efectos a partir del 1 de enero de 2008. A los efectos de su liquidación y cobro, este coste se considerará un ingreso de las actividades reguladas. La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin. 13. Se prevé una partida de 380.000 miles de euros destinada al servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción regulado en la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción. Véase el art. 1 de la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008. Ref. BOE-A-2008-10968 Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 44, de 20 de febrero de 2008. Ref. BOE-A-2008-3098 Artículo 2. Revisión de tarifas y precios regulados. 1. Las tarifas para la venta de energía eléctrica se fijan en el anexo I de la presente orden, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de los términos de potencia y energía. 2. El precio de los alquileres de los equipos de medida es el que se detalla en el anexo II de esta orden. 3. Las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución establecidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, son las que se fija en el anexo III de esta orden, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de sus términos de potencia y energía, activa y reactiva, en cada período tarifario. 4. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y en el apartado a.1.3 de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a la actualización trimestral de las tarifas y primas para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 de las instalaciones del grupo c.2 y de las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda. En el anexo IV de la presente orden figuran las tarifas y primas que se fijan para las citadas instalaciones. 5. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y en la disposición transitoria décima del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a la actualización anual de las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.3 y a.1.4 del grupo a.2, de las instalaciones de la categoría b), del subgrupo a.1.3, y de la disposición transitoria décima y de las instalaciones de los grupos c.1, c.3 y c.4. En el anexo V de esta orden figuran las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, que se fijan para las citadas instalaciones. 6. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se procede a la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 2 de la citada disposición adicional, tomando como referencia el incremento del IPC, quedando fijado en 1,9836 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. Igualmente, de acuerdo con lo establecido en el apartado 3 de la disposición adicional sexta del citado real decreto, se efectúa la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 3 de la citada disposición adicional, con el mismo incremento que les sea de aplicación a las instalaciones de la categoría a.1.1, quedando fijado en 1,9296 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. 7. De acuerdo con lo establecido en el artículo 29.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se revisa el valor del complemento por energía reactiva, quedando fijado en 8,1069 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. Igualmente, de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional séptima del citado real decreto se revisa el valor del complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión, quedando fijado en 0,3927 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. 8. Se mantienen las pérdidas de transporte y distribución, homogéneas por cada tarifa de suministro y/o de acceso, para traspasar la energía suministrada a los consumidores a tarifa y a los consumidores en el mercado en sus contadores a energía suministrada en barras de central, a los efectos de las liquidaciones previstas en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Los coeficientes para el cálculo de dichas pérdidas son las establecidas en el Anexo IV del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007. Artículo 2. Revisión de tarifas y precios regulados. 1. Las tarifas para la venta de energía eléctrica se fijan en el anexo I de la presente orden, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de los términos de potencia y energía. 2. El precio de los alquileres de los equipos de medida es el que se detalla en el anexo II de esta orden. 3. Las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución establecidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, son las que se fija en el anexo III de esta orden, donde figuran las tarifas básicas a aplicar con los precios de sus términos de potencia y energía, activa y reactiva, en cada período tarifario. 4. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y en el apartado a.1.3 de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a la actualización trimestral de las tarifas y primas para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 de las instalaciones del grupo c.2 y de las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda. En el anexo IV de la presente orden figuran las tarifas y primas que se fijan para las citadas instalaciones. 5. De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y en la disposición transitoria décima del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a la actualización anual de las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de las instalaciones de los subgrupos a.1.3 y a.1.4 del grupo a.2, de las instalaciones de la categoría b), del subgrupo a.1.3, y de la disposición transitoria décima y de las instalaciones de los grupos c.1, c.3 y c.4. En el anexo V de esta orden figuran las tarifas, primas y en su caso límites superior e inferior, que se fijan para las citadas instalaciones. 6. De acuerdo con lo establecido en el apartado 2 de la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se procede a la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 2 de la citada disposición adicional, tomando como referencia el incremento del IPC, quedando fijado en 2,4486 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. Igualmente, de acuerdo con lo establecido en el apartado 3 de la disposición adicional sexta del citado real decreto, se efectúa la actualización anual de la prima de las instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no superior a 100 MW acogidas al apartado 3 de la citada disposición adicional, con el mismo incremento que les sea de aplicación a las instalaciones de la categoría a.1.1, quedando fijado en 2,3816 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. 