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BOE.es - Documento consolidado BOE-A-2006-22965
Documento consolidado BOE-A-2006-22965
BOE-A-2006-22965
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Última actualización publicada el 31/12/2012
TEXTO CONSOLIDADO: «Última actualización publicada el 31/12/2012»
Incluye las correcciones de errores publicadas en BOE núms. 18, de 20 de enero de 2007 Ref. BOE-A-2007-1222. y 46 de 22 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.
a)	Los gasoductos de transporte primario de gas natural cuya presión máxima de diseño incluida en la autorización de la instalación, sea igual o superior a 60 bar.
2. Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte gasista todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxilia-res, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones de transporte antes definidas.
fj= Indice de eficiencia para el año «j».
RINFin: coste fijo acreditado para el año «n» al conjunto de las nuevas inversiones autorizadas mediante procedimiento de concurrencia, con entrada en explotación entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre del año «n-1», realizadas por la empresa o grupo de empresas «i».
Se modifica el apartado 3 por la disposición final 3.1 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767.
Se modifica el apartado 4 por la disposición final 1 de la Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio. Ref. BOE-A-2010-11181.
Se modifica el apartado 4 por la disposición final 1 de la Orden ITC/3802/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21010.
a)	Características técnicas de la instalación.
b)	Inversión realizada debidamente auditada, desglosada por conceptos de coste, para cada gasoducto, estación de compresión y estación de regulación y medida.
c)	Acta de puesta en servicio definitiva.
d)	Declaración expresa de ayudas o aportaciones de fondos públicos concedidos o medidas de efecto equivalente.
a)	Gasoductos.
b)	Estaciones de Compresión.
c)	Estaciones de Regulación y Medida. (ERM).
2.	No se incluirán en el régimen retributivo:
a.	Los gasoductos para suministro a un único consumidor, incluyendo en este caso las estaciones de regulación y medida correspondientes asociadas.
b.	Modificaciones o variantes a petición de particulares o Administraciones (carreteras, ferrocarril, telefonía, líneas eléctricas, etc.).
c.	Cualquier otra inversión que no suponga un incremento de la capacidad de transporte.
3.	Se consideran incluidas en los costes unitarios:
a)	Las posiciones de derivación de gasoductos.
b)	Las inversiones en instalaciones complementarias (instalación de teletransmisión y control, instalaciones eléctricas, de agua, centros de mantenimiento, equipos de medida, protección, odorización, etc.).
c)	Las instalaciones de medida en las estaciones de regulación y medida.
4.	Con independencia de las inversiones realizadas, los costes reconocidos se calcularán de acuerdo con los valores unitarios incluidos en el anexo II de la presente orden, con las puntualizaciones siguientes:
a)	Se reconocerá como valor de la inversión en gasoductos por todos los conceptos el resultado de multiplicar la longitud del tubo, que deberá reflejarse en el acta de puesta en servicio, por los valores unitarios reconocidos.
b)	En el caso de ERM los valores unitarios incluyen los equipos de telemedida capaces de determinar tanto la calidad del gas como todos los parámetros necesarios para el cálculo en unidades energéticas (kWh) del gas transportado, y sistema de calentamiento cuando sea necesario.
c)	La fecha de inclusión en el régimen retributivo será la correspondiente al acta de puesta en servicio definitiva.
1.	Por sus características técnicas, se podrá solicitar un tratamiento económico específico para determinadas instalaciones. En todo caso, la calificación como instalación con características técnicas especiales deberá solicitarse junto con la autorización administrativa previa. En dicha autorización se recogerán los criterios para su valoración.
Se modifica el apartado 2 por la disposición final 2.1 de la Orden ITC/3863/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22461.
1.	Los valores unitarios de las estaciones de regulación y medida incluidos en el anexo II corresponden a instalaciones con las siguientes características:
a)	Presión de entrada 80 o 72 bar.
b)	Presión de salida 16 bar.
c)	Doble línea de regulación y medida, con el mismo equipamiento en cada una de ellas, por lo general una en operación y la otra de reserva. Los colectores están preparados para instalación futura de tercera línea, de iguales características a las anteriores.
d)	Sistema de calentamiento, con calderas situadas en otro recinto y cambiadores de calor sobre las líneas de regulación.
e)	Equipamiento telemático.
f)	Ubicación dentro de caseta de obra.
g)	Recinto de caseta y, en su caso, de posición de válvulas, vallado y dotado, en su caso, de sistemas de seguridad patrimonial.
h)	Caudal a la salida de la ERM será igual a 1,6* (valor numérico que acompaña a G)* presión de salida (17 bar).
