Orden ITC/3993/2006 - Retribución de determinadas actividades reguladas del sector gasista

Artículo 1. Objeto. cada empresa o grupo de empresas «i» estará constituida por un término fijo, función del coste acreditado a las ins- Constituye el objeto de esta orden el establecimiento talaciones de acuerdo con lo establecido en la presente y actualización del régimen retributivo aplicable a las acti- orden. vidades de transporte, gestión de compraventa de gas 2. La retribución anual de la actividad de transporte destinado al mercado a tarifas, distribución, suministro a reconocida a la empresa o grupo de empresas «i» en el tarifas de gas natural y retribución al Gestor Técnico del año «n» será calculada por el Ministerio de Industria, Sistema y definir los elementos que integran las mismas, Turismo y Comercio de acuerdo con la siguiente fórmula: estableciendo las medidas necesarias encaminadas a Rin = RF2002in + RINFin garantizar la adecuada prestación del servicio. Siendo:

Artículo 2. Actividad de transporte. Rin: coste de transporte reconocido a la empresa o grupo de empresas «i» en el año «n». 1. A los efectos de aplicación del régimen retributivo RF2002in: coste fijo acreditado a la actividad de trans- establecido en la presente orden quedan incluidos en la porte con entrada en servicio anterior al 31 de diciembre actividad de transporte de gas natural los costes en que de 2001 actualizado al año «n» de acuerdo con la siguiente se incurra para llevar a cabo el desarrollo, operación y fórmula: mantenimiento de las instalaciones incluidas en el apar- tado 1 del artículo 16 del Real Decreto 949/2001, de 3 de j=n agosto, que se detallan en el apartado siguiente. a) Los gasoductos de transporte primario de gas RF2002in = RF2002i x ∏ (1 + IPHj x fj) natural cuya presión máxima de diseño incluida en la autorización de la instalación, sea igual o superior a 60 j=2003 bar. Donde: b) Los gasoductos de transporte secundario cuya presión máxima de diseño incluida en la autorización de RF2002i: corresponde al coste fijo reconocido a la la instalación sea inferior a 60 bar y superior a 16 bar. empresa o grupo de empresas «i» en el año 2002 para las c) Los gasoductos de conexión internacional, enten- instalaciones de transporte con entrada en servicio ante- diendo como tales los comprendidos en el territorio rior a 31 de diciembre de 2001. nacional que conectan la red nacional con las redes de fj = Índice de eficiencia para el año «j». gasoductos de otros países o con yacimientos o almace- IPHj: previsión de la variación del índice para el año namientos existentes en el exterior, con independencia de «j», calculado de acuerdo con la siguiente fórmula: la presión de diseño. d) Los gasoductos de conexión de los yacimientos y IPHj = (IPCj + IPRIj)/2 almacenamientos estratégicos y operativos con el sis- Donde: tema gasista, con independencia de la presión de diseño. e) Las estaciones de compresión conectadas a los IPCj = previsión de la variación del índice de precios al gasoductos de transporte. consumo para el año «j» f) Las estaciones de regulación y medida conectadas IPRIj = previsión de la variación del índice de precios a los gasoductos con entrada a presión superior a 16 bar. industriales para el año «j» g) En su caso, las instalaciones de odorización. h) Aquellas otras instalaciones necesarias para la RINFin: coste fijo acreditado para el año «n» para el operación de las instalaciones anteriores. conjunto de las nuevas inversiones, con entrada en explo- tación entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre del 2. Asimismo, se consideran elementos constitutivos año «n-1», realizadas por la empresa o grupo de empre- de la red de transporte gasista todos aquellos activos de sas «i», se calculará como: comunicaciones, protecciones, control, servicios auxilia- res, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, necesarios para el adecuado funcionamiento de las insta- j = n-2 k =n laciones de transporte antes definidas. 3. A efectos del régimen retributivo no formarán RINFin = RINFCin + RINDn-1 + ™ [ RINFDj š (1+IPHk *fk) ] parte de las instalaciones específicas de transporte las j = 2002 k =j+1 instalaciones de consumidores para su uso exclusivo. 4. En el caso de instalaciones autorizadas de forma Siendo: directa, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del Gestor Técnico del Sistema RINFCin: coste fijo acreditado para el año «n» al con- Gasista y de la Comisión Nacional de Energía, resolverá junto de las nuevas inversiones autorizadas mediante expresamente la inclusión de una instalación de trans- procedimiento de concurrencia, con entrada en explota- porte de gas en el régimen retributivo previsto en la pre- ción entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre del 46694 Sábado 30 diciembre 2006 BOE núm. 312 año «n-1», realizadas por la empresa o grupo de empre- El coste anual de inversión [CIT (n)] de una instalación sas «i». de transporte autorizada de forma directa se calculará RINFDn-1: coste fijo acreditado para el año «n» de las como suma de la amortización y la retribución del valor nuevas inversiones autorizadas de forma directa realiza- de la inversión conforme lo establecido en el anexo III de das por la empresa o grupo de empresas «i» que han la presente orden. entrado en funcionamiento en el año «n-1». 4. El coste anual de explotación de una instalación RINFDj: coste fijo acreditado de las inversiones autori- de transporte [CET (n)] autorizada de forma directa zadas de forma directa y puestas en servicio en el año «j», incluirá los costes de operación y mantenimiento de las entre los años 2002 y «n-2», ambos inclusive, por la instalaciones, los costes de estructura y cualquier otro empresa o grupo de empresas «i». coste necesario para desarrollar la actividad de trans- El resto de términos tienen el significado detallado porte. anteriormente. 5. Para aquellas instalaciones autorizadas de forma 3. El valor del índice de eficiencia, fj, se fijará anual- directa que posean características técnicas singulares, el mente al efectuar la revisión anual de las tarifas de gas, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo sin experimentar revisiones posteriores, y no será en nin- informe de la Comisión Nacional de Energía, fijará la retri- gún caso superior a 0,85. Para el año 2007 se fija en 0,85. bución específica correspondiente, de acuerdo con los 4. Para la determinación del coste de transporte principios establecidos anteriormente. Idéntica conside- reconocido a la empresa o grupo de empresas «i» en el ración tendrán aquellas inversiones que impliquen modi- año «n», Rin, se utilizarán los valores definitivos de los ficaciones de instalaciones existentes siempre que ello índices oficiales de precios al consumo, IPC, y de los índi- suponga un aumento de la capacidad de transporte de ces oficiales de precios industriales, IPRI, de los años esa instalación. anteriores, que se encuentren disponibles en el momento El coste anual de explotación asociado a las activida- de cálculo. Para los años «n-1» y «n», cuyos valores no des de transporte se calculará de acuerdo con las fórmu- son conocidos en el momento en el que se determina el las y valores unitarios establecidos en el anexo IV de la presente orden. coste del transporte del año «n», se aplicará la estimación 6. En el caso de instalaciones con carácter técnico que del IPC haya establecido el Gobierno en su propuesta especial o modificación de las existentes, el valor de la de Presupuestos Generales del Estado del año «n» y la inversión y de los costes de explotación se calculará de estimación del IPRI. acuerdo con lo dispuesto en los artículos 10 y 11.

Artículo 4. Coste total acreditado asociado a las nuevas Artículo 6. Costes acreditados de las instalaciones de inversiones de transporte autorizadas mediante pro- transporte que hayan finalizado su vida útil o sean cedimiento de concurrencia. objeto de cierre. 1. El coste total acreditado para el año «n» de una 1. Los costes acreditados de las instalaciones que instalación de transporte autorizada mediante procedi- hayan sido objeto de cierre se deducirán de la retribución, miento de concurrencia, se calculará conforme a las con- calculando los costes correspondientes a dichas instala- diciones de adjudicación del concurso. ciones por el procedimiento utilizado para determinar su 2. El coste total acreditado por una empresa «i» en retribución inicial. un año «n» para el conjunto de sus instalaciones de trans- En el caso de instalaciones otorgadas mediante proce- porte adjudicadas mediante procedimiento de concurren- dimiento de concurrencia el coste de éstas, cuando hayan cia (RINCin) se calculará como agregación de los costes de finalizado su vida útil o sean objeto de cierre, se deducirá las citadas instalaciones actualizados según las condicio- en la retribución, calculando los costes correspondientes nes de resolución del procedimiento de concurrencia. a dichas instalaciones conforme a las bases de adjudica- ción del concurso.

