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

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• INTRODUCCION
• CAPÍTULO I. Disposiciones Generales
  • Artículo 1 Objeto
  • Artículo 2 Ámbito de aplicación
• CAPÍTULO II. Definición y estructura de las tarifas de último recurso
  • Artículo 3 Tarifas de último recurso
  • Artículo 4 Estructura general de las tarifas de último recurso
• CAPÍTULO III. Procedimiento de cálculo de las tarifas de último recurso
  • Artículo 5 Determinación de la tarifa de último recurso
  • Artículo 6 Metodología de cálculo de los peajes, cargos y cánones imputados
  • Artículo 7 Costes de comercialización
  • Artículo 8 Determinación del coste de la materia prima
  • Artículo 9 Prima por riesgo de cantidad
  • Artículo 10 Actualización de los términos de la tarifa
  • Artículo 11 Remisión de información
• DISPOSICIONES ADICIONALES
  • Disposición adicional única Tarifas de gases manufacturados por canalización en territorios insulares
• DISPOSICIONES TRANSITORIAS
  • Disposición transitoria única Modificación del calendario de aplicación del suministro de último recurso
• DISPOSICIONES DEROGATORIAS
  • Disposición derogatoria única Derogación normativa
• DISPOSICIONES FINALES
  • Disposición final única Entrada en vigor
• ANEXO. Carta a remitir a los consumidores de gas manufacturado o gas natural en las Islas Baleares

Artículo 1 Objeto

Constituye el objeto de esta orden la determinación de la metodología para el cálculo de la tarifa de último recurso.

Artículo 2 Ámbito de aplicación

La presente orden será de aplicación al suministro de gas natural que realicen los comercializadores de último recurso a los consumidores que cumplan los requisitos establecidos en la disposición transitoria quinta de la Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural.

Artículo 3 Tarifas de último recurso

Las tarifas de último recurso se aplicarán en función del consumo anual, teniendo en cuenta la estructura de los peajes de acceso a redes locales establecidos por la normativa vigente.

LE0000676003_20200930Artículo 3 redactado por el apartado uno del artículo único de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, con objeto de su adaptación a la nueva estructura de peajes del sistema gasista («B.O.E.» 29 septiembre).Vigencia: 30 septiembre 2020

Artículo 4 Estructura general de las tarifas de último recurso

1. Las tarifas de último recurso se componen de un término de facturación fijo, expresado en €/mes, y un término de facturación variable por unidad de energía, expresado en cts/kWh.

2. Las tarifas de último recurso se determinarán sin incluir los impuestos, recargos y gravámenes sobre el consumo y suministro, ni tampoco los alquileres de equipos de medida, los derechos de acometida, derechos de alta, ni aquellos otros servicios cuya repercusión sobre el usuario esté autorizada por la normativa vigente.

Artículo 5 Determinación de la tarifa de último recurso

1. De acuerdo con lo establecido en el artículo 93.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y el artículo 26.2 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del gas natural, el sistema de cálculo de la tarifa de último recurso incluirá de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes, cánones y cargos en vigor, los costes de comercialización, los costes derivados de la seguridad de suministro, el coste del Gestor Técnico del Sistema y las tasas aplicables a la prestación de servicios y realización de actividades en relación con el sector de hidrocarburos gaseosos conforme el anexo de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

LE0000708297_20211001 Número 1 del artículo 5 redactado por el número 1 de la disposición final primera de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las retribuciones de actividades reguladas, cargos y cuotas con destinos específicos del sector gasista («B.O.E.» 29 septiembre).Vigencia: 1 octubre 2021

2. En cada término de las tarifas y en los puntos donde sean de aplicación cargos, estos se adicionarán a los peajes y cánones en vigor.

3. Al inicio del año de gas se adicionará al término fijo de cada peaje la media de las primas resultantes de las subastas de capacidad anual correspondientes al año de gas de aplicación, celebradas con anterioridad, ponderando cada una de las primas por la capacidad adjudicada en cada subasta.

En el caso de los procesos anuales de asignación de slots para descarga de buques, se tomará el valor medio de las primas de cada mes del año de gas de aplicación, ponderadas por el número de slots asignados cada mes.

4. El término fijo de la tarifa se determinará como la suma de los siguientes términos:

• a) Término fijo del peaje de red local aplicable en función del escalón de consumo de la tarifa.
• b) Coste del término fijo del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
• c) Término fijo del peaje de salida de la red de transporte troncal.
• d) Coste del término fijo del peaje de regasificación.
• e) Coste del término fijo del peaje de almacenamiento de GNL.
• f) Término fijo del peaje de otros costes de regasificación.
• g) Coste fijo de comercialización.