2.	Las instalaciones de regulación y/o medida y/o de control de caudal o presión de gas, incluyendo instalaciones compactas que por cualquier motivo, no se ajusten a las características anteriores se retribuirán de acuerdo a costes reales auditados. En ningún caso dicho valor podrá ser superior al que correspondería aplicando los valores unitarios establecidos en el anexo II.
Artículo 13. Retribución provisional de instalaciones con fecha de puesta en servicio en el año «n».
1.	Las empresas transportistas propietarias de instalaciones de transporte, que no han sido incluidas en el coste acreditado del año «n», podrán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas el reconocimiento de una retribución provisional, que tendrá el carácter de ingreso a cuenta de su retribución definitiva.
a)	Estar en posesión del acta de puesta en servicio definitiva, expedida por la Administración competente para su autorización.
b)	Haber sido incluidas expresamente por la empresa solicitante en la previsión de nuevas instalaciones a que hace referencia el artículo 25 de la presente orden.
2.	A efectos de aplicación en el sistema de liquidación de la retribución de las actividades reguladas del sector del gas natural, del coste acreditado que finalmente se reconozca para la instalación, serán tenidos en cuenta, para minorarlos, en su caso, los importes ya percibidos por el titular en concepto de retribución provisional como ingreso a cuenta.
3.	Las empresas transportistas que cuenten con instalaciones sobre las que se haya dictado resolución de reconocimiento de retribución provisional pero que sin embargo no dispongan todavía del reconocimiento definitivo, podrán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas la ampliación de la retribución provisional hasta el límite indicado en el apartado 1 del presente artículo.
1.	En el anexo 1 de la presente orden se establece la cuantía total de los costes fijos de transporte acreditados para 2007 a cada empresa que realiza esta actividad.
kWhcf= kWh de gas suministrados al consumidor final con destino al mercado a tarifa.
A efectos de liquidaciones, se deberán utilizar los términos recogidos en el anexo II de la orden ECO/2692/ 2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las actividades reguladas del sector del gas natural.
a)	El consumo y el volumen de gas vehiculado.
b)	Inversiones y amortizaciones realizadas en instalaciones de distribución.
c)	Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones, aplicando criterios de mejora y eficiencia.
d)	Características de las zonas de distribución.
e)	Seguridad y calidad del servicio.
f)	Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución.
f = factor de eficiencia en relación al IPH. Para el año 2012 y anteriores, el factor a aplicar es 0,85. Durante el año 2013 el factor f a aplicar será 0.
IPHDk = Semisuma de los valores definitivos del IPC e IPRI del año "k". Para "k" menor o igual a 2010 se tomarán como valores definitivos los correspondientes a las variaciones interanuales del mes de diciembre del año "k" redondeadas a dos decimales. Para "k" mayor o igual a 2011 como valor definitivo del año "k", se tomará el valor correspondiente al mes de octubre del año "k - 1".
∆Acl<4k = variación del numero de consumidores conectados en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar, calculada como cociente entre el número medio para el año «k» y el valor medio del año «k-1».
Fcl<4 = factor de ponderación y eficiencia de captación de consumidores en redes con presión de diseño inferior o iguala 4 bar. Su valor se fija en 0,426.
∆AD<4k = variación de demanda total de gas en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar, calculada como cociente entre la demanda del año «k» y la del año «k-1».
FD<4 = factor de ponderación y eficiencia de la demanda total en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar. Su valor se fija en 0,142.
∆Acl>4k = variación de demanda total de gas en redes con presión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar, calculada como cociente entre la demanda del año «k» y la del año «k-1».
IPHPj = semisuma de los valores provisionales de IPC e IPRI del año "j". Para valores de j menores o iguales a 2010, como valores provisionales se tomará el objetivo de IPC del Banco Central Europeo y un valor de IPRI calculado aplicando a dicho valor provisional de IPC la relación entre los valores de IPRI e IPC de octubre del año "j-1". Para valores de j mayores o iguales a 2011 ya no se emplearán valores provisionales y se utilizará únicamente el valor definitivo IPHDDj .
∆Acl<4kj = variación del numero de consumidores conectados en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar, calculada como cociente entre el número medio previsto para el año «j» y el correspondiente del año «j-1».
