Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos

I

La generación de energía eléctrica procedente de fuentes de energía renovables y el aumento de la eficiencia energética constituyen un pilar fundamental para la consecución de los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero así como de otros objetivos comunitarios e internacionales, revistiendo, a la par, una considerable importancia para el debido fomento de la seguridad del abastecimiento energético, del desarrollo tecnológico y de la innovación.

Durante los últimos veinte años se ha producido un desarrollo muy importante de las tecnologías de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, que integraban el anteriormente denominado régimen especial. Este crecimiento fue posible, en parte, gracias a la existencia de sucesivos marcos normativos de apoyo que establecían incentivos económicos a la producción eléctrica con estas tecnologías.

Al hilo de dicha creciente implantación se ha ido produciendo una simultánea evolución de los marcos de apoyo a fin de procurar su adaptación a las circunstancias concurrentes en cada momento y ello, principalmente, en dos sentidos: en primer lugar, permitiendo la participación de estas tecnologías de producción en el mercado, y en segundo lugar, incrementando las exigencias de carácter técnico para permitir al operador del sistema integrarlas en condiciones de seguridad, aumentando su contribución al balance energético del sistema eléctrico. Por otro lado, dicha evolución normativa ha estado también orientada a procurar la adecuada y estricta observancia del principio de rentabilidad razonable de las instalaciones, garantizando a la par la sostenibilidad financiera del sistema.

La norma fundamental que ha regulado estos aspectos ha sido la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, que incluía en su título IV un capítulo dedicado al régimen especial de producción de energía eléctrica conformado por el conjunto de reglas específicas que se aplicaban a la electricidad generada mediante fuentes de energías renovables, cogeneración con alto rendimiento energético y residuos.

Estas previsiones legales, fueron luego desarrolladas en sucesivas normas reglamentarias. Así, primeramente, se aprobó, el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos o cogeneración, que fue luego modificado por el Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida. Ambos reales decretos fueron derogados por el 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.

Posteriormente, se aprobó el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, que también derogó la regulación existente en la materia y contenida en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo. Este real decreto ha estado vigente hasta la aprobación del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, sin perjuicio de que en su disposición transitoria tercera determina que seguirá siendo de aplicación con carácter transitorio hasta la aprobación de las disposiciones necesarias para la plena aplicación de este real decreto.

Si bien las citadas disposiciones permitieron cumplir, con arreglo a las circunstancias de cada momento, los propósitos que las inspiraban, no puede obviarse que el muy favorable marco de apoyo en ellas implementado propició la rápida superación de las previsiones que habían presidido su aprobación. Esta circunstancia, unida a la progresiva reducción de los costes tecnológicos, hizo necesario, en garantía tanto del principio de rentabilidad razonable como de la propia sostenibilidad financiera del sistema, que hubieran de acometerse sucesivas correcciones del marco normativo.

Así, primeramente, el crecimiento de la potencia instalada experimentado por la tecnología solar fotovoltaica, que superó exponencialmente los objetivos fijados en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, motivó la aprobación del Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

En idéntica línea, el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, creó el mecanismo de registro de preasignación de retribución para las instalaciones del régimen especial, cuya inscripción sería condición necesaria para el otorgamiento del derecho al régimen económico establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

Sobre idénticos fundamentos se aprobaron también el Real Decreto 1003/2010, de 5 de agosto, por el que se regula la liquidación de la prima equivalente a las instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología fotovoltaica en régimen especial, el Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, o el Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica, que fundamentalmente introdujo una limitación de las horas equivalentes de funcionamiento con derecho a prima o prima equivalente de las instalaciones eólicas y solares termoeléctricas.

A estas modificaciones reglamentarias se añadieron diversas medidas adoptadas con carácter de urgencia, como las plasmadas en el Real Decreto-ley 6/2010, de 9 de abril, de medidas para el impulso de la recuperación económica y el empleo, y en el Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. En esta última norma, además de crear un peaje de generación, se limitaron las horas de funcionamiento con derecho a retribución primada de las plantas fotovoltaicas (como ya se había hecho para la tecnología eólica y termoeléctrica en el Real Decreto 1614/2010, de 19 de noviembre) sin perjuicio de ampliar, a la par, el plazo de percepción de la misma, que fue luego nuevamente prolongado a través de la Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible.

Al constatarse que las medidas adoptadas desde 2009 a 2011 no habían resultado suficientes para la consecución de los fines que las inspiraban y que el marco normativo adolecía de ciertas ineficiencias que, no habiendo sido corregidas pese al intenso esfuerzo de adaptación normativa, comprometían gravemente la propia sostenibilidad financiera del sistema, se procedió a la aprobación, del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se llevó a cabo la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, así como, posteriormente, del Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero, que, entre otros aspectos, modificó el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, suprimiendo la opción de precio de mercado más prima para aquéllas tecnologías a las que era aplicable, determinando la retribución con arreglo a tarifa de todas las instalaciones del denominado régimen especial, al tiempo que modificaba los parámetros de actualización de la retribución de las actividades reguladas del sistema eléctrico.

