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Timestamp: 2017-10-18 07:20:46+00:00

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Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural (Vigente hasta el 01 de Enero de 2016).
Vigencia desde 24 de Junio de 2009. Esta revisión vigente desde 01 de Enero de 2013 hasta 01 de Enero de 2016
CAPÍTULO II. Definición y estructura de las tarifas de último recurso
Artículo 3 Tarifas de último recurso
Artículo 4 Estructura general de las tarifas de último recurso
CAPÍTULO III. Procedimiento de cálculo de las tarifas de último recurso
Artículo 5 Determinación de la tarifa de último recurso
Artículo 6 Metodología de cálculo de los peajes y cánones imputados
Artículo 7 Costes de comercialización
Artículo 8 Determinación del coste de la materia prima
Artículo 9 Prima por riesgo de cantidad
Artículo 10 Actualización de los términos de la tarifa
Artículo 11 Remisión de información
Disposición adicional única Tarifas de gases manufacturados por canalización en territorios insulares
Disposición transitoria única Modificación del calendario de aplicación del suministro de último recurso
ANEXO . Carta a remitir a los consumidores de gas manufacturado o gas natural en las Islas Baleares
Letra a) del número 3 del artículo 6 redactada por el apartado uno de la disposición final segunda de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016 («B.O.E.» 18 diciembre). Artículo 8 redactado por el apartado dos de la disposición final segunda de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016 («B.O.E.» 18 diciembre). Artículo 9 redactado por el apartado tres de la disposición final segunda de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016 («B.O.E.» 18 diciembre).
OM IET/2445/2014 de 19 Dic. (establece los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas)
Véase la disposición transitoria primera de la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 26 diciembre).
Véase la disposición transitoria segunda de Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 30 diciembre).
Definición del término «ßSI »del artículo 8 modificada por el apartado uno de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre). Definición del término «ßSB »del artículo 8 modificada por el apartado uno de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre). Artículo 11 introducido por el apartado dos de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre). Número 3 del artículo 10 redactado por el apartado tres de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre). Véase la disposición transitoria tercera de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre), respecto a la actualización de parámetros para el cálculo de la tarifa de último recurso.
OM ITC/3354/2010 de 28 Dic. (peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas)
«Definición» contenida en el artículo 8 modificada conforme establece la disposición final tercera de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 29 diciembre). «Definición» contenida en el artículo 8 modificada conforme establece la disposición final tercera de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 29 diciembre).
OM ITC/1506/2010 de 8 Jun. (modificación OM ITC/1660/2009 de 22 Jun., metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural)
Número 4 del artículo 5 introducido por el apartado uno del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio). Fórmula de la letra a) del apartado 3 del artículo 6 redactada por el apartdo dos del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio). Fórmula de la letra b) del apartado 3 del artículo 6 redactada por el apartdo tres del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio). Definiciones de determinados términos del artículo 8 modificados conforme establece el apartado cuatro del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio). Definición del término «m» del artículo 9 modificada por el apartado cinco del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio). Número 3 del artículo 10 introducido por el apartado seis del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio). Número 4 del artículo 10 introducido por el apartado siete del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio).
En desarrollo de la Ley del sector de hidrocarburos, el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural, establece en su artículo 25.1 que el Ministro, mediante orden y previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de las tarifas de venta de gas natural. Asimismo, este artículo dispone que en dichas órdenes se establecerán los valores concretos de las tarifas y precios o un sistema de determinación y actualización de los mismos.
En cumplimiento de lo anterior, el Ministro de Industria Turismo y Comercio dictó la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre, por la que se establece la tarifa del suministro de último recurso de gas natural, donde se determina la forma de cálculo de dicha tarifa a partir del 12 de octubre de 2008, la cual debía adaptarse conforme se desarrollara el procedimiento de subasta para la determinación del coste del gas natural considerado. Asimismo, dispone en sus artículos 4 y 5 las condiciones generales aplicables al suministro y las unidades de facturación y medida.
La presente orden establece la forma de cálculo de la tarifa de último recurso, incorporando los resultados del referido procedimiento de subasta, junto con referencias internacionales indicativas del coste de aprovisionamiento de gas natural.
La Ley 34/1998, de 7 de octubre, dispone el régimen transitorio de los gases manufacturados en territorios insulares, de manera que hasta la finalización y puesta en marcha de las instalaciones que permitan el suministro de gas natural las empresas distribuidoras podrán efectuar el suministro de gases manufacturados. La presente orden determina las tarifas aplicables al suministro de gases manufacturados en territorios insulares hasta la llegada del gas natural, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 25.1 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto.