∆AD<4j = variación de demanda total de gas en redes con presión de diseño inferior o iguala 4 bar, calculada como cociente entre la demanda prevista para el año «j» y la correspondiente del año «j-1».
∆Acl>4j = variación de demanda total de gas en redes con presión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar, calculada como cociente entre la demanda prevista del año «j» y la correspondiente del año «j-1».
2.	A efectos del cálculo del incremento de clientes industriales suministrados a presión inferior o igual a 4 bar con anterioridad a la entrada en vigor de la orden ECO/32/2004, que pasen a ser suministrados a una presión mayor de 4 bar, se seguirá el siguiente procedimiento: En el año en que tenga lugar dicho cambio, el número de clientes y sus ventas correspondientes se considerarán exclusivamente como si se hubiesen realizado a una presión menor a cuatro bar. En años sucesivos se consideraran los incrementos de ventas de acuerdo con la presión a la que se realice el suministro.
3.	Los factores de ponderación y eficiencia de captación de consumidores, de la demanda en redes con presión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar e inferior o igual a 4 bar se establecerán anualmente, en función de la evolución de la demanda, de las mejoras de productividad y de la evolución económica, cuando se efectúe la revisión anual de las tarifas de gas.
4.	A partir de la cifra RDn se obtendrá la retribución media unitaria por cada nuvo consumidor, por cada nuevo kWh suministrado a presiones menores o iguales a 4 bar y por cada nuevo kWh suministrado a presiones entre 4 y 60 bar.
6.	Por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, se establecerá antes del día 1 de enero de cada año la retribución que corresponde percibir a cada empresa distribuidora, tomando como base la retribución global calculada de acuerdo con lo establecido en los apartados anteriores.
7.	En el anexo V de la presente orden se establece la retribución global de los costes totales de distribución para el año 2007 así como la de cada empresa que realiza esta actividad.
Se modifica el apartado 1 por la disposición final 3.2 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767.
Se modifica el apartado 1 por la disposición final 2 de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2010-20003.
Se modifican los apartados 1 y 5 por la disposición final 1.2 y 3 de la Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio. Ref. BOE-A-2010-11181.
Redactado el apartado 5 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 185, de 31 de julio de 2010. Ref. BOE-A-2010-12271.
Se suprime el apartado 8 y se modifica el 1 y el 5 por la disposición final 1.2 a 4 de la Orden ITC/3802/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21010.
Se añade el apartado 8 por la disposición final 2.3 de la Orden ITC/3863/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22461.
Modificación publicada el 29/12/2007, en vigor a partir del 01/01/2011.
a)	Memoria de actividad en la que se hará constar la previsión de consumidores y consumos en los primeros 5 años de funcionamiento, plan de inversiones, zona geográfica de actuación (superficie y n.º de habitantes) y cuenta de resultados provisional.
b)	Resolución de autorización administrativa.
c)	Actas de puesta en servicio o certificación de la Comunidad Autónoma correspondiente de puesta en gas de las instalaciones.
Se modifica por la disposición final 2.2 de la Orden ITC/3863/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22461.
1.	A los efectos de aplicación del régimen retributivo establecido en la presente orden quedan incluidos como costes de la actividad de suministro de gas natural a tarifa los costes en que incurren los distribuidores necesarios para atender a los consumidores a tarifa.
2.	Estos costes comprenderán los costes propios de suministro, las mermas de gas en las redes de distribución para atender estos suministros y el coste del capital circulante derivado de la financiación entre el pago y el cobro de la materia prima.
3.	No están incluidos los costes correspondientes a los equipos de medida, a las acometidas, a las inspecciones y cualquier otro no estrictamente necesario para el suministro a tarifa. Estos costes serán cobrados directamente por los distribuidores a los consumidores y no están sujetos al procedimiento de liquidaciones.
1.	El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, establecerá antes del día 1 de enero de cada año, la retribución que corresponda percibir a las empresas distribuidoras por la actividad de suministro de gas a tarifa.
2.	La retribución de la actividad de suministro a tarifas de gas se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
RSn= RASn + RMDn + RCIn
RASn= (CSn-1<4 x kWhcn<4 + CSn-1>4 x kWhc>4) x [1 +IPHn x 0,85]
RMDn = [ Cr<4 x kWhcn<4 + Cr<4 x kWhcn<4] x Cmp
Cr<4, C r>4 = porcentajes de mermas de distribución de gas en redes a presión inferior o igual a 4 bar y superior a 4 bar respectivamente que serán los fijados en las Normas de Gestión Técnica del Sistema. Para 2007 serán igual a 1% y 0,39% respectivamente.