En ese contexto, habiéndose hecho patente la necesidad de garantizar la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico, de consolidar la continua adaptación que la regulación había experimentado para procurar, entre otros aspectos, la estricta y correcta aplicación del principio de rentabilidad razonable, y de acometer una revisión del marco regulatorio que permitiera su mejor adaptación a los acontecimientos que definen la realidad del sector, se promulgó el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.

El Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, ha supuesto por tanto, una importante medida en este ámbito dentro del proceso de reforma del sector eléctrico. Esto es así, por cuanto incorpora un mandato al Gobierno para aprobar un nuevo régimen jurídico y económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica existentes a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, haciendo explícita enunciación de los principios concretos sobre los que se articulará el régimen aplicable a estas instalaciones, en términos que han sido posteriormente integrados en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y que son desarrollados en el presente real decreto. Ambas normas, asumen, en plena línea de continuidad, uno de los principios fundamentales recogidos desde su redacción originaria en el artículo 30.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, a saber, que los regímenes retributivos que se articulen deben permitir a este tipo de instalaciones cubrir los costes necesarios para competir en el mercado en nivel de igualdad con el resto de tecnologías y obtener una rentabilidad razonable sobre el conjunto del proyecto.

II

De acuerdo con este nuevo marco, las instalaciones podrán percibir durante su vida útil regulatoria, adicionalmente a la retribución por la venta de la energía valorada al precio del mercado, una retribución específica compuesta por un término por unidad de potencia instalada que cubra, cuando proceda, los costes de inversión para cada instalación tipo que no puedan ser recuperados por la venta de la energía en el mercado, al que se denomina retribución a la inversión, y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo, al que se denomina retribución a la operación.

Para el cálculo de la retribución a la inversión y de la retribución a la operación se considerará para una instalación tipo, los ingresos estándar por la venta de la energía valorada al precio del mercado, los costes estándar de explotación necesarios para realizar la actividad y el valor estándar de la inversión inicial, todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada. Se establecerán un conjunto de parámetros retributivos que se aprobarán, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, para cada una de las distintas instalaciones tipo que se determinen, pudiendo segmentarse las instalaciones en función de su tecnología, sistema eléctrico, potencia, antigüedad, etc.

En ningún caso se tendrán en consideración los costes o inversiones que vengan determinados por normas o actos administrativos que no sean de aplicación en todo el territorio español y, del mismo modo, sólo se tendrán en cuenta aquellos costes e inversiones que respondan exclusivamente a la actividad de producción de energía eléctrica.

La retribución a la inversión y, en su caso, la retribución a la operación permitirán cubrir los mayores costes de las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos, de forma que puedan competir en nivel de igualdad con el resto de tecnologías y puedan obtener una rentabilidad razonable por referencia a la instalación tipo en cada caso aplicable.

Adicionalmente, se concreta la plasmación normativa del concepto de rentabilidad razonable de proyecto, estableciéndolo, en línea con la doctrina judicial sobre el particular alumbrada en los últimos años, en una rentabilidad antes de impuestos situada en el entorno del rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario de los 24 meses previos al mes de mayo del año anterior al de inicio del periodo regulatorio incrementado con un diferencial.

El otorgamiento de este régimen retributivo específico se establecerá con carácter general mediante un procedimiento de concurrencia competitiva, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

Excepcionalmente, el régimen retributivo específico podrá incorporar además un incentivo a la inversión cuando su instalación suponga una reducción significativa de los costes en los sistemas de los territorios no peninsulares. Este incentivo se establecerá en función de la reducción de los costes que genere y no tanto de las características de la instalación tipo, mejorando la rentabilidad de las instalaciones que tengan otorgado dicho incentivo.

Se establecen periodos regulatorios de seis años de duración, correspondiendo el primer periodo regulatorio al comprendido entre la fecha de entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y el 31 de diciembre de 2019. Cada periodo regulatorio se divide en dos semiperiodos regulatorios de tres años, correspondiendo el primer semiperiodo regulatorio al existente entre la fecha de entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y el 31 de diciembre de 2016.

Los parámetros retributivos podrán ser revisados al finalizar cada semiperiodo o periodo regulatorio en los términos previstos en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

En la revisión que corresponda a cada período regulatorio se podrán modificar todos los parámetros retributivos y, entre ellos el valor sobre el que girará la rentabilidad razonable en lo que reste de vida regulatoria de las instalaciones tipo.

En ningún caso, una vez reconocida la vida útil regulatoria o el valor estándar de la inversión inicial de una instalación tipo, se podrán revisar dichos valores.

A los tres años del inicio del periodo regulatorio se revisarán para el resto del periodo regulatorio, las estimaciones de ingresos por la venta de la energía generada, valorada al precio del mercado de producción, en función de la evolución de los precios del mercado y las previsiones de horas de funcionamiento.

Asimismo se revisarán las estimaciones de precios de mercado de producción para los tres primeros años del periodo regulatorio ajustándolas a los precios reales del mercado.

Al menos anualmente se actualizarán los valores de retribución a la operación para aquellas tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.

