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BOE.es - Documento BOE-A-2013-13768
Documento BOE-A-2013-13768
«BOE» núm. 312, de 30 de diciembre de 2013, páginas 106639 a 106676 (38 págs.)
La Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en la redacción dada por el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, estableció en su artículo 92 que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá las metodologías para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso, transporte y distribución, regasificación y almacenamiento y carga de cisternas, y así lo incluye entre las funciones de dicha comisión recogidas en la disposición adicional undécima.tercero.1.decimonovena.iv de la Ley 34/1998, de 7 de octubre. A su vez, el artículo 91.2 de la citada ley dispone que reglamentariamente se establezca el régimen económico de los derechos por acometidas, alquiler de contadores y otros costes necesarios vinculados a las instalaciones.
La Ley 3/2013, de 4 de junio de 2013, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, agrupa en este organismo las funciones que venían desarrollando diversos organismos reguladores, entre ellos la Comisión Nacional de Energía y recoge, de forma específica para este organismo en su artículo 7.1 d), la función de dictar mediante circular la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas: transporte y distribución, regasificación, almacenamiento y carga de cisternas, dentro del marco tarifario y retributivo definido en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y en su normativa de desarrollo.
La disposición transitoria primera del Real Decreto-ley 13/2012, de 3 de marzo, dispone que hasta que la Comisión Nacional de Energía establezca la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas, de acuerdo con lo dispuesto en la disposición adicional undécima.tercero.1.decimonovena.iv de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, serán de aplicación los criterios recogidos en la citada ley así como lo dispuesto en el Real Decreto 949/2002, 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 y las órdenes de desarrollo.
El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, recoge en su artículo 25 los criterios para la determinación de tarifas, peajes y cánones, y señala que se seguirán los objetivos de retribuir las actividades reguladas, asignar de forma equitativa los costes, incentivar el uso eficiente del gas natural y del sistema gasista, y no producir distorsiones sobre el mercado, disponiendo que el Ministro de Economía (remisión que en la actualidad debe entenderse efectuada al Ministro de Industria, Energía y Turismo), mediante orden, 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, los precios de cesión de gas natural para los distribuidores, y de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso por terceros.
El citado Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, en sus artículos 16.6 y 20.5, dispone que el Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe de la Comisión Nacional de Energía (referencia que en la actualidad debe entenderse efectuada a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia), establecerá, antes del día 1 de enero de cada año, los costes fijos a retribuir para cada empresa o grupo de empresas para ese año, para las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte y distribución así como los valores concretos de los parámetros para el cálculo variable que les corresponda.
La Orden ITC/3993/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de las actividades de transporte y distribución, suministro a tarifa y el coste de compra venta de gas, la Orden ITC/3994/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de la actividad de regasificación y la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de la actividad de almacenamiento subterráneo, modificaron sustancialmente el sistema de retribución para las actividades de regasificación y almacenamiento hasta entonces aplicado. Asimismo, dichas órdenes determinaron los valores de los costes de explotación fijos y variables, junto con las fórmulas de actualización para años sucesivos.
Por otra parte, el Real Decreto 326/2008, de 29 de febrero, por el que se establece la retribución de la actividad de transporte de gas natural para instalaciones con puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2008, reguló un nuevo sistema de retribución de la actividad de transporte de gas natural para estas instalaciones. En particular, su artículo 6 dispone que se devengue una retribución a cuenta a partir del 1 de enero posterior a la fecha de puesta en servicio de las instalaciones. Asimismo, de acuerdo con lo dispuesto en la disposición adicional segunda la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha remitido un informe al Ministerio de Industria, Energía y Turismo sobre la retribución de determinadas actividades reguladas para el año siguiente, que ha sido tenido en cuenta en la elaboración de la presente orden.
Además, el anexo I del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural, concreta en su apartado 3 un procedimiento de actualización anual de los derechos de acometida.
Finalmente, de acuerdo con la disposición adicional segunda del Real Decreto 942/2005, de 29 de julio, por el que se modifican determinadas disposiciones en materia de hidrocarburos, en esta orden se regulan las tarifas de alquiler de contadores y equipos de telemedida.
La presente orden ha sido objeto de informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, aprobado por su Consejo el 19 de diciembre de 2013, para cuya elaboración se han tenido en cuenta las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia efectuado a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos.
El Consejo Consultivo de Hidrocarburos sigue ejerciendo sus funciones hasta la constitución del Consejo Consultivo de Energía de acuerdo con lo dispuesto en la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio.
Mediante Acuerdo de 26 de diciembre de 2013, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha autorizado al Ministro de Industria, Energía y Turismo a dictar la orden.
1. Constituye el objeto de esta orden la determinación de los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas en vigor a partir del día 1 de enero de 2014, la retribución de las empresas que realizan actividades reguladas, así como la determinación de los valores unitarios de inversión y costes fijos y variables de explotación de los activos adscritos a dichas actividades reguladas.
2. Asimismo, se establecen para el año 2014 las tarifas de alquiler de contadores y de equipos de telemedida junto con los derechos de acometida para los suministros con presión de suministro inferior o igual a 4 bar en los términos que señalan respectivamente los anexos II y III de esta orden.
1. Los importes antes de impuestos de los peajes y cánones asociados al uso de las instalaciones de la red básica, transporte secundario y distribución de gas natural en vigor a partir del 1 de enero de 2014 son los establecidos en el anexo I de esta orden.
1. Las cuotas destinadas a la retribución del Gestor Técnico del Sistema y la tasa aplicable a la prestación de servicios y realización de actividades en relación con el sector de hidrocarburos gaseosos serán del 0,39 por ciento y del 0,140 por ciento respectivamente, aplicables como porcentaje sobre la facturación de los peajes y cánones a que hace referencia el artículo 1 de la presente orden y que deberán recaudar las empresas transportistas y distribuidoras.
2. Sin perjuicio de lo anterior, la retribución provisional del Gestor Técnico del Sistema correspondiente al año 2014 será de once millones quinientos sesenta y uno mil sesenta euros (11.561.060 €). La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia incluirá en la liquidación 14 del año 2014 la diferencia, positiva o negativa, entre las cantidades percibidas por el Gestor Técnico del Sistema por la aplicación de la cuota establecida en el apartado anterior y su retribución correspondiente al año 2014.
3. El canon de almacenamiento de gas natural licuado (GNL), que se especifica en el anexo I de la orden, se facturará por todo el volumen del gas efectivamente almacenado, excluido el gas talón de los tanques, propiedad de los titulares de las plantas.
4. Toda recaudación en concepto de peajes y cánones será comunicada a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia e incluida en el sistema de liquidaciones, de acuerdo con la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las actividades reguladas del sector de gas natural y de las cuotas con destinos específicos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas.
5. Cualquier disminución de facturación como consecuencia de la incorrecta aplicación de los peajes y cánones de la presente orden, así como de la no aplicación de los apartados anteriores del presente artículo, será soportada por la compañía responsable de su facturación. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia efectuarán el cálculo de las liquidaciones correspondientes sin tener en cuenta dichas disminuciones.
6. Cuando el período de facturación no coincida con un mes natural, los términos fijos de los peajes de transporte y distribución Tfij, o el término de reserva de capacidad Tfe, regasificación Tfr o carga de cisternas Tfc, se calcularán multiplicando el valor mensual por el cociente entre el número de días a facturar del mes que entren en el período de facturación y el número de días del mes. Cuando el período de facturación coincida con un mes completo se aplicará directamente el valor publicado.
7. Los peajes incluidos en el anexo I de esta orden están referidos a las condiciones de referencia definidas en el protocolo de detalle PD-01, aprobado mediante Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista. En el caso que por cumplimiento de normativa europea, en las conexiones internacionales se empleen condiciones de referencia diferentes, se procederá a convertir el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución aplicando el coeficiente correspondiente incluido anexo «J» de la norma ISO 6976.