7. De acuerdo con lo establecido en el artículo 29.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se revisa el valor del complemento por energía reactiva, quedando fijado en 8,1069 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. Igualmente, de acuerdo con lo establecido en la disposición adicional séptima del citado real decreto se revisa el valor del complemento por continuidad de suministro frente a huecos de tensión, quedando fijado en 0,3927 c€/kWh, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008. 8. Se mantienen las pérdidas de transporte y distribución, homogéneas por cada tarifa de suministro y/o de acceso, para traspasar la energía suministrada a los consumidores a tarifa y a los consumidores en el mercado en sus contadores a energía suministrada en barras de central, a los efectos de las liquidaciones previstas en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Los coeficientes para el cálculo de dichas pérdidas son las establecidas en el Anexo IV del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007. Se modifica, para su aplicación a partir del 1 de enero de 2008, el apartado 6 por la disposición final 3.1 del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero. Ref. BOE-A-2008-5159#dftercera Artículo 3. Costes con destinos específicos. 1. La cuantía de los costes con destinos específicos de acuerdo con el capítulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumidores de energía eléctrica por los suministros a tarifa, se establecen a partir del 1 de enero de 2008 en los porcentajes siguientes: % Sobre Tarifa Costes permanentes: Compensación insulares y extrapeninsulares 5,026 Operador del Mercado 0,045 Operador del Sistema 0,153 Tasa de la Comisión Nacional de Energía 0,069 Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento: Moratoria nuclear 0,020 Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radiactivos 0,253 Coste de la compensación por interrumpibilidad, por adquisición de energía a las instalaciones de producción en régimen especial y otras compensaciones 0,061 Recargo para recuperar el déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005 1,577 2. La cuantía de los costes con destinos específicos de acuerdo con el capítulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, que deben satisfacer los consumidores directos en mercado y comercializadores por los contratos de acceso a tarifa, se establecen a partir de 1 de enero de 2008 en los porcentajes siguientes: % Sobre tarifa de acceso Costes permanentes: Compensación insulares y extrapeninsulares 22,168 Operador del Mercado 0,197 Operador del Sistema 0,674 Tasa de la Comisión Nacional de Energía 0,201 Costes de diversificación y seguridad de abastecimiento: Moratoria nuclear 0,020 Fondo para la financiación de actividades del Plan General de Residuos Radiactivos 1,116 Coste de la compensación por interrumpibilidad, por adquisición de energía a las instalaciones de producción en régimen especial y otras compensaciones 0,271 Recargo para recuperar el déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005 6,954 El 0,02 por ciento de la cuota de la moratoria nuclear debe aplicarse igualmente sobre las cantidades resultantes de la asignación de la energía adquirida por los comercializadores o consumidores directos en el mercado de la electricidad o a las energías suministradas a través de contratos bilaterales físicos, de acuerdo con lo previsto en el artículo 6 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. 3. Los porcentajes a destinar a costes con destinos específicos que se regulan en los apartados anteriores se actualizarán a lo largo de 2008 en función de la evolución del mercado cuando se revisen las tarifas eléctricas. 4. Exenciones sobre las cuotas a aplicar a las empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa y a la empresa «ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.» para sus suministros a tarifa en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla: a) Con carácter general las empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa quedan exentas de hacer entrega de las cuotas expresadas como porcentaje de la factura en concepto de moratoria nuclear, según se establece en el apartado anterior. b) Las empresas clasificadas en el Grupo 1, de acuerdo con la disposición adicional del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, quedan exentas de hacer entrega de las cuotas previstas en el apartado 1 del presente artículo. c) Para las empresas clasificadas en el Grupo 2, de acuerdo con la disposición adicional del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe de la Comisión Nacional de Energía podrá autorizar un coeficiente reductor que afecte a los fondos a entregar a la Comisión Nacional de Energía a que se refiere el apartado 1 de este artículo. d) Las restantes empresas distribuidoras que adquieran energía a tarifas ingresarán la totalidad de las cuotas a excepción de la establecida con carácter general en el apartado 4.a) del presente artículo. e) La empresa «ENDESA Distribución Eléctrica, S. L.» por sus suministros a tarifas en Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla quedan exentas de ingresar la cuota correspondiente a su propia compensación por extrapeninsularidad. Artículo 4. Planes de calidad de servicio. De acuerdo con el artículo 48.