Se ha evacuado el trámite de audiencia a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos, cuyas observaciones y comentarios, de acuerdo con lo establecido en el 5.5 del Real Decreto 1339/1999, de 31 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la Comisión Nacional de Energía, se han tomado en consideración para la elaboración del correspondiente informe de dicha Comisión, elaborado de conformidad con la disposición adicional undécima, apartado tercero, 1, funciones segunda y cuarta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
Mediante acuerdo de 18 de junio de 2009, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha autorizado al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar la presente orden.
En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, adoptado en su reunión del día 18 de junio de 2009, dispongo:
Constituye el objeto de esta orden la determinación de la metodología para el cálculo de la tarifa de último recurso.
La presente orden será de aplicación al suministro de gas natural que realicen los comercializadores de último recurso a los consumidores que cumplan los requisitos establecidos en la disposición transitoria quinta de la Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural.
Definición y estructura de las tarifas de último recurso
Serán de aplicación las siguientes tarifas de último recurso en función de los consumos anuales:
a) TUR.1, aplicable a los consumidores con consumo anual igual o inferior a 5.000 kWh.
b) TUR.2, aplicable a los consumidores con consumo superior a 5.000 kWh e inferior o igual a 50.000 kwh.
1. Las tarifas de último recurso se componen de un término de facturación fijo, expresado en €/mes, y un término de facturación variable por unidad de energía, expresado en cts/kWh.
2. Las tarifas de último recurso se determinarán sin incluir los impuestos, recargos y gravámenes sobre el consumo y suministro, ni tampoco los alquileres de equipos de medida, los derechos de acometida, derechos de alta, ni aquellos otros servicios cuya repercusión sobre el usuario esté autorizada por la normativa vigente.
Procedimiento de cálculo de las tarifas de último recurso
1. De acuerdo con lo establecido en el artículo 93.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y el artículo 26.2 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del gas natural, el sistema de cálculo de la tarifa de último recurso incluirá de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes de acceso en vigor, los costes de comercialización y los costes derivados de la seguridad de suministro.
2. El término fijo de la tarifa se determinará como la suma de los costes que corresponden al término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución (Tfi), al término de reserva de capacidad (Tfe), al término fijo del peaje de regasificación (Tfr) y al coste fijo de comercialización.
3. El término variable de la tarifa se determinará como la suma de los costes que corresponden al término variable del término de conducción del peaje de transporte y distribución (Tvi), al término variable del peaje de regasificación (Tvr), al valor medio del peaje de descarga de buques, al coste medio del canon de almacenamiento subterráneo, al coste medio del canon de almacenamiento de GNL, al coste variable de comercialización, y al coste de la materia prima, que incluirá el coste asociado a las mermas y al riesgo de cantidad.
4. Para la determinación del coste de la materia prima se realizarán dos subastas anuales del producto Gas de Base y una subasta del producto Gas de Invierno.
La primera subasta se celebrará con anterioridad al 30 de junio e incluirá el suministro de las cantidades de Gas de Base para el período comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre y el suministro de las cantidades de Gas de Invierno para el período comprendido entre el 1 de julio y el 30 de junio del año siguiente.
La segunda subasta se celebrará con anterioridad al 31 de diciembre e incluirá el suministro de las cantidades de Gas de Base para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio del año siguiente.
Número 4 del artículo 5 introducido por el apartado uno del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio).Vigencia: 12 junio 2010
1. El coste correspondiente al peaje de regasificación se determinará de acuerdo a las siguientes fórmulas:
a) Término fijo del peaje de regasificación, expresado en €/mes:
b) Término variable del peaje de regasificación, expresado en cts/kWh:
2. El coste medio de descarga de buques, expresado en cts/kWh:
3. El coste medio de almacenamiento:
a) Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:
Fórmula de la letra a) del apartado 3 del artículo 6 redactada por el apartdo dos del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio).Vigencia: 12 junio 2010
Letra a) del número 3 del artículo 6 redactada por el apartado uno de la disposición final segunda de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016 («B.O.E.» 18 diciembre).
b) Coste medio de almacenamiento de GNL, expresado en cts/kWh:
Fórmula de la letra b) del apartado 3 del artículo 6 redactada por el apartdo tres del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio).Vigencia: 12 junio 2010
4. El coste que corresponde al término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución, expresado en €/mes, se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:
5. A continuación se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:
Tfr y Tvr: términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en cts/kWh/día/mes y cts/kWh respectivamente.
Tfe: término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.