Artículo 5. Contratación de capacidad de carga de GNL con destino a plantas satélites
1. A efectos de la contratación de nueva capacidad o ampliación de la capacidad ya contratada para la carga de cisternas de gas natural licuado (GNL) destinadas a plantas satélites, los usuarios deberán acreditar al titular de la planta de regasificación que no existe una red de transporte o distribución de gas natural próxima al punto de consumo susceptibles de alimentarlo. Para ello, los usuarios deberán acreditar que no existe ninguna red de transporte o distribución en un radio inferior a 2.000 m desde el punto de consumo. Todas las instalaciones de consumo que dispongan de conexión con la red de transporte o distribución se deberán alimentar desde la misma en un plazo no superior a dos meses desde la entrada en vigor de la presente orden.
2. Esta limitación se aplicará de forma individualizada a cada punto de suministro, y en consecuencia la contratación de capacidad de carga de cisternas en una planta de regasificación por parte de un comercializador requerirá verificar el cumplimiento del requisito establecido de distancia de forma particular para cada punto de consumo. A estos efectos no se considerarán como incrementos de capacidad la contratación de capacidad destinada a suministrar a clientes que hayan cambiado de comercializador, siempre que dichos clientes no amplíen la capacidad contratada.
3. No se aplicará la limitación anterior si entre el punto de consumo y el punto de consumo la inversión necesaria para realizar la conexión tuviera un coste superior a cinco veces el valor resultante de la aplicación de los valores unitarios en vigor. En el caso de que la conexión se realice mediante un gasoducto a presión inferior a 16 bares se aplicarán los valores correspondientes a los gasoductos secundarios. Este coste de la conexión deberá acreditarse al titular de la planta mediante el correspondiente presupuesto elaborado por el titular de la red más próxima al consumidor.
4. En el caso de que existiese una red en una distancia inferior a 2 km del consumidor, y esta no contase con la capacidad suficiente para hacer efectivo el suministro, la limitación anterior solo será de aplicación cuando se disponga de la capacidad necesaria.
5. Con el objeto de facilitar la conexión a la red de nuevos clientes, se admitirá temporalmente la contratación de carga de cisternas de GNL a clientes que dispongan de conexión en un radio de 2 km siempre que se verifiquen las siguientes condiciones:
a) El cliente ha de haber solicitado la conexión por escrito al transportista o al distribuidor titular de la red.
b) El distribuidor o transportista habrá de haber aceptado la petición de conexión, y habrá de haber enviado el presupuesto de la instalación correspondiente que deberá haber sido aceptado y firmada por el cliente.
6. Este suministro temporal de GNL finalizará en el plazo de menor de los siguientes:
a) Cuando el distribuidor o transportista finalice y ponga en servicio la instalación de conexión.
b) Cuando hayan pasado dos años desde la aceptación del presupuesto, salvo retraso justificado ante la Dirección General de Política Energética y Minas.
7. Las instalaciones de suministro de gas o gas natural licuado (GNL) a vehículos y/o buques quedan excluidas de lo dispuesto en el presente artículo.
1. A efectos del cálculo de los ingresos liquidables, se computarán los correspondientes por la aplicación de los peajes y cánones y las cuotas destinadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Gestor Técnico del Sistema, a las cantidades de gas suministradas y a las capacidades contratadas.
2. El Ministerio de Industria, Energía y Turismo o la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrán inspeccionar las condiciones de facturación de los peajes y cánones. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá a estos efectos establecer planes anuales o semestrales de inspección de las condiciones de facturación de peajes y cánones.
Como resultado de las inspecciones, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrá realizar una nueva liquidación de las cantidades que hayan sido objeto de comprobación o inspección.
En la facturación de los peajes y cánones se indicarán, con la mayor desagregación posible, las variables que sirvieron de base para el cálculo de la cantidad a cobrar, incluido el valor promedio del poder calorífico superior del gas suministrado durante dicho período, expresado en kWh/m³ (n). En particular, se desglosarán los porcentajes destinados al Gestor Técnico del Sistema y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Artículo 8. Facturación de períodos con variación de peajes.
10. Los distribuidores informarán diariamente al Gestor Técnico del Sistema a través del SL-ATR, del detalle de los consumos telemedidos por cada consumidor, especificando para cada día: comercializador vigente, peaje, PCTD/PCDD, CUPS y consumo, dentro de los plazos correspondientes marcados en la NGTS-06 «Repartos», apartado 6.4.1.1 «Plazos para el reparto diario», para el envío de los repartos del día «n».
Los distribuidores facilitarán el código CNAE de cada consumidor con telemedida.
1. A los contratos de acceso a las instalaciones de regasificación y de transporte y distribución por periodos inferiores a un año se les aplicará lo establecido en este artículo, así como en los artículos 4 y 9.
La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Gestor Técnico del Sistema, y previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, determinará anualmente las zonas con posibilidad de congestión y la capacidad susceptible de ser contratada bajo el régimen de interrumpibilidad. A estos efectos, solamente se consideraran las zonas en las que las instalaciones existentes sean incapaces de suministrar la demanda prevista en circunstancias tanto de operación normal como de demanda punta invernal.
2. Condiciones de aplicación de la interrumpibilidad:
i. Contrato de interrupción tipo «A»: 5 días.
ii. Contrato de interrupción tipo «B»: 10 días.
a) La solicitud de interrupción solamente podrá realizarse por parte del Gestor Técnico del Sistema como consecuencia de alguna de las causas señaladas en el apartado anterior y requerirá comunicación previa al Secretario de Estado de Energía. Dicha solicitud implicará la solicitud de declaración de Situación de Operación Excepcional Nivel 1.
b) El Gestor Técnico del Sistema repartirá el volumen necesario de interrupción entre los diferentes clientes interrumpibles, de acuerdo a los siguientes criterios:
i. Criterios geográficos.
ii. Máxima operatividad.
iii. Mínimo impacto.
c) Siempre que la situación lo permita, los clientes que hayan sido interrumpidos en una ocasión serán interrumpidos en último lugar en la siguiente.
Artículo 12. Peaje de exportación por conexiones internacionales
1. Al gas natural destinado a la exportación por una conexión internacional terrestre se le aplicará el término fijo de conducción del peaje de transporte y distribución 1.3 vigente multiplicado por un factor 0,7. No se aplicará el término variable.
2. En el caso de contratos de duración inferior a un año, se aplicará lo establecido en el artículo 10 de la orden.
Artículo 13. Régimen aplicable a los gases manufacturados en el archipiélago canario.
1. El precio de cesión a considerar como coste liquidable de las empresas distribuidoras que suministren gases manufacturados en el archipiélago canario será de 0,035 €/kWh.
Artículo 14. Mermas en las redes de distribución.
1. Antes de la finalización del mes «m+3», los distribuidores calcularán para cada mes «m» y por PCTD/PCDD, las mermas reconocidas en la red, las mermas reales, y el saldo de mermas resultante, calculado como las mermas reales menos las mermas reconocidas. Los distribuidores comunicarán a los usuarios el saldo mensual de mermas del mes «m» que les corresponde en cada PCTD/PCDD, junto con la información necesaria que permita reproducir su cálculo. Para todo ello se aplicarán los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema que correspondan.
2. Antes del 1 de abril de cada año los distribuidores calcularán y comunicarán a cada usuario el saldo de mermas del año anterior, calculado como la suma de los saldos mensuales asignados para el conjunto de sus redes y remitirán al Gestor Técnico del Sistema un informe anual de las mermas reales, las mermas reconocidas, el saldo de mermas resultante y el reparto de dicho saldo entre los usuarios de acuerdo con el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema que corresponda.
3. Los usuarios podrán solicitar la revisión de los saldos de mermas mensuales y anuales asignados, conforme al procedimiento de las Normas de Gestión Técnica del Sistema correspondiente.
4. Teniendo en cuenta la información anual comunicada por los operadores, el Gestor Técnico del Sistema supervisará la correcta determinación de las mermas reales, las mermas retenidas, los saldos de mermas y su asignación a los usuarios, y elaborará un informe al respecto que remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia antes del 1 de mayo de cada año. Dicho informe cumplirá los requisitos establecidos en el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema correspondiente.