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y su normativa de desarrollo, se incluye en la tarifa del año 2008, dentro de los costes reconocidos para la retribución de la distribución, una partida específica que no podrá superar los 90.000 miles de euros con objeto de realizar inversiones en instalaciones para mejorar la calidad del servicio en zonas donde se superen los índices de calidad establecidos para la actividad de distribución. Dentro de esta partida y a los efectos previstos en el apartado 3 del artículo 9 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución, los planes de control de tensión que realicen las empresas distribuidoras para cumplir los requisitos de control de tensión exigidos a las mismas respecto a la red de transporte, deberán ser incluidos, en su caso, en los Planes de calidad. Asimismo, de esta partida de 90.000 miles de euros, 10.000 miles de euros se destinarán a planes para realizar la limpieza de la vegetación de las márgenes por donde discurran líneas eléctricas de distribución. La ejecución de esta partida deberá realizarse en régimen de cofinanciación con las comunidades autónomas o ciudades de Ceuta y Melilla, mediante convenios de colaboración para la realización de planes de mejora de calidad de servicio suscritos entre la Secretaría General de Energía, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y las Administraciones territoriales anteriormente indicadas que incluyan inversiones en instalaciones de distribución en las zonas citadas. La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin. Dicha cuenta se irá liquidando a las empresas distribuidoras previa autorización de la Dirección General de Política Energética y Minas una vez realizada la puesta en marcha de las instalaciones incluidas en los convenios de colaboración a que se ha hecho referencia en el párrafo anterior. Los saldos de la cuenta en régimen de depósito abierta por la Comisión Nacional de Energía destinada a la realización de planes de mejora de calidad de servicio con cargo a la tarifa de 2006, no comprometidos en los correspondientes Convenios de Colaboración firmados antes del 31 de marzo de 2008, pasarán a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al año 2008. Artículo 5. Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012: Plan de acción 2008-2012. La cuantía con cargo a la tarifa eléctrica destinada a la financiación del Plan de acción 2008-2012, aprobado el Acuerdo de Consejo de Ministros de 8 de julio de 2005, por el que se concretan las medidas del documento de «Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012» aprobado por Acuerdo de Consejo de Ministros de 28 de noviembre de 2003, no excederá para el año 2008 de 275.900 miles de euros. Esta cuantía será distribuida por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio con carácter objetivo de acuerdo con el citado plan y será liquidada previa comprobación de la consecución de los objetivos previstos. La Comisión Nacional de Energía abrirá una cuenta en régimen de depósito a estos efectos y la comunicará mediante circular publicada en el «Boletín Oficial del Estado», donde irá ingresando en cada liquidación la parte que le corresponda a este fin. Artículo 5. Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012: Plan de acción 2008-2012. (Anulado) Se declara la nulidad por Sentencia del TS de 21 de enero de 2011. Ref. BOE-A-2011-3101 Artículo 5. Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012: Plan de acción 2008-2012. (Anulado) Se declara la nulidad por Sentencia del TS de 21 de enero de 2011 Ref. BOE-A-2011-3101 y por Sentencia del TS de 24 de marzo de 2011. Ref. BOE-A-2011-7216 Artículo 6. Precios de las actuaciones del Operador del Sistema. Los precios máximos de actuaciones derivadas del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y sus instrucciones técnicas complementarias (ITC), en puntos de medida tipo 1 y 2, a cobrar por el Operador del Sistema serán los que figuran en el anexo VI de esta orden. El Operador del Sistema deberá presentar antes del mes de noviembre de cada año, los ingresos y gastos correspondientes a dichas actuaciones, desde el 1 de octubre del año anterior hasta el 30 de septiembre del año correspondiente, a la Dirección General de Política Energética y Minas quien lo remitirá para informe a la Comisión Nacional de Energía. Artículo 7. Precio de la primera verificación. 1. El precio máximo para la primera verificación del cumplimiento de la normativa técnica en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red, a la que hace referencia el artículo 6 del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, será de 103,03 euros. 2. El precio medio de aplicación como tarifa base del servicio de estimación de medidas, indicado en el apartado 9 de la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica es de 0,04 €/kWh. Disposición adicional primera. Plan de sustitución de equipos de medida. 1. Todos los contadores de medida en suministros de energía eléctrica con una potencia contratada de hasta 15 kW deberán ser sustituidos por nuevos equipos que permitan la discriminación horaria y la telegestión antes del 31 de diciembre de 2018. Este cambio se realizará de acuerdo al plan de sustitución que se establece en la presente disposición. 2. El número de equipos que deberán ser sustituidos por cada una de las compañías distribuidoras se establece como un porcentaje del total del parque de contadores de medida de cada una de dichas empresas para este tipo de suministros y deberá ajustarse a los valores que se señalan a continuación para cada intervalo de tiempo: Entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2010 deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. Entre el 1 de enero de 2011 y el 31 de diciembre de 2012 deberá sustituirse un 20 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. Entre el 1 de enero de 2013 y el 31 de diciembre de 2015 deberá sustituirse un 20 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. Entre el 1 de enero de 2016 y el 31 de diciembre de 2018 deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. Los equipos de medida que se instalen deberán cumplir con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y en la Orden ITC/3022/2007, de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en suministros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la conformidad, verificación después de reparación o modificación y de verificación periódica, así como en cualquier otra norma que les resulte de aplicación. El sistema de telegestión desarrollado por cada empresa distribuidora, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos específicos, habrán de ser presentados a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo de tres meses para su autorización según lo dispuesto en el artículo 9.8 del mencionado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. El cliente podrá optar por instalar los equipos en régimen de alquiler o bien adquirirlos en propiedad, de acuerdo con el mencionado artículo 9.8 del citado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. 