Con el objeto de reducir la incertidumbre sobre la estimación del precio de la energía en el mercado que se aplica en el cálculo de los parámetros retributivos, y que afecta directamente a la retribución obtenida por la instalación por la venta de la energía que genera, se definen límites superiores e inferiores a dicha estimación. Cuando el precio medio anual del mercado diario e intradiario se sitúe fuera de dichos límites, se genera, en cómputo anual, un saldo positivo o negativo, que se denominará valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, y que se compensará a lo largo de la vida útil de la instalación.

Una vez que las instalaciones superen la vida útil regulatoria dejarán de percibir la retribución a la inversión y la retribución a la operación. Dichas instalaciones podrán mantenerse en operación percibiendo exclusivamente la retribución obtenida por la venta de energía en el mercado.

La exigencia de procedimientos de concurrencia competitiva para otorgar el derecho a un régimen retributivo específico para las instalaciones de energías renovables, cogeneración y residuos, así como el fomento de que estas tecnologías participen en el mercado en pie de igualdad con el resto de tecnologías comulga con las directrices y políticas de la Unión Europea de apoyo a las energías renovables y a la protección del medio ambiente.

III

Este real decreto determina la metodología del régimen retributivo específico, que será de aplicación a las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos a las que les sea otorgado.

Para ello, se establecerán mediante real decreto las condiciones, tecnologías o colectivo de instalaciones concretas que podrán participar en el mecanismo de concurrencia competitiva, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. Posteriormente se fijarán por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, los parámetros retributivos aplicables.

En la disposición adicional segunda se hace este reconocimiento expreso para las instalaciones que a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, tuvieran reconocido el régimen económico primado, las cuales tendrán derecho a la percepción del régimen retributivo específico regulado en el presente real decreto.

Se introducen asimismo en esta disposición adicional segunda determinadas particularidades necesarias para la aplicación de la nueva metodología a las instalaciones existentes, manteniendo el principio de rentabilidad razonable de las inversiones recogido en la legislación del sector eléctrico. Entre ellas, en virtud de la disposición adicional primera del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, se establece que la rentabilidad razonable girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de los diez años anteriores a la entrada en vigor del referido real decreto-ley de las Obligaciones del Estado a diez años incrementada en 300 puntos básicos, todo ello, sin perjuicio de la revisión prevista en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

En los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, la demanda eléctrica se cubre, de manera mayoritaria, con tecnologías térmicas de origen fósil, siendo la participación de las fuentes de energía renovables aún modesta. Sin embargo, se da la particularidad de que en estos sistemas, el coste de generación convencional es mucho más elevado que en el sistema eléctrico peninsular, resultando inferior el coste de generación de las tecnologías fotovoltaica y eólica al de las tecnologías térmicas convencionales. Por lo tanto, la sustitución de generación convencional por generación renovable supondría reducciones del extracoste de generación en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. Por ello, y de conformidad con el artículo 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, se establece en la disposición adicional quinta un régimen retributivo específico para nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas y las modificaciones de las existentes que se ubiquen en estos territorios. Adicionalmente, se establece un incentivo a la inversión por reducción de los costes de generación con el objetivo de favorecer la rápida puesta en marcha de dichas instalaciones y por lo tanto la reducción de costes del sistema.

IV

Al mismo tiempo que se realiza una modificación del régimen retributivo de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, es necesario proceder a la reordenación de los procedimientos administrativos con ellas relacionados. Para ello, se debe partir de la dualidad normativa que afecta a estas instalaciones, que se plasma en un régimen administrativo a los efectos de las autorizaciones exigibles para su puesta en funcionamiento, modificación, cierre, etc., por una parte; y en otro régimen, diferente, a los efectos de la retribución de sus actividades productivas, configurado en el seno de un sistema único y no fragmentado.

A la vista de la experiencia y de la jurisprudencia dictada en los últimos años, se hace necesario introducir determinadas mejoras que clarifiquen el reparto competencial en los diferentes procedimientos relativos a estas instalaciones, en especial en lo concerniente al régimen económico aplicable a las mismas. Adicionalmente, se determinan los mecanismos que permiten a la administración competente para el otorgamiento de los regímenes retributivos, disponer de los instrumentos necesarios para el control y la comprobación del mantenimiento de las condiciones que dieron lugar al otorgamiento de dicho régimen retributivo, respetando en todo caso las competencias de los demás órganos en lo relativo a los regímenes de autorización de dichas instalaciones.

De acuerdo con lo previsto en el artículo 27 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, se establece en este real decreto la organización del registro de régimen retributivo específico, que servirá como herramienta para el otorgamiento y adecuado seguimiento de dicho régimen retributivo, y se regulan los procedimientos y mecanismos para la inscripción en el mismo.

En cuanto al ámbito de aplicación ha de tenerse en cuenta que la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, ha eliminado los conceptos diferenciados de régimen ordinario y especial, para adaptarse a la realidad actual de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. En efecto, en las regulaciones iniciales realizadas en nuestro país con relación a estas tecnologías, se había vinculado, con carácter general, el hecho de pertenecer a las mismas con el derecho a la percepción de un régimen económico primado. Sin embargo, la realidad actual es diferente, como ha sido puesto de manifiesto en las modificaciones normativas aprobadas en los últimos años, dado que hay tecnologías suficientemente maduras que podrían ser viables económicamente sin necesidad de la existencia de sistemas de apoyo.