5. Si en el desarrollo de esta labor de supervisión el Gestor Técnico del Sistema detectase un defecto en la determinación y reparto de los saldos de mermas que conllevara la modificación de los mismos, el Gestor Técnico del Sistema comunicará y justificará al distribuidor dicho error lo antes posible, antes del 25 de abril de cada año, con el fin de que éste pueda corregir su asignación de saldos e indicar dicha corrección a los usuarios afectados.
6. Antes del 1 de junio de cada año, el Gestor Técnico del Sistema aprobará los saldos de mermas anuales, valorará económicamente dichos saldos y comunicará a los usuarios y distribuidores operadores el saldo y la compensación económica que les corresponde. Estas compensaciones económicas se calcularán de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 7 de este artículo. En caso de discrepancia sobre la decisión del Gestor Técnico del Sistema se podrá presentar un conflicto de gestión del sistema ante la CNMC, en los términos establecidos en el artículo 12.1.b.2.º de la Ley 3/2013.
Asimismo, el Gestor Técnico del Sistema publicará en su página web el valor del precio medio del gas talón y gas de operación que se empleará para valorar los saldos de mermas. Este precio de referencia se calculará como la media aritmética de los precios mensuales del gas de operación del año en que dichas mermas se hayan generado. Cuando en un mismo mes del año exista más de un precio de gas de operación, se calculará primero la media aritmética del mes en cuestión y se empleará ésta para el cálculo de la media aritmética anual.
7. El distribuidor con saldo de mermas anual positivo en el conjunto de sus redes abonará a sus usuarios con saldo de mermas anual positivo, en el plazo de un mes desde la comunicación del Gestor, la cantidad que resulte de valorar dicho saldo al precio de referencia. A su vez, los usuarios con saldo anual de mermas negativo, en el plazo de un mes desde la comunicación del Gestor, abonarán al distribuidor el saldo del usuario valorado a este mismo precio.
8. Para el distribuidor con un saldo de mermas anual negativo en el conjunto de sus redes, se valorará la mitad de dicho saldo al precio de referencia, y se repartirá la cantidad calculada entre sus usuarios de forma proporcional al consumo de los clientes de cada uno en el conjunto de las redes del distribuidor. Posteriormente, se valorará el saldo de mermas de cada usuario al precio de referencia. Cuando el resultado de la valoración sea negativo, el usuario abonará dicha cantidad al distribuidor en el plazo de un mes desde la comunicación del Gestor. Cuando sea positiva, será el distribuidor quien, en el plazo de un mes desde la comunicación del Gestor, abone dicha cantidad al usuario.
9. Los ingresos o costes de los distribuidores que resulten de la compensación del saldo de mermas en sus redes no serán considerados ingresos o costes liquidables a efectos retributivos.
10. En caso de retrasos en el abono de las cantidades correspondientes, se devengarán intereses de demora equivalentes al Euribor a tres meses publicado en Reuters el día del vencimiento del pago incrementado en dos puntos.
11. Anualmente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en base al informe del Gestor Técnico del Sistema, podrá proponer a la Dirección General de Política Energética y Minas unos nuevos coeficientes de mermas reconocidas en la red de distribución, si así lo considera necesario.
2. Antes del 1 de febrero de cada año, los transportistas comunicarán al Gestor Técnico del Sistema sus necesidades mensuales de gas para los doce meses siguientes al mes de julio de cada año. En el caso de que el consumo se produzca en instalaciones dotadas de cogeneración eléctrica que viertan a la red, dicho consumo se reducirá en la parte imputable a la producción eléctrica ofertada. Antes del 15 de febrero, el Gestor Técnico del Sistema comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el programa mensual de compras de gas de cada transportista. Tanto el Gestor Técnico del Sistema como la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia publicarán en su página Web dicha información.
Para la adquisición de dicho gas se organizarán una o varias subastas anuales en cuyo caso las reglas se establecerán por resolución del Secretario de Estado de Energía. Igualmente por resolución del Secretario de Estado de Energía se podrá establecer cualquier otro mecanismo transparente y no discriminatorio.
3. El gas destinado a nivel mínimo de llenado de los gasoductos de transporte y de las plantas de regasificación se retribuirá como inversión necesaria para la actividad de transporte, reconociéndose una retribución financiera. El gas colchón de los almacenamientos subterráneos de la red básica se retribuirá conforme a lo establecido en la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de los almacenamientos subterráneos de gas natural incluidos en la red básica, al precio resultante de la subasta o del precio que resulte de cualquier otro mecanismo transparente y no discriminatorio elegido.
4. El gas de operación se valorará al precio resultante de la subasta o el que resulte del mecanismo establecido para su adquisición, y su compra tendrá la consideración de gasto liquidable.
5. En la valoración del gas de operación y del gas talón se incluirá cualquier impuesto o tasa aplicable y no deducible.
2. La retribución financiera por el gas de llenado mínimo para los gasoductos de transporte y las plantas de regasificación adquirido por una empresa en el año se calculará aplicando al coste de adquisición una tasa de retribución cuyo valor se determinará para cada año como la media mensual de las Obligaciones del Estado a diez años correspondientes a los doce meses anteriores al mes de noviembre del año anterior, más 350 puntos básicos. El coste de adquisición se calculará multiplicando el precio resultante de la subasta o del mecanismo de adquisición que se establezca por la cantidad adquirida.
3. La retribución financiera por el gas adquirido para el nivel mínimo de llenado de una instalación se devengará desde el momento de su incorporación a la instalación. La retribución financiera del año de la compra del gas se calculará prorrateando por el número de días desde la fecha de devengo al 31 de diciembre de dicho año. El Gestor Técnico del Sistema informará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de las cantidades entregadas a cada transportista en cada instalación y la fecha de entrega.
4. El Director General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia determinará semestralmente la retribución financiera a reconocer a cada empresa.
a) Mermas de regasificación (Cr): 0,005% del gas descargado en las plantas de regasificación.
b) Mermas de almacenamiento subterráneo (Ca): 0% del gas inyectado en los almacenamientos subterráneos.
c) Mermas de transporte primario (Ct): 0,2% de las entradas de gas a la red de transporte primario (desde conexiones internacionales, yacimientos, plantas de regasificación o desde otros puntos de entrada fuera del sistema gasista).
d) Mermas de distribución a presión igual o inferior a 4 bar (Cr < 4): 1%.
e) Mermas de distribución a presión igual o inferior a 4 bar, para redes alimentadas a partir de planta satélite (Cr < 4): 2%.
f) Mermas de distribución a presión superior a 4 bar (Cr > 4): 0,39 %. No se reconocerá merma alguna de distribución en gasoductos de una presión máxima de diseño superior a 16 bar, a menos que se justifique su existencia.
Artículo 18. Precio temporal aplicable a los consumidores sin contrato de suministro.
Artículo 19. Previsiones de demanda eléctrica.
1. Antes del día 31 del mes de octubre de cada año, el Gestor Técnico del Sistema Gasista y el Operador del Sistema Eléctrico remitirán a la Dirección de Política Energéticas v Minas y a la Comisión Nacional de Energía un documento conjunto en el que ambos operadores aportarán las previsiones que le corresponden de acuerdo con sus competencias relativas a la previsión de demanda de gas de las centrales de generación eléctrica que utilicen gas como combustible para el año siguiente.
2. El Gestor Técnico del Sistema proporcionará al Operador del Sistema Eléctrico los escenarios probables de precios del gas natural y el Operador del Sistema realizará los escenarios de cobertura de la demanda prevista por tecnología sobre la base de la información de precios prevista por el Gestor Técnico del Sistema.
A los efectos del cumplimiento de las obligaciones de mantenimiento de existencias estratégicas de seguridad, los comercializadores dispondrán del 1 al 15 de abril para adaptar anualmente su nivel de existencias a lo dispuesto en el Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la corporación de reservas estratégicas de productos petrolíferos.
