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Documento BOE-A-2009-21174

Orden ITC/3520/2009, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2010 y se actualizan determinados aspectos relativos a la retribución de las actividades reguladas del sector gasista.Ver texto consolidado

Publicado en:
«BOE» núm. 315, de 31 de diciembre de 2009, páginas 112167 a 112199 (33 págs.)
Sección:
I. Disposiciones generales
Departamento:
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
Referencia:
BOE-A-2009-21174
Permalink ELI:
https://www.boe.es/eli/es/o/2009/12/28/itc3520

TEXTO ORIGINAL

La Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, establece en su artículo 92 que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso por terceros, estableciendo los valores concretos de dichos peajes o un sistema de determinación y actualización automática de los mismos. A su vez, el artículo 91.2 de la citada ley dispone que reglamentariamente se establecerá el régimen económico de los derechos por acometidas, alquiler de contadores y otros costes necesarios vinculados a las instalaciones.

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 de gas natural, recoge en su articulo 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.

El citado Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, en sus artículos 16.6 y 20.5, dispone que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, establecerá, antes del día 1 de enero de cada año, los costes fijos por 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.

Por su parte, 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 y dispone que esta actualización se incluirá en la correspondiente orden de tarifas de gas natural. 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 la presente orden se regulan las tarifas de alquiler de contadores y equipos de telemedida.

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.

Así, la Orden ITC/3993/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de determinadas actividades reguladas del sector gasista, determina la fórmula de cálculo de la retribución de la actividad de distribución de gas natural y de las instalaciones de transporte anteriores al 1 de enero de 2008, mientras que la Orden ITC/3994/2006, de 29 de diciembre, y la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, aprueban las retribuciones de las instalaciones de regasificación y almacenamiento subterráneo de la red básica. Asimismo, ambas órdenes determinan 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 las instalaciones con puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2008, modificando sustancialmente el sistema retributivo de esta actividad, que se había aprobado en la Orden ECO/301/2002, de 15 de febrero, por la que se establece la retribución de las actividades reguladas del sector gasista para el año 2002, y que determinó la retribución y el método de cálculo de la mencionada retribución anual de las actividades liquidables: regasificación, almacenamiento, transporte y distribución.

Asimismo, dicho Real Decreto 326/2008, de 29 de febrero, determina la fórmula de cálculo de la retribución de las instalaciones de transporte con fecha de puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2008. En particular, su artículo 6, dispone que se devengará una retribución a cuenta a partir del 1 de enero posterior a la fecha de puesta en servicio de las instalaciones.

Por otra parte, la disposición adicional segunda del Real Decreto 326/2008, de 29 de febrero, establece que la Comisión Nacional de Energía remitirá informe al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio sobre la retribución de determinadas actividades reguladas para el año siguiente. En cumplimiento de lo anterior, la Comisión Nacional de Energía evacuó dicho informe con fecha de 3 de diciembre de 2009, que ha sido tenido en cuenta en la elaboración de la presente orden.

La presente orden ha sido objeto de los informes 34/2009 y 35/2009 de la Comisión Nacional de Energía, aprobado por su Consejo de Administración de fecha 17 de diciembre de 2009, para cuya elaboración se han tenido en cuenta las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia efectuado a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos.

Mediante acuerdo de 23 de diciembre 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, dispongo:

Artículo 1. Objeto.

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 2010 y el establecimiento de la retribución para el año 2010 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 2010 la tarifa 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 la presente orden.

Artículo 2. Peajes y cánones.

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 2010 son los establecidos en el anexo I de esta orden.

2. Dichos peajes y cánones han sido establecidos de acuerdo con los criterios previstos en el artículo 92 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y en el artículo 25 y 26 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. Asimismo, han sido calculados conforme a lo dispuesto en el artículo 26 del real decreto citado.

Artículo 3. Cuotas destinadas a fines específicos.

1. Las cuotas destinadas a la retribución del Gestor Técnico del Sistema y de la Comisión Nacional de Energía serán del 0,42 por ciento y del 0,153 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 2010 será de 11.206.248 €. La Comisión Nacional de Energía incluirá en la liquidación 14 del año 2010 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 2010.

3. Dicha retribución podrá ser actualizada por resolución del Director General de Política Energética y Minas en cuanto se disponga de la propuesta de incentivo retributivo al Gestor Técnico del Sistema al objeto de promover la eficiencia en la gestión del todo el sistema gasista, de acuerdo con el mandato a la Comisión Nacional de Energía incluido en la disposición adicional segunda del 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.

Artículo 4. Condiciones generales de aplicación de los peajes y cánones.

1. La capacidad de acceso contratada a plazos superiores a un año sólo podrá reducirse transcurrido un año después de haber efectuado la reserva de capacidad inicial o de haber realizado cualquier modificación sobre la misma, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6.3, del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto.

2. Las empresas distribuidoras y transportistas velarán por la correcta aplicación de los peajes y cánones que correspondan según la regulación en vigor.

Las empresas transportistas y distribuidoras determinarán el escalón de peaje de transporte y distribución aplicable a cada consumidor según su consumo anual, de acuerdo con lo siguiente:

a) En el caso de contratos de acceso de duración superior o igual a un año, se considerará el consumo del último año natural disponible, o en su defecto el consumo de los últimos doce meses.

En el caso de nuevos contratos de acceso, o de que se modifique la capacidad contratada, se considerará una previsión de consumo. El factor de carga del consumo previsto en relación a la capacidad contratada no superará 0,8. Al cabo de doce meses, si el consumo real observado no corresponde al escalón de peaje que se hubiera aplicado, se procederá a refacturar los peajes de acceso considerando el escalón de consumo que corresponda al consumo real.

b) En el caso de contratos de duración inferior a un año el escalón de peaje aplicable será el resultado de multiplicar el caudal diario contratado por 330 días.

3. El canon de almacenamiento de GNL, que se especifica en el anexo I de la presente orden, se facturará por todo el volumen del gas efectivamente almacenado.

4. Toda recaudación en concepto de peajes y cánones será comunicada a la Comisión Nacional de Energía 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 Energía efectuará el cálculo de las liquidaciones correspondientes sin tener en cuenta dichas disminuciones.

Artículo 5. Facturación aplicable a las liquidaciones.

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 Energía y al Gestor Técnico del Sistema, a las cantidades de gas suministradas y a las capacidades contratadas.

2. El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio o la Comisión Nacional de Energía 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 Energía podrá realizar una nueva liquidación de las cantidades que hayan sido objeto de comprobación o inspección.

Artículo 6. Información en la facturación.

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 Energía.

Artículo 7. Facturación de períodos con variación de peajes.

La facturación de peajes y cánones correspondientes a períodos en que haya habido variación de los mismos, se calculará repartiendo el consumo total del período facturado de forma proporcional al tiempo en que haya estado en vigor cada uno de ellos, excepto para los consumidores en que se efectúe medición diaria, para los que la facturación se realizará de acuerdo con dichas medidas.

Artículo 8. Contratos anteriores.

A los consumidores industriales que con anterioridad a la entrada en vigor de la Orden ECO/302/2002, de 15 de febrero, estuviesen conectados a gasoductos a presión inferior o igual a 4 bar, con un consumo anual igual o superior a 200.000 kWh/año e igual o inferior a 30.000.000 kWh/año, les serán de aplicación los peajes 2.bis que figuran en el apartado quinto.3 del anexo I de esta orden, salvo que hubieran optado por acogerse a los peajes el Grupo 3.

Artículo 9. Telemedida.

1. Todos los consumidores con consumos superiores a 5.000.000 kWh/año deben disponer de equipos de telemedida capaces de realizar, al menos, la medición de los caudales diarios. A estos efectos, el consumo anual se determinará según los criterios indicados en el artículo 4.2 de esta orden.

2. Las empresas distribuidoras y transportistas notificarán dicha obligación a los usuarios que no dispongan de equipos de telemedida operativos y que superen el umbral establecido en el apartado anterior. Los consumidores que superen por primera vez este límite, deberán instalar equipos con telemedida en el plazo de seis meses, a contar a partir del momento en que se supere el umbral indicado en el apartado anterior, de acuerdo a los criterios establecidos en el artículo 4. En el caso de nuevos puntos de conexión, las empresas distribuidoras y transportistas verificarán el cumplimiento de esta obligación.

3. Las empresas distribuidoras y transportistas deberán custodiar las lecturas diarias de estos contadores durante al menos cinco años. En el caso de que se contrate el acceso al punto de conexión mediante modalidades de contratación que estén relacionadas con el consumo nocturno/diurno las empresas distribuidoras y transportistas deberán custodiar las lecturas horarias de los contadores con telemedida.

4. Aquellos consumidores, con consumo anual superior a 500.000 kWh/año e inferior o igual a 5.000.000 kWh/año, que dispongan en sus instalaciones de dichos equipos, podrán optar por el procedimiento de facturación del término fijo aplicable a los peajes del Grupo 1.

5. En el caso de consumidores acogidos a los peajes 1.1, 1.2, 1.3, 2.5, 2.6, y que incumplan la obligación de tener instalados los mencionados equipos de telemedida, o cuando se encuentren fuera de servicio por un período superior a un mes, serán facturados por el peaje 2.4.

6. En el caso de consumidores acogidos a los peajes 2.3 y 2.4, que incumplan la obligación de tener instalados los mencionados equipos de telemedida, o cuando se encuentren fuera de servicio durante un periodo superior a un mes, se aplicará en su facturación el término variable del peaje 2.2 y el término fijo de su respectivo peaje.

7. En el caso de consumidores acogidos al peaje 2.3 que incumplan la obligación de tener instalados los mencionados equipos de telemedida, o cuando se encuentren fuera de servicio durante un periodo superior a un mes, se aplicará en su facturación el término variable del peaje 2.2 bis y el término fijo de su respectivo peaje.

8. En los casos de consumidores acogidos a los peajes 3.4 y 3.5 que incumplan la obligación de tener instalados los mencionados equipos de telemedida, o cuando se encuentren fuera de servicio durante un periodo superior a un mes, se aplicará en su facturación el término variable del peaje 3.1 y el término fijo de su respectivo peaje.