Artículo 5. Coste total acreditado asociado a las nuevas 2. Para las instalaciones que hayan finalizado su vida inversiones de transporte autorizadas de forma útil pero continúen operativas, a efectos de su retribución directa. se considerarán exclusivamente como costes acreditados de la instalación, el coste de explotación más el 50% de 1. Con carácter general la retribución correspon- los costes de retribución de la inversión R(n) calculados diente a cada instalación de transporte autorizada de por el procedimiento utilizado para determinar dichos forma directa será fijada de acuerdo con los valores unita- costes a las nuevas inversiones otorgadas por autoriza- rios de inversión, valores unitarios de explotación y pará- ción directa de acuerdo con el procedimiento establecido metros fijados por el Ministerio de Industria, Turismo y en los anexos III y IV de la presente orden. Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de 3. En ambos casos, las cantidades a retraer tendrán Energía con criterios transparentes, objetivos y no discri- en cuenta las actualizaciones anuales que hayan sufrido minatorios. desde la fecha en que se calculó la retribución. 2. La retribución correspondiente a cada instalación de transporte autorizada de forma directa (RINDn), se cal- Artículo 7. Inclusión de nuevas instalaciones de trans- culará de la forma siguiente: porte en el régimen retributivo. RINDn = CIT (n) + CET (n) El titular de una instalación de transporte podrá solici- tar a la Dirección General de Política Energética y Minas la Siendo: inclusión en el régimen retributivo de una nueva instala- CIT (n): costes anuales de inversión. ción o ampliación de una existente, acompañando a la CET (n): costes anuales de explotación. solicitud la documentación que en cada caso se deter- mina en la presente orden. 3. Para determinar el valor de la inversión de las ins- La Dirección General de Política Energética y Minas talaciones de transporte de gas, se utilizarán los valores solicitará informe una vez recibida la documentación unitarios de referencia y sus correspondientes actualiza- anterior al Gestor Técnico del Sistema y a la Comisión ciones de acuerdo con lo establecido en el anexo II de la Nacional de Energía, de acuerdo con el artículo 2 de la presente orden. presente orden. BOE núm. 312 Sábado 30 diciembre 2006 46695 Una vez recibidos los citados informes la Dirección Artículo 10. Instalaciones con características especiales. General de Política Energética y Minas dictará la oportuna Resolución de inclusión en el régimen económico en la 1. Por sus características técnicas, se podrá solicitar que se indicarán los costes reconocidos y la fecha de un tratamiento económico específico para determinadas inclusión. instalaciones. En todo caso, la calificación como instala- ción con características técnicas especiales deberá solici-

Artículo 8. Documentación a incluir en las solicitudes de tarse junto con la autorización administrativa previa. En inclusión de instalaciones de transporte. dicha autorización se recogerán los criterios para su valo- ración. Acompañando a la solicitud de inclusión en el régi- El valor de la inversión para el cálculo del coste acre- men retributivo deberá enviarse la siguiente documenta- ditado será el que corresponda a la inversión realmente efectuada que deberá acreditarse con la correspondiente ción: auditoria. Asimismo, los costes de explotación deberán a) Características técnicas de la instalación. justificarse en base a criterios y parámetros comúnmente b) Inversión realizada debidamente auditada, des- aplicados en instalaciones de características similares. glosada por conceptos de coste, para cada gasoducto, 2. Con carácter excepcional, se podrá solicitar la estación de compresión y estación de regulación y inclusión en el régimen retributivo de inversiones singu- medida. lares, cuyo valor presupuestado supere en un 20% al c) Acta de puesta en servicio definitiva. valor resultante de la aplicación de los valores unitarios d) Declaración expresa de ayudas o aportaciones de de referencia del anexo II. El reconocimiento de estas fondos públicos concedidos o medidas de efecto equiva- inversiones deberá ser aprobado por Resolución de la lente. Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, y deberá hacerse teniendo en cuenta la rentabilidad de los activos

Artículo 9. Forma de cálculo de los costes reconocidos incluidos en la cartera del solicitante y valorando la opor- en instalaciones de transporte. tunidad de sacarlo a concurso. El carácter singular de la inversión será declarado y justificado en dicha Resolución 1. Se incluirán en el régimen retributivo como insta- de la Dirección General de Política Energética y Minas. laciones de transporte exclusivamente las siguientes: a) Gasoductos. Artículo 11. Modificación de instalaciones existentes. b) Estaciones de Compresión. c) Estaciones de Regulación y Medida. (ERM). Las modificaciones de instalaciones existentes, sólo serán incluidas en el régimen retributivo cuando supon- 2. No se incluirán en el régimen retributivo: gan un aumento de la capacidad de transporte. a. Los gasoductos para suministro a un único consu- En el caso de modificaciones que supongan aumento midor, incluyendo en este caso las estaciones de regula- de capacidad, en adelante ampliaciones, el valor de la ción y medida correspondientes asociadas. inversión para el cálculo del coste acreditado será el que b. Modificaciones o variantes a petición de particula- corresponda a la inversión realmente efectuada, que res o Administraciones (carreteras, ferrocarril, telefonía, deberá justificarse con la correspondiente auditoría. En líneas eléctricas, etc.). ningún caso dicho valor podrá ser superior al que corres- c. Cualquier otra inversión que no suponga un incre- pondería aplicando los valores unitarios establecidos en mento de la capacidad de transporte. el anexo II. Los costes anuales de explotación de las ampliaciones 3. Se consideran incluidas en los costes unitarios: se calcularán multiplicando los establecidos en el anexo IV de la presente orden por el factor de eficiencia (fi) reco- a) Las posiciones de derivación de gasoductos. gido en el artículo 3.º y por el cociente entre la inversión b) Las inversiones en instalaciones complementa- real y la que correspondería aplicando los valores unita- rias (instalación de teletransmisión y control, instalacio- rios establecidos en el anexo II de esta orden a la instala- nes eléctricas, de agua, centros de mantenimiento, equi- ción existente. pos de medida, protección, odorización, etc.). c) Las instalaciones de medida en las estaciones de Artículo 12. Retribución de estaciones de regulación y regulación y medida. medida. 4. Con independencia de las inversiones realizadas, los costes reconocidos se calcularán de acuerdo con los 1. Los valores unitarios de las estaciones de regula- valores unitarios incluidos en el anexo II de la presente ción y medida incluidos en el anexo II corresponden a orden, con las puntualizaciones siguientes: instalaciones con las siguientes características: a) Se reconocerá como valor de la inversión en a) Presión de entrada 80 o 72 bar. b) Presión de salida 16 bar. gasoductos por todos los conceptos el resultado de multi- c) Doble línea de regulación y medida, con el mismo plicar la longitud del tubo, que deberá reflejarse en el acta equipamiento en cada una de ellas, por lo general una en de puesta en servicio, por los valores unitarios reconoci- operación y la otra de reserva. Los colectores están prepa- dos. rados para instalación futura de tercera línea, de iguales b) En el caso de ERM los valores unitarios incluyen características a las anteriores. los equipos de telemedida capaces de determinar tanto la d) Sistema de calentamiento, con calderas situadas calidad del gas como todos los parámetros necesarios en otro recinto y cambiadores de calor sobre las líneas de para el cálculo en unidades energéticas (kWh) del gas regulación. transportado, y sistema de calentamiento cuando sea e) Equipamiento telemático. necesario. f) Ubicación dentro de caseta de obra. c) La fecha de inclusión en el régimen retributivo g) Recinto de caseta y, en su caso, de posición de será la correspondiente al acta de puesta en servicio defi- válvulas, vallado y dotado, en su caso, de sistemas de nitiva. seguridad patrimonial. 46696 Sábado 30 diciembre 2006 BOE núm. 312 h) Caudal a la salida de la ERM será igual a 1,6* Artículo 15. Retribución anual de la actividad de gestión (valor numérico que acompaña a G)* presión de salida de compra-venta de gas destinada al mercado a tari- (17 bar). fas realizada por los transportistas. En caso de estaciones de medida, diseñadas y cons- La retribución anual de la actividad de gestión de truidas de acuerdo con los estándares anteriores se valo- compra-venta de gas destinado al mercado a tarifas se rarán según los valores unitarios definidos para las esta- calculará de acuerdo con la siguiente fórmula: ciones de regulación y medida equivalentes, corregidos por un coeficiente de ajuste de 0,76. RGCV = (RCV + RMT + RFE) 2. Las instalaciones de regulación y/o medida y/o de Siendo: control de caudal o presión de gas, incluyendo instalacio- RCV: Coste total específico por compra-venta de gas nes compactas que por cualquier motivo, no se ajusten a destinada al mercado a tarifas que se calculará de acuerdo las características anteriores se retribuirán de acuerdo a con la siguiente fórmula: costes reales auditados. En ningún caso dicho valor podrá ser superior al que correspondería aplicando los valores RCV = Ci x Cmp x kWhcf unitarios establecidos en el anexo II. Siendo:

Artículo 13. Retribución provisional de instalaciones con Ci = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la fecha de puesta en servicio en el año «n». revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el año 2007 igual a 0,0005. Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima 1. Las empresas transportistas propietarias de insta- destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh. laciones de transporte, que no han sido incluidas en el kWhcf = kWh de gas suministrados al consumidor final coste acreditado del año «n», podrán solicitar a la Direc- con destino al mercado a tarifa. ción General de Política Energética y Minas el reconoci- RMT: Coste total de las mermas de gas destinado al miento de una retribución provisional, que tendrá el mercado a tarifa que se calculará de acuerdo con la carácter de ingreso a cuenta de su retribución definitiva. siguiente fórmula: Dicha retribución incluirá los costes de explotación y podrá contener un porcentaje de la retribución a la inver- RMT = [(Cr x kWhr) + (Ca x kWha) + (Ct x kWht)] x Cmp sión (amortización y retribución financiera) hasta un Siendo: máximo del 80% de dichos conceptos, calculados de Cr, Ca, Ct = porcentajes de mermas de regasificación, acuerdo con lo establecido en el anexo IV de la orden que almacenamiento y transporte de gas respectivamente. corresponda, siempre que se cumplan los siguientes Hasta el 1 de julio de 2007 serán igual a 0,37%, 2,11% y requisitos: 0,43% respectivamente, y a partir de dicha fecha se apli- a) Estar en posesión del acta de puesta en servicio cará lo establecido en la disposición transitoria segunda definitiva, expedida por la Administración competente de la presente orden. para su autorización. Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima b) Haber sido incluidas expresamente por la empresa destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh. solicitante en la previsión de nuevas instalaciones a que kWhr = kWh de gas (GNL) descargados en planta de hace referencia el artículo 25 de la presente orden. regasificación con destino al mercado a tarifas. kWha = kWh de gas (GN) inyectados en los almacena- La Dirección General de Política Energética y Minas mientos subterráneos con destino al mercado a tarifas. resolverá indicando expresamente la fecha a partir de la kWht = kWh de gas (GN) introducidos en el sistema de cual se reconoce en dicha retribución provisional. transporte con destino al mercado a tarifas. 2. A efectos de aplicación en el sistema de liquida- RFE: Coste total específico por financiación de exis- ción de la retribución de las actividades reguladas del tencias de gas destinado al mercado a tarifas calculado de sector del gas natural, del coste acreditado que finalmente acuerdo con la siguiente fórmula: se reconozca para la instalación, serán tenidos en cuenta, RFE = Cx x i x Cmp x kWhcf para minorarlos, en su caso, los importes ya percibidos por el titular en concepto de retribución provisional como Siendo: ingreso a cuenta. Cx = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la 3. Las empresas transportistas que cuenten con ins- revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se talaciones sobre las que se haya dictado resolución de establece para el año 2007 igual a 0,218. reconocimiento de retribución provisional pero que sin i = coste del dinero que se fijará cada año en función embargo no dispongan todavía del reconocimiento defi- del Euribor a tres meses del año anterior más 0,5 puntos. nitivo, podrán solicitar a la Dirección General de Política Para el año 2007 se establece en el 3,38 %. Energética y Minas la ampliación de la retribución provi- Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima sional hasta el límite indicado en el apartado 1 del pre- destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh. sente artículo. kWhcf = kWh de gas suministrados al consumidor final con destino al mercado a tarifas.

Artículo 14. Coste acreditado a la actividad de transporte A efectos de liquidaciones, se deberán utilizar los tér- en el año 2007 y su retribución total. minos recogidos en el anexo II de la orden ECO/2692/ 2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedi- 1. En el anexo I de la presente orden se establece la mientos de liquidación de las actividades reguladas del cuantía total de los costes fijos de transporte acreditados sector del gas natural. para 2007 a cada empresa que realiza esta actividad. 2. La agregación del total de las retribuciones corres- Artículo 16. Actividad de distribución. pondientes a cada empresa o grupo de empresas calcula- das de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 3, 4, 5 y 6 1. A los efectos de aplicación del régimen retributivo de la presente orden, determinará la retribución total de establecido en la presente orden quedan incluidos como estas. costes de la actividad de distribución de gas natural los BOE núm. 312 Sábado 30 diciembre 2006 46697 costes en que se incurra para llevar a cabo el desarrollo, ∆AD<4 = variación de demanda total de gas en redes operación y mantenimiento de las instalaciones de distri- con presión de diseño inferior o igual a 4 bar calculada bución destinadas a situar el gas en los puntos de con- como cociente entre la prevista para el año de cálculo y la sumo. real del año anterior. 2. Las instalaciones de distribución comprenderán, FD<4 = factor de ponderación y eficiencia de la demanda además de la red de gasoductos de distribución con pre- total en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 sión máxima de diseño incluida en la autorización de la bar. El valor de este factor para el año 2007 se fija en instalación igual o inferior a 16 bar, las plantas satélites 0,142. que suministren a una red de distribución y todos aque- ∆AD>4 = variación de demanda total de gas en redes llos activos de la red de comunicaciones, protecciones, con presión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones, y calculada como cociente entre la prevista para el año de demás elementos auxiliares necesarios para su adecuado cálculo y la real del año anterior. funcionamiento, incluyendo las líneas de conexión con la FD>4 = factor de ponderación y eficiencia de la red de transporte y las instalaciones asociadas. demanda en redes con presión de diseño comprendida No formarán parte de las instalaciones específicas de entre 4 bar y 60 bar. El valor de este factor para el año distribución a efectos del régimen retributivo las instala- 2007 se fija en 0,142. ciones de consumidores para su uso exclusivo. 2. A efectos del cálculo del incremento de clientes

Artículo 17. Retribución de la actividad de distribución. industriales suministrados a presión inferior o igual a 4 bar con anterioridad a la entrada en vigor de la orden La retribución de la actividad de distribución se esta- ECO/32/2004, que pasen a ser suministrados a una pre- blecerá para el conjunto de las instalaciones de cada sión mayor de 4 bar, se seguirá el siguiente procedi- empresa distribuidora, excluidas las acometidas, aten- miento: En el año en que tenga lugar dicho cambio, el diendo a los siguientes criterios: número de clientes y sus ventas correspondientes se con- siderarán exclusivamente como si se hubiesen realizado a) El consumo y el volumen de gas vehiculado. a una presión menor a cuatro bar. En años sucesivos se b) Inversiones y amortizaciones realizadas en insta- consideraran los incrementos de ventas de acuerdo con la laciones de distribución. presión a la que se realice el suministro. c) Costes de operación y mantenimiento de las insta- 3. Los factores de ponderación y eficiencia de capta- laciones, aplicando criterios de mejora y eficiencia. ción de consumidores, de la demanda en redes con pre- d) Características de las zonas de distribución. sión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar e inferior e) Seguridad y calidad del servicio. o igual a 4 bar se establecerán anualmente, en función de f) Otros costes necesarios para desarrollar la activi- la evolución de la demanda, de las mejoras de productivi- dad de distribución. dad y de la evolución económica, cuando se efectúe la Los ingresos correspondientes a los derechos de aco- revisión anual de las tarifas de gas. metidas serán facturados directamente por las empresas 4. A partir de la cifra RDn se obtendrá la retribución distribuidoras y no se incluirán en los costes reconocidos media unitaria por cada nuevo consumidor, por cada por la actividad de distribución ni estarán sujetos al régi- nuevo kWh suministrado a presiones menores o iguales a men de liquidaciones. 4 bar y por cada nuevo kWh suministrado a presiones Asimismo, se establecerá por el Ministerio de Indus- entre 4 y 60 bar. tria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión El incremento de retribución de cada compañía distri- Nacional de Energía, un mecanismo para incentivar la buidora se calculará multiplicando las retribuciones unita- mejora de la calidad de suministro y la consecución de rias medias anteriores por el aumento de ventas y consu- reducciones adicionales de pérdidas de gas respecto a las midores de cada una de ellas. que sean predeterminadas, tomando en consideración las 5. Para el cálculo de la retribución correspondiente al cantidades que a estos efectos se determinen en la norma año «n», el valor de la retribución del año «n-1» (RDn-1), se por la que se aprueben las tarifas de gas de cada año. recalculará sustituyendo las previsiones de demanda por los valores reales utilizados para el cálculo de la actualiza-