3. La implantación efectiva de los sistemas de telegestión y telemedida, así como la integración de los equipos de medida instalados desde el 1 de julio de 2007 en dichos sistemas deberá realizarse antes del 1 de enero de 2014. Estos sistemas de telegestión, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos específicos, deberán contar con la autorización a que hace referencia el penúltimo párrafo del apartado 2 de la presente disposición adicional. 4. Las empresas distribuidoras deberán presentar para su aprobación a las Administraciones de las comunidades autónomas donde se ubiquen los distintos puntos de suministro los planes de instalación de contadores de medida en el plazo de seis meses en los que se establecerán: a) Los criterios para la instalación de dichos contadores para cada uno de los periodos contemplados en el apartado 2 de esta disposición adicional. b) El número de equipos a instalar en cada periodo que, como mínimo, deberá ser para cada empresa distribuidora el porcentaje del total a instalar que corresponda según lo establecido en el mismo apartado 2. c) El procedimiento para la comunicación de los distribuidores a los consumidores de la obligación que tienen éstos de instalar los equipos y de las opciones de que disponen. Las Administraciones de las comunidades autónomas y de las ciudades de Ceuta y Melilla, resolverán en el plazo de tres meses. Una vez aprobados dichos planes deberán ser remitidos por dichas Comunidades autónomas y ciudades a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía. El cumplimiento de los planes aprobados tendrá carácter vinculante, no pudiendo la empresa distribuidora desviarse del mismo. A estos efectos el cambio de suministrador no podrá ser motivo para exigir la sustitución del equipo de medida, salvo en el caso de que coincida dicho cambio con la fecha en que está prevista la sustitución del equipo en el plan aprobado a la empresa distribuidora. Antes de que transcurran tres meses desde la finalización de cada uno de los periodos en que se divide el plan de sustitución, según el apartado 2 de la presente disposición, las empresas distribuidoras deberán enviar, tanto a las Administraciones de las comunidades autónomas y de las ciudades de Ceuta y Melilla como a la Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía, un informe de evolución de la ejecución de los planes aprobados que contenga una descripción detallada de las acciones realizadas desde el inicio de los mismos. A partir del 1 de enero de 2009, las empresas distribuidoras deberán reflejar claramente en todas las facturas bimestrales, la fecha prevista (trimestre y año) para la sustitución del contador a los clientes, de acuerdo al Plan de Sustitución que se establece en la presente disposición. 5. Aquellos equipos de medida de suministros de potencia contratada hasta 15 kW que sean propiedad de cliente que no dispongan de capacidad de discriminación horaria y telegestión, afectados por las acciones contempladas en los planes de sustitución aprobados por las administraciones autonómicas, serán sustituidos de acuerdo a lo establecido en dichos planes de sustitución. En este caso, y cuando la sustitución de dichos equipos dentro del correspondiente plan deba realizarse antes de que hayan transcurrido 15 años desde la fecha de instalación y precintado del equipo, dicha sustitución no generará coste alguno para su propietario ni cobro en concepto de alquiler durante el periodo restante de vida del equipo hasta alcanzar los 15 años. En cualquier caso, estos equipos mencionados deberán ser sustituidos antes del 31 de diciembre de 2018. Disposición adicional primera. Plan de sustitución de equipos de medida. 1. Todos los contadores de medida en suministros de energía eléctrica con una potencia contratada de hasta 15 kW deberán ser sustituidos por nuevos equipos que permitan la discriminación horaria y la telegestión antes del 31 de diciembre de 2018. Este cambio se realizará de acuerdo al plan de sustitución que se establece en la presente disposición. 2. El número de equipos que deberán ser sustituidos por cada una de las compañías distribuidoras se establece como un porcentaje del total del parque de contadores de medida de cada una de dichas empresas para este tipo de suministros y deberá ajustarse a los valores que se señalan a continuación para cada intervalo de tiempo: a) Antes del 31 de diciembre de 2014 deberá sustituirse un 35 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. b) Entre el 1 de enero de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 deberá sustituirse un 35 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. c) Entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre de 2018 deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. Los equipos de medida que se instalen deberán cumplir con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y en la Orden ITC/3022/2007, de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en suministros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la conformidad, verificación después de reparación o modificación y de verificación periódica, así como en cualquier otra norma que les resulte de aplicación. El sistema de telegestión desarrollado por cada empresa distribuidora, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos específicos, habrán de ser presentados a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo de tres meses para su autorización según lo dispuesto en el artículo 9.8 del mencionado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. El cliente podrá optar por instalar los equipos en régimen de alquiler o bien adquirirlos en propiedad, de acuerdo con el mencionado artículo 9.8 del citado Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. 3. La implantación efectiva de los sistemas de telegestión y telemedida, así como la integración de los eq …