Disposición adicional segunda. Retribución de las actividades reguladas para el año 2014.
En el anexo IV de la orden figura la cuantía total y el desglose de las retribuciones para el año 2014 de las empresas que realizan actividades reguladas en el sector gasista. A tal efecto se distingue:
a) Retribución a las empresas que realizan actividades de distribución.
b) Retribución en concepto de amortización, retribución financiera y gastos de explotación fijos de las empresas titulares de activos de transporte.
c) Retribución definitiva y provisional en concepto de amortización, retribución financiera y costes de operación y mantenimiento fijos de las empresas que realizan actividades de regasificación.
d) Retribución definitiva en concepto de amortización y retribución financiera de los activos afectos a la actividad de almacenamiento subterráneo.
e) Retribución a cuenta de instalaciones de transporte.
Disposición adicional tercera. Valores unitarios de inversión y operación y mantenimiento para el año 2014.
1. En el anexo V, se establecen los valores unitarios de inversión para las instalaciones de transporte puestas en marcha en el año 2014 y valores unitarios de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte para el año 2014.
2. En el anexo VI, se establecen los valores unitarios provisionales de operación y mantenimiento de los almacenamientos subterráneos para el 2014.
3. En el anexo VII, se establecen los valores unitarios de inversión para las instalaciones de regasificación puestas en marcha en el año 2014 y de operación y mantenimiento de las plantas de regasificación para el año 2014.
Término fijo: 3,1592 cent/kWh/día/mes.
Término variable: 0,0500 cent/kWh.
Disposición transitoria segunda. Actualización de parámetros para el cálculo de la tarifa de último recurso.
Con efecto desde el 1 de enero de 2014 serán de aplicación los parámetros de la fórmula de cálculo de la tarifa de último recurso incluida en 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:
– Tmbuque: 120.283 m3.
– Cm1 (TUR.1):2.437 kWh.
– Cm2 (TUR.2): 9.419 kWh.
– %GNL: 0,60.
– fconv: 6.792 kWh/m3 GNL.
– Emax (TUR.1): 11 GWh/día.
– Emax (TUR.2): 37 GWh/día.
– GNd (TUR.1): 10.551 MWh/día.
– GNd (TUR.2): 34.791 MWh/día.
– Número consumidores TUR.1 (n1): 3.917.513.
– Número consumidores TUR.2 (n2): 3.341.774.
Disposición transitoria tercera. Grupo de trabajo del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista para la actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión técnica del sistema gasista.
La renovación de los componentes del Grupo de trabajo del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista para la actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión técnica del sistema gasista, al que hace referencia la norma de gestión técnica del sistema gasista NGTS-12 «Propuestas de actualización, revisión y modificación de las normas o protocolos de gestión del sistema» publicada mediante la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista, se pospone hasta treinta días después de la entrada en vigor de la publicación de la modificación de la citada norma de gestión técnica NGTS-12.
Disposición transitoria cuarta. Término de conducción aplicable a las redes de distribución alimentadas por planta satélite.
Quedan derogadas cualesquiera otras disposiciones de igual o inferior rango, en cuanto se opongan a lo dispuesto en la presente orden, y, en particular, el artículo 8 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.
El apartado 3.6.1 de la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-3 «Programaciones», incluida en el anexo de la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista, queda redactado del modo siguiente:
En el caso de que dicho valor supere la energía equivalente a quince veces la capacidad de regasificación contratada, el Gestor Técnico del Sistema aplicará diariamente a las existencias de dicho usuario que superen el límite anterior, el siguiente cargo diario:
a) Exceso inferior o igual a cuatro días: Dos veces y medio el canon de almacenamiento de GNL en vigor.
b) Exceso superior a cuatro días: Diez veces el canon de almacenamiento de GNL en vigor.
Se faculta a la Dirección General de Política Energética y Minas a modificar el procedimiento de cálculo anterior en función de la evolución del mercado y la capacidad de almacenamiento.»
Disposición final segunda. Modificación de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de los almacenamientos incluidos en la red básica de gas.
El apartado 1 del artículo 6 de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de los almacenamientos incluidos en la red básica de gas, pasa a estar redactado como sigue:
Tanto la Dirección General de Política Energética y Minas como la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrán solicitar la información adicional que consideren necesaria para verificar el cumplimiento de las obligaciones establecidas.
En particular, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo podrá encargar por sí mismo o requerir para que lo haga en su nombre a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, al Gestor Técnico del Sistema y/o al promotor, la realización de auditorías técnicas y económicas independientes para verificar que la documentación suministrada por el promotor refleja una imagen fiel de la realidad, que sus decisiones han estado justificadas por la búsqueda de la solución técnica adecuada, bajo los principios de transparencia, concurrencia y mínimo coste, así como para determinar el valor normal de mercado de aquellos conceptos no contratados bajo fórmulas concurrenciales.
Las empresas adjudicatarias de las auditorías deberán haber acreditado su especialización en las materias a verificar y se podrán establecer limitaciones a las relaciones contractuales pasadas o futuras entre el titular de la instalación a auditar y la empresa auditora.
En caso de que dichas auditorías sean requeridas al promotor o al Gestor Técnico del Sistema, su importe se reconocerá mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas como gasto liquidable y se abonará mediante un pago único.
Disposición final tercera. Modificación de la Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas en el sistema del gas natural.
El artículo 2 de la Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas en el sistema del gas natural, pasa a tener la siguiente redacción:
«Artículo 2. Mermas en plantas de regasificación.
1. De la totalidad del gas propiedad de los usuarios los titulares de plantas de regasificación descontarán, en concepto de mermas por pérdidas y diferencias de medición en las instalaciones, las cantidades de gas que resulten de la aplicación de los porcentajes que estén en vigor.
2. Antes de la finalización del mes «m+3» (siendo «m» el mes en curso) los titulares de la plantas de regasificación calcularán para cada mes «m» y planta el gas retenido en concepto de mermas reconocidas, las mermas reales y el saldo de mermas resultante calculado como la diferencia de las mermas reales menos las reconocidas. Los titulares de las plantas repartirán entre los usuarios el saldo del mes «m», comunicándoles dicho valor junto con la información necesaria para reproducir el cálculo, aplicándose los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica que correspondan.
3. En caso de que la cantidad de gas descontada por el titular de la planta por la aplicación de los coeficientes de mermas en vigor exceda las mermas reales (saldo de mermas negativo), la diferencia permanecerá temporalmente bajo titularidad del Gestor Técnico del Sistema como gas de maniobra.
4. Si la cantidad de gas descontada por el titular de la planta por la aplicación de los coeficientes en vigor fuese inferior a las mermas reales (saldo de mermas positivo), la diferencia se cubrirá temporalmente mediante una disminución del saldo de gas de maniobra. El Gestor Técnico del Sistema impartirá las instrucciones técnicas necesarias para lograr una ubicación adecuada de dichas cantidades de gas, de forma que no interfiera con el gas almacenado por los usuarios. El exceso de gas de maniobra que se determine se destinará a gas de operación o gas talón.
5. Anualmente, antes del 1 de abril de cada año, los titulares de las plantas de regasificación calcularán y comunicarán a cada usuario el saldo de mermas del año anterior, calculado como la suma de los saldos mensuales asignados en las mismas, y elaborarán y remitirán al Gestor Técnico del Sistema un informe anual sobre las mermas reales, las mermas reconocidas, el saldo de mermas resultante y el reparto de dicho saldo entre sus usuarios, de acuerdo con el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica correspondiente.
7. Teniendo en cuenta la información comunicada por los operadores, el Gestor Técnico del Sistema supervisará la correcta determinación de las mermas reales, las mermas retenidas, los saldos de mermas y su asignación a los usuarios, y elaborará un informe que remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia antes del 1 de mayo de cada año. Dicho informe cumplirá los requisitos establecidos en el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema correspondiente.