Artículo 18. Actualización de la actividad de distribu- ción del año «n». ción. Las posibles desviaciones que se pongan de mani- fiesto al efectuar el recálculo anterior se tendrán en cuenta 1. La retribución global de la actividad de distribu- a nivel empresa en las liquidaciones correspondientes al ción se actualizará anualmente en función del IPH y consi- año «n». derando el crecimiento de la actividad afectado de unos 6. Por orden del Ministro de Industria, Turismo y factores de eficiencia. Dicho cálculo se realizará aten- Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de diendo a la siguiente fórmula: Energía, se establecerá antes del día 1 de enero de cada año la retribución que corresponde percibir a cada RDn = RDn-1 x [1 +IPHn x 0,85] x (1 + ∆Acl<4 x Fcl<4 + ∆AD<4 x FD<4 + ∆AD>4 x FD>4) empresa distribuidora, tomando como base la retribución global calculada de acuerdo con lo establecido en los Siendo: apartados anteriores. RDn-1 = el coste de distribución correspondiente al año 7. En el anexo V de la presente orden se establece la anterior, revisado de acuerdo con el apartado 4. retribución global de los costes totales de distribución para el año 2007 así como la de cada empresa que realiza ∆Acl<4 = variación del numero de consumidores conec- esta actividad. tados en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar, calculada como cociente entre el número medio pre- Artículo 19. Inclusión de nuevas empresas de distribu- visto para el año en que se determina la retribución y el ción en el régimen retributivo. valor medio del año anterior. Fcl<4 = factor de ponderación y eficiencia de captación La inclusión de una nueva empresa de distribución en de consumidores en redes con presión de diseño inferior el régimen retributivo requerirá la solicitud por parte de la o igual a 4 bar. El valor de este factor para el año 2007 se misma a la Dirección General de Política Energética y fija en 0,426. Minas, acompañando a la misma: 46698 Sábado 30 diciembre 2006 BOE núm. 312 a) Memoria de actividad en la que se hará constar la e) Análisis de inversión de la gasificación del núcleo previsión de consumidores y consumos en los primeros 5 de población incluyendo la inversión en la instalación de años de funcionamiento, plan de inversiones, zona geo- conexión (horizonte de 30 años) En dicho análisis se gráfica de actuación (superficie y n.º de habitantes) y deberá incluir, en su caso, las aportaciones de fondos cuenta de resultados provisional. públicos para las instalaciones de distribución y de b) Resolución de autorización administrativa. conexión. c) Actas de puesta en servicio o certificación de la f) Aportaciones de Fondos Públicos. Comunidad Autónoma correspondiente de puesta en gas g) Cuantificación de la retribución solicitada. de las instalaciones. h) Convenio o acuerdo con la Comunidad Autónoma o con el organismo que tenga las competencias en la La Dirección General de Política Energética y Minas materia. resolverá la inclusión en el régimen retributivo con indica- ción expresa de la fecha de inclusión en el mismo y la Con el fin de homogeneizar la información de los dife- retribución anual reconocida. rentes proyectos, la Dirección General de Política Energé- La retribución anual inicial se determinará aplicando tica y Minas establecerá formatos estándares para el los valores unitarios, a que hace referencia el apartado 3.º análisis de inversión y de mercado de los diferentes pro- del artículo 18, a la previsión de consumidores y consu- yectos, debiéndose proporcionar en el soporte que esta mos correspondientes al primer año de funcionamiento. indique. En el segundo año de funcionamiento se procederá a 3. Los convenios o acuerdos suscritos entre la ajustar la retribución inicial de acuerdo con las cifras rea- empresa distribuidora y la Comunidad Autónoma, o el les de demanda. organismo que tenga las competencias en la materia, deberán recoger de forma individualizada los núcleos de