Tfd: término fijo de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en €/buque.
Tvd: término variable de descarga de buques, expresado en cts/kWh.
Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m³, que será igual a 111.799 m³.
Tf, Tvi, Tve: termino fijo, término de inyección y el término de extracción, respectivamente, del canon de almacenamiento subterráneo, expresados en cts/kWh/mes, cts/kWh y cts/kWh.
Tv: canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.
Cmi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh. Será de 2.507 kWh para el escalón TUR.1 y de 10.256 kWh para el escalón TUR.2.
fc: factor de carga, con un valor de 0,36.
mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno.
%GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL, expresado en tanto por uno, con un valor de 0,72.
fconv: factor de conversión de m³ de GNL a kWh, que será de 6.779 kWh/m³.
EMAX: emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh, con un valor de 6 GWh/día para la TUR.1 y de 25 GWh/día para la TUR.2
n: número de consumidores, con un valor de 3.491.298 para la TUR.1 y de 3.518.322 para la TUR.2.
GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso, con un valor de 6.800 MWh para la TUR.1 y de 28.028 MWh para la TUR.2.
1. El término fijo del coste de comercialización se establece en 1,42 €/mes, tanto para los clientes en la tarifa TUR.1 como en la TUR.2.
2. El coste de comercialización variable se establece en 0,083 cts/kWh, tanto para los consumos de la tarifa TUR.1 como para los de la tarifa TUR.2.
El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
α: proporción en tanto por uno del volumen de aprovisionamiento de Gas de Invierno en relación al total, para cada período de suministro. Para el periodo de suministro comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre, el coeficiente α será igual a 0,35. Para el período de suministro comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio, el coeficiente a será igual a 0,50.
β SI = (Qai/Qoi)*Ps:
Definición del término «ßSI »del artículo 8 modificada por el apartado uno de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2013
β SB = (Qab/Qpb)*Ps
Ps porcentaje de gas de base que se subasta en relación a la demanda de gas de base. Este valor se fija en 0.5.
Definición del término «ßSB »del artículo 8 modificada por el apartado uno de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2013
El precio, Pbn expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Base suministradas, se revisará trimestralmente, al inicio de los meses de julio, octubre, enero y abril mediante la aplicación de la siguiente fórmula:
a) Pbn: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Base realizados en el trimestre de referencia «n», con dos decimales y expresado en €/MWh.
b) Pb: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Base.
c) BR6n: Media de los datos de las cotizaciones del crudo Brent en los seis meses inmediatamente anteriores al trimestre de referencia «n», expresado en Dólar/barril, empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
d) BR6O: Media de la cotización del crudo Brent correspondiente al mes de la celebración de la subasta y de los cinco meses inmediatamente anteriores. Para el mes en el que se celebre la subasta se considerará la media de las cotizaciones disponibles hasta el día de la celebración de la misma sin incluir la de dicho día ni la de los cuatro días naturales anteriores. «Definición» contenida en el artículo 8 modificada conforme establece la disposición final tercera de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 29 diciembre).Vigencia: 1 enero 2011
e) Tn: Media del tipo de cambio Dólar/Euro de los tres meses anteriores al trimestre de referencia «n», empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
f) TO: Media del tipo de cambio Dólar/Euro del mes de celebración de la subasta y de los dos meses inmediatamente anteriores. Para el mes en el que se celebre la subasta se considerará la media de las cotizaciones disponibles hasta el día de la celebración de la misma sin incluir la de dicho día ni la de los cuatro días naturales anteriores. «Definición» contenida en el artículo 8 modificada conforme establece la disposición final tercera de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 29 diciembre).Vigencia: 1 enero 2011
g) An: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.
a) ΔTrc: Variación del término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh/día/mes.
b) ΔTfr: Variación del término fijo del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresada en cts/kWh/día/mes.
c) ΔTvr: Variación del término variable del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
d) ΔTfd: Variación del término fijo del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en €/buque.
e) ΔTvd: Variación del término variable del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
f) ΔTv: Variación del canon de almacenamiento de GNL respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/MWh/día.
Para el cálculo de los términos Tn y To se emplearán las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo.
Para el cálculo de los términos BR6n y BR6o se emplearán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Platts Oilgram Price Report» o en el «Platts nPLCrudeU». En caso de no publicarse, se efectuará el cálculo del promedio mensual como la media de las cotizaciones diarias baja y alta de cada uno de los días en que exista cotización del «Brent Dated», publicada en el «Platts POM» o «nPLCRUDE».