8. Si en el desarrollo de esta labor de supervisión el Gestor Técnico del Sistema detectase un defecto en la determinación y reparto de los saldos de mermas que conllevara la modificación de los mismos, el Gestor Técnico del Sistema comunicará y justificará al operador de la instalación dicho error lo antes posible, antes del 25 de abril de cada año, con el fin de que el operador pueda corregir su asignación de saldos e indicar dicha corrección a los usuarios afectados.
9. Antes del 1 de junio de cada año, el Gestor Técnico del Sistema publicará los saldos de mermas anuales y comunicará a los usuarios, a los titulares de las plantas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia el saldo que les corresponde. Asimismo, publicará en su página web el valor del precio medio del gas de operación del año al que corresponden los saldos de mermas. Este valor se calculará como la media aritmética de los precios mensuales del gas de operación de dicho año. Cuando en un mismo mes del año exista más de un precio de gas de operación, se calculará primero la media aritmética del mes en cuestión y se empleará ésta para el cálculo de la media aritmética anual. En caso de discrepancia sobre la decisión del Gestor Técnico del Sistema, relativo al saldo de mermas, se podrá presentar un conflicto de gestión del sistema ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
10. Cuando el saldo de mermas anual de una planta de regasificación sea negativo, durante los 30 días posteriores a la publicación del saldo, el Gestor Técnico del Sistema pondrá a disposición de cada usuario de la planta, a cuenta del gas de maniobra, un volumen de gas diario equivalente a la mitad del saldo de mermas anual del usuario repartida proporcionalmente en dichos 30 días, en la planta en cuestión. Además, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia valorará económicamente la mitad del saldo de mermas de la planta, empleando para ello el precio medio del gas de operación del año al que corresponda el saldo. La cantidad resultante será adicionada a la retribución reconocida al titular de la planta en el año en curso, aplicándose en la primera liquidación disponible como un pago único.
11. Cuando el saldo de mermas anual en una planta de regasificación sea positivo, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia valorará dicho saldo aplicando el precio medio del gas de operación del año al que corresponde el saldo. La cantidad resultante será descontada de la retribución reconocida al titular para el año en curso, aplicándose en la primera liquidación disponible como un pago único.
12. Anualmente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, con base en el informe elaborado por el Gestor Técnico del Sistema sobre las mermas en las plantas de regasificación, podrá proponer a la Dirección General de Política Energética y Minas nuevos coeficientes de mermas reconocidas en estas instalaciones, si así lo considerase necesario.»
Disposición final cuarta. Modificación de la Orden ITC/3128/2011, de 17 de noviembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas.
El artículo 5 de la Orden ITC/3128/2011, de 17 de noviembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas, queda redactado como sigue:
«Artículo 5. Incentivo a la reducción de mermas en la red de transporte.
2. Antes de la finalización del mes «m+3», los transportistas calcularán para el mes «m» y para el conjunto de las redes de transporte, el gas retenido en concepto de mermas reconocidas, las mermas reales y el saldo resultante calculado como las mermas reales menos las reconocidas. Dicho saldo se repartirá entre los usuarios proporcionalmente a sus entradas de gas al sistema de transporte en el período y les será comunicado junto con la información necesaria para reproducir el cálculo, aplicándose los protocolos de detalle correspondientes de las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
3. En caso de que el saldo de mensual de mermas de la red de transporte fuese negativo dicho saldo permanecerá temporalmente bajo titularidad del Gestor Técnico del Sistema como gas de maniobra. Si fuera positivo, el saldo se cubrirá temporalmente mediante una disminución del volumen de gas de maniobra. El Gestor Técnico del Sistema impartirá las instrucciones necesarias para lograr una ubicación adecuada de dicho saldo de gas, de forma que no interfiera con el gas almacenado por los usuarios. El exceso de gas de maniobra que se establezca se destinará a cubrir las necesidades de gas de operación o de gas talón.
9. Cuando el saldo anual de mermas en el conjunto de las redes de transporte sea negativo (mermas reales inferiores a mermas reconocidas), el Gestor Técnico del Sistema pondrá a disposición de cada usuario la mitad de su saldo de mermas a cuenta del gas de maniobra, mediante la entrega en el AOC de 1/30 parte de dicha cantidad durante 30 días consecutivos a contar desde el séptimo día en que dicho saldo haya sido comunicado a los usuarios.
11. Anualmente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, con base en el informe elaborado por el Gestor Técnico del Sistema sobre las mermas en la red de transporte, podrá proponer a la Dirección General de Política Energética y Minas unos nuevos coeficientes de mermas reconocidas en transporte, si así lo considerase necesario.»
Disposición final quinta. Revisión de los peajes y cánones.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 25.1 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, los peajes incluidos en el anexo I de la orden serán de aplicación durante el año 2014 a menos que se produzcan causas que incidan en el sistema que aconsejen su modificación.
Disposición final sexta. Aplicación de la orden.
Esta orden entrará en vigor a las cero horas del 1 de enero de 2014, con la excepción del apartado 10 del artículo 9 que entrará en vigor el 1 de abril de 2014.
Madrid, 27 de diciembre de 2013.–El Ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria López.
Primero. Peaje de regasificación.
Los términos fijo (Tfr) y variable (Tvr) del peaje correspondiente al uso de las instalaciones de regasificación, que se definen en el artículo 30 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 sector de gas natural, serán los siguientes:
Tfr: Término fijo del peaje regasificación: 1,9612 cent/(kWh/día)/mes.
Tvr: Término variable de peaje de regasificación: 0,0116 cent/kWh.
Segundo. Peaje de descarga de buques.
Tfd: Término fijo del peaje descarga de GNL: 33.978 €/buque.
Tvd: Término variable de peaje de descarga de GNL: 0,0069 cent/kWh.
Plantas de Bilbao, Barcelona y Mugardos:
Tfd: Término fijo del peaje de descarga de GNL: 16.988 €/buque.
Tvd: Término variable del peaje de descarga de GNL: 0,0035 cent/kWh.
Tercero. Peaje de carga de cisternas.
El peaje del servicio de descarga de GNL incluirá el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la carga en vehículos cisternas del GNL.
Tfc: Término fijo del peaje de carga de GNL en cisternas: 2,8806 cent/kWh/día/mes.
Tvc: Término variable del peaje de carga de GNL en cisternas: 0,0171 cent/kWh.
Cuarto. Peaje de trasvase de GNL a buques.
a) Servicios de carga en buques a partir de plantas de regasificación para volúmenes superiores a 9.000 m3 de GNL:
Término fijo: 176.841 €/operación.
Término variable: 0,1563 cent/kWh
b) Servicios de carga en buques a partir de plantas de regasificación para volúmenes iguales o inferiores a 9.000 m3 de GNL:
Término fijo: 87.978 €/operación.
Término variable: 0,0521 cent/kWh.
c) Servicio de trasvase de buque a buque sin pasar por almacenamiento de GNL de la planta, se aplicará un peaje del 80 por ciento del valor anterior.
d) Para las operaciones de puesta en frío de buques a partir de plantas de regasificación se aplicará el peaje siguiente:
Término fijo: 71.610 €/operación.
Término variable: 0,1563 cent/kWh.
Se considerará puesta en frío cuando el barco metanero atraque en la planta sin carga alguna de GNL y cargue una cantidad no superior a su talón. En el caso de que se cargue una cantidad de GNL superior se considerará que se realizan dos operaciones diferentes: puesta en frío y transvase de GNL a buque, aplicándose los peajes asociados a cada una de ellas.
En todos los casos anteriores, las mermas que se produzcan serán por cuenta del contratante del servicio, al igual que la entrega del gas necesario para la operación. Estos servicios sólo se podrán prestar subsidiariamente y en cuanto no interfieran con las operaciones normales del sistema. En cualquier caso, por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se podrá interrumpir o cancelar su prestación.
Quinto. Peaje de transporte y distribución firme.