Artículo 20. Retribución específica de instalaciones de población a gasificar, las instalaciones necesarias, las distribución. aportaciones de la Comunidad Autónoma en su caso (desglosando las aportaciones destinadas a la instalación 1. Las empresas distribuidoras que hayan suscrito de conexión y a la de distribución), y la retribución espe- convenios con la Comunidad Autónoma correspondiente cífica necesaria, así como el calendario de ejecución de para acometer la gasificación de núcleos de población los proyectos. que no dispongan de gas natural, podrán solicitar una 4. La Dirección General de Política Energética y retribución específica a la Dirección General de Política Minas resolverá conjuntamente las solicitudes recibidas, Energética y Minas para las instalaciones de conexión. previo informe de la Comisión Nacional de Energía y de Igualmente se podrá solicitar dicha retribución para reem- acuerdo con los siguientes criterios: plazar plantas satélites existentes de gas natural licuado a) Las solicitudes se valorarán en función directa a la (GNL) por una conexión con la red de gasoductos. aportación comprometida por la Comunidad Autónoma Para acogerse a dicha retribución se deberán cumplir y/u otros entes de carácter público, para cada una de las siguientes condiciones: ellas, en función inversa a la aportación específica solici- a) Que exista convenio o acuerdo suscrito con la tada y en función inversa al índice de gasificación de la Comunidad Autónoma, o con el organismo que tenga las Comunidad Autónoma. competencias en la materia, y que el mismo cumpla con El índice de gasificación de la Comunidad Autónoma los requisitos establecidos en el apartado tres de este vendrá dado por el porcentaje obtenido al dividir el artículo. número de clientes de gas natural situados en ese ámbito b) Que la retribución por la actividad de distribución territorial entre el número de habitantes de la comunidad. y de suministro a tarifa junto con las aportaciones com- (Número de clientes por 100 habitantes) prometidas de fondos públicos para la construcción de Para los proyectos que presenten solicitud de retribu- las instalaciones de distribución sean suficientes para ción específica durante el año 2007, el índice de gasifica- asegurar la rentabilidad del proyecto de distribución. ción a aplicar para cada Comunidad Autónoma es el que c) Que la situación del núcleo requiera inversiones se muestra en el anexo VI de la presente disposición. en instalaciones de conexión con la red gasista existente b) Se primarán aquellos proyectos cuya inversión que hagan económicamente inviable el proyecto. repercuta en un mayor número de consumidores y se d) Que la construcción de las instalaciones se inicie penalizarán aquellos cuya inversión por consumidor sea en el año 2007 o en el año 2008. muy elevada. c) La retribución específica para un proyecto no 2. Las solicitudes de retribución específica de distri- podrá exceder en ningún caso del 10% de la cantidad dis- bución deberán realizarse con anterioridad al 30 de abril ponible para la retribución específica anual para el con- del año en curso, comprendiendo las solicitudes realiza- junto de sector. das en el año 2007 aquellas instalaciones cuya construc- ción se vaya a iniciar en ese año o en el año siguiente, Para determinar la cuantía de la retribución específica, acompañando la solicitud de la siguiente documenta- se tendrá en cuenta el incremento debido a la aplicación ción: del sistema general desarrollado en la presente orden a) Descripción técnica de la instalación. ministerial para la retribución de las empresas distribui- b) Presupuesto de inversiones, desglosando la doras, la aportación de otros Organismos y una rentabili- correspondiente a la retribución específica solicitada. dad equivalente a la utilizada en instalaciones de trans- c) Estudio del mercado potencial en un horizonte de porte. 30 años, justificando aquellos casos en que se prevea un La retribución específica otorgada para cada Proyecto fuerte crecimiento de la población en el núcleo respecto a no podrá sobrepasar en ningún caso la menor de las la población censada en la actualidad. siguientes cantidades: d) Análisis de inversión de la gasificación del núcleo a) Retribución específica necesaria para asegurar de población sin la instalación de conexión (horizonte de una rentabilidad del proyecto equivalente a la utilizada 30 años). En dicho análisis se deberá incluir, en su caso, para las instalaciones de transporte. las aportaciones de fondos públicos para las instalaciones b) Retribución específica necesaria de forma que de distribución. esta más la aportación de la Comunidad Autónoma y de BOE núm. 312 Sábado 30 diciembre 2006 46699 otros fondos públicos para la inversión en conexión no Artículo 22. Retribución de la actividad de suministro a supere el 85% de la inversión en conexión. tarifas. La retribución específica se otorgará en un único 1. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, pre- pago, una vez que se acredite la puesta en servicio de la instalación y la aportación de la Comunidad Autónoma, vio informe de la Comisión Nacional de Energía, estable- mediante Resolución de la Dirección General de Política cerá antes del día 1 de enero de cada año, la retribución Energética y Minas y se integrará en la retribución acredi- que corresponda percibir a las empresas distribuidoras tada en vigor de la empresa distribuidora, una vez que por la actividad de suministro de gas a tarifa. ésta acredite el cumplimiento de los requisitos que se 2. La retribución de la actividad de suministro a tari- establezcan en la citada Resolución, incluyendo la corres- fas de gas se calculará de acuerdo con la siguiente fór- pondiente acta de puesta en marcha de las instalaciones y mula: certificación de la aportación correspondiente por parte RSn = RASn + RMDn + RCIn de la Comunidad Autónoma. Para el año 2007, la retribución específica anual para el Siendo: conjunto del sector incluyendo la cantidad designada en RASn: coste específico por la actividad de atención a el apartado cinco, no podrá superar en ningún caso la los clientes a tarifas que se calculará de acuerdo con la siguiente cantidad: siguiente fórmula: RDn = 23.000.000 € –RTS RASn = (CSn-1<4 x kWhcn<4 + CSn-1>4 x kWhcn>4) x [1 +IPHn x 0,85] RDn: Retribución específica de distribución máxima Siendo: asignada para el año 2007. RTS: Retribución correspondiente a nuevas instalacio- CSn-1<4 = coeficiente de suministro a presión de diseño nes de transporte secundario en el año n-1, más la retribu- igual o inferior a 4 bar expresado en €/kWh. Para 2007 ción correspondiente a nuevas instalaciones de transporte este coeficiente será igual a 0,002102 €/kWh. secundario que no se hubiesen deducido de la cantidad kWhcn<4 = kWh de gas suministrados al mercado regu- total asignada a la retribución específica en los años ante- lado a tarifas para consumidores conectados a gasoduc- riores. tos cuya presión de diseño sea inferior o igual a 4 bar. 5. De la totalidad de la cantidad designada en el CSn-1>4 = coeficiente de suministro a presión de diseño apartado cuatro, se reservará un máximo de 5.000.0000 € superior a 4 bar expresado en €/kWh. Para 2007 este para las instalaciones de distribución de combustibles coeficiente será igual a 0,000298 €/kWh. gaseosos por canalización a construir en el ámbito territo- kWhcn>4 = kWh de gas suministrados al mercado regu- rial del archipiélago canario. lado a tarifas para consumidores conectados a gasoduc- Dicha retribución podrá designarse, además de a las tos cuya presión de diseño sea superior a 4 bar. instalaciones de conexión y distribución de gas natural, a IPHn tiene el significado ya definido en los puntos las instalaciones necesarias para la distribución de gases anteriores de la presente orden. manufacturados cuya autorización esté condicionada a la RMDn: coste de las mermas de gas en las redes de transformación de las mismas para su funcionamiento con gas natural cuando este combustible esté disponi- distribución que se calculará de acuerdo con la siguiente ble. fórmula: Por Resolución de la Secretaría General de la Energía, RMDn = [ Cr<4 x kWhcn<4 + Cr>4 x kWhcn>4] x Cmp se determinará el procedimiento y las condiciones especí- ficas para solicitar la retribución en este ámbito territo- Siendo: rial. Cr<4, Cr>4 = porcentajes de mermas de distribución de En caso de que la retribución específica obtenida por gas en redes a presión inferior o igual a 4 bar y superior a los proyectos presentados en este ámbito territorial no 4 bar respectivamente que serán los fijados en las Nor- alcance la retribución máxima reservada, la Dirección mas de Gestión Técnica del Sistema. Para 2007 serán igual General de Política Energética y Minas podrá utilizar el a 1% y 0,39% respectivamente. monto remanente para otorgar retribución específica a En el caso de las distribuciones suministradas a partir los proyectos presentados en el resto del territorio nacio- de plantas satélites de gas natural licuado (GNL) o nal que cumplan los requisitos establecidos en la pre- mediante gas manufacturado a partir de propano, el coefi- sente orden ministerial. ciente de mermas de distribución a presión ≤ 4 bar, Cr<4, es del 2%.

Artículo 21. Actividad de suministro a tarifas. No se reconocerá merma alguna de distribución en gasoductos de una presión máxima de diseño superior a 1. A los efectos de aplicación del régimen retributivo 16 bar, a menos que se justifique su existencia. establecido en la presente orden quedan incluidos como kWhcn<4 = kWh de gas suministrados al mercado regu- costes de la actividad de suministro de gas natural a tarifa los costes en que incurren los distribuidores necesarios lado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoduc- para atender a los consumidores a tarifa. tos cuya presión de diseño sea inferior o igual a 4 bar. 2. Estos costes comprenderán los costes propios de kWhcn>4 = kWh de gas suministrados al mercado regu- suministro, las mermas de gas en las redes de distribu- lado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoduc- ción para atender estos suministros y el coste del capital tos, cuya presión de diseño sea superior a 4 bar. circulante derivado de la financiación entre el pago y el Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima cobro de la materia prima. destinada al mercado a tarifas expresado en €/kWh. 3. No están incluidos los costes correspondientes a RCIn: coste específico por las necesidades financieras los equipos de medida, a las acometidas, a las inspeccio- derivadas de la diferencia entre el pago de la materia nes y cualquier otro no estrictamente necesario para el prima y el cobro al cliente a tarifas que se calculará de suministro a tarifa. Estos costes serán cobrados directa- mente por los distribuidores a los consumidores y no acuerdo con la siguiente fórmula: están sujetos al procedimiento de liquidaciones. RCIn = Cz x i x Cmp x kWhcn 46700 Sábado 30 diciembre 2006 BOE núm. 312 Siendo: de empresas sometidas al proceso de liquidaciones debe- Cz = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la rán remitir al Gestor Técnico de Sistema y a la Comisión revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se Nacional de Energía, antes del día 15 de octubre de cada establece para el año 2007 igual a 0,04. año, los datos relativos a la previsión de demanda de cie- i = coste del dinero que se fijará cada año en función rre del ejercicio así como las del año siguiente, especifi- del Euribor a tres meses del año anterior más 0,5 puntos. cando, entre otros, el consumo y número de consumido- Para el año 2007 se establece en el 3,38 %. res suministrados, la capacidad contratada, las ventas y Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima consumidores incorporados, todo ello por nivel de pre- destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh. sión, tipo de suministro y rango de volumen, desagrega- kWhcn = kWh de gas suministrados al mercado regu- dos para el mercado regulado y para el mercado liberali- lado a tarifas. zado. El Gestor Técnico del Sistema deberá comunicar a la 3. A efectos de liquidaciones, se deberán utilizar los Dirección General de Política Energética y Minas del términos recogidos en el anexo II de la orden ECO/2692/ Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, y a la Comi- 2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedi- sión Nacional de Energía, antes del día 1 de noviembre de mientos de liquidación de las actividades reguladas del cada año, los datos de demanda recibidos de las empre- sector del gas natural. sas debidamente integrados para el conjunto del sector. 3. Las empresas transportistas y distribuidoras de

Artículo 23. Retribución de la actividad del Gestor Téc- gas deberán remitir a la Dirección General de Política nico del Sistema. Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía, debidamente auditadas, antes del 30 de junio de cada año 1. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, pre- los estados financieros, las cuentas anuales y el informe vio informe de la Comisión Nacional de Energía, determi- de gestión referidos al ejercicio anterior, así como la des- nará antes del 1 de enero de cada año, la retribución que agregación de las cuentas anuales por actividades de corresponde percibir al Gestor Técnico del Sistema, por el transporte, gestión de compra-venta de gas, distribución ejercicio de esta actividad. Este coste se incluirá como un y suministro a tarifa, indicando los criterios utilizados. coste a retribuir de las actividades reguladas y estará 4. La Dirección General de Política Energética y sometido al procedimiento de liquidación. Minas y la Comisión Nacional de Energía podrán solicitar 2. A estos efectos el Gestor Técnico del Sistema, a las empresas o agrupaciones de empresas cualquier comunicará, antes del 1 de diciembre de cada año, al otra información necesaria para poder determinar los Ministerio de Economía, los costes de operación, comuni- peajes, cánones o tarifas, así como para fijar la retribución cación y control, así como otros costes que, a su criterio, de las actividades reguladas de cada año. estime necesarios para el desarrollo de su actividad, en los términos del artículo 24.3 del Real Decreto 949/2001 de Artículo 26. Facturación y cobro de la retribución. 3 de agosto. La facturación y cobro de la retribución de las activida-