En el caso de las distribuciones suministradas a partir de plantas satélites de gas natural licuado (GNL) o mediante gas manufacturado a partir de propano, el coeficiente de mermas de distribución a presión ≤4 bar, Cr<4, es del 2%.
3.	A efectos de liquidaciones, se deberán utilizar los términos recogidos en el anexo II de la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las actividades reguladas del sector del gas natural.
1.	El Ministro de Industria,Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, determinará antes del 1 de enero de cada año, la retribución que corresponde percibir al Gestor Técnico del Sistema, por el ejercicio de esta actividad. Este coste se incluirá como un coste a retribuir de las actividades reguladas y estará sometido al procedimiento de liquidación.
2.	A estos efectos el Gestor Técnico del Sistema, comunicará, antes del 1 de diciembre de cada año, al Ministerio de Economía, los costes de operación, comunicación y control, así como otros costes que, a su criterio, estime necesarios para el desarrollo de su actividad, en los términos del artículo 24.3 del Real Decreto 949/2001 de 3 de agosto.
1.	A fin de determinar los costes reconocidos a cada instalación y la retribución correspondiente, las empresas transportistas comunicarán a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, y a la Comisión Nacional de Energía, antes de 1 de noviembre de cada año, los datos técnicos y económicos referentes a nuevas instalaciones puestas en servicio, ampliaciones, modificaciones, transmisiones y cierres correspondientes a los últimos doce meses. Con objeto de determinar las tarifas y peajes, deberán asimismo enviar una relación de las instalaciones cuya puesta en servicio esté prevista en los doce meses siguientes indicando los datos anteriores y la fecha prevista de la entrada en servicio.
2.	Con objeto de determinar las tarifas, peajes y cánones de cada año, todas las empresas o agrupaciones de empresas sometidas al proceso de liquidaciones deberán remitir al Gestor Técnico de Sistema y a la Comisión Nacional de Energía, antes del día 15 de octubre de cada año, los datos relativos a la previsión de demanda de cierre del ejercicio así como las del año siguiente, especificando, entre otros, el consumo y número de consumidores suministrados, la capacidad contratada, las ventas y consumidores incorporados, todo ello por nivel de presión, tipo de suministro y rango de volumen, desagregados para el mercado regulado y para el mercado liberalizado.
3.	Las empresas transportistas y distribuidoras de gas deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía, debidamente auditadas, antes del 30 de junio de cada año los estados financieros, las cuentas anuales y el informe de gestión referidos al ejercicio anterior, así como la desagregación de las cuentas anuales por actividades de transporte, gestión de compra-venta de gas, distribución y suministro a tarifa, indicando los criterios utilizados.
4.	La Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía podrán solicitar a las empresas o agrupaciones de empresas cualquier otra información necesaria para poder determinar los peajes, cánones o tarifas, así como para fijar la retribución de las actividades reguladas de cada año.
a)	Los protocolos de comunicación utilizados para la lectura de los equipos de telemedida.
b)	Los fabricantes homologados de medidores de caudal y sus correctores.
c)	Los suministradores homologados de los equipos que implementan el protocolo, con identificación de modelos, marcas y precios de alquiler, en su caso en la siguiente cantidad:
R(n-1) = Retribución anual acreditada al conjunto de distribuidores para el año «(n-1)»
D(n-1).= Demanda total para el año «(n-1)» conjunto de distribuidores.
D*nit = Cantidad de gas natural consumido en el período de liquidación «t» del año «n» por parte de los consumidores industriales del distribuidor «i» suministrados a presiones menores o iguales a 4 bar a los que se les aplica la tarifa o el peaje del grupo 2 «bis». A esta cantidad se le detraerá la parte de la demanda correspondiente a los consumidores de estas características que sean suministrados a través de una red conectada a una planta satélite.
1.	Los titulares de gasoductos con presión de diseño inferior a 60 bar y superior a 16 bar que hayan obtenido la autorización de ejecución de las instalaciones con anterioridad al 20 de enero de 2004, podrán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que, en el cálculo de la retribución correspondiente a la citada instalación, se apliquen los valores unitarios de referencia obtenidos mediante la siguiente fórmula:
C= C >60 bar
2.	En el caso de que la Dirección General de la Política Energética y Minas haya dictado Resolución de inclusión en el régimen retributivo para una instalación que se encuentre en el caso descrito en el apartado 1.º, el titular de la misma podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas una revisión de la citada Resolución para que se aplique la metodología de cálculo prevista en el apartado anterior.