9. En los casos descritos en los apartados 5, 6, 7 y 8, se aplicará el método de facturación correspondiente a los consumidores del peaje 1, establecido en el artículo 31 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, con la siguiente particularidad: el caudal máximo diario medido (Qm) empleado para calcular la facturación correspondiente al término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución se calculará dividiendo su consumo medido mensual por cinco días o su prorrateo en los casos que corresponda.

Artículo 10. Contratos de acceso de duración inferior a un año.

1. A los contratos de acceso a las instalaciones de regasificación y de transporte y distribución por períodos inferiores a un año se les aplicará lo establecido en el presente artículo.

En el caso de la contratación de capacidad de transporte y distribución, sólo se aplicará lo establecido en el presente artículo si el punto de suministro dispone de equipos de telemedida operativos. En este caso, las capacidades contratadas a plazos menores a un año podrán ser adicionales a capacidades contratadas a plazos superiores a un año en el mismo punto de suministro exclusivamente entre los meses de abril y septiembre, ambos incluidos.

2. El consumo que se produzca en dicho punto de suministro se asignará primeramente a los contratos a plazos superiores hasta que se alcance su capacidad contratada, a partir de la cual el consumo se asignará a los contratos a plazos inferiores.

En particular, se utilizará este criterio para determinar el escalón de peaje de transporte y distribución aplicable a que hace referencia el artículo 4, y para calcular la facturación por los términos variables.

3. El término de reserva de capacidad (Tfrc), el término fijo del peaje de regasificación (Tfr), y el término fijo del peaje de conducción (Tfi) aplicables a capacidades de acceso contratadas a plazos inferiores a un año, se calcularán utilizando los coeficientes que se indican en el anexo I.

4. A los efectos de los establecido en los artículos 30 y 31 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, las diferencias entre el caudal total máximo medido y el caudal total máximo contratado para el conjunto de contratos de acceso, se imputarán al contrato de acceso cuyo término fijo sea mayor.

5. En la formalización de contratos de acceso en puntos de suministro en los que hubiera existido un contrato de acceso, sólo podrán ser de aplicación derechos de alta cuando la nueva contratación suponga una ampliación del caudal máximo en relación al caudal máximo contratado en el pasado, y sea necesaria la prestación por parte del distribuidor de los servicios a que hace referencia el artículo 29 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.

Artículo 11. Peaje de transporte y distribución interrumpible.

1. Bajo esta modalidad de contrato, el cliente interrumpirá su consumo de gas ante solicitudes del Gestor Técnico del Sistema en las condiciones que se establecen en el presente artículo.

Para contratar esta modalidad de servicio de acceso, será necesaria la firma de un convenio entre el consumidor, el comercializador en su caso y el Gestor Técnico del Sistema. En el caso de que el consumidor sea un generador eléctrico, deberá firmar igualmente el Operador del Sistema Eléctrico.

Las condiciones para poder acogerse a este peaje son las siguientes:

a) Consumo anual superior a 10 GWh/año y consumo diario superior a 26.000 kWh/día.

b) Presión de suministro superior a 4 bar.

c) Telemedida operativa.

d) Cumplimiento de los criterios geográficos y técnicos valorados por el Gestor Técnico del Sistema Gasista y en su caso el Operador del Sistema Eléctrico.

La Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta del Gestor Técnico del Sistema, y previo informe de la Comisión Nacional de Energía, determinará anualmente las zonas con posibilidad de congestión y la capacidad susceptible de ser contratada bajo el régimen de interrumpibilidad, en función de la evolución del mercado y las necesidades zonales del sistema gasista.

2. Condiciones de aplicación de la interrumpiblidad:

a) Período de preaviso de 24 horas.

b) Duración total máxima de las interrupciones en un año:

1.º Contrato de interrupción tipo «A»: 5 días.

2.º Contrato de interrupción tipo «B»: 10 días.

Las interrupciones anteriores se contabilizarán en el período de doce meses que corresponda al período de adjudicación.

3. Causas de interrupción:

El cliente acogido a este peaje solamente podrá ser interrumpido por los siguientes motivos:

a) Indisponibilidad o congestión de instalaciones de transporte, almacenamiento, distribución y regasificación del sistema gasista español que tengan como consecuencia una reducción significativa de la capacidad disponible.

b) Indisponibilidad de gasoductos o conexiones internacionales que tengan como consecuencia reducciones significativas de su capacidad de transporte.

c) Cierre de terminales de regasificación o terminales de licuefacción origen debidos a inclemencias meteorológicas o causas de fuerza mayor.

Si después de aplicada la interrupción se concluyera que el motivo es imputable a un comercializador, éste abonará al Gestor Técnico del Sistema una cantidad, que tendrá la consideración de ingreso liquidable, equivalente al volumen del gas interrumpido multiplicado por el 5 por ciento del precio de referencia establecido en el apartado 9.6 del Capitulo «Operación Normal del Sistema», de las Normas de Gestión Técnica del Sistema, aprobadas por Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre. El pago anterior se realizará sin perjuicio de las responsabilidades a que dé lugar la citada interrupción.

4. Criterios para la ejecución de las interrupciones:

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.

El Gestor Técnico del Sistema repartirá el volumen necesario de interrupción entre los diferentes clientes interrumpibles, de acuerdo a los siguientes criterios:

a) Criterios geográficos.

b) Máxima operatividad.

c) Mínimo impacto.

Siempre que la situación lo permita, los clientes que hayan sido interrumpidos en una ocasión serán interrumpidos en último lugar en la siguiente.

5. Comunicación:

El Gestor Técnico del Sistema comunicará al consumidor, al comercializador, y al titular de las instalaciones a las que se encuentre conectado el consumidor, la solicitud de realizar la interrupción con el plazo de preaviso prefijado.

El incumplimiento de las instrucciones de interrupción impartidas por parte del Gestor Técnico del Sistema por parte de un consumidor acogido a esta modalidad de acceso conllevará la aplicación automática a este cliente del peaje firme correspondiente a sus características de presión de suministro y volumen de consumo incrementado en un 50 por ciento en todos los términos del peaje, durante los doce meses siguientes a aquél en el que se incumplió la solicitud de interrupción. Asimismo, el incumplimiento supondrá la cancelación automática del convenio.

6. Peajes aplicables:

A partir del 1 de octubre de 2010 y hasta el 1 de octubre de 2011 los peajes aplicables en esta modalidad de servicio de acceso a las instalaciones de transporte y distribución son los que se indican en el anexo I, apartado noveno de la presente orden. Los consumidores situados en zonas en las que exista necesidad de contratación de accesos interrumpible por razones de seguridad de suministro, podrán solicitar el acceso en condiciones de interrumpibilidad siempre que acepten las condiciones para esta modalidad de acceso y cumplan las condiciones establecidas en el presente artículo.

Artículo 12. Peaje de tránsito internacional.

1. Este peaje será de aplicación por el acceso a las redes de transporte de gas natural con destino a una conexión internacional y con origen en otra conexión internacional, o en una planta de regasificación. El contrato de acceso deberá indicar expresamente el punto de entrada, el de salida y el caudal contratado. En la utilización de este peaje los usuarios deberán programar caudales diarios de entrada y salida dentro del margen permitido por el almacenamiento operativo establecido por el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto para el peaje de transporte y distribución. Los peajes de transporte y distribución aplicables se calcularán según lo establecido en el apartado octavo del anexo I, considerando el escalón 1.3.

2. En el caso de contratos de duración inferior a un año, se aplicará lo establecido en el artículo 10 de la presente orden.

3. Las operaciones de transporte desde el almacenamiento para la operación comercial de la red de transporte «AOC» hasta cualquier conexión internacional devengarán el correspondiente término de conducción del peaje de transporte y distribución del escalón 1.3. En el caso de operaciones de transporte desde una conexión internacional hasta el «AOC» devengarán el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución. Estas operaciones no serán consideradas como operaciones de tránsito internacional, requerirán la viabilidad previa del Gestor Técnico del Sistema, y serán programadas y nominadas por los usuarios de acuerdo a lo establecido en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

El titular de la conexión internacional será el responsable de contratar y facturar el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución, en caso de entrada de gas en el sistema español y el término de conducción en caso de salida.

Artículo 13. Término de conducción del peaje de transporte y distribución aplicable a usuarios suministrados mediante planta satélite de gas natural licuado.

En el caso de suministro de gas natural mediante redes de distribución suministradas desde una planta satélite de gas natural licuado, se procederá a multiplicar todos los conceptos del término de conducción establecido en el anexo I que correspondan a cada usuario por el factor 0,8.

Disposición adicional primera. Precio temporal aplicable a los consumidores sin contrato de suministro.

1. El precio a pagar durante un mes, al comercializador de último recurso del grupo empresarial al que pertenece el distribuidor, por parte de los consumidores que transitoriamente no dispongan de contrato de suministro en vigor con un comercializador será igual a la tarifa de último recurso TUR.1. En cualquier caso, el importe facturado no podrá ser inferior al término de conducción del peaje de transporte y distribución que correspondiera al consumidor.

2. El escalón del peaje de conducción pagado por el comercializador al distribuidor para estos consumidores será el 3.1, con independencia de la presión de suministro o volumen de consumo anual.

Disposición adicional segunda. Retribución específica de instalaciones de distribución.

1. Las empresas distribuidoras podrán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas, una retribución específica para acometer la gasificación de núcleos de población que no dispongan de gas natural.

La retribución específica será asignada a las instalaciones de conexión con la red de gasoductos existente. Igualmente, se podrá solicitar dicha retribución para reemplazar plantas satélite existentes de gas natural licuado (GNL) por una conexión con la red de gasoductos.

2. Para acceder a retribución específica de instalaciones de conexión para la distribución de gas natural se deberán cumplir las siguientes condiciones:

a) Que exista un convenio o acuerdo con la comunidad autónoma, o con el organismo que tenga las competencias en la materia, para la gasificación del núcleo de población. En el convenio deberán figurar de forma individualizada los núcleos de población a gasificar y, en su caso, las aportaciones de la comunidad autónoma (desglosando las aportaciones destinadas a la instalación de conexión y a la red de distribución).