Artículo 24. Retribución a empresas distribuidoras de des reguladas en la presente orden se realizará de confor- gases manufacturados de origen distinto al gas natu- midad con el procedimiento de liquidaciones establecido ral en territorios extrapeninsulares. en el Capítulo V del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto y desarrollado por la orden ECO/2692/2002, de 28 de octu- A efectos del reconocimiento de la retribución por bre, por la que se regulan los procedimientos de liquida- este concepto y de acuerdo con lo dispuesto en la dispo- ción de la retribución de las actividades reguladas del sición adicional primera del Real Decreto 949/2001 y con sector gas natural y de las cuotas con destinos específicos la información remitida por la empresa se establece que y se establece el sistema de información que deben pre- para el año 2007 el coste diferencial unitario provisional sentar las empresas. correspondiente a la actividad de distribución de gases manufacturados diferentes al gas natural licuado en terri- Artículo 27. Instalaciones de seguridad anteriores a la torios extrapeninsulares se establece en 0,0262630 €/KWh. Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocar- Anualmente la empresa presentará una Memoria audi- buros. tada con los costes reales de compra de materia prima en que se ha incurrido durante el ejercicio. El tratamiento recogido en la disposición transitoria sexta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y la disposición

Artículo 25. Obligaciones de información de las empre- transitoria segunda del Real Decreto 949/2001, de 3 de sas titulares de instalaciones de transporte, distribu- agosto, para las instalaciones destinadas a dotar de la ción y responsable de la gestión técnica del sistema. adecuada seguridad al sistema que hubieran sido objeto de concesión, está incluido en el cálculo de la retribución 1. A fin de determinar los costes reconocidos a cada de las actividades de transporte desarrollado en la pre- instalación y la retribución correspondiente, las empresas sente orden. transportistas comunicarán a la Dirección General de Polí- tica Energética y Minas del Ministerio de Industria, Artículo 28. Telemedida. Turismo y Comercio, y a la Comisión Nacional de Energía, antes de 1 de noviembre de cada año, los datos técnicos A efectos de realizar las liquidaciones mensuales, la y económicos referentes a nuevas instalaciones puestas Comisión Nacional de Energía reducirá la retribución fija en servicio, ampliaciones, modificaciones, transmisiones acreditada en el año «n» para el período «t» (RFit, definida y cierres correspondientes a los últimos doce meses. Con en la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que objeto de determinar las tarifas y peajes, deberán asi- se regulan los procedimientos de liquidación de la retri- mismo enviar una relación de las instalaciones cuya bución de las actividades reguladas del sector del gas puesta en servicio esté prevista en los doce meses natural de y de las cuotas con destinos específicos y se siguientes indicando los datos anteriores y la fecha pre- establece el sistema de información que deben presentar vista de la entrada en servicio. las empresas), de las empresas distribuidoras que no 2. Con objeto de determinar las tarifas, peajes y hayan hecho pública en sus páginas web la siguiente cánones de cada año, todas las empresas o agrupaciones información: BOE núm. 312 Sábado 30 diciembre 2006 46701 a) Los protocolos de comunicación utilizados para la se le detraerá la parte de la demanda correspondiente a lectura de los equipos de telemedida. los consumidores de estas características que sean sumi- b) Los fabricantes homologados de medidores de nistrados a través de una red conectada a una planta saté- caudal y sus correctores. lite. c) Los suministradores homologados de los equipos R(n-1) = Retribución anual acreditada al conjunto de dis- que implementan el protocolo, con identificación de tribuidores para el año «(n-1)». modelos, marcas y precios de alquiler, en su caso en la D(n-1) = Demanda total para el año «(n-1)» del conjunto siguiente cantidad: de distribuidores. «n» = año en curso. * R ( n − 1) 1 Dnit x x Las cantidades detraídas serán consideradas como D ( n − 1) 5 ingresos liquidables del sistema. Dnit* = Consumo en el periodo «t» de los consumido- Disposición adicional primera. Gasoductos de trans- res con consumos superiores a 5.000.000 kWh/año del porte secundario. distribuidor «i» que no están siendo telemedidos. R(n-1) = Retribución anual acreditada al conjunto de dis- 1. Los titulares de gasoductos con presión de diseño tribuidores para el año «(n-1)« inferior a 60 bar y superior a 16 bar que hayan obtenido la D(n-1) = Demanda total para el año «(n-1)» conjunto de autorización de ejecución de las instalaciones con anterio- distribuidores. ridad al 20 de enero de 2004, podrán solicitar a la Direc- «n» = Año en curso. ción General de Política Energética y Minas que, en el Las cantidades detraídas serán consideradas como cálculo de la retribución correspondiente a la citada insta- ingresos liquidables del sistema. lación, se apliquen los valores unitarios de referencia obtenidos mediante la siguiente fórmula:

Artículo 29. Compra del gas natural, con destino al nivel C= C >60 bar mínimo de llenado de los tanques de las plantas de regasificación y de la red de transporte. Siendo C >60 bar el correspondiente valor unitario de referencia de inversión y de costes de explotación para Del 1 de julio de 2007 al 30 de junio de 2008, los trans- gasoductos de transporte de acuerdo con las característi- portistas adquirirán el gas natural correspondiente al cas y fecha de puesta en servicio de la instalación. nivel mínimo de llenado de los gasoductos de la red de 2. En el caso de que la Dirección General de la Polí- transporte y al nivel mínimo operativo de las plantas de tica Energética y Minas haya dictado Resolución de inclu- regasificación. Para lo cual, incluirán los volúmenes de sión en el régimen retributivo para una instalación que se gas destinado a este fin en la comunicación que realicen a encuentre en el caso descrito en el apartado 1.º, el titular la Comisión Nacional de Energía y a la Dirección General de la misma podrá solicitar a la Dirección General de Polí- de Política Energética y Minas en la que informen de las tica Energética y Minas una revisión de la citada Resolu- necesidades de gas natural para autoconsumo. Este gas ción para que se aplique la metodología de cálculo pre- será adjudicado en la subasta que describe la disposición vista en el apartado anterior. transitoria única de la presente orden. 3. En todos los casos el solicitante deberá aportar la En el caso de transportistas que hayan aportado ya el documentación justificativa de que se cumplen los requi- gas para el nivel mínimo de llenado, no necesitarán sitos establecidos en esta disposición adicional. adquirirlo de nuevo y la Dirección General de Política Energética y Minas mediante resolución procederá a Disposición adicional segunda. Estaciones de regula- reconocer el valor de dicho gas al precio que resulte de la ción y medida con presión de entrada inferior a 60 subasta y una retribución financiera correspondiente a la bar. inversión realizada, valorada al tipo referencia de «Obli- gaciones del Estado a 10 años más 3%». 1. Los titulares de estaciones de regulación y medida con presión de entrada de diseño inferior a 60 bar que