Por este motivo, este real decreto es de aplicación a todas las instalaciones a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

Este real decreto establece sus derechos, obligaciones, las particularidades de su funcionamiento en el mercado y los procedimientos relativos a la inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, donde deberán estar inscritas todas ellas. No se introducen limitaciones relativas a la potencia para estas instalaciones, pues sus particularidades deben serlo por razón de su tecnología y fuentes de energía utilizadas y no por otras características.

Por consiguiente, el presente real decreto va un paso más allá en el proceso de convergencia de estas tecnologías con las tecnologías convencionales, homogeneizando su tratamiento.

No obstante, el régimen retributivo específico regulado en el presente real decreto, sólo será de aplicación a determinadas instalaciones incluidas en su ámbito de aplicación, que por este motivo deberán cumplir requisitos adicionales y estar sujetas a otros procedimientos relacionados con el otorgamiento de dicho régimen.

Por otra parte, a las instalaciones de producción ubicadas en los territorios no peninsulares les será de aplicación lo establecido en el presente real decreto, sin perjuicio de lo dispuesto en la normativa reguladora de los sistemas eléctricos de dichos territorios. No obstante, a las nuevas instalaciones de cogeneración y aquellas que utilicen como energía primaria biomasa, biogás, geotermia y residuos, ubicadas en los territorios no peninsulares, no se les podrá otorgar el régimen retributivo específico regulado en el presente real decreto, sino que serán retribuidas de acuerdo con lo establecido en la normativa reguladora de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares y podrán percibir el régimen retributivo adicional destinado a las instalaciones de producción ubicadas en dichos sistemas, siempre que cumplan los requisitos y procedimientos establecidos en dicha normativa, de conformidad con el artículo 14.6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

Este real decreto, junto con el resto de medidas en el ámbito del sector eléctrico aprobadas a lo largo de 2013 y 2014, se encuadran dentro del Programa Nacional de Reformas, presentado por el Gobierno de España a la Comisión Europea el 30 de abril de 2013, en el que se contenía el compromiso del Gobierno de presentar un paquete de medidas normativas con vistas a garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.

De acuerdo con lo prescrito en el artículo 5.2 y en la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, este real decreto ha sido objeto de informe preceptivo por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, quien para la elaboración de su informe ha tomado en consideración las observaciones y comentarios del Consejo Consultivo de Electricidad, a través del cual se ha evacuado el trámite de audiencia al sector y consultas a las comunidades autónomas.

En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Energía y Turismo, con la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 6 de junio de 2014,

DISPONGO

TÍTULO I. Disposiciones generales

Artículo 1. Objeto.

Constituye el objeto de este real decreto la regulación del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

Artículo 2. Ámbito de aplicación.

Esta categoría a) se clasifica a su vez en dos grupos:

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 o biogás de los grupos b.6, b.7 y b.8; siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.2 Cogeneraciones que utilicen como combustible principal derivados de petróleo o carbón, siempre que suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.3 Resto de cogeneraciones que utilicen gas natural o derivados de petróleo o carbón, y no cumplan con los límites de consumo establecidos para los subgrupos a.1.1 ó a.1.2.

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

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

Subgrupo b.1.2 Instalaciones que únicamente utilicen procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad.

Subgrupo b.2.1 Instalaciones eólicas ubicadas en tierra.

Subgrupo b.2.2 Instalaciones eólicas ubicadas en espacios marinos.

Subgrupo b.4.1 Centrales hidroeléctricas cuyas instalaciones hidráulicas (presa o azud, toma, canal y otras) hayan sido construidas exclusivamente para uso hidroeléctrico.

Subgrupo b.4.2 Centrales hidroeléctricas que hayan sido construidas en infraestructuras existentes (presas, canales o conducciones) o dedicadas a otros usos distintos al hidroeléctrico.

Subgrupo b.5.1 Centrales hidroeléctricas cuyas instalaciones hidráulicas (presa o azud, toma, canal y otras) hayan sido construidas exclusivamente para uso hidroeléctrico.

Subgrupo b.5.2 Centrales hidroeléctricas que hayan sido construidas en infraestructuras existentes (presa, canales o conducciones) o dedicadas a otros usos distintos al hidroeléctrico.

Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.7.1 Instalaciones que empleen como combustible principal el biogás de vertederos controlados. Estas instalaciones podrán abastecerse con hasta un 50 por ciento de energía primaria procedente de biogás generado en digestores.

Subgrupo b.7.2 Instalaciones que empleen como combustible principal biolíquidos o el biogás generado en digestores procedente de cultivos energéticos o de restos agrícolas, de deyecciones ganaderas, de residuos biodegradables de instalaciones industriales, de residuos domiciliarios o similares, de lodos de depuración de aguas residuales u otros para los cuales sea de aplicación el proceso de digestión anaerobia, tanto individualmente como en co-digestión. Estas instalaciones podrán abastecerse con hasta un 50 por ciento de energía primaria procedente de biogás de vertederos controlados.