Se considerará cumplido este requisito en los casos en que la empresa distribuidora disponga de autorización administrativa para la ejecución de las instalaciones para la gasificación del núcleo de población, o cuando la empresa sea beneficiaria de alguna subvención otorgada por la comunidad autónoma para la gasificación del núcleo de población.

b) Que la retribución por la actividad de distribución, teniendo en cuenta las aportaciones comprometidas de fondos públicos para la construcción de las instalaciones de distribución, sea suficiente para asegurar la rentabilidad del proyecto de distribución sin considerar la instalación de conexión.

c) Que la situación del núcleo requiera inversiones en la instalación de conexión con la red gasista existente que hagan económicamente inviable el proyecto. En el caso de plantas satélite de G.N.L., se deberán considerar factores tales como el coste de sustitución de la planta satélite por una conexión con la red de gasoductos, la mejora de la seguridad de suministro, la seguridad y los aspectos medioambientales.

d) Que la construcción de las instalaciones se inicie antes del final del año siguiente al de la convocatoria. Además, la construcción de las instalaciones deberá concluir como máximo en dieciocho meses contados a partir de la fecha de la resolución por la que se determinan los proyectos con derecho a una retribución específica.

e) Los proyectos referentes a núcleos de población que ya hayan recibido alguna retribución específica en anteriores convocatorias, aún cuando esta no hubiera sido por el importe total solicitado, no podrán ser objeto de una nueva retribución específica sea cual sea la nueva cuantía solicitada, a no ser que realicen una renuncia expresa de carácter previo –junto a la nueva solicitud de retribución específica– a la cuantía previamente otorgada. La citada renuncia no asegurará la obtención de retribución en la nueva convocatoria.

3. Las solicitudes de retribución específica de distribución deberán realizarse con anterioridad al 30 de abril de cada año, acompañando la solicitud de la siguiente documentación:

a) Descripción técnica de la instalación.

b) Presupuesto de inversiones, desglosando la correspondiente a la retribución específica solicitada.

c) Puntos de consumo y demanda prevista para cada nivel de presión en un horizonte de treinta años, justificando aquellos casos en que se prevea un fuerte crecimiento de la población en el núcleo respecto a la población censada en la actualidad.

d) Análisis de inversión del proyecto de gasificación del núcleo de población sin la instalación de conexión (horizonte de treinta años). En dicho análisis se deberá incluir, en su caso, las aportaciones de fondos públicos para las instalaciones de distribución.

e) Análisis de inversión del proyecto de gasificación del núcleo de población incluyendo la inversión en la instalación de conexión (horizonte de treinta años). En dicho análisis se deberá incluir, en su caso, las aportaciones de fondos públicos para las instalaciones de distribución y de conexión.

f) Aportaciones de fondos públicos.

g) Cuantificación de la retribución solicitada.

h) Documentación acreditativa del cumplimiento de algunos de los requisitos establecidos en el apartado 1.a de este artículo.

Con el fin de homogeneizar la información de los diferentes proyectos, la Dirección General de Política Energética y Minas establecerá formatos estándares para el análisis de inversión y de mercado de los diferentes proyectos, debiéndose proporcionar en la forma que se indique.

La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá conjuntamente las solicitudes recibidas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía. La retribución específica se asignará hasta agotar, en su caso, la cantidad disponible en cada año de acuerdo con los siguientes criterios:

a) Se asignarán entre 0 y 100 puntos en función del porcentaje de cofinanciación con fondos públicos de las instalaciones de conexión. Este porcentaje se ponderará por el complementario a 100 del índice de gasificación de cada provincia. A estos efectos se utilizará el índice de gasificación de las provincias que será publicado en la página Web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

b) Se asignarán entre 0 y 100 puntos en función de la retribución específica solicitada en relación al número de puntos de suministro previstos.

En el caso de sustitución de plantas satélite de GNL existentes se tomará el número de puntos de suministro del año anterior al de la solicitud. En el caso de nuevas zonas a gasificar, se tomará el número de puntos de suministro previstos a los tres años desde la puesta en marcha.

Para la asignación de las puntuaciones de valoración, se podrá ignorar el efecto de aquellos proyectos que presenten valores extremos.

4. La retribución específica otorgada para cada proyecto no podrá sobrepasar en ningún caso la menor de las siguientes cantidades:

a) La retribución específica para un proyecto no podrá exceder en ningún caso del 10 por ciento de la cantidad disponible de retribución específica anual para el conjunto de sector.

b) La retribución específica necesaria para asegurar una rentabilidad suficiente. A estos efectos, la tasa de retribución a aplicar será la media anual de los Bonos del Estado a diez años o tipo de interés que lo sustituya, más 150 puntos básicos.

c) La retribución específica necesaria de forma que ésta más la aportación de la comunidad autónoma y de otros fondos públicos para la inversión en conexión no supere el 85 por ciento de la inversión en conexión.

d) En cualquier caso, la empresa beneficiaria de la retribución específica será aquella empresa distribuidora que efectivamente realice la gasificación del núcleo de población, de acuerdo con las autorizaciones otorgadas por la administración competente, siempre y cuando la nueva beneficiaria haya solicitado dicha retribución específica, y no haya sido descalificada. La cantidad a percibir por la nueva beneficiaria será la cantidad menor entre la cantidad concedida de retribución específica y la cantidad solicitada por la nueva beneficiaria.

5. La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá en la resolución los criterios de minoración de la retribución específica en aquellos casos en que las cuantías de la inversión realizada o las subvenciones otorgadas difieran de las declaradas por la empresa en su solicitud.

La Comisión Nacional de Energía integrará la retribución específica otorgada en la retribución reconocida de cada empresa distribuidora una vez se haya acreditado ante dicha comisión el cumplimiento de las condiciones establecidas. Para ello las empresas distribuidoras deberán aportar a la Comisión Nacional de Energía la siguiente documentación:

a) Autorización administrativa para la ejecución de las instalaciones y licencia de obras.

b) Acta de puesta en servicio o certificación de la comunidad autónoma correspondiente a la puesta en gas de las instalaciones objeto de la retribución específica.

c) Certificación de la comunidad autónoma, o ente público del desembolso de la ayuda.

d) Auditoría de la inversión objeto de la retribución específica otorgada.

e) Cualquier información adicional a solicitud de la Comisión Nacional de Energía.

6. Para el año 2010 a retribución específica anual para el conjunto del sector no podrá superar en ningún caso la siguiente cantidad:

a) RDn = 23.000.000 € -RTS.

b) RDn: Retribución específica de distribución máxima asignada para el año 2010.

c) RTS: Retribución correspondiente a nuevas instalaciones de transporte secundario en el año n-1, más la retribución correspondiente a nuevas instalaciones de transporte secundario que no se hubiesen deducido de la cantidad total asignada a la retribución específica en los años anteriores.

7. De la totalidad de la cantidad designada en el apartado 6, se reservará un máximo de 5.000.000 € para las instalaciones de conexión de las redes de distribución con la red de gasoductos de núcleos de población situados en el ámbito territorial del archipiélago canario.

Esta retribución específica podrá destinarse, además de a las instalaciones de conexión de gas natural, a las instalaciones necesarias para la distribución de gas manufacturado, siempre que tanto el gas suministrado, como las propias instalaciones de distribución sean compatibles con el gas natural y la autorización esté condicionada a la transformación de las mismas para su funcionamiento con gas natural cuando este combustible esté disponible. En ningún caso se incluirán las plantas satélite de aire propanado.

La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá en la resolución de inclusión la forma y condicionantes para la liquidación de la retribución correspondiente a las instalaciones de distribución.

Si la retribución específica obtenida por los proyectos presentados en el archipiélago canario no alcanzase la retribución máxima reservada, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá utilizar el monto remanente para otorgar retribución específica a los proyectos presentados en el resto del territorio nacional que cumplan los requisitos establecidos en la presente orden.

Disposición adicional tercera.

Ampliación del plazo para iniciar la construcción de las instalaciones correspondientes a los proyectos a los que se les haya asignado retribución específica en la convocatoria para proyectos iniciados en los años 2008-2009.

Se amplía hasta el 30 de junio de 2010 el plazo para el inicio de la construcción de las instalaciones correspondientes a los proyectos a los que se les haya asignado retribución específica en la convocatoria para proyectos iniciados en los años 2008-2009, de acuerdo con lo establecido en el artículo 20 de la Orden ITC/3993/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de determinadas actividades reguladas del sector gasista, en la redacción dada a este precepto por el apartado 2 de la disposición final segunda de la ITC/3863/2007, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2008 y se actualizan determinados aspectos relativos a la distribución de las actividades reguladas del sector gasista.

Disposición adicional cuarta. Adquisición de gas talón y de gas de operación.

1. Los transportistas adquirirán anualmente el gas natural necesario para su autoconsumo (gas de operación) y para el nivel mínimo de llenado de los gasoductos de la red de transporte y de las plantas de regasificación (gas talón). Asimismo, se adquirirá mediante este procedimiento el gas necesario para el desarrollo de almacenamientos subterráneos de la red básica (gas colchón).

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 Energía, el programa mensual de compras de gas de cada transportista. Tanto el Gestor Técnico del Sistema como la Comisión Nacional de Energía publicarán en su página Web dicha información.

Para la adquisición de dicho gas se organizará una subasta anual, cuyas reglas se establecerán por resolución de la Secretaría de Estado de Energía.

3. El gas destinado a nivel mínimo de llenado se retribuirá como inversión necesaria para la actividad de transporte. El gas destinado a autoconsumo se valorará al precio resultante de la subasta y su compra tendrá la consideración de gasto liquidable.

Disposición adicional quinta. Plan de acción 2008-2012.

1. La cuantía con cargo a los peajes de acceso de terceros a las instalaciones gasistas destinada a la financiación del Plan de acción 2008-2012, aprobado el Acuerdo de Consejo de Ministros, de 20 de julio de 2007 y por el que se concretan las medidas del documento de «Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012», aprobado por Acuerdo de Consejo de Ministros de 28 de noviembre de 2003, no excederá, para el año 2010, de 57.000.000 €. Esta cuantía será distribuida por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio con carácter objetivo de acuerdo con el citado plan y será liquidada previa comprobación de la consecución de los objetivos previstos.

A estos efectos, se considerará el importe incluido en el párrafo anterior como una retribución regulada a incluir en el sistema de liquidaciones. Los pagos que resulten de la aplicación de lo dispuesto en la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, se ingresarán en la cuenta en régimen de depósito, que la Comisión Nacional de Energía designe al efecto.