El peaje de transporte y distribución se compondrá de dos términos: un término de reserva de capacidad, y un término de conducción. Éste último se diferenciará en función de la presión de diseño, a la que se conecten las instalaciones del consumidor.
PTD = Trc+Tc
Tfe: 1,0848 kWh/día/mes.
2. Los términos de conducción del peaje de transporte y distribución firme para consumidores no alimentados mediante planta satélite, en función de la presión de diseño donde estén conectadas las instalaciones del consumidor final, regulados en el artículo 31 apartado B) 2. del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, serán los que figuran en los cuadros siguientes:
25,3055
A efectos de facturar el término fijo (Tfij) del peaje 3.5, se aplicará lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, para el término fijo del peaje del Grupo 1.°
En caso de que se realice consumo nocturno se procederá a restar del caudal máximo medido (Qmj) la siguiente cantidad:
(Consumo nocturno mensual/Consumo total mensual)*0,50*Qmj
Se considerará como consumo nocturno el realizado entre las 23:00 y las 07:00 horas. Para tener derecho a este descuento será obligatorio disponer de telemedida operativa y que el consumo nocturno sea mayor o igual al 30 por ciento del consumo total.
Sexto. Canon de almacenamiento subterráneo.
Los términos fijo y variable del canon correspondiente al almacenamiento subterráneo, regulados en el artículo 32 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, serán los siguientes:
Tf: Término fijo del canon de almacenamiento: 0,0411 cent/kWh/mes.
Tvi: Término de inyección del canon de almacenamiento: 0,0244 cent/kWh.
Tve: Término de extracción del canon de almacenamiento: 0,0131 cent/kWh.
Séptimo. Canon de almacenamiento de GNL.
El término variable del peaje correspondiente al canon de almacenamiento de GNL será el siguiente:
Tv (cent/MWh/día): 3,2400 cent/MWh/día
Octavo. Peaje de transporte y distribución interrumpible.
Término de conducción del peaje de transporte y distribución: Será el resultante de multiplicar el término de conducción del peaje de transporte y distribución firme en vigor que corresponda según la presión de suministro y volumen de consumo anual por 0,7 en el caso de la interrumpibilidad tipo «A» y por 0,5 en el caso de la interrumpibilidad tipo «B».
A la facturación del término fijo del término de conducción le será de aplicación lo establecido para el caudal máximo medido en el artículo 31.B del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto.
Noveno. Peaje aplicable a los contratos de acceso de duración inferior a un año.
Los coeficientes a aplicar al término fijo de caudal de los peajes correspondientes a servicios de acceso a las instalaciones gasistas, contratados con una duración menor a un año, de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 de la presente orden son los siguientes:
Peaje diario
Peaje mensual
Tarifa de alquiler de contadores y equipos de telemedida para el año 2014
Los precios sin impuestos de alquiler de contadores y equipos de telemedida, a los usuarios o abonados por parte de las empresas o entidades suministradoras de los mismos serán los siguientes:
1. Contadores:
Hasta 3 m3/hora
0,69 €/mes
Superior a 6 m3/hora. % por 1.000 del valor medio del contador que se fija a continuación
12,5 por 1.000 del valor medio del contador que se fija a continuación/mes.
Valor medio del contador €
1.538,20
2.082,40
3.266,30
6.912,62
Equipo para una sola línea: 77,43 €/mes.
Equipo para línea adicional: 14,84 €/mes.
Derechos de acometida para los suministros conectados a redes con presión de suministro inferior o igual a 4 bar para el año 2014
1. El solicitante de la acometida abonará a la compañía distribuidora el importe que resulte de aplicar la siguiente fórmula:
Importe (euros) = 104,19 *(L-6)
Siendo «L» la longitud de la acometida en metros. En el caso de cantidades negativas el importe será cero.
2. El contratante de un nuevo punto de suministro o consumo, o de la ampliación de uno ya existente deberá abonar a la empresa distribuidora, en el momento de la contratación, el importe recogido en el siguiente cuadro en función de la tarifa o peaje contratado:
€/ contratante
Menor o igual a 5.000.
Mayor de 5.000 y menor o igual a 15.000.
Mayor de 15.000 y menor o igual a 50.000.
Mayor de 50.000 y menor o igual a 100.000.
Mayor de 100.000.
Retribución de las actividades reguladas para el año 2014
Actualización 2014 €
Revisión 2012-2013 €
184.604.262
-2.781.123
181.823.139
1.067.728
1.071.050
10.143.726
9.553.679
11.021.148
-253.607
10.767.541
Distribución y Comercialización de Gas.
Extremadura, S.A.
11.975.976
12.046.736
37.286.658
-1.740.958
35.545.700
17.195.562
-275.775
16.919.787
677.439.357
677.511.131
78.890.770
-2.247.975
76.642.795
39.418.861
-1.529.900
37.888.962
75.704.186
-275.866
75.428.300
119.598.326
-4.246.862
115.351.464
35.009.679
573.427
35.583.106
Gas Energía Distribución Murcia, S.A.
16.273.285
16.306.430
27.738.635
28.017.740
14.051.895
14.278.144
Gasificadora Canaria, S.A.
1.071.445
-81.827
989.618
154.643.022
922.429
155.565.451
1.514.081.182
-11.842.233
1.502.238.949
Retribución anual (€)
Pago único (€)
456.088,56
455.088,56
769.617.494,21
2.724.803,04
772.342.297,25
30.775.187,01
27.781.297,32
3.300.314,01
3.299.979,08
Gas Natural Castilla - La Mancha, S.L.
4.375.099,26
Gas Natural Andalucía SDG, S.A.
4.437.820,63
31.768.297,57
80.103,30
31.848.400,87
14.777.345,41
14.779.942,11
3.891.337,34
7.895.883,11
136.215,28
8.032.098,39
Planta da Regasificación de Sagunto, S.A.
558.984,03
-446.4465,99
112.518,04
8.847.713,10
446.465,99
9.294.179,09
1.852.423,26
910.335.284,81
2.943.383,39
913.278.668,20
3. Retribución en concepto de amortización, retribución financiera y costes de operación y mantenimiento fijos de las empresas titulares de instalaciones de regasificación.
239.030.269
277.262
239.307.530
38.030.454
102.921.954
-2.725.474
100.196.480
44.360.800
424.343.476
–2.448.212
421.895.264
4. Retribución en concepto de amortización y retribución financiera de las empresas titulares de instalaciones de almacenamiento subterráneo.
19.875.450
La inclusión de una instalación de conexión de transporte a distribución en el listado de retribución a cuenta no presupone el cobro de la retribución definitiva, en aplicación del artículo 12.2 del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre.