5. El término variable de la tarifa se determinará como la suma de los siguientes términos:

• a) Término variable del peaje de red local en función del nivel de consumo de la tarifa.
• b) Coste del término variable del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
• c) Coste del término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal.
• d) Coste del término variable del peaje de regasificación.
• e) Coste del término variable del peaje de almacenamiento de GNL.
• f) Coste del término variable del peaje de otros costes de regasificación (TV_OCR).
• g) Coste del peaje de descarga de buques.
• h) Coste del canon del almacenamiento subterráneo.
• i) Coste variable de comercialización.
• j) Coste de la materia prima, que incluirá el coste asociado a las mermas y al riesgo de cantidad.

LE0000676003_20200930Artículo 5 redactado por el apartado dos del artículo único de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, con objeto de su adaptación a la nueva estructura de peajes del sistema gasista («B.O.E.» 29 septiembre).Vigencia: 30 septiembre 2020

Artículo 6 Metodología de cálculo de los peajes, cargos y cánones imputados

1. Coste del peaje de regasificación.

• a) Término fijo, expresado en €/mes:

  

• b) Término variable, expresado en cts/kWh:

  

2. Coste del peaje de descarga de buques, expresado en cts/kWh:

3. Coste del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:

LE0000723404_20220331 Fórmula del número 3 del artículo 6 redactada por el apartado uno de la disposición final duodécima de R.D.-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania («B.O.E.» 30 marzo).Vigencia: 31 marzo 2022

4. Coste del peaje de almacenamiento de GNL.

• a) Término fijo, expresado en €/mes:

  

• b) Término variable, expresado en cts/kWh:

  

5. Coste del peaje de entrada a la red de transporte troncal.

• a) Término fijo, expresado en €/mes:

  

• b) Término variable, expresado en cts/kWh:

  

El número 3 de la disposición final primera de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las retribuciones de actividades reguladas, cargos y cuotas con destinos específicos del sector gasista («B.O.E.» 29 septiembre), modifica las siguientes definiciones incluidas en el apartado 5 del artículo 6 «Metodología de cálculo de los peajes y cánones imputados»: Tf, Tvi, Tve: término fijo, término de inyección y el término de extracción, respectivamente, del canon de almacenamiento subterráneo, expresados en cts/kWh/mes, cts/kWh/día y cts/kWh/dia. LE0000708297_20211001

6. Coste del término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en cts/kWh.

7. A continuación, se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:

• – TC_R y TV_R: términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en €/(kWh/día)/año y €/kWh, respectivamente.
• – Tf_eGNL: término fijo medio del peaje de entrada a la red de transporte troncal por plantas de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
• – Tf_{eNo_GNL}: término fijo medio de los peajes de entrada a la red de transporte troncal excluidas las entradas desde plantas de regasificación, ponderado por los volúmenes de entrada en los distintos puntos de la red, expresado en €/(kWh/día)/año.
• – Tv_eRT: término variable del peaje de entrada a la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
• – Tf_sRT: término fijo del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/(kWh/dia)/año.
• – Tv_sRT: término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
• – TF_descarga: término fijo medio de descarga de buques, calculado como la media de los términos fijos del peaje de descarga de buques para todos los tamaños, ponderada por el número de buques en cada tamaño, expresado en €/buque.
• – TV_descarga: término variable de descarga de buques correspondiente al tamaño medio de buque (Tmbuque), expresado en €/kWh.
• – Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m³.
• – CMas, Tvi, Tve: donde CMas es el coste medio de almacenamiento anual, calculado multiplicando el volumen por el coste promedio de almacenamiento expresado en €/(kWh/dia)/año, mientras que Tvi y Tve son los cánones de inyección y extracción expresados en €/(kWh/día)/día. El término CMas se actualizará conjuntamente con las revisiones de peajes y cánones, excepcionalmente en el año 2022 el valor se actualizará en la revisión de la tarifa de último recurso de 1 de julio.LE0000723404_20220331 Definición de los términos Tf, Tvi y Tve del número 7 del artículo 6 redactada por el apartado dos de la disposición final duodécima de R.D.-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania («B.O.E.» 30 marzo).Vigencia: 31 marzo 2022
• – TF_GNL: término fijo del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/(kWh/dia)/año.
• – TV_GNL: término variable del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/kWh.
• – Tf_oc: Término fijo del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
• – TV_oc: Término variable del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/kWh.
• – C_mi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh.
• – f_c: factor de carga de los consumidores TUR.
• – mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno.
• – % GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL.
• – f_conv: factor de conversión de m³ de GNL a kWh.
• – E_MAX: emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh.
• – n_i: número de consumidores correspondientes a cada tarifa
• – GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso.