2. Se faculta a la Comisión Nacional de Energía para modificar los coeficientes de reparto al objeto de recaudar exactamente la cantidad establecida. Los posibles intereses que pueda generar dicha cuenta se tendrán en consideración para el mismo fin para el año siguiente.

Disposición adicional sexta. Solicitud de retribución definitiva.

Los titulares de instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento de gas natural, deberán solicitar la inclusión definitiva en el régimen retributivo de las mismas antes del 1 de junio del segundo año posterior al del acta de puesta en marcha. A tales efectos deberán presentar, junto con la solicitud, la correspondiente auditoría de las inversiones realizadas. En caso contrario, la retribución a cuenta o provisional que vinieran percibiendo se reducirá en un cincuenta por ciento a partir del uno de enero del año siguiente.

Disposición adicional séptima. Régimen aplicable a los gases manufacturados en los territorios insulares.

1. En aplicación de lo dispuesto en la disposición transitoria vigésima «Régimen transitorio de los gases manufacturados en territorios insulares», de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, las compensaciones por suministro de aire propanado aplicables a las Islas Baleares dejaran de estar en efecto desde el 1 de enero de 2012.

2. El precio de cesión a considerar como coste liquidable de las empresas distribuidoras que suministren gases manufacturados en los territorios insulares será de 0,023326 €/kWh.

Disposición adicional octava. Publicidad de información.

1. En el marco de sus funciones de información y supervisión relacionadas con la transparencia en el funcionamiento del sistema de suministro de gas natural, la Comisión Nacional de Energía gestionará un sistema de comparación de los precios del suministro de gas natural sobre la base de las ofertas que, para colectivos o grupos de consumidores, realicen las empresas comercializadoras. Dicho sistema será accesible para los consumidores a través de Internet.

2. Al objeto de articular el funcionamiento del sistema de comparación de precios, las empresas comercializadoras habrán de remitir a la Comisión Nacional de Energía la información sobre las ofertas mencionadas y las modificaciones a las mismas, de acuerdo con el modelo normalizado que se apruebe por la Comisión Nacional de Energía, y que deberá estar disponible en su página Web. La remisión de la información a la Comisión Nacional de Energía se efectuará al menos con 10 días de antelación a la fecha de efectividad o publicación de la oferta correspondiente; La Comisión Nacional de Energía deberá garantizar la confidencialidad de esa información hasta su difusión pública. La Comisión Nacional de Energía podrá, mediante Circular, modificar o precisar la regulación contenida en la presente disposición.

Disposición adicional novena. Retribución de las actividades reguladas para el año 2010.

En el anexo IV de la presente orden figura la cuantía total y el desglose de las retribuciones para el año 2010 de las empresas que realizan actividades reguladas del 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 puestas en servicio en los años 2008 y 2009.

Disposición adicional décima. Valores unitarios de inversión y operación y mantenimiento.

1. En el anexo V, se establecen los valores unitarios de inversión y valores unitarios de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte para los años 2008, 2009 y 2010.

2. En el anexo VI, se establecen los valores unitarios provisionales de operación y mantenimiento de los almacenamientos subterráneos para el 2010.

3. Asimismo, en el anexo VII, se establecen los valores unitarios de inversión del año 2009 y de operación y mantenimiento del año 2010 de las plantas de regasificación.

Disposición adicional undécima. Mandatos a la Comisión Nacional de Energía.

Antes del 1 de diciembre de cada año la Comisión Nacional de Energía remitirá al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una previsión de facturación para el año siguiente a efectos de su consideración en la elaboración de las tarifas de último recurso y peajes de acceso.

Disposición transitoria primera. Precio aplicable a los consumidores con consumo anual superior a 50.000 kWh.

1. En cumplimiento con lo dispuesto en la disposición transitoria única de 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, hasta el 31 de marzo de 2010 a los consumidores que a 1 de julio de 2009 tuvieran consumos anuales superiores a 50.000 kWh e inferiores a 3 GWh y no hubieran firmado un nuevo contrato de suministro le serán de aplicación los precios siguientes:

Nivel de consumo de referencia

Término fijo

Tfi

€/cliente/mes

Término variable

Tvi

Cént./kWh

Consumo superior a 50.000 kWh/año e inferior o igual a 100.000 kWh/año

50,87

4,103238

Consumo superior a 100.000 kWh/año

75,84

3,801337

2. A partir del 1 de abril de 2010 a los consumidores que se encuentren en esta situación les será de aplicación lo dispuesto en la disposición adicional primera.

3. Desde la entrada en vigor de la presente orden y mientras sean de aplicación estos precios, los comercializadores de último recurso deberán comunicar a estos consumidores, en el mismo correo de las facturas emitidas, la necesidad de contratar a precio libre antes del 31 de marzo. En dicha comunicación, deberán informar al consumidor, al menos, de los siguientes aspectos:

a) Descripción de las tarifas aplicables hasta el 31 de marzo de 2010.

b) Situación a partir del 31 de marzo de 2010 en el caso de no haber formalizado un contrato con un suministro, de acuerdo con la disposición adicional primera, indicando claramente que a partir del 30 de abril se iniciará el procedimiento de suspensión del suministro establecido en la legislación vigente.

c) Relación de comercializadores publicada en la página Web de la Comisión Nacional de Energía al efecto. Este elemento es especialmente importante desde una perspectiva de competencia, para facilitar el ejercicio del derecho de elección de suministrador por parte de todos los consumidores.

Dicha comunicación no podrá incluirse en la parte posterior de la hoja que contenga la factura. En el caso de clientes que hayan optado por facturación electrónica, esta comunicación deberá realizarse por vía postal.

Disposición transitoria segunda. Peaje temporal para antiguos usuarios de la tarifa para materia prima (PA).

Con carácter extraordinario y hasta el 1 de enero de 2011 los consumidores acogidos a la tarifa específica para usos de materia prima podrán acogerse al siguiente peaje, que engloba el peaje de transporte y distribución (incluyendo el término de reserva de capacidad), el peaje de descarga de buques y el peaje de regasificación:

Término fijo: 0,2413 cent/kWh/día/mes.

Término variable: 0,0038 cent/kWh.

Este peaje será facturado por la empresa titular del punto de salida.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

Quedan derogadas cualesquiera otras disposiciones de igual o inferior rango, en cuanto se opongan a lo dispuesto en la presente orden.

Disposición final primera. Revisión de los peajes y cánones.

El 1 de julio de 2010 se procederá a la revisión de la cuantía de los peajes y cánones establecidos en la presente orden en caso de que se previesen desviaciones significativas en el saldo entre costes e ingresos del sistema gasista para el año 2010.

Disposición final segunda. Modificación de la Orden ITC/3802/2008, de 26 de diciembre.

Se modifica la Orden ITC/3802/2008, de 26 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas, la tarifa de último recurso, y determinados aspectos relativos a las actividades reguladas del sector gasista, como sigue:

Uno. El apartado 2.d) de la disposición adicional segunda, queda redactado en los siguientes términos:

«d) Que la construcción de las instalaciones se inicie antes del final del año siguiente al de la convocatoria. Además, la construcción de las instalaciones deberá concluir antes de que transcurran 18 meses desde la fecha en que dicte la resolución de asignación de la retribución específica.»

Dos. Se modifica la disposición adicional décima, cuya redacción pasa a ser la siguiente:

«Disposición adicional décima. Solicitud de retribución definitiva.

Aquellas instalaciones cuya fecha de puesta en marcha sea anterior al día 1 de diciembre de 2007, que no hayan solicitado su inclusión en el régimen retributivo de forma definitiva junto su auditoría correspondiente antes del 1 de junio del año 2009 verán reducida su retribución provisional en un cincuenta por ciento a partir del día 1 de enero de 2010.»

Disposición final tercera. Modificación de la Orden ITC/3994/2006, de 29 de diciembre.

Se modifica la disposición adicional segunda la Orden ITC/3994/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de las actividades de regasificación, que queda redactada como sigue:

«Disposición adicional segunda. Actualización de valores unitarios.

El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio aprobará antes del 1 de enero de cada año, los valores que deberán tomarse como referencia para la actualización de los valores unitarios establecidos en los anexos II, III y IV de la presente orden».

Disposición final cuarta. Modificación de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre.

Se modifica el último párrafo de la disposición adicional segunda la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de las actividades de regasificación, que queda redactado como sigue:

«El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio podrá actualizar los valores del anexo V de esta orden siempre que concurran causas que así lo justifiquen.»

Disposición final quinta. Aplicación de la orden.

Por la Dirección General de Política Energética y Minas se dictarán las resoluciones precisas para la aplicación de esta orden.

Disposición final sexta. Entrada en vigor.

La presente orden entrará en vigor a las cero horas del 1 de enero de 2010, a excepción del canon de almacenamiento subterráneo y de los peajes interrumpibles incluidos en los apartados sexto y noveno del anexo I, que serán de aplicación a partir del 1 de abril y 1 de octubre de 2010, respectivamente.

Madrid, 28 de diciembre de 2009.

El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,

MIGUEL SEBASTIÁN GASCÓN.

ANEXO I
Peajes y cánones de los servicios básicos

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: 1,6099 cent/(kWh/día)/mes.

Tvr: Término variable de peaje de regasificación: 0,0096 cent/kWh.

Segundo. Peaje de descarga de buques y de entrada por conexiones internacionales.

El peaje del servicio de descarga de GNL incluirá el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque a la planta de regasificación.

Plantas de Huelva, Cartagena y Sagunto:

Tfd: Término fijo del peaje descarga de GNL: 27.893 €/buque.

Tvd: Término variable de peaje de descarga de GNL: 0,0056 cent/kWh.

Plantas de Bilbao y Barcelona:

Tfd: Término fijo del peaje de descarga de GNL: 13.946 €/buque.

Tvd: Término variable del peaje de descarga de GNL: 0,0029 cent/kWh.

Planta de Mugardos:

Tfd: Término fijo del peaje descarga de GNL: 0 €/buque.

Tvd: Término variable de peaje de descarga de GNL: 0 cent/kWh.