Esta categoría c) se clasifica a su vez en tres grupos:

A efectos de lo dispuesto anteriormente, se entenderá como combustible principal aquel combustible que suponga, como mínimo, el 70 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

Los biolíquidos, el biogás y los combustibles sólidos de biomasa deberán cumplir los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el título I del Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo, por el que se regulan los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa, así como el sistema de garantías de origen de los gases renovables. Asimismo, las instalaciones que utilicen estos combustibles deberán cumplir los requisitos de eficiencia energética establecidos en el capítulo V del título I del citado real decreto.

Se modifica el tercer párrafo del apartado 1.b).2 por la disposición final 1 del Real Decreto 962/2024, de 24 de septiembre. Ref. BOE-A-2024-19172#df

Se modifica el segundo párrafo del apartado 3 por la disposición final 1.1 del Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo de 2022. Ref. BOE-A-2022-8121#df

Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 53, de 3 de marzo de 2023. Ref. BOE-A-2023-5579

Artículo 3. Potencia instalada.

La potencia instalada se corresponderá con la potencia activa máxima que puede alcanzar una unidad de producción y vendrá determinada por la potencia menor de las especificadas en la placas de características de los grupos motor, turbina o alternador instalados en serie, o en su caso, cuando la instalación esté configurada por varios motores, turbinas o alternadores en paralelo será la menor de las sumas de las potencias de las placas de características de los motores, turbinas o alternadores que se encuentren en paralelo.

En el caso de instalaciones fotovoltaicas, la potencia instalada será la menor de entre las dos siguientes:

Se modifica por la disposición final 3.1 del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre. Ref. BOE-A-2020-17278#df-3

Artículo 4. Instalaciones híbridas.

Para el caso de hibridación tipo 2, la inscripción se realizará en el subgrupo b.1.2, detallando el resto de combustibles utilizados, haciendo constar los grupos o subgrupos que correspondan y el porcentaje de participación de cada uno de ellos en cuanto a energía primaria utilizada.

Para el caso de hibridación tipo 3, la inscripción en el registro de régimen retributivo específico se realizará reflejando de forma independiente las características técnicas de cada una de las tecnologías. Si la tecnología incorporada no tuviera derecho a la percepción del régimen retributivo específico, percibirá la retribución que le corresponda por su participación en el mercado de producción de energía eléctrica o, en su caso, cualquier otro régimen económico que se establezca.

A estos efectos, en el caso de las hibridaciones tipo 3 deberán disponer de los equipos de medida necesarios para la determinación la energía generada por cada una de ellas que permita la adecuada retribución de los regímenes económicos que les sean de aplicación.

Se modifica la letra c) del apartado 1 por el art. 33.1 del Real Decreto-ley 14/2022, de 1 de agosto. Ref. BOE-A-2022-12925#a3-5

Se modifica por la disposición final 3.2 del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre. Ref. BOE-A-2020-17278#df-3

TÍTULO II. Derechos y obligaciones de las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos

Artículo 5. Contratos con las empresas de red.

Artículo 6. Derechos de los productores de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

Sin perjuicio de la seguridad de suministro y del desarrollo eficiente del sistema, los productores de energía eléctrica procedente de fuentes de energía renovables y de cogeneraciones de alta eficiencia tendrán prioridad de acceso y de conexión a la red, en los términos que reglamentariamente se determinen, sobre la base de criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

Artículo 7. Obligaciones de los productores a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

De conformidad con lo establecido en el artículo 26.3 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, los titulares de las instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación del presente real decreto, adicionalmente a lo previsto para los productores en el resto de la normativa de aplicación, tendrán las siguientes obligaciones:

En los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, el límite de potencia anterior será de 0,5 MW para las instalaciones o agrupaciones.

Todas las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos con potencia instalada mayor de 1 MW, o inferior o igual a 1 MW pero que formen parte de una agrupación cuya suma total de potencias instaladas sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Estas telemedidas serán remitidas, cumpliendo lo establecido en el anexo II, por los titulares de las instalaciones o por sus representantes, a través de un centro de control de generación y demanda. Los gestores de la red de distribución tendrán acceso a las telemedidas en tiempo real de aquellas instalaciones conectadas a sus redes.

A efectos de lo previsto en este artículo, se define agrupación al conjunto de instalaciones que se conecten en un mismo punto de la red de distribución o transporte, o que dispongan de línea o transformador de evacuación común, considerando un único punto de la red de distribución o transporte, una subestación o un centro de transformación. Del mismo modo, formarán parte de la misma agrupación aquellas instalaciones que se encuentren en una misma referencia catastral, considerada ésta por sus primeros 14 dígitos. La potencia instalada de una agrupación será la suma de las potencias instaladas de las instalaciones unitarias que la integran.

A efectos de lo previsto en este artículo, las instalaciones de producción híbridas deberán remitir la información intercambiada con el operador del sistema en tiempo real para la instalación en su conjunto y la desagregada para cada módulo de generación de electricidad perteneciente a dicha instalación, así como, en su caso, para las instalaciones de almacenamiento.

Los costes de instalación y mantenimiento de los centros de control de generación, incluyendo la instalación y mantenimiento de las líneas de comunicación con el operador del sistema y, en su caso, su puesta a disposición del gestor de la red de distribución, serán por cuenta de los generadores adscritos a los mismos. La comunicación de dichos centros de control de generación con el operador del sistema se hará de acuerdo con 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 a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, en relación con los mismos, serán las establecidas en los correspondientes procedimientos de operación.