El precio, Pin, expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Invierno suministradas, se revisará mediante la aplicación de la siguiente fórmula:
a) Pin: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
b) Pio: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
c) Bn: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.
a) fc: Factor medio que esté vigor en el momento de la revisión, aplicable a los contratos de acceso de duración mensual, para los meses del período para el que se esté determinando el precio de suministro.
Definiciones de determinados términos del artículo 8 modificados conforme establece el apartado cuatro del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio).Vigencia: 12 junio 2010
An y Bn: son los peajes hasta el AOC, que están implícitos en los precios Pin y Pbn. Sus valores se determinarán de acuerdo con las fórmulas establecidas en la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de 19 de mayo de 2009, utilizando los valores absolutos de los distintos términos de los peajes en vigor, en lugar de sus incrementos. Estos peajes implícitos en los precios de los productos subastados se sustituirán por los que correspondan a los productos de posteriores subastas, que se realicen en aplicación de la Orden ITC/863/2009, de 2 de abril.
RIn: precio de referencia, expresado en cent€/kWh, para aprovisionamientos de gas de invierno que se determina a partir de la siguiente fórmula:
HHn: media de las cotizaciones del Henry Hub para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Nymex (New York Mercantile Exchange). Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de dólares por millón de BTU, a cent€/kWh utilizando el tipo de diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 293,07 kWh/MBtu:
k: son 12 meses a partir del primer mes del trimestre «n» de referencia.
HHk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible.
λk: es el factor de ponderación del mes k.
NBPn: media de las cotizaciones del National Balancing Point (NBP) del Reino Unido para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Intercontinental Exchange (ICE) «UK Natural Gas (monthly)». Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 29,307 kWh/therm.
k y λk: son los parámetros definidos en el apartado anterior.
NBPk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible.
RBn: precio de referencia, expresado en cts€/kWh, para el aprovisionamiento de gas de base que se determina a partir de la siguiente fórmula:
Brentn: media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia «n». Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Platts Oilgram Price Report» o en el «Platts nPLCrude». En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del «Brent Dated» publicada diariamente en el «Platts POM» o «nPLCRUDE». Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive.
En: cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del período se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.
MERM: coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo anterior:
PRQ: prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.
Artículo 8 redactado por el apartado dos de la disposición final segunda de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016 («B.O.E.» 18 diciembre).
La prima por riesgo de cantidad (PRQ) refleja el sobrecoste que para los comercializadores de último recurso supone la existencia de una correlación positiva entre el volumen real de gas natural que tienen obligación de suministrar y el precio de la energía en el mercado.
Se define por la fórmula:
m: porcentaje de demanda a suministrar mediante un producto estacional, en relación con la demanda total. El valor de m será el mismo que el término α definido en el artículo 8. Definición del término «m» del artículo 9 modificada por el apartado cinco del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio).Vigencia: 12 junio 2010
ID: porcentaje de incremento no predecible de la demanda invernal, igual a 0,3.
IP: porcentaje de incremento de precio asociado al incremento de demanda no predecible, igual a 0,3.
Artículo 9 redactado por el apartado tres de la disposición final segunda de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016 («B.O.E.» 18 diciembre).
1. Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema o en los coeficientes de mermas en vigor.
Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.
2. Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro así como las unidades de facturación y medida son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.
Véase Res. 25 de septiembre de 2015, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 30 septiembre).
Véase Res. 26 junio 2015, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 1 julio).
Véase la Res. de 26 de diciembre de 2014, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 30 diciembre).
Véase Res. 26 diciembre 2013, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 31 diciembre).
Véase Res. 28 diciembre 2012, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 31 diciembre).
3. Los siguientes parámetros definidos en el apartado 5 del artículo 6º: Tmbuque, Cmi, fc, %GNL, fconv, EMAX, GNd, número de consumidores TUR.1 y TUR.2 (ni) se actualizarán con carácter anual, con anterioridad al 1 de diciembre, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Número 3 del artículo 10 redactado por el apartado tres de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2013
4. Las resoluciones de actualización de los términos de la tarifa de último recurso deberán incluir la publicación de los valores mensuales de todos los términos que componen la fórmula del coste de la materia prima empleados para su actualización: el precio mensual de los productos de la subasta (Gas de Base y Gas de Invierno), el precio mensual de la fórmula de aprovisionamiento de Gas de Base (RBn) y las cotizaciones mensuales del Henry Hub y National Balancing Point, así como el valor final resultante del coste de materia prima empleado para la actualización de la TUR.