El peaje aplicable por la introducción de gas natural por las conexiones internacionales por gasoducto es el siguiente:

Conexiones internacionales de Larrau e Irún: 0 cent/kWh.

Conexión internacional de Badajoz: 0 cent/kWh.

Conexión internacional de Tuy: 0 cent/kWh

Conexión internacional GME: 0 cent/kWh.

Conexión internacional MEDGAZ: 0 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: 2,3647 cent/kWh/día/mes.

Tvc: Término variable del peaje de carga de GNL en cisternas: 0,0139 cent/kWh.

A efectos de facturación del término fijo (Tfc), se considerará como caudal diario el resultado de dividir los kWh cargados en el mes entre 30. Este caudal tendrá la consideración de caudal máximo diario nominado en el mes (Qrn) y le será de aplicación el procedimiento de facturación establecido para el peaje de regasificación incluido en el artículo 30 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto.

Cuarto. Peaje de trasvase de GNL a buques.

A los servicios de carga de GNL en buques o a la puesta en frío a partir de plantas de regasificación se le aplicará el peaje siguiente:

Término fijo: 156.208 €/operación.

Término variable: 0,1381 cent/kWh.

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

Donde:

PTD: Peaje de transporte y distribución.

Trc: Término de reserva de capacidad.

Tc: Término de conducción.

1. El término fijo por reserva de capacidad de entrada al Sistema de Transporte y Distribución (Tfe) regulado en el artículo 31 apartado A) 2. del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, será el siguiente:

Tfe: Término fijo de reserva de capacidad. Trc: 0,8905 cent/(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:

 

Término fijo

Tfij

cent/kwh/día/mes

Término variable

Tvij

cent/kwh

Peaje 1 (P>60 bar)

 

 

1.1

2,8372

0,0695

1.2

2,5347

0,0560

1.3

2,3526

0,0505

Peaje 2 (4 bar < P<= 60 bar)

Término fijo

Tfij

cent/kwh/día/mes

Término variable

Tvij

cent/kWh

2.1

20,7742

0,1588

2.2

5,6385

0,1267

2.3

3,6918

0,1025

2.4

3,3831

0,0920

2.5

3,1102

0,0807

2.6

2,8609

0,0700

Peaje 3 (P <= 4 bar)

Término fijo

Tfij

€/mes

Término variable

Tvij

cent/kWh

3.1

2,07

2,3653

3.2

4,75

1,8011

3.3

44,53

1,2842

3.4

66,48

1,0293

 

Término fijo

Tfij

cent/kwh/día/mes

Término variable

Tvij

cent/kWh

3.5

4,8647

0,1260

El peaje 3.5 se aplicará exclusivamente a los consumos superiores a 8 GWh/año.

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.º

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.

3. Términos de conducción del peaje de transporte y distribución aplicables a los clientes a los que hace referencia el artículo 8 de la presente orden.

Peaje 2 bis

(P <= 4 bar)

Término fijo

Tfij

cent/kwh/día/mes

Término variable

Tvij

cent/kwh

2.1 bis

22,78

0,1739

2.2 bis

9,51

0,2137

2.3 bis

6,88

0,1914

Los consumidores que a 31 de diciembre de 2009 se les aplicase el término de conducción 2.4 bis, 2.5 bis o 2.6 bis pasarán automáticamente a aplicárseles el término 3.5.

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): 2,8907 cent/MWh/día.

Este canon será de aplicación para todo el GNL almacenado por el usuario.

Octavo. Peaje de tránsito internacional.

Los peajes aplicables a los tránsitos internacionales se calcularán aplicando a los peajes de transporte y distribución ordinarios los coeficientes que se indican en la tabla siguiente, en función de los puntos de entrada y de salida.

 

 

PUNTO DE SALIDA

PORTUGAL- BADAJOZ

PORTUGAL-GALICIA

LARRAU

IRÚN

TARIFA

PUNTO

DE

ENTRADA

CARTAGENA

1,000

1,000

1,000

1,000

0,650

HUELVA

0,650

1,000

1,000

1,000

0,650

SAGUNTO

1,000

1,000

0,650

1,000

0,650

BILBAO

1,000

1,000

0,650

0,650

1,000

BARCELONA

1,000

1,000

0,650

1,000

1,000

MUGARDOS

0,650

0,650

1,000

1,000

1,000

TARIFA

0,650

1,000

1,000

1,000

 

PORTUGAL-BADAJOZ

 

 

1,000

1,000

0,650

PORTUGAL-GALICIA

 

 

1,000

1,000

1,000

LARRAU

1,000

1,000

 

 

1,000

IRÚN

1,000

1,000

 

 

1,000

MEDGAZ

0,650

1,000

1,000

1,000

0,650

Noveno. Peaje de transporte y distribución interrumpible.

Tfe: Término fijo de reserva de capacidad: El que esté en vigor.

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”.

Décimo. 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

enero

0,10

2,00

febrero

0,10

2,00

marzo

0,10

2,00

abril

0,03

0,50

mayo

0,03

0,50

junio

0,03

0,50

julio

0,03

0,50

agosto

0,03

0,50

septiembre

0,03

0,50

octubre

0,10

2,00

noviembre

0,10

2,00

diciembre

0,10

2,00

El término variable (Tvij) a aplicar es el del peaje correspondiente.

ANEXO II
Tarifa de alquiler de contadores y equipos de telemedida para el año 2010

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:

Caudal del contador (m3/h)

Tarifas del alquiler

Hasta 3 m3/hora

0,63 €/mes

Hasta 6 m3/hora

1,15 €/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.

Caudal del contador

(m3/hora)

Valor medio (m3/hora) del contador €

Hasta 10

194,07

Hasta 25

357,19

Hasta 40

692,74

Hasta 65

1.415,15

Hasta 100

1.915,82

Hasta 160

3.005,01

Hasta 250

6.359,65

El cobro del alquiler mensual por las entidades propietarias de los aparatos contadores supone la obligación por parte de dichas entidades de realizar por su cuenta el mantenimiento de los mismos.

2. Equipos de telemedida para la transmisión de la información hasta un centro de control remoto:

Equipo para una sola línea: 75,94 €/mes.

Equipo para línea adicional: 14,56 €/mes.

ANEXO III
Derechos de acometida para los suministros conectados a redes con presión de suministro inferior o igual a 4 bar para el año 2010

1. El solicitante de la acometida abonará a la compañía distribuidora el importe que resulte de aplicar la siguiente fórmula:

Importe (euros) = 96,92 * (L-6).

Siendo “L” la longitud de la acometida en metros. En el caso de cantidades negativas el importe será cero.

A estos efectos se considerará por solicitante la persona física o jurídica que solicite la acometida sin que necesariamente tenga que contratar el nuevo suministro o ampliación.

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:

Grupo de Tarifa o Peaje

Consumo anual en Kwh/año

Euros por contratante

1

Menor o igual a 5.000

97,80

2

Mayor de 5.000 y menor o igual a 15.000

97,80

2

Mayor de 15.000 y menor o igual a 50.000

224,79

3

Mayor de 50.000 y menor o igual a 100.00

449,60

4 / 5

Mayor de 100.000

449,60

ANEXO IV
Retribución de las actividades reguladas para el año 2010

1. Retribución a las empresas que realizan actividades de distribución.

Actualización 2010

Revisión 2008-2009

TOTAL 2010

Naturgas Energía Distribución, S.A.

159.866.221

-4.184.658

155.681.563

Gas Directo, S.A.

1.523.524

-243.335

1.280.189

Distribuidora Regional del Gas, S.A.

8.061.460

395.697

8.457.157

ENDESA GAS Distribución, S.A.

7.883.006

-1.258.188

6.624.818

Distribución y Comercialización de Gas Extremadura, S.A.

10.028.432

-720.697

9.307.735

Gas Aragón, S.A.

33.092.741

-2.439.677

30.653.064

Gesa Gas, S.A.U.

17.054.964

-18.250.574

-1.195.610

Tolosa Gas, S.A

1.353.124

857

1.353.981

Gas Natural Distribución SDG,S .A.

792.217.868

-55.384.509

736.833.359

Gas Natural Andalucía, S.A.

76.693.089

-4.844.307

71.848.782

Gas Natural Cantabria,S.A.

23.185.204

-283.059

22.902.145

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A.

34.240.741

-2.067.448

32.173.293

Gas Natural Castilla y León, S.A.

70.148.014

-2.868.410

67.279.604

CEGAS, S.A.

113.293.374

-19.139.743

94.153.631

Gas Galicia SDG, S.A.

31.411.094

-608.096

30.802.998

Gas Natural Murcia SDG , S.A.

16.893.063

-1.715.225

15.177.838

Gas Navarra, S.A.

25.494.680

-1.173.706

24.320.974

Gas Natural Rioja,S.A.

13.170.427

-467.783

12.702.644

Gasificadora Regional Canaria, S.A.

185.274

-74.592

110.682

Iberdrola Distribución de Gas,S.A.

69.356

8.703

78.059

Sureuropea de Gas

1.508.538

649.240

2.157.778

 

1.437.374.194

-114.669.510

1.322.704.684

La cifra de Endesa Gas Distribución, S.A. incluye la retribución de Gas Alicante, S.L.

La cifra de Naturgas Energía Distribución, S.A. incluye la retribución de Gas Merida, S.A.

La cifra de Gas Galicia SDG, S.A. incluye la retribución de Gas La Coruña. S.A.

2. Retribución en concepto de amortización, retribución financiera y gastos de explotación fijos de las empresas titulares de activos de transporte.

 

CEGÁS

1.225.696

ENAGÁS, S.A.

662.473.697

ENDESA GAS Transportista, S.L.

9.348.680

Gas Aragón, S.A.

3.803.218

Gas Extremadura Transportista, S.L.

3.180.991

Gas Natural Andalucía SDG, S.A.

6.175.852

Gas Natural Castilla -La Mancha, S.L.

1.709.344

Gas Natural Transporte SDG, S.L.

24.011.062

Iberdrola Infraestructuras Gasistas, S.A.

48.210

Infraestructuras Gasistas de Navarra, S.A.

756.714

Naturgas Energía Distribución

3.117.889

Naturgas Energía Transporte, S.A.U.