LE0000676003_20200930Artículo 6 redactado por el apartado tres del artículo único de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, con objeto de su adaptación a la nueva estructura de peajes del sistema gasista («B.O.E.» 29 septiembre; corrección de errores «B.O.E.» 29 enero 2021).Vigencia: 30 septiembre 2020

Artículo 7 Costes de comercialización

Los términos fijo y variable del coste de comercialización aplicable a todas las tarifas de último recurso se establecen en 1,42 €/mes y 0,083 cts/kWh, respectivamente.

LE0000708297_20211001 Artículo 7 redactado por el número 2 de la disposición final primera de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las retribuciones de actividades reguladas, cargos y cuotas con destinos específicos del sector gasista («B.O.E.» 29 septiembre).Vigencia: 1 octubre 2021

Artículo 8 Determinación del coste de la materia prima

El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Cn (cts / kWh) = [α × REn + (1 – α)× RBn] × (1 + PRQ)×(1 + MERM)

donde:

– α: Ponderación del gas estacional, tendrá valor de 0,579 en el primer trimestre, 0,467 en el cuarto y 0 en los trimestres segundo y tercero.

– REn: Referencia internacional del gas estacional, expresada en cent€/kWh, que se determina como promedio de las cotizaciones de los futuros mensuales del «National Balancing Point» (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre «n». Se tomarán los valores publicados por el Intercontinental Exchange (ICE) «UK Natural Gas (monthly)» desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ambos incluidos, y para cada día se tomará la media aritmética de los «settlement prices» publicados para cada uno de los tres meses del trimestre. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y aplicando el factor de conversión de 29,307 kWh/therm.

– RBn: Referencia internacional del gas de base, expresada en cts€/kWh y calculada mediante la siguiente fórmula:

donde:

– Brentn: Media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia «n». Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Platts Oilgram Price Report» o en el «Platts nPLCrude». En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del «Brent Dated» publicada diariamente en el «Platts POM» o «nPLCRUDE». Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive.

– En: Cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del período se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.

– MERM: Coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo seis:

MERM = mD + mT+ mR × % GNL.

– PRQ: Prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.

LE0000634178_20181223Artículo 8 redactado por el artículo único de la Orden TEC/1368/2018, de 20 de diciembre, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural («B.O.E.» 22 diciembre).Vigencia: 23 diciembre 2018

Artículo 9 Prima por riesgo de cantidad

La prima por riesgo de cantidad (PRQ) refleja el sobrecoste que para los comercializadores de último recurso supone la existencia de una correlación positiva entre el volumen real de gas natural que tienen obligación de suministrar y el precio de la energía en el mercado.

Tomará el valor de 0 para el segundo y tercer trimestre del año y se determinará para el primer y cuarto trimestre del año de acuerdo con la siguiente fórmula:

PRQ = (MD_p x CO_c + MD_n x CO_p) / F3

Siendo:

• – MDp: Máximo desvío positivo histórico respecto a la demanda estimada. Tendrá el valor de 0,26.
• – MDn: Máximo desvío negativo histórico respecto a la demanda estimada. Tendrá el valor de 0,34.
• – COc: Media aritmética del coste de la opción call del gas natural del "National Balancing Point" (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre de referencia del día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre de referencia y calculada como sigue:

  

  Siendo:

  • ▪ CO el coste de la opción call.
  • ▪ Futn: La cotización del futuro de gas natural NBP para el mes n del trimestre de referencia en el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ Tsupn: El precio de ejecución de la opción call del mes n del trimestre de referencia inmediatamente superior al valor de Futn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ Tinfn: El precio de ejecución de la opción call del mes n del trimestre de referencia inmediatamente inferior al valor de Futn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ COsupn: La cotización de la opción call del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tsupn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ COinfn: La cotización de la opción call del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tinfn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
• – COp: Media aritmética del coste de la opción put del gas natural del "National Balancing Point" (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre de referencia del día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre de referencia y calculada como sigue:

  

  Siendo:

  • ▪ CO el coste de la opción put.
  • ▪ Futn: La cotización del futuro de gas natural NBP para el mes n del trimestre de referencia en el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ Tsupn: El precio de ejecución de la opción put del mes n del trimestre de referencia inmediatamente superior al valor de Futn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ Tinfn: El precio de ejecución de la opción put del mes n del trimestre de referencia inmediatamente inferior al valor de Futn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ COsupn: La cotización de la opción put del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tsupn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
  • ▪ COinfn: La cotización de la opción put del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tinfn para el día de cálculo en el "Intercontinental Exchange" (ICE).
• – F3: valor medio de los futuros del gas natural del "National Balancing Point" (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre de referencia. Se tomarán los valores publicados por el Intercontinental Exchange (ICE) desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre de referencia, ambos incluidos.

LE0000564456_20160101 Artículo 9 redactado por el apartado tres de la disposición final segunda de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el 2016 («B.O.E.» 18 diciembre).Vigencia: 1 enero 2016

Artículo 10 Actualización de los términos de la tarifa

1. Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema y cargos o en los coeficientes de mermas en vigor.

Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.

El valor promedio de las primas de las subastas de asignación de capacidad se actualizará el 1 de octubre de cada año.

2. Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro, así como las unidades de facturación y medida, son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.

3. Los siguientes parámetros definidos en el apartado 5 del artículo 6: Tmbuque, Cmi, f_c, %GNL, f_conv, E_MAX, GNd, número de consumidores TUR.1, TUR.2 y TUR.3 (ni) se actualizarán con carácter anual, antes del 1 de octubre, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

4. Las resoluciones de actualización de los términos de la tarifa de último recurso deberán incluir la publicación de los valores de todos los términos que componen la fórmula del coste de la materia prima empleados para su actualización: referencia internacional del gas de base (RBn), media semestral del crudo Brent (Brent_n), tipo de cambio euro-dólar considerado (En), así como el valor final resultante del coste de materia prima (Cn). En el caso de los trimestres primero y cuarto se publicarán los valores de la referencia internacional del gas estacional (REn), la prima de riesgo por cantidad (PRQ) y el promedio de las cotizaciones del National Balancing Point (NBP) utilizadas.

LE0000676003_20200930Artículo 10 redactado por el apartado cuatro del artículo único de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre, por la que se modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, con objeto de su adaptación a la nueva estructura de peajes del sistema gasista («B.O.E.» 29 septiembre).Vigencia: 30 septiembre 2020

Artículo 11 Remisión de información

...

Disposición adicional única Tarifas de gases manufacturados por canalización en territorios insulares

1. Las tarifas a aplicar por las empresas distribuidoras de gases manufacturados por canalización en territorios insulares seguirán la estructura de los peajes de red local definidos en la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural.

2. Las tarifas se determinarán por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas conforme con la metodología establecida en la presente orden, aplicándose a los clientes con consumo anual superior a 50.000 kWh/año los parámetros GNd, Emax, ni y Cmi siguientes:

En los escalones en que sea necesario se sustituirá el término fijo expresado en caudal por el equivalente en €/cliente/año que garantice ingresos equivalentes de acuerdo a las previsiones de demanda.

3. La empresa distribuidora responsable del suministro de gas manufacturado remitirá a los clientes a los que vaya a comenzar a suministrar gas natural la carta que se indica en el anexo de la presente orden, con una antelación mínima de dos meses respecto al momento en que sea efectivo el suministro de gas natural en una determinada zona

LE0000708297_20211001 Disposición adicional única redactado por el número 4 de la disposición final primera de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las retribuciones de actividades reguladas, cargos y cuotas con destinos específicos del sector gasista («B.O.E.» 29 septiembre).Vigencia: 1 octubre 2021

Disposición transitoria única Modificación del calendario de aplicación del suministro de último recurso

Desde el 1 de julio, en caso de que un consumidor con consumo anual superior a 50.000 kWh/año e inferior a 3 GWh/año no haya negociado con un comercializador un precio de suministro, se le aplicará el precio que se indica en la siguiente tabla:

Consumo superior a 50.000 kWh/año e inferior o igual a100.000 kWh/año:

Consumo superior a 100.000 kWh/año e inferior a 3 GWh/año:

Disposición derogatoria única Derogación normativa

Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en esta orden.

Disposición final única Entrada en vigor

La presente orden entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial del Estado.