Artículo 30. Retribución por los consumos industriales hayan obtenido la autorización de ejecución de las insta- suministrados a menos de 4 bar a los que se les aplica laciones con anterioridad al 20 de enero de 2004 podrán la tarifa o el peaje del grupo 2. solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que, en el cálculo de la retribución correspondiente A efectos de realizar las liquidaciones mensuales, la a la citada instalación, se apliquen los valores unitarios de Comisión Nacional de Energía reducirá la retribución fija referencia obtenidos mediante la siguiente fórmula: acreditada para el período «t» (RFit, definida en la orden C= C >60 bar ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación), de las empresas dis- Siendo C >60 bar el correspondiente valor unitario de tribuidoras con consumidores industriales suministrados referencia de valores de inversión y costes de explotación a menos de 4 bar a los que se les aplica la tarifa o el peaje para Estaciones de Regulación y Medida (P> 60) que le del grupo 2, en la siguiente cantidad: corresponda de acuerdo con las características y fecha de puesta en servicio de la instalación. R ( n − 1) 1 2. En el caso de que la Dirección General de la Polí- D * nit × × tica Energética y Minas haya dictado Resolución de inclu- D ( n − 1) (n − 2006 + 10) sión en el régimen retributivo para una instalación que se encuentre en el caso descrito en el apartado 1, el titular de Donde: la misma podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas una revisión de la citada Resolución D*nit= Cantidad de gas natural consumido en el para que se aplique la metodología de cálculo prevista en período de liquidación «t» del año «n» por parte de los el apartado anterior. consumidores industriales del distribuidor «i» suministra- 3. En todos los casos el solicitante deberá aportar la dos a presiones menores o iguales a 4 bar a los que se les documentación justificativa de que se cumplen los requi- aplica la tarifa o el peaje del grupo 2 «bis». A esta cantidad sitos establecidos en esta disposición adicional. 46702 Sábado 30 diciembre 2006 BOE núm. 312 Disposición adicional tercera. Valores unitarios de refe- Siendo: rencia de explotación de las instalaciones de trans- RFit: Retribución fija acreditada en el año de liquida- porte. ción considerado para el transportista o distribuidor i en el período de liquidación t, calculada como: En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de la presente orden, la Comisión Nacional de Energía elabo- RFit = RFi * Nt/M rará una propuesta y un informe que recojan la revisión Donde: de los valores unitarios de referencia de explotación de las instalaciones de transporte incluidos en el anexo IV de RFi = Retribución fija acreditada total en el año de la orden ITC/4099/2005, de 27 de diciembre, por la que se liquidación considerado, para el transportista o distribui- establece la retribución de las actividades reguladas del dor i. sector gasista. Nt = Número de días naturales comprendidos en el período de liquidación t. M = Número de días naturales del año de liquidación. Disposición adicional cuarta. Valores netos pendientes CVit: Coste variable de explotación acreditado del de amortizar. transportista i, en el período de liquidación t, calculada como: En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de la presente orden, la Comisión Nacional de Energía elabo- RVit = CVr * kWhirt + CVc * kWhict + CVt * kWhibt rará un estudio acerca de los activos de transporte (sin Donde: incluir plantas de regasificación ni almacenamientos sub- terráneos). Dicho estudio enumerará su fecha de puesta CVr = Coste variable acreditado a la actividad de rega- en marcha, sus valores contables brutos y netos, junto sificación en el año de liquidación. con la vida útil a efectos de amortización. Para la realiza- CVc = Coste variable acreditado a la actividad de carga de cisternas en el año de liquidación. ción de dicho estudio, los transportistas estarán obligados CVt = Coste variable acreditado a la actividad de carga a enviar a la Comisión Nacional de Energía la información de buques y puesta en frío en el año de liquidación. que ésta requiera. kWhirt = kWh regasificados por el transportista i, en el período de liquidación t. Disposición adicional quinta. Intereses cargados a las kWhict = kWh cargados en cisternas de GNL por el liquidaciones. transportista i, en el período de liquidación t. kWhibt = kWh empleados en carga de buques o pues- Se modifica el apartado I.5 del anexo II de la orden tas en frío por el transportista i, en el período de liquida- ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan ción t. los procedimientos de liquidación de la retribución de las ∑INLit = Suma de los ingresos netos liquidables de actividades reguladas del sector gas natural y de las cuo- todos los transportista o distribuidores i, en el período de tas con destinos específicos y se establece el sistema de liquidación t. información que deben presentar las empresas que pasa INLit = Ingresos netos liquidables del transportista o a decir: distribuidor i, en el período de liquidación t. I.5 Importe a liquidar Disposición transitoria primera. Liquidaciones. El importe a liquidar (Lit) por cada transportista o dis- tribuidor i sujeto al procedimiento de liquidación, para el A efectos de su aplicación en las liquidaciones pen- período de liquidación t, será el resultado de detraer sus dientes de ejercicios anteriores, la retribución a retraer a ingresos netos liquidables a sus derechos de cobro sobre las empresas distribuidoras como consecuencia de la los ingresos netos liquidables totales. El importe a liqui- aplicación de la penalización por clientes industriales dar se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula: suministrados a presiones iguales o inferiores a 4 bar a los que se aplica la tarifa o peaje del grupo «2.bis», se Lit = [(kit*™ INLit) — INLit ]*(1+Tlt*60/365) calculará de acuerdo con lo que establece el artículo 30 de la presente orden. i Disposición transitoria segunda. Mermas y gas con des- Siendo: tino al nivel mínimo de llenado. Lit = Importe a liquidar por el transportista o distribui- Los porcentajes de mermas de regasificación, almace- dor i, en el período de liquidación t. namiento y transporte de gas establecidos en el artículo Tlt = Valor medio correspondiente al mes de liquida- 15 serán válidos hasta el 1 de julio de 2007. A partir de esa ción, redondeado al segundo decimal, de los tipos de fecha, los transportistas serán responsables de comprar interés de las letras del tesoro a un año, considerando a el gas para su consumo en el mercado y, a estos efectos, estos efectos el valor medio mensual de las operaciones serán considerados como consumidores finales. simples al contado entre titulares de cuenta publicado por Para la adquisición de dicho gas, el Secretario General el Banco de España. Para las liquidaciones 13 y 14 se tomará el valor del mes de diciembre. de Energía, mediante resolución y previo informe de la kit = Tanto por uno de los costes acreditados para el Comisión Nacional de Energía, establecerá las reglas de transportista o distribuidor i, en el período de liquidación una subasta, que será organizada por una entidad inde- t, sobre el total de los ingresos netos liquidables para pendiente y supervisada por la Comisión Nacional de todos los transportista y distribuidores i, en el período de Energía. liquidación t, calculado de acuerdo con la siguiente fór- Antes del 1 de febrero, los transportistas comunicarán mula: al Gestor Técnico del sistema sus necesidades mensuales de gas natural con destino a autoconsumo durante el período del 1 de julio de 2007 al 30 de junio de 2008 y con kit = (RFit + RVit)/™ (RFit + CVit) destino a nivel mínimo de llenado del período de 1 de enero de 2007 a 30 de junio de 2008. En el caso de que el consumo i se produzca en instalaciones dotadas de cogeneración eléc- BOE núm. 312 Sábado 30 diciembre 2006 46703 trica que viertan a la red, dicho consumo se reducirá en la Disposición derogatoria única. Derogación normativa. parte imputable a la producción eléctrica ofertada. Antes del 15 de febrero, los transportistas, a través del A la entrada en vigor de la presente orden, queda Gestor Técnico, comunicarán a la Dirección General de derogada cualquier disposición de igual o inferior rango, Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de en cuanto se oponga a lo establecido en la presente Energía, el programa individual de autoconsumos men- orden. suales y compras de gas para nivel mínimo de llenado, junto con la propuesta de una entidad responsable de la Disposición final primera. Habilitación para la aplicación organización de una subasta pública para la adquisición del gas. La Comisión Nacional de Energía y el Gestor Téc- de la orden. nico del Sistema publicarán en su página web el pro- grama de adquisición de gas para autoconsumo y nivel Se autoriza a la Dirección General de Política Energé- mínimo de llenado. tica y Minas a dictar las resoluciones precisas para la El precio de la subasta determinará la valoración del aplicación de la presente orden. gas adquirido por los transportistas que tendrá la consi- deración de gasto liquidable. Disposición final segunda. Entrada en vigor. A partir del 1 de julio de 2007 las mermas retenidas a los usuarios serán las siguientes: La presente orden entrará en vigor a las cero horas del 1 de enero de 2007. Regasificación: 0,31% Alm. Subterráneo: 0,00% Madrid, 29 de diciembre de 2006.–El Ministro de Transporte: 0,07% Industria, Turismo y Comercio, Joan Clos i Matheu. ANEXO I Los coeficientes de la tabla anterior se multiplicarán por el factor CL=1-0,664*L siendo L la longitud del gasoducto en miles de Km, teniendo el factor CL un valor mínimo de 0,77. A efectos 46704 Coste acreditado a las actividades de transporte de computo de la longitud “L” se considerará como un único gasoducto los que figuren en el 1. Coste fijo acreditado a cada empresa o grupo de empresas en 2007 documento de Planificación con independencia del número de fases de su construcción. (RF2007i) en euros: € En el caso de gasoductos autorizados por fases, se estimará un factor “L” total a aplicar a cada TRANSPORTISTA REGIONAL DEL GAS, S.A. 1.369.211 una de las fases, procediendo en la última de ellas a ajustar la retribución total en función de la NATURGAS ENERGÍA TRANSPORTE, S.AU. 11.155.242 GAS NATURAL TRANSPORTE S.D.G., S.L. 18.484.171 longitud exacta de todas las fases. ENAGAS, S.A. 430.251.028 En caso de gasoductos con presión de diseño inferior a 60 bar y superior a 16 bar, los valores INFRAESTRUCTURAS GASISTAS DE NAVARRA, S.L. 673.875 ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L. 200.718 unitarios (C) se calcularán mediante la fórmula: SEPTENTRIONAL DEL GAS, S.A. 2.618.830 PLANTA DE REGASIFICACIÓN DE SAGUNTO, S.A. 110.625 C = 0,62*C> 60 bar TOTAL 464.863.700 Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior. ANEXO II ESTACIONES DE COMPRESIÓN de potencia hasta 37.284 kW Valores unitarios de referencia para las nuevas inversiones de transporte 1.055,49 €/kWh instalado T. Variable autorizadas de forma directa y puestas en servicio en el año 2006 7.539.905,3 €/Estación T. Fijo Gasoducto (P> 60 bar) ESTACIONES DE COMPRESIÓN de potencia Diámetro superior a 37.284 kW €/m/pulgada T. Variable 548,94 €/kWh instalado (pulgada) 26.425.965,76 €/Estación 6 34,12 T. Fijo 8 29,85 Estación de Regulación y Medida (P> 60 bar) 10 27,14 12 24,43 €/unidad 14 23,28 G-65 237.692 16 22,13 G-100 240.653 18 21,25 G-160 245.812 Sábado 30 diciembre 2006 G-250 253.746 20 19,90 G-400 267.496 22 18,91 G-650 291.870 24 18,08 G-1000 329.059 G-1600 401.129 26 18,28 G-2500 519.834 28 18,28 G-4000 654.857 G-6500 789.878 30 18,10 32 20,17 En caso de estaciones de regulación y medida con presión de entrada inferior a 60 bar, los 36 20,55 valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula: 40 21,10 42 21,40 C = 0,83*C> 60 44 22,46 48 23,22 Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior. 52 23,05 BOE núm. 312 ÍNDICE DE ACTUALIZACIÓN VU: vida útil de las instalaciones. La vida útil será la siguiente: Los valores unitarios definidos en el apartado anterior se actualizarán cada año según el siguiente AÑOS índice de actualización (IA): 30 Gasoductos BOE núm. 312 20 Estaciones de compresión IA = (IPRI - x) 30 Instalaciones de regulación y medida Donde: IPRI: variación anual del índice de precios industriales correspondiente a la clasificación por R (n): coste anual de retribución de la inversión, que se calculará como: destino económico de los componentes de bienes de equipo. R(n) = VAI (n)*Trn x: 50 puntos básicos. Siendo: Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año “n”, se tomará la última variación Trn: la tasa de retribución de la inversión del año «n». interanual disponible. 2. Para aquellas instalaciones autorizadas de forma directa que posean características singulares, la Dirección General de Política Energética y Minas fijará una valoración específica, ANEXO III así como su vida útil. Cálculo de la retribución de las nuevas inversiones de transporte autorizadas de forma directa y puestas en servicio en el año 2006 3. La tasa de retribución de la inversión anual (Trn) a aplicar será la media anual de las obligaciones del Estado a diez años o tipo de interés que lo sustituya, más el 1,5 por 100. Para el 1. Los costes anuales de inversión de una instalación de transporte autorizada de forma directa año 2007, este tipo de interés se fija en el 5,21 %. para el año «n», puesta en servicio el año «n-1» se calculará como:

ANEXO IV CIT (n) = A (n) + R (n) Valores unitarios de referencia de los costes de explotación de las nuevas instalaciones de Siendo: transporte de adjudicación directa y puestas en servicio en el año 2006 Sábado 30 diciembre 2006 ESTACIONES DE COMPRESION A (n): coste anual de amortización, que se calculará de la siguiente forma: T. Variable (€/HP instalado) 61,02 A (n) = VAI(n)/VU T. Fijo (€/Estación) 203.544 Donde: Gasoducto (P> 60 bar) €/m/pulgadas 0,6670 VAI(n): valor de la inversión en el año «n», que se calculará aplicando los valores unitarios del anexo II a las unidades físicas de la nueva instalación, descontando las ayudas públicas recibidas. En caso de gasoductos con presión de diseño inferior a 60 bar y superior a 16 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula: C = 0,52 * C> 60 bar Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior. 46705

ANEXO V Coste acreditado para la actividad de distribución en el año 2007 Estación de Regulación y Medida 46706 P >= 60 bar DES V IO S + TO TAL €/unidad ACTUALIZACIO N CO RRECCIO N RETRIBUCIO N 2007 G-65 8.027 ES 2007 G-100 8.734 G-160 9.653 € € € G-250 10.071 Naturgas Energía Dis tribuc ión, S.A . 111.670.635 -8.014.079 103.656.556 G-400 10.775 G-650 11.479 Gas Direc to, S.A . 1.102.463 -457.043 645.420 Dis tribuidora Regional, S.A . 6.538.747 58.258 6.597.005 G-1000 13.733 Meridional del Gas , S.A .U. 4.119.148 93.343 4.212.491 G-1600 15.564 Gas A lic ante, S.A .U. 1.521.017 -215.888 1.305.129 G-2500 17.608 Dis tribuc ión y Comerc ializ ac ión de 8.036.070 -156.977 7.879.093 Gas Ex tremadura, S.A . G-4000 22.185 Gas A ragon, S.A . 28.378.468 -682.406 27.696.062 Ges a Gas , S.A . 29.376.643 2.737.186 32.113.829 G-6500 26.764 Gas Nals a, S.A . 13.497.918 40.170 13.538.088 Tolos a Gas a, S.A . 1.201.396 6.851 1.208.247 En caso de Estaciones de Regulación y Medida con presión de entrada inferior a 60 bar, los Gas Natural Dis tribuc ión SDG, S.A . 781.808.104 -16.687.762 765.120.342 valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula: Gas Natural A ndaluc ia, S.A . 55.931.357 -714.884 55.216.473 Gas Natural Cantabria, S.A . 18.714.797 -590.419 18.124.378 Gas Natural Cas tilla-La Manc ha, S.A . 26.982.755 671.527 27.654.282 C = 0,75 * C> 60 Gas Natural Cas tilla y León, S.A . 59.269.209 -3.813.361 55.455.848 CEGA S, S.A . 73.754.471 -2.066.035 71.688.436 Gas Natural La Coruña, S.A . 3.713.078 -430.980 3.282.098 Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior. Gas Galic ia SDG, S.A . 21.844.844 -139.524 21.705.320 Gas Natural Murc ia SDG , S.A . 10.779.930 -64.797 10.715.133 Gas Nav arra, S.A . 21.547.777 -379.228 21.168.549 INDICE DE ACTUALIZACIÓN Gas Natural Rioja, S.A . 10.980.847 -289.526 10.691.321 Gas y Serv ic ios Mérida, S.A . 1.008.086 12.854 1.020.940 Los valores unitarios definidos en el apartado anterior se actualizarán cada año según el siguiente TO TAL 1.291.777.760 -31.082.720 1.260.695.040 índice de actualización:

ANEXO VI IA = 0,2*(IPRI-x) + 0,8*(IPC-y) Índice de gasificación por Comunidad Autónoma Sábado 30 diciembre 2006 Donde, Nº Clientes por 100 habitantes IPRI: variación anual del índice de precios industriales correspondiente a la clasificación por ANDALUCIA 4 destino económico de los componentes de bienes de equipo. ARAGON 13 ASTURIAS 17 BALEARES 9 IPC: variación anual del índice de precios al consumo. CANTABRIA 24 CASTILLA LA MANCHA 8 CASTILLA Y LEON 14 x: 50 puntos básicos. CATALUÑA 28 EXTREMADURA 4 y: 100 puntos básicos. GALICIA 6 LA RIOJA 20 MADRID 26 Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año “n”, se tomará el último valor MURCIA 6 disponible. NAVARRA 17 PAIS VASCO 20 COMUNIDAD VALENCIANA 11 BOE núm. 312