No obstante lo anterior, las instalaciones o agrupaciones de instalaciones cuya potencia instalada sea menor de 5 MW y estén incluidas dentro del ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016 que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red, deberán cumplir con los requisitos de controlabilidad exigidos en dicho reglamento, en las condiciones de funcionamiento que se establezcan en la orden ministerial que apruebe los requisitos que deben establecer los gestores de red pertinentes de conformidad con lo establecido en dicho reglamento.

De igual modo, las instalaciones o agrupaciones de instalaciones cuya potencia instalada sea menor de 1 MW y estén incluidas dentro del ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, deberán cumplir con los requisitos de telemedidas, en tiempo real, exigidos en dicho reglamento, en las condiciones de funcionamiento que se establezcan en la orden ministerial que apruebe los requisitos que deben establecer los gestores de redes pertinentes de conformidad con lo establecido en dicho reglamento.

Téngase en cuenta que esta última actualizacion de la letra c), establecida por el art. único.1 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, surte efectos desde el 1 de junio de 2026, según determina su disposición transitoria única.2. Ref. BOE-A-2025-20694

Redacción anterior:

"c) Todas las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos con potencia instalada superior a 5 MW, y aquellas con potencia instalada inferior o igual a 5 MW pero que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo del artículo 2 cuya suma total de potencias instaladas sea mayor de 5 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.

En los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, el límite de potencia anterior será de 0,5 MW para las instalaciones o agrupaciones.

Todas las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos con potencia instalada mayor de 1 MW, o inferior o igual a 1 MW pero que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo del artículo 2 cuya suma total de potencias instaladas sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Estas telemedidas serán remitidas, cumpliendo lo establecido en el anexo II, por los titulares de las instalaciones o por sus representantes, pudiendo ser transmitidas a través de los centros de control de la empresa distribuidora si así lo acordaran con ésta. Los gestores de la red de distribución tendrán acceso a las telemedidas en tiempo real de aquellas instalaciones conectadas a sus redes.

A efectos de lo previsto en este artículo, se define agrupación al conjunto de instalaciones que se conecten en un mismo punto de la red de distribución o transporte, o que dispongan de línea o transformador de evacuación común, considerando un único punto de la red de distribución o transporte, una subestación o un centro de transformación. Del mismo modo, formarán parte de la misma agrupación aquellas instalaciones que se encuentren en una misma referencia catastral, considerada ésta por sus primeros 14 dígitos. La potencia instalada de una agrupación será la suma de las potencias instaladas de las instalaciones unitarias que la integran.

A efectos de lo previsto en este artículo, las instalaciones de producción híbridas deberán remitir la información intercambiada con el operador del sistema en tiempo real para la instalación en su conjunto y la desagregada para cada módulo de generación de electricidad perteneciente a dicha instalación, así como, en su caso, para las instalaciones de almacenamiento.

Los costes de instalación y mantenimiento de los centros de control de generación, incluyendo la instalación y mantenimiento de las líneas de comunicación con el operador del sistema y, en su caso, su puesta a disposición del gestor de la red de distribución, serán por cuenta de los generadores adscritos a los mismos. La comunicación de dichos centros de control de generación con el operador 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 a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, en relación con los mismos, serán las establecidas en los correspondientes procedimientos de operación.

No obstante lo anterior, las instalaciones o agrupaciones de instalaciones cuya potencia instalada sea menor de 5 MW y estén incluidas dentro del ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016 que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red, deberán cumplir con los requisitos de controlabilidad exigidos en dicho Reglamento, en las condiciones de funcionamiento que se establezcan en la orden ministerial que apruebe los requisitos que deben establecer los gestores de red pertinentes de conformidad con lo establecido en dicho reglamento.

De igual modo, las instalaciones o agrupaciones de instalaciones cuya potencia instalada sea menor de 1 MW y estén incluidas dentro del ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, deberán cumplir con los requisitos de telemedidas, en tiempo real, exigidos en dicho reglamento, en las condiciones de funcionamiento que se establezcan en la orden ministerial que apruebe los requisitos que deben establecer los gestores de redes pertinentes de conformidad con lo establecido en dicho reglamento."

No obstante lo anterior, en relación con los requisitos de respuesta frente a huecos de tensión, las instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016 cumplirán únicamente lo establecido en la orden ministerial que apruebe los requisitos que deben establecer los gestores de red pertinentes de conformidad con lo establecido en dicho reglamento.

El cumplimiento de las obligaciones previstas en los apartados c) y d) de este artículo, será condición necesaria para la percepción del régimen retributivo específico, y deberá ser acreditado ante el organismo encargado de realizar la liquidación. En caso contrario, se percibirán exclusivamente los ingresos que correspondan a la participación de la instalación en el mercado de producción en cualquiera de sus formas de contratación. Todo ello sin perjuicio del régimen sancionador aplicable.