16.689.436

Planta de Regasificación de Sagunto,

541.530

Regasificadora del Noroeste, S.A.

8.365.540

Septentrional del Gas, S.A.

4.240.136

Transportista Regional del Gas, S.L.

5.270.799

Transportista Sureuropea de Gas, S.A.

560.835

Distribuidora Sureuropea de Gas, S.A.

2.507.099

TOTAL

754.026.728

Las cifras de esta tabla incluyen la retribución a cuenta de los gasoductos incluidos en el apartado 5 de este Anexo.

3. Retribución en concepto de amortización, retribución financiera y costes de operación y mantenimiento fijos de las empresas titulares de instalaciones de regasificación.

 

Retribución 2010 (€)

ENAGÁS, S.A.

218.868.491

Bahía Bizkaia Gas, S.L.

51.417.044

Regasificadora de Sagunto, S.A.

69.040.673

Regasificadora del Noroeste, S.A.

49.232.003

Total

388.558.211

4. Retribución definitiva en concepto de amortización y retribución financiera de los activos afectos a la actividad de almacenamiento subterráneo del año 2010.

 

Retrinución por inversión

ENAGÁS, S.A.

12.406.327

REPSOL INVESTIGACIONES PETROLÍFERAS

9.497.993

MURPHY OIL SPAIN

2.084.925

TOTAL

23.989.245

5. Retribución a cuenta de instalaciones de transporte puestas en servicio en 2008 y 2009.

Puestas en servicio en 2008

Titular

Elemento

Retribución a cuenta con los nuevos parámetros

Fecha de Puesta en Marcha

Retribución 2008 (€)

Retribución 2009 (€)

Retribución 2010 (€)

ENAGÁS, S.A.

Desdoblamiento del Gasoducto BBV. Tramo Arbós-Planta de Barcelona. Tramo II-b-2

28/11/2008

7.977,54

703.185,27

705.089,90

ENAGÁS, S.A.

Ramal a Aceca. Provincia de Toledo

16/12/2008

0,00

46.705,75

46.849,80

ENAGÁS, S.A.

Ramal a Aceca. Provincia de Madrid

26/12/2008

0,00

230.286,62

230.996,87

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Montesa-Denia. Tramo I

29/12/2008

0,00

3.532.414,52

3.540.889,59

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

Ramal APB Huelva-Ayamonte, provincia de Huelva, desde la posición A-9.1 (22M DE 6”)

06/11/2008

5,04

697,23

699,79

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

Ramal APB Huelva-Ayamonte, provincia de Huelva, desde la posición A-9.1 (26.603M DE 10”)

06/11/2008

5.284,42

696.241,53

698.745,33

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

Ramal APB Huelva-Ayamonte, provincia de Huelva, desde la posición A-9.1 (34.297M DE 8”)

06/11/2008

5.450,20

783.124,50

786.057,43

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

Ramal APB Huelva-Ayamonte, provincia de Huelva, desde la posición A-9.1 (1.036 M DE 4”)

06/11/2008

82,32

14.274,05

14.331,53

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-650 del gasoducto Huelva-Ayamonte, en el término municipal de Huelva, en la provincia de Huelva

06/11/2008

4.512,17

91.709,25

90.964,50

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-100 del gasoducto Huelva-Ayamonte, en el término municipal de Huelva, en la provincia deHuelva

06/11/2008

2.609,21

61.069,46

60.645,13

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-100 del gasoducto Huelva-Ayamonte, en el término municipal de Gibraleón, en la provincia de Huelva

06/11/2008

2.609,21

61.069,46

60.645,13

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-160 del gasoducto Huelva-Ayamonte, en el término municipal de Cartaya, en la provincia de Huelva

06/11/2008

2.883,76

65.063,57

64.592,59

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-400 del gasoducto Huelva-Ayamonte, en el término municipal de Lepe, en la provincia de Huelva

06/11/2008

3.219,17

71.798,91

71.272,89

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-400 del gasoducto Huelva-Ayamonte, enel término municipal de Lepe, en la provincia de Huelva

06/11/2008

3.219,17

71.798,91

71.272,89

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-400 del gasoducto Huelva-Ayamonte, en el término municipal de Ayamonte, en la provincia de Huelva

06/11/2008

3.219,17

71.798,91

71.272,89

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-100 del gasoducto Huelva-Ayamonte, en el término municipal de Ayamonte, en la provincia de Huelva

06/11/2008

2.609,21

61.069,46

60.645,13

TRANSPORTISTA SUREUROPEA DE GAS

ERM RM G-400 del Gasoducto de transporte secundario Albolote-Pinos

27/11/2008

2.414,38

57.397,10

57.005,26

TRANSPORTISTA SUREUROPEA DE GAS

EM G-250 del Gasoducto de transporte secundario Albolote Pinos Puente

27/11/2008

3.008,78

67.556,24

67.064,70

GAS NATURAL TRANSPORTE

ERM La Masó -Vallmoll

04/12/2008

0,00

71.798,91

71.272,89

ENAGÁS, S.A.

ERM G-400 en posición 25.A del Gasoducto Barcelona-Bilbao-Valencia en Bárboles (Zaragoza)

06/11/2008

4.235,75

85.284,37

84.585,34

ENAGÁS, S.A.

EM G-4000 en Posición 41 del Gasoducto Barcelona-Bilbao-Valencia en Vergara (Guipúzcoa)

24/11/2008

6.540,63

172.754,36

171.705,51

ENAGÁS, S.A.

ERM G-160 en posición L-02.2 del gasoducto Córdoba-Jaén-Granada en Mengibar (Jaén)

26/11/2008

3.794,42

77.166,89

76.540,84

ENAGÁS, S.A.

ERM G-650 en posición A-01 del gasoducto Serrablo-Zaragoza en Sabiñanigo (Huesca)

04/12/2008

0,00

91.709,25

90.964,50

ENAGÁS, S.A.

EM G-250 en posición 24.X del gasoducto Barcelona-Bilbao-Valencia en Zaragoza

04/12/2008

0,00

63.600,28

63.112,91

ENAGÁS, S.A.

ERM G-650 en posición L-02.4 del Gasoducto Córdoba-Jaén-Granada en Mengibar (Jaén)

05/12/2008

0,00

91.709,25

90.964,50

ENAGÁS, S.A.

ERM G-650 en posición B-18.02 del gasoducto Haro-Burgos-Madrid (Tramo Algete-Manoteras) en Madrid

10/12/2008

0,00

91.709,25

90.964,50

ENAGÁS, S.A.

Ampliación de ERM G-250 a ERM G-400 e instalación de una tercera línea en la posición 40 en Mondragón (Guipuzcoa), Gasoducto Barcelona-Bilbao-Valencia

10/11/2008

4.235,75

62.340,92

61.624,67

ENAGÁS, S.A.

Sustitución de ERM G-400 por ERM G-650 en laposición 15.12 en Puzol (Valencia), gasoducto Barcelona-Bilbao-Valencia

12/11/2008

4.512,17

91.709,25

90.964,50

ENAGÁS, S.A.

Ampliación de ERM G-250 a ERM G-400 e instalación de una tercera línea en la posición F-26.X.A en Mocejón (Toledo), Gasoducto Huelva Sevilla-Madrid

24/11/2008

4.235,75

62.340,92

61.624,67

ENAGÁS, S.A.

Ampliación de ERM G-1000 a ERM G-1600 e instalación de una tercera línea en la posición F-26.A en Alameda de la Sagra (Toledo), Gasoducto Huelva-Sevilla-Madrid

24/11/2008

6.118,08

90.613,47

89.579,08

ENAGÁS, S.A.

Tercera línea en EM G-1600 en la posición F-26 en Aranjuez (Madrid), Gasoducto Huelva-Sevilla-Madrid

05/12/2008

0,00

69.660,43

68.885,91

ENAGÁS, S.A.

EM G-4000 en Posición F-26.X del gasoducto Ramal a Aceca en Villaseca de la Sagra (Toledo)

16/12/2008

0,00

150.352,33

149.286,66

ENAGÁS, S.A.

EM G-100 en posición 15.16.A del gasoducto Valencia-Alicante en Llombay (Valencia)

18/11/2008

2.574,88

57.357,11

56.936,18

ENAGÁS, S.A.

Ampliación de ERM G-250 a ERM G-400 e instalación de una tercera línea en la posición F-21 en Ciudad Real, gasoducto Huelva-Sevilla Madrid

18/12/2008

0,00

62.340,92

61.624,67

ENAGÁS, S.A.

ERM G-400 en posición 21 del gasoducto Barcelona-Bilbao-Valencia en Azaila (Teruel)

28/11/2008

4.235,75

85.284,37

84.585,34

TOTAL

89.586,89

8.164.993,00

8.164.264,05

Puestas en servicio en 2009

Titular

Elemento

Retribución a cuenta

Puesta en Marcha: AÑO n-1

Retribución 2009 (€)

Retribución

2010 (€)

ENAGÁS, S.A.

Estación de compresión de Navarra en Lumbier (Navarra) Turbocompresor 1.

18/03/2009

958.145,85

4.960.215,10

ENAGÁS, S.A.

Estación de compresión de Haro (La Rioja).

30/03/2009

1.130.037,75

5.730.109,28

ENAGÁS, S.A.

Estación de compresión de Navarra en Lumbier (Navarra) Turbocompresor 2.

26/05/2009

745.224,55

4.960.215,10

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lemona-Haro. Tramo I. Provincia de La Rioja. (26”)

31/03/2009

57.426,09

488.906,98

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lemona-Haro. Tramo I. Provincia de La Alava (26”).

31/03/2009

440.917,72

3.753.829,19

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lemona-Haro. Tramo I. Provincia Alava (20”).

31/03/2009

5.458,57

49.938,75

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lemona-Haro. Tramo I. Provincia Burgos.

31/03/2009

75.307,10

641.140,01

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Barcelona-Bilbao-Valencia. Ramal a Castellón.

29/04/2009

77.167,49

870.442,84

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lemona-Haro. Tramo II-a.Provincia de Álava (Tramo Posición 43.X.02-Frontera Vizcaya).

29/05/2009

23.020,62

251.987,15

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Almería-Lorca. Provincia de Almería.

26/06/2009

1.221.406,75

17.844.406,47

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Almería-Lorca. Provincia de Murcia.