Posición Y-01 de Trampa de Rascadores (Zierbena) del Gto Planta de Bilbao Treto Fase I
227.127,02
Gto Planta de Bilbao Treto Fase I
620.562,35
Posición de Derivación F-05.1 (Almonte) del Gasoducto DESDOBLAMIENTO ALMONTE -MARISMAS
81.716,49
82.173,66
82.602,63
83.001,68
83.369,06
Posición Trampa Rascadores Simple 31 (Villar de Amedo (El)) del Gasoducto GASOD. YELA -VILLAR DE ARNEDO. Tramo Norte. Provincia de la Rioja
244.974,08
246.337,26
247.615,51
248.803,69
Posición Trampa Rascadores Simple J-04 (Brihuega) del Gasoducto GASOD. YELA -VILLAR DE ARNEDO. Tramo Sur. Provincia de Guadalajara
272.566,43
273.913,13
275.156,82
Nueva Posición Trampa Rascadores Simple J-04 (Brihuega) en el GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA
ERM G-650 en la posición 43X.00 en el T.M. de Dima
105.588,06
104.998,37
Posición de Derivación 43X.00 (Dima) del Gasoducto GASOD. LEMONA - HARO
152.644,71
153.352,82
ERM G-650 en la posición M-01 en el T.M. de Almería
Nueva EM G-160 para ENCE en la posición A-8.6.A en el T.M. de Huelva del gasoducto Ramal a Ence
33.154,69
68.212,39
Nueva EM G-250 para ENCE en la posición A-8.6.A en el T.M. de Huelva del gasoducto Ramal a Ence
34.591,56
70.810,15
Nueva Posición de Derivación A-8.6.A (Huelva) en el GASOD. RAMAL ENCE
14.562,09
Modificación Posición de Derivación A-8.6.A (Huelva) en el GASOD. RAMAL ENCE
4.981,77
Nueva ERM G-250 en la posición. M-09 en el T.M. de Moratalla del gasoducto Lorca-Chinchilla
33.543,33
88.709,08
Modificación Posición de Derivación M-09 (Moratalla) en el GASOD. LORCA-CHINCHILLA
82.709,37
AMPLIACIÓN 3.ª Línea Adicional en la ERM G-100 de la posición K-29 en el T.M. de Santaella del gasoducto Genil-Málaga
9.943,48
AMPLIACIÓN a ERM G-100 de la ERM G-65 de la posición K-29 en el T.M. de Santaella del gasoducto Genil-Málaga
Modificación presión ERM G-100 Pos. D10A en el T.M. Llanes del gasoducto Burgos - Santander - Asturias
5.172,62
GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA Tramo provincia Cuenca
29.351,46
591.298,95
Nueva Posición Trampa Rascadores Simple K-52 (Zarza de Tajo) en el GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA
267.853,97
Nueva ERM G-1.000 en la posición T-05A en el T.M. de Valdemorillo del gasoducto Semianillo Suroeste Tramo II
11.435,33
118.367,77
Nueva Posición de Derivación T-05A (Valdemorillo) en el GASOD. SEMIANILLO SUROESTE TRAMO II
102.919,05
Nueva ERM G-1.600 en la posición L-07 en el T.M. de Granada del gasoducto Granada - Motril
12.959,50
138.468,81
Ampliación Posición de Derivación L-07 (Granada) en el GASOD. GRANADA - MOTRIL
13.618,19
Nueva ERM G-650 en la posición 23 en el T.M. de Mediana Aragón del gasoducto Barcelona-Valencia-Vascongadas
9.557,83
101.514,60
Modificación Posición de Derivación 23 (Mediana de Aragón) en el GASOD. BARCELONA-VALENCIA-VASCONGADAS
48.163,81
GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA. Tramo prov Madrid
35.008,08
2.821.016,96
Nueva Posición de Derivación Q-01 (Estremera) en el GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA
144.375,19
Nueva ERM G-100 en la posición Q-03B en el T.M. de Brihuega del gasoducto Zarza de Tajo-Yela
75.276,74
GASOD. ZARZA DE TAJO -YELA. Tramo prov Guadalajara
7.040.245,14
Nueva Posición de Seccionamiento Q-02 (Mondéjar) en el GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA
94.983,68
Nueva Posición de Seccionamiento Q-03 (Loranca de Tajuña) en el GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA
Nueva Posición de Seccionamiento Q-03A (Valfermoso de Tajuña) en el GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA
Nueva Posición de Derivación Q-03B (Brihuega) en el GASOD. ZARZA DE TAJO - YELA
Gas Energía Distribución Murcia, S.A. (T)
ERM de Bullas (G-650) en Pos 008 del Gto Moratalla Mula
80.885,71
ERM de Calasparra (G-250) en POS 003 del Gto Moratalla Mula
70.665,70
ERM de Caravaca (G-650) en Pos 005 del Gto Moratalla Mula
ERM de Cehegín (G-400) en POS 007 del Gto Moratalla Mula
75.091,20
ERM de Mula (G-250) en Pos 009 del Gto Moratalla Mula
Gasoducto Moratalla Mula (Línea principal)
1.107.454,10
Gasoducto Moratalla Mula (Ramal a Calasparra)
59.010,71
Gasoducto Moratalla Mula (Ramal a Caravaca de la Cruz)
97.833,95
Gasoducto Moratalla Mula (Ramal a Cehegín)
Pos. 001. de Seccionamiento (Moratalla) del Gto Moratalla Mula
14.119,19
Pos. 002 de Derivación (Calasparra) a Ramal a Calasparra en el Gto Moratalla Mula
21.461,18
Pos. 003 de Derivación (Calasparra) del Gto Moratalla Mula
Pos. 004 de Derivación (Cehegín) a Ramal a Caravaca en el Gto Moratalla Mula
Pos. 005 de Derivación (Caravaca de la Cruz) del Gto Moratalla Mula
Pos. 006 de Derivación (Cehegín) a Ramal a Cehegín en el Gto Moratalla Mula
Pos. 007 de Derivación (Cehegín) del Gto Moratalla Mula
Pos. 008 de Derivación (Bullas) del Gto Moratalla Mula
Pos. 009 de Derivación (Mula) del Gto Moratalla Mula
Gas Extremadura Transporte, S.L.
ERM G-250 en Pos MR-MJ-09.1 (Don Benito) del Gto Merida-Don Benito- Miajadas
86.784,41
86.269,52
Posición de Derivación MR-MJ-09.1 en Don Benito del Gasoducto Mérida- Don Benito - Miajadas
49.430,87
49.660,19
ERM G-650 en Pos HUERGUA-01 (HUERCAL OVERA) del Gto
4.778,92
95.679,25
ERM G-250 en Pos HUERGUA-02 (ALBOX) del Gto
83.635,93
ERM G-650 en Pos HUERGUA-03 (PARTALOA) del Gto
ERM G-160 en Pos HUERGUA-04 (TIJOLA) del Gto
4.018,75
80.509,29
ERM G-250 en Pos HUERGUA-05 (BAZA) del Gto
ERM G-250 en Pos HUERGUA- 05 (BAZA) del Gto
Gto HUERCAL OVERA - BAZA -GUADIX - Tramo I (Prov Almería)
43.682,59
3.520.025,52
Gto HUERCAL OVERA - BAZA - GUADIX - Tramo I (Prov Granada)
10.265,36
827.202,30
Posición Trampa Rascadores Simple HUERGUA-01 (HUERCAL OVERA) del Gto HUERCAL OVERA - BAZA - GUADIX
125.309,81
Posición de Derivación HUERGUA-02 (ALBOX) del Gto HUERCAL OVERA - BAZA -GUADIX
67.542,88
Posición de Derivación HUERGUA-03 (PARTALOA) del Gto HUERCAL OVERA - BAZA - GUADIX
Posición de Derivación HUERGUA-04 (TIJOLA) del Gto HUERCAL OVERA - BAZA - GUADIX
Posición de Derivación HUERGUA-05 (BAZA) del Gto HUERCAL OVERA - BAZA - GUADIX
ERM G-400 en Pos OLIAL-04 (TEULADA) del Gto OLIVA- ALTEA (Marina Alta)
ERM G-1000 en Pos OLIAL-05 (CALPE) del Gto OLIVA-ALTEA (Marina Alta)
94.169,96
Posición de Derivación OLIAL-04 (TEULADA) del Gto OLIVA-ALTEA (Marina Alta)
Posición de Derivación OLIAL-05 (CALPE) del Gto OLIVA-ALTEA (Marina Alta)
Gto OLIVA-ALTEA (Marina Alta) - Tramo II
427.272,15
Transportista Regional del Gas, S.A.
Gto AREVALO - SANCHIDRIAN
98.777,62
ERM G-400 en Pos ARESAN-02 (SANCHIDRIAN) del Gto Arevalo - Sanchidrian
3.409,49
5.288,52
496.028,43
Posición de Derivación ARESAN-01 (GUTIERRE MUÑOZ) del Gto AREVALO - SANCHIDRIAN
28.266,28
Posición Trampa Rascadores Simple ARESAN-02 (SANCHIDRIAN) del Gto AREVALO - SANCHIDRIAN
52.441,37
Valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte
Primero. Valores unitarios de referencia de inversión en instalaciones de transporte puestos en servicio en el año 2014.
a. Gasoductos de transporte primario y secundario.
a.1 Obra lineal en gasoducto de transporte primario:
€/(m*pulgada)
a.2 Obra lineal en gasoducto de transporte secundario:
Gasoducto transporte secundario
b. Posición de seccionamiento (tipo S) simultánea en gasoducto de transporte primario.