El encargado de la lectura comunicará a los titulares de las instalaciones y al operador del sistema la información detallada de las instalaciones conectadas a su red que formen parte de una agrupación según la definición establecida en el presente artículo, incluyendo el código de la agrupación y su potencia. La comunicación a los titulares de las instalaciones se realizará al menos anualmente, antes del 31 de marzo, y sólo para aquellos casos en los que se produzcan modificaciones desde la última comunicación.

El operador del sistema remitirá al menos semestralmente al órgano encargado de las liquidaciones, y a la Dirección General de Política Energética y Minas la información detallada de las instalaciones que formen parte de una agrupación según la definición establecida en el presente artículo. Asimismo, dicho órgano podrá requerir al operador del sistema la información que considere necesaria para la verificación del cumplimiento por parte de los titulares de las obligaciones previstas en los apartados c) y d) de este artículo.

No obstante lo anterior, las instalaciones incluidas dentro del ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, ajustarán su control del factor de potencia a las capacidades técnicas exigidas en la orden ministerial que apruebe los requisitos que deben establecer los gestores de red pertinentes de conformidad con lo establecido en dicho reglamento.

En el caso de instalaciones de producción con un consumidor asociado, este requisito se aplicará de manera individual a la instalación de producción.

El incumplimiento de esta obligación conllevará el pago de la penalización contemplada en el citado anexo III para las horas en que se incurra en incumplimiento.

ii) Aquellas instalaciones cuya potencia instalada sea igual o superior a 5 MW, o 0,5 MW en el caso de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, deberán seguir las instrucciones que puedan ser dictadas por el operador del sistema para la modificación del rango de factor de potencia anteriormente definido, en función de las necesidades del sistema. En caso de incumplimiento de estas instrucciones, se aplicará la penalización contemplada en el anexo III.

Alternativamente a lo previsto en el párrafo anterior, las instalaciones cuya potencia instalada sea igual o superior a 5 MW, o 0,5 MW en el caso de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, podrán participar voluntariamente en el servicio de ajuste de control de tensión aplicable a los productores a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos siguiendo las consignas de tensión en un determinado nudo del sistema dadas por el operador del sistema. Las consignas de tensión, su seguimiento y los requisitos a cumplir para ser proveedor de este servicio serán establecidas en las correspondientes disposiciones de desarrollo. Los mecanismos de retribución serán establecidos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el ámbito del desarrollo del servicio de no frecuencia de control de tensión. En tanto no sean de aplicación dichos mecanismos, en caso de incumplimiento de los requisitos establecidos en este servicio de ajuste se aplicará la penalización contemplada en el anexo III.

A igualdad del resto de criterios establecidos reglamentariamente, el operador del sistema considerará preferentes a efectos de despacho, a aquellos generadores que reciban consignas de tensión.

En aquellos casos en que la instalación esté conectada a la red de distribución, la modificación del rango de factor de potencia aplicable a la misma tendrá en cuenta las limitaciones que pueda establecer el gestor de la red de distribución, por razones de seguridad de su red. El gestor de la red de distribución podrá proponer al operador del sistema las instrucciones específicas que considere pertinentes, que deberán ser tenidas en cuenta.

iii) Sin perjuicio de lo anterior, las instalaciones que cumplan los requisitos para ser proveedor del servicio de no frecuencia de control de tensiones de la red podrán participar en dicho servicio de ajuste, aplicando los mecanismos de retribución que normativamente se establezcan.

La penalización por incumplimiento establecida en el anexo III podrá ser revisada anualmente por la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Esta penalización será de aplicación hasta que surtan efecto las penalizaciones por los incumplimientos del servicio de no frecuencia de control de tensión desarrollado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Se modifican las letras c) y e) por el art. único.1 y 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Ref. BOE-A-2025-20694

Téngase en cuenta que la modificación de la letra c) surte efectos desde el 1 de junio de 2026, según establece la disposición transitoria única.2 del citado Real Decreto.

Se deja sin efecto la modificación de la letra e) por Resolución de 22 de julio de 2025, que publica el Acuerdo del Congreso de los Diputados por el que se deroga el Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio. Ref. BOE-A-2025-15313

Se modifica la letra e) por el art. 7.1 del Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio. Ref. BOE-A-2025-12857#a7

Se modifica el último párrafo por la disposición final 1.2 del Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo de 2022. Ref. BOE-A-2022-8121#df

Se modifica la letra c) por la disposición final 3.3 del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre. Ref. BOE-A-2020-17278#df-3

Se modifican las letras c), d) e i) por la disposición final 2.1 a 3 del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. Ref. BOE-A-2020-7439#df-2

Se modifica la letra d) por la disposición final 6.1 del Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre. Ref. BOE-A-2014-12973.

Artículo 8. Remisión de documentación.

Se modifica el apartado 2 por el art. único.3 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Ref. BOE-A-2025-20694

Se modifica el apartado 2 por la disposición final 1.3 del Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo de 2022. Ref. BOE-A-2022-8121#df

TÍTULO III. Participación en el mercado eléctrico

Artículo 9. Participación en el mercado.

Las ofertas de venta se realizarán 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 IV del presente real decreto.