29/06/2009

35.291,83

515.603,62

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto de conexión a Lorca. Provincia de Murcia.

29/06/2009

190.202,60

2.610.156,76

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lorca-Chinchilla. Tramo Norte. Provincia de Murcia.

29/06/2009

211.701,70

3.092.901,83

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lorca-Chinchilla. Tramo Norte. Provincia de Albacete.

30/06/2009

700.761,11

10.237.921,17

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lemona-Haro. Tramo II. Provincia de Vizcaya.

30/06/2009

161.178,70

2.058.334,09

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Montesa-Denia. Tramo II. Provincia de Alicante

30/06/2009

84,47

1.068,39

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Montesa-Denia. Tramo II. Provincia de Valencia

30/06/2009

87.830,43

1.110.844,44

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Denia-Ibiza-Mallorca. Tramo Submarino. Provincia de Alicante.

30/06/2009

283.973,43

3.896.977,12

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Denia-Ibiza-Mallorca. Tramo Submarino. Islas Baleares

30/06/2009

290.262,05

3.983.276,07

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Denia-Ibiza-Mallorca. Tramo Terrestre. Provincia de Alicante.

06/07/2009

4.618,69

76.059,00

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto de interconexión con Ramal a Besós.

23/07/2009

1.098,16

18.084,14

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Lorca-Chinchilla. Tramo Sur. Provincia de Murcia.

05/08/2009

498.129,57

10.916.297,73

ENAGÁS, S.A.

Ramal al campo Gibratal. Fase III.

26/08/2009

44.176,22

996.608,24

ENAGÁS, S.A.

Gasoducto Denia-Ibiza-Mallorca. Tramo Submarino. Islas Baleares II.

20/08/2009

456.473,08

9.396.293,54

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

PLAZA

27/07/2009

429,41

11.400,60

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

Gasoducto insular Mallorca San Juan de Dios-Ca´s Tresorer.

19/08/2009

10.352,76

213.106,88

GAS NATURAL TRANSPORTE SDG, S.L.

Gasoducto Súria-Cardona-Solsona.

27/03/2009

52.805,95

809.362,21

GAS NATURAL TRANSPORTE SDG, S.L.

Gasoducto de transporte básico zona norte de Málaga.

26/01/2009

29.741,11

266.129,33

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

Gasoducto de transporte secundario Lucena-Cabra-Baena (8”).

14/05/2009

77.480,43

1.526.850,72

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

Gasoducto de transporte secundario Lucena-Cabra-Baena (6”).

14/05/2009

3.152,36

70.252,54

NATURGAS ENERGÍA

Gasoducto de red básica de transporte Zaldivia-Villabona.

22/05/2009

180.715,03

1.978.134,00

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

Gasoducto ZARAGOZA - CALATAYUD.

30/10/2009

51.450,02

2.778.735,30

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

AZAILA-ALBALATE DEL ARZOBISPO-ARIÑO (TRAMO I).

15/12/2009

0,00

627.008,80

DISTRIBUIDORA SUREUROPEA DE GAS.

Gasoducto de transporte secundario Puebla de Montalbán-Consuegra (Toledo), tramo Polán-Consuegra.

16/07/2009

92.011,27

2.117.792,58

NATURGÁS ENERGÍA

Gasoducto de transporte secundario a la Zona Industrial de Hernani

26/11/2009

404,74

55.831,72

NATURGÁS ENERGÍA

Gasoducto de transporte secundario Serinyà Figueres

14/12/2009

0,00

587.312,04

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

Gasoducto insular Mallorca San Juan de Dios-Ca´s Tresorer. Tramo entre la posición 01 y la posición 02

30/11/2009

7.376,21

695.735,84

ENAGÁS, S.A.

ERM G-160 en posición K-05 del Gasoducto Tarifa-Córdoba en Medina Sidonia (Cádiz).

24/02/2009

38.842,50

76.060,52

ENAGÁS, S.A.

EM G-2500 en posición 15.09.A3 del gasoducto Ramal a Castellón en el término municipal de Castellón.

29/05/2009

37.198,44

117.620,94

ENAGÁS, S.A.

ERM G-250 en posición A-3.4 del gasoducto Serrablo-Zaragoza en el término municipal de Monzón.

10/06/2009

24.316,00

79.025,13

ENAGÁS, S.A.

ERM G-400 en posición 15.20.3 del gasoducto Montesa-Denia en el término municipal de Villalonga.

18/06/2009

26.016,50

84.062,71

ENAGÁS, S.A.

ERM G-250 en posición 15.20.4 del gasoducto Montesa-Denia en el término municpal de Denia.

30/06/2009

24.316,00

79.025,13

ENAGÁS, S.A.

ERM G-400 en posición O-14A del gasoducto Ruta de la Plata en el término municipal de Barbadillo.

14/07/2009

21.680,42

84.062,71

ENAGÁS, S.A.

ERM G-6500 en posición M-01 del gasoducto Almería-Lorca en el término muncipal de Almería.

16/07/2009

53.848,75

224.155,16

ENAGÁS, S.A.

EM G-1600 en posición F-05.1 del gasoducto Huelva-Sevilla-Madrid en el término municipal de Almonte.

04/08/2009

18.789,00

111.339,66

ENAGÁS, S.A.

ERM G-1000 en posición 15.20.6 del gasoducto Denia-Ibiza-Mallorca en el término municipal de Mallorca.

20/08/2009

22.105,33

105.684,76

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-400 En Villanueva de Gállego provincia de Zaragoza.

20/07/2009

21.680,42

84.062,71

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-400 En Zuera provincia de Zaragoza.

20/07/2009

21.680,42

84.062,71

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-650 en PLAZA.

27/07/2009

23.095,00

90.394,22

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-1600 En la posición 01 del gasoducto insular Mallorca San Juan de Dios-Ca´s Tresorer.

19/08/2009

25.052,00

123.226,59

GAS NATURAL TRANSPORTE SDG, S.L.

ERM G-250 del Gasoducto Súria Cardona-Solsona en el término municipal de Cardona.

09/09/2009

9.240,08

66.583,82

GAS NATURAL TRANSPORTE SDG, S.L.

ERM G-250 del Gasoducto Súria Cardona-Solsona en el término municipal de Solsona.

09/09/2009

9.240,08

66.583,82

GAS NATURAL TRANSPORTE SDG, S.L.

ERM G-250 del Gasoducto de transporte básico zona norte de Málaga que da servicio a la central térmica de cc de Málaga.

26/01/2009

44.579,33

79.025,13

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-160 del Gasoducto de transporte secundario Lucena-Cabra-Baena en el término municipal de Cabra.

14/05/2009

20.664,21

64.126,69

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-160 del Gasoducto de transporte secundario Lucena-Cabra-Baena en el término municipal de Baena.

14/05/2009

20.664,21

64.126,69

GAS NATURAL ANDALUCÍA, S.A.

ERM G-250 del Gasoducto de transporte secundario Lucena-Cabra-Baena en el término municipal de Lucena.

14/05/2009

21.560,19

66.583,82

DISTRIBUIDORA SUREUROPEA DE GAS.

ERM G-650 ubicada en la posición POS01A, en el término municipal de (1)

16/07/2009

17.552,20

76.204,64

DISTRIBUIDORA SUREUROPEA DE GAS.

ERM G-650 ubicada en la posición POS02P, en el término municipal de Polán en la provincia de Toledo.

16/07/2009

17.552,20

76.204,64

DISTRIBUIDORA SUREUROPEA DE GAS.

ERM G-1000 ubicada en la posición POS04C, en el término municipal de Consuegra en la provincia de Toledo.

16/07/2009

21.000,07

88.781,68

GAS NATURAL TRANSPORTESDG, S.L.

ERM G-250 del Gasoducto Súria Cardona-Solsona en el término municipal de Olius.

09/09/2009

9.240,08

66.583,82

(1) Ajofrín en la provincia de Toledo.

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM tipo G-400 ubicada en posición ZACA-02 del gasoducto ZARAGOZA - CALATAYUD en el término municipal de La Muela, provincia de Zaragoza.

30/10/2009

8.672,17

84.062,71

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM tipo G-1000 ubicada en posición ZACA-03 del gasoducto ZARAGOZA - CALATAYUD en el término municipal de Épila, provincia de Zaragoza.

30/10/2009

11.052,67

105.684,76

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM tipo G-400 ubicada en posición ZACA-04 del gasoducto ZARAGOZA - CALATAYUD en el término municipal de La Alumunia de Doña Godina, provincia de Zaragoza.

30/10/2009

8.672,17

84.062,71

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM tipo G-400 ubicada en posición ZACA-05 del gasoducto ZARAGOZA - CALATAYUD en el término municipal de Calatayud, provincia de Zaragoza.

30/10/2009

8.672,17

84.062,71

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM tipo G-400 ubicada en posición ZACA-06 del gasoducto ZARAGOZA - CALATAYUD en el término municipal de Calatayud, provincia de Zaragoza.

30/10/2009

8.672,17

84.062,71

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

EM tipo G-2500 del GASODUCTO INSULAR MALLORCA. S. JUAN DE DIOS - CAS’S TRESORER

29/10/2009

10.628,13

117.620,94

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

EM G-6500 en la posición 02 del gasoducto insular Mallorca San Juan de Dios-Ca´s Tresorer.

10/12/2009

0,00

178.755,26

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-1600 En la posición 02 del gasoducto insular Mallorca San Juan de Dios-Ca´s Tresorer.

10/12/2009

0,00

123.226,59

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-1600 en posición AZARI-01 (La Puebla de Hijar) del gasoducto AZAILA-ALBALATE DEL ARZOBISPO-ARIÑO (TRAMO I)

15/12/2009

0,00

103.966,69

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-160 en la posición AZARI-02 (Hijar) del gasoducto AZAILA-ALBALATE DEL ARZOBISPO-ARIÑO (TRAMO I)

15/12/2009

0,00

64.126,69

ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

ERM G-160 en posición AZARI-03 (Albalate del Arzobispo9 del gasoducto AZAILA-ALBALATE DEL ARZOBISPO-ARIÑO (TRAMO I)

15/12/2009

0,00

64.126,69

NATURGÁS ENERGÍA.