Número 4 del artículo 10 introducido por el apartado siete del artículo único de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 11 junio).Vigencia: 12 junio 2010
Véase la disposición transitoria tercera de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre), respecto a la actualización de parámetros para el cálculo de la tarifa de último recurso.
Las empresas comercializadoras de último recurso, antes del día 15 de mayo de cada año, remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la Comisión Nacional de Energía y a la entidad responsable de la organización de las subastas para la adquisición de gas natural para la fijación de la tarifa de último recurso, la demanda mensual de los consumidores acogidos a las tarifas TUR.1 y TUR.2 durante el periodo comprendido entre el 1 de julio del año anterior y el último mes disponible del año en curso y las previsiones mensuales hasta el 30 de junio del año siguiente.
Artículo 11 introducido por el apartado dos de la disposición final cuarta de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas («B.O.E.» 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2013
1. Las tarifas a aplicar por las empresas distribuidoras de gases manufacturados por canalización en territorios insulares son las definidas en el artículo 27 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto. Para consumos inferiores o iguales a 5.000 kWh/año la tarifa T.1 a aplicar será igual a la TUR.1, mientras que para consumos superiores a 5.000 kWh/año e inferiores o iguales a 50.000 kWh/año la tarifa T.2 a aplicar será idéntica a la TUR.2.
2. Para consumos superiores a 50.000 kWh/año e inferiores o iguales a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.3, y para consumos superiores a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.4. Dichas tarifas se determinarán por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con la metodología establecida en la presente orden con las siguientes particularidades:
Como término de conducción del peaje de transporte y distribución se considerarán los valores correspondientes a los escalones 3.3 y 3.4.
Cmi: 57.935 y 501.000 kWh/cliente para las tarifas T.3 y T.4 respectivamente.
ni: 21.400 y 41.101 para las tarifas T.3 y T.4 respectivamente, aplicable para calcular el término fijo del peaje de regasificación y el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución.
EMAX y GNd tendrán los valores de 858.976 kWh/día y 8.327.795 kWh respectivamente para la tarifa T.3 mientras que en el caso de la tarifa T.4 los valores a aplicar serán de 14.266.470 kWh/día y 15.994.425 kWh.
3. La empresa distribuidora responsable del suministro de gas manufacturado remitirá a los clientes a los que vaya a comenzar a suministrar gas natural, la carta que se indica en el anexo de la presente orden, con una antelación mínima de dos meses respecto al momento en que sea efectivo el suministro de gas natural en una determinada zona.
Desde el 1 de julio, en caso de que un consumidor con consumo anual superior a 50.000 kWh/año e inferior a 3 GWh/año no haya negociado con un comercializador un precio de suministro, se le aplicará el precio que se indica en la siguiente tabla:
Consumo superior a 50.000 kWh/año e inferior o igual a100.000 kWh/año:
Consumo superior a 100.000 kWh/año e inferior a 3 GWh/año:
Carta a remitir a los consumidores de gas manufacturado o gas natural en las Islas Baleares
Una vez que se inicie el suministro de gas natural en su zona de distribución y como consecuencia de la aplicación de la normativa europea, las empresas distribuidoras debemos proceder a transferir nuestra cartera de clientes a una empresa comercializadora de gas natural, quien será a partir de ahora su suministrador de gas.
El cambio de suministrador en ningún caso tendrá un coste adicional para usted, ni modificará las condiciones de calidad de las que ha disfrutado hasta ahora.
Usted tiene derecho a elegir la empresa comercializadora de gas que desee que le suministre. Adicionalmente, de todas las anteriores, le indicamos a continuación las empresas comercializadoras que tienen la obligación de suministrarle a un precio establecido por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a las que podrá dirigirse para solicitar información:
Si usted no ha procedido a contratar con alguna comercializadora, el día en que se inicie el suministro de gas natural su suministro será automáticamente asumido por nuestra empresa comercializadora. En este caso, le comunicamos que sus datos personales serán transferidos a esta empresa con el fin de que pueda continuar con el servicio, tal y como veníamos ofreciéndoselo hasta ahora desde nuestra empresa de distribución.
A partir de ese momento, la empresa comercializadora será responsable de enviarle las facturas y gestionar los cobros por el suministro de gas natural.
Por su parte, la empresa distribuidora seguirá a cargo de la lectura de contadores y de los servicios de emergencia 24 horas.
A la espera de ofrecerle el mejor servicio.
Fdo.: .............................................
(Nombre de la empresa distribuidora)
NOTA: El listado que aparece en la tabla anterior se actualizará en función de los cambios que se produzcan.

References: Artículo 3

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