La potencia neta de la instalación obtenida según lo indicado en la normativa que regule los mecanismos de capacidad e hibernación que en su caso se dicte, será la que se utilice para la participación en el mercado. Para aquellas instalaciones para las que no se haya definido su potencia neta, la potencia instalada definida en el artículo 3 será la que se utilice para la participación en el mercado.

Artículo 10. Participación en los servicios de ajuste del sistema.

Esta resolución será objeto de publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

TÍTULO IV. Régimen retributivo específico

CAPÍTULO I. Otorgamiento y determinación del régimen retributivo específico

Artículo 11. Aspectos generales del régimen retributivo específico.

Para el cálculo de los parámetros retributivos de la instalación tipo se aplicarán los valores que resulten del procedimiento de concurrencia competitiva.

Para el cálculo de los ingresos anuales procedentes de la retribución a la inversión de una instalación, se multiplicará la retribución a la inversión (Rinv) de la instalación tipo asociada, por la potencia con derecho a régimen retributivo específico, sin perjuicio de la corrección en función del número de horas equivalentes de funcionamiento según el artículo 21.

Para el cálculo de los ingresos procedentes de la retribución a la operación de una instalación, se multiplicará, para cada periodo de liquidación, la retribución a la operación (Ro) de la instalación tipo asociada, por la energía vendida en el mercado de producción en cualquiera de sus formas de contratación en dicho periodo, imputable a la fracción de potencia con derecho a régimen retributivo específico. En el caso de las hibridaciones tipo 3 que incorporen instalaciones de almacenamiento y no realicen autoconsumo, se considerará la energía generada en barras de central.

En aplicación del artículo 14.7 d) de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, para el subgrupo b.1.2 se excluirá de la energía antes citada, la energía eléctrica imputable a la utilización de otros combustibles, sin perjuicio de lo previsto en el artículo 25 para las instalaciones híbridas.

A los efectos del presente real decreto, para el cálculo de la energía imputable a la fracción de potencia con derecho a régimen retributivo específico se multiplicará la energía correspondiente por la ratio resultante de dividir la potencia con derecho a régimen retributivo específico entre la potencia instalada.

Se modifica la letra b) del apartado 6 por el art. único.4 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Ref. BOE-A-2025-20694

Téngase en cuenta la disposición transitoria única.1 del citado Real Decreto, en cuanto a los efectos de esta modificación.

Artículo 12. Otorgamiento del régimen retributivo específico.

La citada orden podrá establecer que se otorgue el régimen retributivo para un valor de potencia determinado de una tecnología y características establecidas, no asociado con una instalación concreta.

En todo caso, la instalación tipo asociada a las instalaciones concretas será la correspondiente al resultado del procedimiento de concurrencia competitiva.

Artículo 13. Instalaciones tipo.

Para cada instalación tipo que se defina a estos efectos se fijará un código.

Los parámetros retributivos más relevantes necesarios para la aplicación del régimen retributivo específico serán, en su caso, los siguientes:

Adicionalmente, serán parámetros retributivos todos aquellos parámetros necesarios para calcular los anteriores, de forma enunciativa y no limitativa. Los más relevantes serán los siguientes:

En ningún caso se tendrán en consideración los costes o inversiones que vengan determinados por normas o actos administrativos que no sean de aplicación en todo el territorio español y en todo caso, los costes e inversiones deberán responder exclusivamente a la actividad de producción de energía eléctrica.

Artículo 14. Criterios para la aplicación del régimen retributivo específico a cada instalación.

A estos efectos, formarán parte de un conjunto de instalaciones aquellas que cumplan con los criterios especificados a continuación para cada uno de los grupos y subgrupos definidos en el artículo 2:

1.º Que tengan en común al menos un consumidor de energía térmica útil o que la energía residual provenga del mismo proceso industrial.

2.º Que la diferencia entre sus fechas de inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica no sea superior a 60 meses.

I. Para las instalaciones de los grupos b.1, b.2 y b.3, aquéllas que cumplan los criterios enumerados a continuación:

1.º Que se conecten en un mismo punto de la red de distribución o transporte, considerando un único punto de la red de distribución o transporte, una subestación o un centro de transformación, o dispongan de línea o transformador de evacuación común o que se encuentren en una misma referencia catastral, considerada ésta por sus primeros 14 dígitos.

2.º Que la diferencia entre sus fechas de inscripción definitiva en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica no sea superior a 36 meses.

En el caso de cumplirse los criterios 1.º y 2.º, cuando una instalación acredite que no existe continuidad entre ella y ninguna de las instalaciones que satisfacen dichos criterios, se considerará la potencia instalada unitaria de dicha instalación y no la potencia del conjunto de instalaciones. A estos efectos, se entiende que existe continuidad entre dos instalaciones, en el caso del subgrupo b.2.1, cuando la distancia entre alguno de los aerogeneradores de distintas instalaciones sea inferior a 2.000 m, y en el caso de los subgrupos b.1.1 y b.1.2, cuando cualquiera de los elementos físicos o edificaciones de distintas instalaciones disten menos de 500 metros.

II. Para las instalaciones de los grupos b.4 y b.5, aquéllas que cumplan los criterios enumerados a continuación:

1.º Que tengan la misma cota altimétrica de toma y desagüe dentro de una misma ubicación.