Pos-01 ERM Serinyà del gasoducto de transporte secundario Serinyà Figueres

14/12/2009

0,00

70.765,94

NATURGÁS ENERGÍA.

Pos-02 ERM Navata del gasoducto de transporte secundario Serinyà Figueres

14/12/2009

0,00

66.583,82

NATURGÁS ENERGÍA.

Pos-03 ERM Villafant del gasoducto de transporte secundario Serinyà Figueres

14/12/2009

0,00

88.781,68

NATURGÁS ENERGÍA.

Pos-01 ERM Osinaga del gasoducto de transporte secundario a la Zona Industrial de Hernani

16/12/2009

0,00

88.781,68

ENAGÁS, S.A.

ERM G-400 en Ibiza

16/09/2009

13.008,25

84.062,71

ENAGÁS, S.A.

EM G-1600 (MUS) en Pos. F-06 en Aznalcázar (Sevilla)

17/09/2009

14.091,75

111.339,66

ENAGÁS, S.A.

EM G-2500 en Pos. 5D.03.04 en Besós (Barcelona)

26/10/2009

10.628,13

117.620,94

TOTAL

8.849.824,83

103.978.552,18

ANEXO V
Valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento en instalaciones de transporte

Primero. Valores Unitarios de Referencia de Inversión en Instalaciones de transporte

Gasoductos de Transporte Primario y secundario

Obra lineal en gasoducto de transporte primario.

Año de Puesta en Marcha

2008

2009

2010

€/(m*pulgada)

€/(m*pulgada)

€/(m*pulgada)

Obra Lineal

24,26

24,65

24,57

Obra lineal en gasoducto de transporte secundario.

Coeficiente corrector

Gasoducto transporte secundario: 0,62

Posición de seccionamiento(tipo S) simultánea en gasoducto de transporte primario (1)

Diámetro

(pulgada)

Año de Puesta en marcha

2008

2009

2010

6

72.688

73.851

73.615

8

135.964

138.139

137.697

10

198.700

201.879

201.233

12

261.706

265.893

265.042

14

324.712

329.907

328.852

16

387.718

393.921

392.661

18

450.724

457.936

456.470

20

513.730

521.950

520.279

22

576.736

585.964

584.089

24

639.742

649.978

647.898

26

702.748

713.992

711.707

28

765.754

778.006

775.516

30

828.760

842.020

839.326

32

891.766

906.034

903.135

36

1.017.778

1.034.062

1.030.753

40

1.143.790

1.162.091

1.158.372

42

1.206.796

1.226.105

1.222.181

44

1.269.802

1.290.119

1.285.990

48

1.395.814

1.418.147

1.413.609

52

1.521.826

1.546.175

1.541.227

Coeficientes correctores:

Posición Derivación (Tipo D): 1,52

Posición Trampa de Rascadores (2): 2,82

Posiciones posteriores obra lineal: 1,15

Elemento de Transporte secundario: 0,62

Estaciones de Compresión en Gasoductos de Transporte Primario

Año de Puesta en Marcha

2008

2009

2010

Potencia Instalada menor o igual a 37.284 kW

Término Fijo (€ / E.C.)

7.899.400

8.025.790

8.000.107

Término Variable (€/kW)

1.105,81

1.123,50

1.119,91

Potencia Instalada mayor de 37.284 kW

Término Fijo (€ / E.C.)

27.685.928

28.128.903

28.038.891

Término Variable (€/kW)

575,11

584,31

582,44

Estaciones de Regulación y Medida (ERM) en un gasoducto de transporte primario

 

Año de Puesta en Marcha

Tipo

2008

2009

2010

G

€ / Unidad

€ / Unidad

€ / Unidad

65

257.300

261.417

260.580

100

260.505

264.673

263.826

160

266.089

270.346

269.481

250

274.678

279.073

278.180

400

289.562

294.195

293.254

650

315.947

321.002

319.975

1.000

356.203

361.902

360.744

1.600

434.219

441.167

439.755

2.500

562.716

571.719

569.889

4.000

708.877

720.219

717.914

6.500

855.036

868.717

865.937

Coeficientes Correctores:

Estación de Medida: 0,86

EM de Ultrasonido (1): 1,32

ERM /EM Posteriores (2): 1,15

Líneas Adicionales en: ERM /EM (3) 0,31

Elementos de Transporte: Secundario 0,97

(1) Aplicable a EM equivalentes a un tamaños de G-1000 o superior.

(2) Una ERM/EM es posterior cuando se inserte una nueva posición de derivación (tipo D), o se transforme en 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.

Centros de Mantenimiento

Año de Puesta en Marcha

2008

2009

2010

Precio Máximo Auditado en €

1.915.129

1.945.771

1.939.545

El valor reconocido de la inversión por cada centro de mantenimiento será el valor auditado, hasta el máximo del precio indicado.

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 + (IPRIbienes de equipo – X)

Donde:

IAn: 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

Gasoductos Transporte Primario

Año de Retribución

2008

2009

2010

€/m /pulg

0,4584

0,4693

0,4627

Coeficiente corrector.

Gasoducto transporte secundario: 0,52

Estaciones de Compresión en gasoductos de transporte primario

Año de Retribución

2008

2009

2010

Termino Fijo (€/E.C.)

147.600

151.095

148.992

Término variable

59,20

60,60

59,76

ERM en gasoductos de Transporte Primario

Tipo

Año de Retribución

2008

2009

2010

G

€ / Unidad

€ / Unidad

€ / Unidad

65

37.862

38.759

38.219

100

41.198

42.174

41.587

160

45.533

46.611

45.962

250

47.507

48.632

47.955

400

50.829

52.033

51.308

650

54.146

55.428

54.657

1.000

64.782

66.316

65.393

1.600

73.417

75.156

74.109

2.500

83.058

85.025

83.841

4.000

104.650

107.128

105.637

6.500

126.247

129.237

127.438

Coeficiente correctores.

Estación de Medida: 0,75.

Elemento Transporte secundario: 0,76.

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:

IAn = 1 + (0,2 * (IPRIbienes de equipo – X) + 0,8 * (IPC – y))

Donde:

IAn: 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.

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” e “y”: Coeficientes cuyos valores serán iguales 0,005 y 0,01 respectivamente.

ANEXO VI
Valores unitarios provisionales de operación y mantenimiento de almacenamientos subterráneos para el 2010

Almacenamiento subterráneo

COMF (euros/año)

CVI (euros/kWh de gas inyectado en el año n)

CVE (euros/kWh de gas extraído en el año n)

Serrablo

1.777.587

0,000601

0,000110

Gaviota

8.298.815

0,000052

0,001326

Los costes variables de inyección y extracción se aplicarán únicamente al gas inyectado o extraído físicamente.

ANEXO VII
Valores unitarios de inversión del año 2009 y de operación y mantenimiento del año 2010 de las plantas de regasificación

Primero. Valores unitarios de referencia de los costes de operación y mantenimiento fijos para el año 2010:

Tanques de almacenamiento (€): 1.593.790 + 13,092607 * V

(Donde V = Capacidad del tanque expresada en m3).

Instalaciones de Regasificación (€/m3/h capacidad de emisión): 4,89.

Cargaderos de cisternas de GNL (€/ unidad): 41.367.

Obra civil portuaria y terrestre (€/ planta): 1.227.085.

Segundo. Valores unitarios de referencia de los costes de operación y mantenimiento variables para el año 2010:

Coste por kWh regasificado (€/kWh): 0,000181.

Coste variable por kWh cargado en cisternas(€/kWh): 000217.

Coste por trasvases /puestas en frío (€/kWh): 000217.

Tercero. Valores unitarios de referencia de inversión para las nuevas inversiones en instalaciones de regasificación autorizadas de forma directa, para instalaciones puestas en servicio en el año 2009:

Tanques de almacenamiento (€/m3): 695,96.

Cargaderos de cisternas (€/unidad): 3.119.379.

Obra civil y portuaria (€/planta). Valor de la inversión realizada hasta el máximo de: 52.587.627.

Instalaciones de regasificación (€/m3/h capacidad de emisión) 137,70.

ANÁLISIS

  • Rango: Orden
  • Fecha de disposición: 28/12/2009
  • Fecha de publicación: 31/12/2009
  • Fecha de entrada en vigor: 01/01/2010
  • Entrada en vigor, con la salvedad indicada en la disposición final 6, el 1 de enero de 2010.
Referencias posteriores

Criterio de ordenación:

  • SE DECLARA:
    • la nulidad del último párrafo del anexo I.2, por Sentencia del TS de 11 de octubre de 2011 (Ref. BOE-A-2011-19545).
    • la nulidad del inciso 0.8 del art. 13, por Sentencia del TS de 6 de mayo de 2011 (Ref. BOE-A-2011-9790).
    • la nulidad del último párrafo del anexo I.2, por Sentencia del TS de 28 de febrero de 2011 (Ref. BOE-A-2011-5766).
  • SE MODIFICA el anexo IV, por Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre (Ref. BOE-A-2010-20003).
  • SE DICTA DE CONFORMIDAD regulando las condiciones de asignación y aplicación de la interrumpibilidad en el sistema gasista: Resolución de 30 de julio de 2010 (Ref. BOE-A-2010-12623).
  • SE MODIFICA los arts. 4.2.b), 9.7, 10.3, la disposición final 4, los anexos IV, V, y VII por Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio (Ref. BOE-A-2010-11181).
  • SE DICTA DE CONFORMIDAD la disposición adicional 5, regulando el procedimiento de la transferencia de los fondos previstos: Orden ITC/1053/2010, de 19 de abril (Ref. BOE-A-2010-6796).
Referencias anteriores
  • MODIFICA:
    • Disposiciones adicionales 2.2 y 10 de la Orden ITC/3802/2008, de 26 de diciembre (Ref. BOE-A-2008-21010).
    • Disposición adicional 2 de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre (Ref. BOE-A-2006-22967).
    • Disposición adicional 2 de la Orden ITC/3994/2006, de 29 de diciembre (Ref. BOE-A-2006-22966).
  • DE CONFORMIDAD con el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto (Ref. BOE-A-2001-17027).
Materias
  • Distribución de energía
  • Gas
  • Precios
  • Tarifas
  • Transporte de energía

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