586.286
650.334
714.384
1.034.629
1.226.776
1.290.826
1.418.925
1.547.022
Posición Derivación (Tipo D)
Posición Trampa de Rascadores (1)
Posiciones posteriores obra lineal (2)
Elemento de Transporte secundario
(1) Una posición con trampas de lanzamiento y recepción se considera formada por dos posiciones de trampa de rascadores.
(2) Una posición se realiza con simultaneidad cuando se incluye en el proyecto inicial o cuando se solicita su inclusión por parte del distribuidor o transportista al menos un año antes de la fecha de puesta en servicio de la línea.
c. Estaciones de compresión en gasoductos de transporte primario.
Potencia instalada menor o igual a 37.284 kW
Término Fijo (€/ E.C.)
8.030.190
Término Variable (€/kW)
1.124,13
Potencia Instalada mayor de 37.284 kW
28.144.325
d. Estaciones de regulación y medida (ERM) en un gasoducto de transporte primario.
Tipo «G»
264.818
EM de Ultrasonido (1)
ERM/EM Pasteriores (2)
Líneas Adicionales en ERM/EM (3)
Elementos de Transporte Secundario
(1) Aplicable a EM equivalentes a un tamaño de G-1000 o superior.
(2) Una ERM/EM es posterior cuando se inserte una nueva posición de derivación (tipo D), o se transforme una posición de seccionamiento (tipo S) existente en posición de derivación (tipo D).
(3) Aplicable a nuevas líneas construidas sobre ERM/EM existentes y puesta en marcha después de 5 años.
e. Centros de mantenimiento.
Precio máximo auditado en €
1.946.838
Segundo. Fórmula de actualización de los valores unitarios de referencia de inversión en instalaciones de transporte.
Los valores unitarios para el año «n» se actualizarán anualmente aplicando el siguiente índice de actualización:
IAn=1+(IPRI bienes de equipo – X)
lAn : Índice de actualización para el año «n».
IPRI bienes de equipo: variación anual en tanto por uno, entre octubre del año n-1 y octubre del año n-2, del índice de Precios Industriales, correspondiente a la clasificación por destino económico de los componentes de bienes de equipo.
«x»: Coeficiente cuyo valor es 0,005.
Tercero. Valores unitarios de explotación de instalaciones de transporte para el año 2014.
a. Gasoductos transporte primario.
€/m/pulg
Nota: incluyen los costes de operación de las posiciones asociadas
Gasoducto transporte secundario.
b. Estaciones de compresión en gasoductos de transporte primario.
Término fijo (€/E.C.)
c. ERM en gasoductos de transporte primario.
Estación de Medida.
Elemento Transporte secundario.
Cuarto. Fórmula de actualización de los valores unitarios de referencia de costes de operación y mantenimiento (COM) de instalaciones de transporte.
Los valores unitarios para el año «n» se actualizarán anualmente según el siguiente índice de actualización:
lAn=1+(0,2*(IPRI bienes de equipo – X) + 0,8*(IPC-y))
lAn: Índice de actualización para el año n.
IPC: variación anual en tanto por uno, entre octubre del año n-1 y octubre del año n-2, del índice de precios al consumo.
«x» e «y»: Coeficientes cuyos valores serán iguales 0,005 y 0,01 respectivamente.
Valores provisionales de operación y mantenimiento de almacenamientos subterráneos para el año 2014
Costes de operación y mantenimiento provisionales (directos e indirectos):
Almacenamiento subterráneo Serrablo: 7.772.345,28 €.
Almacenamiento subterráneo Gaviota: 17.698.735,25 €.
Valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento de plantas de regasificación
Primero. Valores unitarios de referencia de los costes de operación y mantenimiento fijos para el año 2014.
Tanques almacenamiento GNL (€/tanque):
Tanque almacenamiento GNL (€/m3 GNL):
13.600519
Capacidad de vaporización Nominal (€/m3/h):
Cargaderos de cisternas de GNL (€/cargadero):
Planta regasificación (€/planta):
Resto de unidades de Inversión (€):
Nota: la capacidad de vaporización nominal se aplica solo a los equipos que determinan la capacidad nominal, es decir se excluyen los equipos de reserva de la instalación, independientemente de si tratan de unidades de inversión de vaporizadores de agua de mar o de vaporizadores de combustión sumergida.
Segundo. Valores unitarios de referencia de los costes de operación y mantenimiento variables para el año 2014.
kW h regasificados (€/kW h):
kW h cargados en cisternas de GNL (€/kW h):
kW h transvasados a/entre buques de GNL (€/kW h):
En el caso de operaciones de puesta en frío la retribución por operación no podrá ser inferior a 35.000 €.
Tercero. Valores unitarios de referencia de inversión para las nuevas inversiones en instalaciones de regasificación autorizadas de forma directa y con puesta en servicio en el año 2014.
Al construir una nueva planta (€) :
172.814.694
Al construir un nuevo tanque en planta ya construida (€/m3 GNL):
Al construir una ampliación de vaporización en planta ya construida
Al construir una ampliación de atraque en planta ya construida:
Según valor auditado.
Tanque almacenamiento de GNL (€/m3):
Sistema de bombas secundarias (€/m3/h):
Vaporizadores de agua de mar (€/m3/h):
Vaporizadores de combustión sumergida (€/m3/h):
Sistema antorcha/combustor (€/kg/h):
Sistema de compresión boil-off para procesado interno planta (€/m3)
Relicuador boil-off (€/ Kg/h):
Sistema de compresión de boil-off para emisión directa a la red:
valor unitario E.C. transporte.
Cargaderos de cisternas de GNL (€/unidad):
1.785.184,61
Entrada en vigor: 1 de enero de 2014, excepto el apartado 10 del art. 9 que lo hará el 1 de abril de 2014.
SE DEROGA el art. 5 y MODIFICA los arts. 4.1 y 2; 9.10; 10.1 y 3 y el anexo I.9, por Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre (Ref. BOE-A-2016-12465).
SE DECLARA la anulación del art. 5, por Sentencia del TS de 27 de julio de 2016 (Ref. BOE-A-2016-9125).
el art. 14, por Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre (Ref. BOE-A-2015-13783).
los apartados 1.c y 3.b del anexo V, por Orden IET/389/2015, de 5 de marzo (Ref. BOE-A-2015-2495).
CORRECCIÓN de errores en BOE núm. 39, de 14 de febrero de 2014 (Ref. BOE-A-2014-1584).
DEROGA Art. 8 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre (Ref. BOE-A-2012-15767).
Art. 5 de la Orden ITC/3128/2011, de 17 de noviembre (Ref. BOE-A-2011-18065).
Art. 2 de la Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio (Ref. BOE-A-2010-11181).
Art. 6.1 de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre (Ref. BOE-A-2006-22967).
la norma NGTS-03 de la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre (Ref. BOE-A-2005-16830).
Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto (Ref. BOE-A-2001-17027).

References: artículo 92
 artículo 91
 artículo 7
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 25
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 6
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 1

Artículo 5

Artículo 8

Artículo 12
 artículo 10

Artículo 13

Artículo 14
 artículo 12
 resolución 
 resolución 

Artículo 18

Artículo 19
 Real Decreto 
 artículo 8
 artículo 6
 resolución 
 artículo 2
 artículo 5
 artículo 25
 Real Decreto 
 artículo 9
 artículo 30
 Real Decreto 
 resolución 
 artículo 31
 Real Decreto 
 artículo 31
 Real Decreto 
 artículo 32
 Real Decreto 
 artículo 31
 Real Decreto 
 artículo 10
 artículo 12
 Real Decreto 

Real Decreto