3.	En todos los casos el solicitante deberá aportar la documentación justificativa de que se cumplen los requisitos establecidos en esta disposición adicional.
1.	Los titulares de estaciones de regulación y medida con presión de entrada de diseño inferior a 60 bar que hayan obtenido la autorización de ejecución de las instalaciones con anterioridad al 20 de enero de 2004 podrán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que, en el cálculo de la retribución correspondiente a la citada instalación, se apliquen los valores unitarios de referencia obtenidos mediante la siguiente fórmula:
2.	En el caso de que la Dirección General de la Política Energética y Minas haya dictado Resolución de inclusión en el régimen retributivo para una instalación que se encuentre en el caso descrito en el apartado 1, el titular de la misma podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas una revisión de la citada Resolución para que se aplique la metodología de cálculo prevista en el apartado anterior.
TIt = Valor medio correspondiente al mes de liquidación, redondeado al segundo decimal, de los tipos de interés de las letras del tesoro a un año, considerando a estos efectos el valor medio mensual de las operaciones simples al contado entre titulares de cuenta publicado por el Banco de España. Para las liquidaciones 13, 14 y definitiva se tomará el valor del mes de diciembre. Estos intereses no tendrán la consideración de Ingresos liquidables.
Σ INLit = Suma de los ingresos netos liquidables de todos los transportista o distribuidores i, en el período de liquidación t.
Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm.46, de 22 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.
Madrid, 29 de diciembre de 2006.–El Ministro de Industria,Turismo y Comercio, Joan Clos i Matheu.
NATURGAS ENERGÍA TRANSPORTE, S.AU.
464.863.700
Los coeficientes de la tabla anterior se multiplicarán por el factor CL=1-0,157*L siendo L longitud del gasoducto en miles de Km, teniendo el factor CL un valor mínimo de 0,90. A efectos de computo de la longitud «L» se considerará como un único gasoducto los que figuren el documento de Planificación con independencia del número de fases de su construcción.
En el caso de gasoductos autorizados por fases, se estimará un factor «L» total a aplicar a cada una de las fases, procediendo en la última de ellas a ajustar la retribución total en función de la longitud exacta de todas las fases.
C = 0,83* C> 60
IA = (IPRI – x)
Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año «n», se tomará la última variación interanual disponible.
Redactado conforme a la correcciones de errores publicadas en BOE núm. 18, de 20 de enero de 2007 Ref. BOE-A-2007-1222. y 46, de 22 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.
3. La tasa de retribución de la inversión anual (Trn) a aplicar será la media anual de las obligaciones del Estado a diez años o tipo de interés que lo sustituya, más el 1,5 por 100. Para el año 2007, este tipo de interés se fija en el 5,21 %.
Gasoducto (P≥60 bar)
€/m/pulgadas
C=0,52*C>60 bar
Siendo C >60 los valores de la tabla anterior.
C = 0,75*C>60
x:	50 puntos básicos.
y:	100 puntos básicos.
Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año «n», se tomará el último valor disponible.
Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 46, de 27 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.
DESVIOS + CORRECCIONES
111.670.635
-8.014.079
103.656.556
-457.043
6.597.005
4.119.148
4.212.491
1.521.017
-215.888
1.305.129
8.036.070
-156.977
7.879.093
Gas Aragon, S.A.
28.378.468
-682.406
27.696.062
29.376.643
3.740.913
33.117.556
13.497.918
13.538.088
1.208.247
781.808.104
-16.687.762
765.120.342
55.931.357
-714.884
55.216.473
18.714.797
-590.419
18.124.378
26.982.755
27.654.282
59.269.209
-3.813.361
55.455.848
73.754.471
-2.066.035
71.688.436
-430.980
3.282.098
21.844.844
-139.524
21.705.320
Gas Natural Murcia SDG , S.A.
10.779.930
10.715.133
21.547.777
21.168.549
10.980.847
10.691.321
Gas y Servicios Mérida, S.A.
1.008.086
1.291.777.760
-30.078.993
1.261.698.767

References: Artículo 13
 artículo 25
 resolución 
	Resolución 
 artículo 24
 Real Decreto 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución