• Expandir / Contraer 韓dice sistem醫ico
• INTRODUCCION
• Art韈ulo 1 燨bjeto
• Art韈ulo 2 燗ctividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte
• Art韈ulo 3 燫etribuci髇 de las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte
• Art韈ulo 4 燙oste total acreditado asociado a las nuevas inversiones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte autorizadas mediante procedimiento de concurrencia
• Art韈ulo 5 燙oste total acreditado asociado a las nuevas inversiones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte autorizadas de forma directa
• Art韈ulo 6 燙ostes acreditados de las instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte que hayan finalizado su vida 鷗il o sean objeto de cierre
• Art韈ulo 7 營nclusi髇 de nuevas instalaciones de transporte, almacenamiento y regasificaci髇 en el r間imen retributivo
• Art韈ulo 8 燚ocumentaci髇 a incluir en las solicitudes de inclusi髇 de plantas de regasificaci髇
• Art韈ulo 9 燜orma de c醠culo de los costes reconocidos en plantas de regasificaci髇
• Art韈ulo 10 燚ocumentaci髇 a incluir en las solicitudes de inclusi髇 de instalaciones de transporte
• Art韈ulo 11 燜orma de c醠culo de los costes reconocidos en instalaciones de transporte
• Art韈ulo 12 營nstalaciones con caracter韘ticas t閏nicas especiales
• Art韈ulo 13 燤odificaci髇 de instalaciones existentes
• Art韈ulo 14 燫etribuci髇 de estaciones de regulaci髇 y medida
• Art韈ulo 15 燫etribuci髇 al servicio de trasvase de GNL a buques
• Art韈ulo 16 燗lmacenamientos subterr醤eos de gas natural
• Art韈ulo 17 燫etribuci髇 provisional de instalaciones con fecha de puesta en servicio en el a駉 玭�
• Art韈ulo 18 燙oste acreditado a las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte en el a駉 2006 y su retribuci髇 total
• Art韈ulo 19 燫etribuci髇 anual de la actividad de gesti髇 de compra-venta de gas destinada al mercado a tarifas realizada por los transportistas
• Art韈ulo 20 燗ctividad de distribuci髇
• Art韈ulo 21 燫etribuci髇 de la actividad de distribuci髇
• Art韈ulo 22 燗ctualizaci髇 de la actividad de distribuci髇
• Art韈ulo 23 營nclusi髇 de nuevas empresas de distribuci髇 en el r間imen retributivo
• Art韈ulo 24 燫etribuci髇 espec韋ica de instalaciones de distribuci髇
• Art韈ulo 25 燤unicipios con retribuci髇 especifica acreditada
• Art韈ulo 26 燗ctividad de suministro a tarifas
• Art韈ulo 27 燫etribuci髇 de la actividad de suministro a tarifas
• Art韈ulo 28 燫etribuci髇 de la actividad del Gestor T閏nico del Sistema
• Art韈ulo 29 燫etribuci髇 a empresas distribuidoras de gases manufacturados de origen distinto al gas natural en territorios extrapeninsulares
• Art韈ulo 30 燨bligaciones de informaci髇 de las empresas titulares de instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento, transporte, distribuci髇 y gesti髇 del sistema
• Art韈ulo 31 燜acturaci髇 y cobro de la retribuci髇
• Art韈ulo 32 營nstalaciones de seguridad anteriores a la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos
• DISPOSICIONES ADICIONALES
  • Disposici髇 adicional primera 燝asoductos de Transporte secundario
  • Disposici髇 adicional segunda 燛staciones de Regulaci髇 y Medida con presi髇 de entrada inferior a 60 bar
• DISPOSICIONES TRANSITORIAS
  • Disposici髇 transitoria primera 燙oste del almacenamiento buques durante el Plan Invernal de gas natural licuado con destino al mercado regulado
  • Disposici髇 transitoria segunda 燙ompra del gas natural durante 2006, con destino al nivel m韓imo de llenado de los tanques de las plantas de regasificaci髇 y de la red de transporte
  • Disposici髇 transitoria tercera 燭elemedida
  • Disposici髇 transitoria cuarta 燫etribuci髇 por los consumos industriales suministrados a menos de 4 bar a los que se les aplica la tarifa o el peaje del grupo 2
• DISPOSICIONES DEROGATORIAS
  • Disposici髇 derogatoria 鷑ica 燚erogaci髇 normativa
• DISPOSICIONES FINALES
  • Disposici髇 final primera 燞abilitaci髇 para la aplicaci髇 de la orden
  • Disposici髇 final segunda 燛ntrada en vigor
• ANEXO I
• ANEXO II
• ANEXO III
• ANEXO IV
• ANEXO V

Art韈ulo 1 Objeto

Constituye el objeto de esta orden el establecimiento y actualizaci髇 del r間imen retributivo aplicable a las actividades de regasificaci髇, almacenamiento, transporte, gesti髇 de compraventa de gas destinado al mercado a tarifas, distribuci髇, suministro a tarifas de gas natural y retribuci髇 al Gestor T閏nico del Sistema y definir los elementos que integran las mismas, estableciendo las medidas necesarias encaminadas a garantizar la adecuada prestaci髇 del servicio.

Art韈ulo 2 Actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte

1. A los efectos de aplicaci髇 del r間imen retributivo establecido en la presente orden quedan incluidos en las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte de gas natural los costes en que se incurra para llevar a cabo el desarrollo, operaci髇 y mantenimiento de las instalaciones incluidas en el apartado 1 del art韈ulo 16 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, que se detallan en los apartados siguientes.

1.1. Las instalaciones de regasificaci髇 comprenden:

• a) La obra civil portuaria y terrestre.
• b) Los tanques de almacenamiento de GNL, incluyendo las instalaciones de descarga y de conexi髇 con los vaporizadores.
• c) Las instalaciones de vaporizaci髇, junto con los gasoductos de conexi髇 con la red de transporte.
• d) Cargaderos de cisternas, en caso de que existan.

1.2. Las instalaciones de almacenamiento comprenden:

• a) Las instalaciones de inyecci髇.
• b) La infraestructura subterr醤ea de almacenamiento.
• c) Las instalaciones de extracci髇.
• d) En su caso, las instalaciones de tratamiento de gas.

1.3. La red de transporte comprende:

• a) Los gasoductos de transporte primario de gas natural cuya presi髇 m醲ima de dise駉 incluida en la autorizaci髇 de la instalaci髇, sea igual o superior a 60 bar.
• b) Los gasoductos de transporte secundario cuya presi髇 m醲ima de dise駉 incluida en la autorizaci髇 de la instalaci髇 sea inferior a 60 bar y superior a 16 bar.
• c) Los gasoductos de conexi髇 internacional, entendiendo como tales los comprendidos en el territorio nacional que conectan la red nacional con las redes de gasoductos de otros pa韘es o con yacimientos o almacenamientos existentes en el exterior, con independencia de la presi髇 de dise駉.
• d) Los gasoductos de conexi髇 de los yacimientos y almacenamientos estrat間icos y operativos con el sistema gasista, con independencia de la presi髇 de dise駉.
• e) Las estaciones de compresi髇 conectadas a los gasoductos de transporte.
• f) Las estaciones de regulaci髇 y medida conectadas a los gasoductos con entrada a presi髇 superior a 16 bar.
• g) En su caso, las instalaciones de odorizaci髇.
• h) Aquellas otras instalaciones necesarias para la operaci髇 de las instalaciones anteriores.

1.4. Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte gasista todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y dem醩 elementos auxiliares necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones espec韋icas de regasificaci髇, almacenamiento y de la red de transporte antes definidas.

1.5. A efectos del r間imen retributivo no formar醤 parte de las instalaciones espec韋icas de regasificaci髇, almacenamiento y transporte las instalaciones de consumidores para su uso exclusivo.

1.6. En el caso de instalaciones autorizadas de forma directa, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, previo informe del Gestor T閏nico del Sistema Gasista y de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, resolver� expresamente la inclusi髇 de una instalaci髇 de regasificaci髇, almacenamiento o de transporte de gas en el r間imen retributivo previsto en la presente orden, todo ello sin perjuicio del resto de autorizaciones administrativas necesarias a que hace referencia el art韈ulo 55 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

Art韈ulo 3 Retribuci髇 de las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte

1. Por orden del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que se publicar� antes del d韆 1 de enero de cada a駉, se determinar� la retribuci髇 reconocida a las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte de cada empresa o grupo de empresas 玦� para el a駉 玭� de acuerdo con lo dispuesto en la presente orden. La retribuci髇 correspondiente a cada empresa o grupo de empresas 玦� estar� constituida por un t閞mino fijo, funci髇 del coste acreditado a las instalaciones de acuerdo con lo establecido en la presente orden y, en su caso, por un t閞mino variable, funci髇 de los kWh regasificados en el a駉 玭�, los kWh de GNL destinados a operaciones de trasvase, carga o enfriamiento de buques en el a駉 玭� y los kWh inyectados y/o extra韉os en almacenamientos subterr醤eos en el a駉 玭�.

2. La retribuci髇 anual de las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte reconocida a la empresa o grupo de empresas 玦� en el a駉 玭� ser� calculada por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

R_in: coste de regasificaci髇, almacenamiento y transporte reconocido a la empresa o grupo de empresas 玦� en el a駉 玭�.

RF_2002in: coste fijo acreditado a las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte con entrada en servicio anterior al 31 de Diciembre de 2001 actualizado al a駉 玭� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Donde:

RF_2002i: Corresponde al coste fijo reconocido a la empresa o grupo de empresas 玦� en el a駉 2002 para las instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte con entrada en servicio anterior a 31 de diciembre de 2001.

f_j = 蚽dice de eficiencia para el a駉 玧�.

IPH_j: previsi髇 de la variaci髇 del 韓dice para el a駉 玧�, calculado de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Donde:

IPC_j = previsi髇 de la variaci髇 del 韓dice de precios al consumo para el a駉 玧�

IPRI_j = previsi髇 de la variaci髇 del 韓dice de precios industriales para el a駉 玧�

RINF_in: coste fijo acreditado para el a駉 玭� para el conjunto de las nuevas inversiones, con entrada en explotaci髇 entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre del a駉 玭-1�, realizadas por la empresa o grupo de empresas 玦�, se calcular� como:

Siendo:

RINFC_in: coste fijo acreditado para el a駉 玭� al conjunto de las nuevas inversiones autorizadas mediante procedimiento de concurrencia, con entrada en explotaci髇 entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre del a駉 玭-1�, realizadas por la empresa o grupo de empresas 玦�.

RINFD_n-1: coste fijo acreditado para el a駉 玭� de las nuevas inversiones autorizadas de forma directa realizadas por la empresa o grupo de empresas 玦� que han entrado en funcionamiento en el a駉 玭-1�.

RINFD_j: coste fijo acreditado de las inversiones autorizadas de forma directa y puestas en servicio en el a駉 玧�, entre los a駉s 2002 y 玭-2�, ambos inclusive, por la empresa o grupo de empresas 玦�.

El resto de t閞minos tienen el significado detallado anteriormente.

RV_in: coste variable acreditado a la actividad de regasificaci髇 actualizado al a駉 玭� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

RV₂₀₀₂: coste variable acreditado a las actividades de regasificaci髇 para el a駉 2002.

kWh_rin: kWh regasificados por la empresa o agrupaci髇 de empresas 玦� en el a駉 玭�.

El resto de t閞minos tienen el significado detallado anteriormente.

RVTin: coste variable acreditado a los servicios de trasvase de GNL a buque actualizado al a駉 玭� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

RV_T2006: coste variable acreditado a los servicios de trasvase de GNL a buque para el a駉 2006.

kWh_TPBin: kWh de GNL trasvasados de planta a buque o utilizados en puestas en fr韔 de buques por la empresa o agrupaci髇 de empresas 玦� en el a駉 玭�.

kWh_TBBin: kWh de GNL trasvasados de buque a buque por la empresa o agrupaci髇 de empresas 玦� en el a駉 玭�.

3. El valor del 韓dice de eficiencia, fj, se fijar� anualmente al efectuar la revisi髇 anual de las tarifas de gas, sin experimentar revisiones posteriores, y no ser� en ning鷑 caso superior a 0,85. Para el a駉 2006 se fija en 0,85.

4. Para la determinaci髇 del coste de regasificaci髇, almacenamiento y transporte reconocido a la empresa o grupo de empresas 玦� en el a駉 玭�, Rin, se utilizar醤 los valores definitivos de los 韓dices oficiales de precios al consumo, IPC, y de los 韓dices oficiales de precios industriales, IPRI, de los a駉s anteriores, que se encuentren disponibles en el momento de c醠culo. Para los a駉s 玭-1� y 玭�, cuyos valores no son conocidos en el momento en el que se determina el coste de la regasificaci髇, almacenamiento y transporte del a駉 玭�, se aplicar� la estimaci髇 que del IPC haya establecido el Gobierno en su propuesta de Presupuestos Generales del Estado del a駉 玭� y la estimaci髇 del IPRI.

Art韈ulo 4 Coste total acreditado asociado a las nuevas inversiones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte autorizadas mediante procedimiento de concurrencia

1. El coste acreditado para el a駉 玭� de una instalaci髇 de regasificaci髇, almacenamiento o transporte autorizada mediante procedimiento de concurrencia, se calcular� conforme a las condiciones de adjudicaci髇 del concurso.

2. El coste total acreditado por una empresa 玦� en un a駉 玭� para el conjunto de sus instalaciones adjudicadas mediante procedimiento de concurrencia (RINCin) se calcular� como agregaci髇 de los costes de las citadas instalaciones actualizados seg鷑 las condiciones de resoluci髇 del procedimiento de concurrencia.

Art韈ulo 5 Coste total acreditado asociado a las nuevas inversiones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte autorizadas de forma directa

1. Con car醕ter general la retribuci髇 correspondiente a cada instalaci髇 de regasificaci髇 y transporte autorizada de forma directa ser� fijada de acuerdo con los valores unitarios de inversi髇, valores unitarios de explotaci髇 y par醡etros fijados por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆 con criterios transparentes, objetivos y no discriminatorios.

2. La retribuci髇 correspondiente a cada instalaci髇 de regasificaci髇 o transporte autorizada de forma directa (RINDn), se calcular� de la forma siguiente:

Siendo:

CIT (n): costes anuales de inversi髇.

CET (n): costes anuales de explotaci髇.

3. Para determinar el valor de la inversi髇 de las instalaciones de regasificaci髇 o transporte de gas, se utilizar醤 los valores unitarios de referencia y sus correspondientes actualizaciones de acuerdo con lo establecido en el Anexo II de la presente orden.

El coste anual de inversi髇 [CIT (n)] de una instalaci髇 de regasificaci髇 o transporte autorizada de forma directa se calcular� como suma de la amortizaci髇 y la retribuci髇 del valor de la inversi髇 conforme lo establecido en el Anexo III de la presente orden.

4. El coste anual de explotaci髇 de una instalaci髇 de regasificaci髇 o transporte [CET (n)] autorizada de forma directa incluir� los costes de operaci髇 y mantenimiento de las instalaciones, los costes de estructura y cualquier otro coste necesario para desarrollar las actividades de regasificaci髇 o transporte.

5. Para aquellas instalaciones autorizadas de forma directa que posean caracter韘ticas t閏nicas singulares, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, fijar� la retribuci髇 espec韋ica correspondiente, de acuerdo con los principios establecidos anteriormente. Id閚tica consideraci髇 tendr醤 aquellas inversiones que impliquen modificaciones de instalaciones existentes siempre que ello suponga un aumento de la capacidad de regasificaci髇, almacenamiento y transporte de esa instalaci髇 y la obra civil portuaria y terrestre de las plantas de regasificaci髇.

El coste anual de explotaci髇 asociado a las actividades de regasificaci髇 y transporte se calcular� de acuerdo con las f髍mulas y valores unitarios establecidos en el Anexo IV de la presente orden.

6. En el caso de instalaciones de regasificaci髇, el coste anual fijo inicial, [RINDn] ser� el resultado de descontar al coste total [RIDn] el resultado de multiplicar el coste variable unitario acreditado a la actividad de regasificaci髇 actualizado al a駉 玭� (RV2002n) por la capacidad de dise駉 anual de regasificaci髇 de la instalaci髇 afectada de un coeficiente de 0,75. En a駉s posteriores esta retribuci髇 se actualizar� tal como se determina en el ar t韈ulo 3.

7. En el caso de instalaciones con car醕ter t閏nico especial o modificaci髇 de las existentes, el valor de la inversi髇 y de los costes de explotaci髇 se calcular� de acuerdo con lo dispuesto en los art韈ulos 12, 13 y 16.

Art韈ulo 6 Costes acreditados de las instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte que hayan finalizado su vida 鷗il o sean objeto de cierre

1. Los costes acreditados de las instalaciones que hayan sido objeto de cierre se deducir醤 de la retribuci髇, calculando los costes correspondientes a dichas instalaciones por el procedimiento utilizado para determinar su retribuci髇 inicial.

En el caso de instalaciones otorgadas mediante procedimiento de concurrencia el coste de 閟tas, cuando hayan finalizado su vida 鷗il o sean objeto de cierre, se deducir� en la retribuci髇, calculando los costes correspondientes a dichas instalaciones conforme a las bases de adjudicaci髇 del concurso.

2. Para las instalaciones que hayan finalizado su vida 鷗il pero contin鷈n operativas, a efectos de su retribuci髇 se considerar醤 exclusivamente como costes acreditados de la instalaci髇, el coste de explotaci髇 m醩 el 50% de los costes de retribuci髇 de la inversi髇 R(n) calculados por el procedimiento utilizado para determinar dichos costes a las nuevas inversiones otorgadas por autorizaci髇 directa de acuerdo con el procedimiento establecido en los Anexos III y IV de la presente orden.

3. En ambos casos, las cantidades a retraer tendr醤 en cuenta las actualizaciones anuales que hayan sufrido desde la fecha en que se calcul� la retribuci髇.

Art韈ulo 7 Inclusi髇 de nuevas instalaciones de transporte, almacenamiento y regasificaci髇 en el r間imen retributivo

El titular de una instalaci髇 de regasificaci髇, almacenamiento o transporte podr� solicitar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas la inclusi髇 en el r間imen retributivo de una nueva instalaci髇 o ampliaci髇 de una existente, acompa馻ndo a la solicitud la documentaci髇 que en cada caso se determina en la presente orden.

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas solicitar� informe una vez recibida la documentaci髇 anterior al Gestor T閏nico del Sistema y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆, de acuerdo con el art韈ulo 2 de la presente orden.

Una vez recibidos los citados informes la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas dictar� la oportuna Resoluci髇 de inclusi髇 en el R間imen econ髆ico en la que se indicar醤 los costes reconocidos y la fecha de inclusi髇.

Art韈ulo 8 Documentaci髇 a incluir en las solicitudes de inclusi髇 de plantas de regasificaci髇

Acompa馻ndo a la solicitud de inclusi髇 en el r間imen retributivo deber� enviarse la siguiente documentaci髇:

• Caracter韘ticas t閏nicas de la instalaci髇.

• Inversi髇 realizada, debidamente auditada, desglosada por conceptos de coste, en cada uno de los siguientes elementos:

  • Cada uno de los tanques de almacenamiento, que incluir� la obra civil y las instalaciones necesarias para la descarga y conducci髇 de gas natural licuado (GNL) hasta los tanques y de estos a los vaporizadores, incluidas las instalaciones de seguridad relacionadas con la antorcha.
  • Instalaciones de regasificaci髇, que incluir醤 los vaporizadores y todas las instalaciones necesarias entre la entrada del vaporizador y la/s v醠vula/s de conexi髇 con la red de transporte.
  • Obra civil portuaria y terrestre, que comprender� todas las inversiones necesarias para el acondicionamiento de los terrenos, atraques, puerto, emisi髇 y captaci髇 de agua, etc. con la excepci髇 de la obra civil necesaria de las instalaciones de regasificaci髇 y tanques de almacenamiento.
  • Cargaderos de cisternas de GNL.
• Acta de puesta en servicio definitiva expedida por la Administraci髇 competente.
• Certificado de explotaci髇 comercial, que recoger� la capacidad de emisi髇 y la capacidad 鷗il de los tanques de GNL, expedida por la Administraci髇 competente.
• Declaraci髇 expresa de ayudas y aportaciones de fondos p鷅licos o medidas de efecto equivalente.

Art韈ulo 9 Forma de c醠culo de los costes reconocidos en plantas de regasificaci髇

Con independencia de las inversiones realizadas, los costes reconocidos se calcular醤 de acuerdo con las tablas de valores unitarios incluidas en la presente orden con las puntualizaciones siguientes:

Se reconocer� como valor de la inversi髇 en tanques el resultado de multiplicar el valor unitario reconocido por la capacidad 鷗il del tanque, entendi閚dose como tal el volumen m醲imo de GNL que puede extraerse e inyectarse en el tanque en un proceso normal de operaci髇, en ning鷑 caso esta cifra podr� ser superior a la fijada en la autorizaci髇 de la instalaci髇. Dicha capacidad 鷗il deber� especificarse en el certificado de explotaci髇 comercial.

Se reconocer� como valor de la inversi髇 en regasificaci髇, el resultado de multiplicar el valor unitario reconocido, por la capacidad de emisi髇 de la planta sin incluir vaporizadores de reserva. La capacidad de emisi髇 deber� estar recogida en el certificado de explotaci髇 comercial y ser� la emisi髇 media en un periodo continuado de 100 horas de funcionamiento y, en ning鷑 caso podr� ser superior a la fijada en la autorizaci髇 de la instalaci髇.

La obra civil portuaria y terrestre se valorar� de acuerdo con los resultados de la auditoria hasta el m醲imo recogido en el Anexo II de la presente orden.

En caso de existencia de estaciones de regulaci髇 en el recinto de la planta de regasificaci髇, 閟tas se incluir醤 como instalaciones de transporte, valor醤dose de acuerdo con lo dispuesto en el art韈ulo 5.

Art韈ulo 10 Documentaci髇 a incluir en las solicitudes de inclusi髇 de instalaciones de transporte

Acompa馻ndo a la solicitud de inclusi髇 en el r間imen retributivo deber� enviarse la siguiente documentaci髇:

• Caracter韘ticas t閏nicas de la instalaci髇.
• Inversi髇 realizada debidamente auditada, desglosada por conceptos de coste, para cada gasoducto, estaci髇 de compresi髇 y estaci髇 de regulaci髇 y medida.
• Acta de puesta en servicio definitiva.
• Declaraci髇 expresa de ayudas o aportaciones de fondos p鷅licos concedidos o medidas de efecto equivalente.

Art韈ulo 11 Forma de c醠culo de los costes reconocidos en instalaciones de transporte

Se incluir醤 en el r間imen retributivo como instalaciones de transporte exclusivamente las siguientes:

• Gasoductos.
• Estaciones de Compresi髇.
• Estaciones de Regulaci髇 y Medida. (ERM)

No se incluir醤 en el r間imen retributivo:

• Los gasoductos para suministro a un 鷑ico consumidor, incluyendo en este caso las estaciones de regulaci髇 y medida correspondientes asociadas.
• Modificaciones o variantes a petici髇 de particulares o Administraciones (carreteras, ferrocarril, telefon韆, l韓eas el閏tricas, etc.).
• Cualquier otra inversi髇 que no suponga un incremento de la capacidad de transporte.

Se consideran incluidas en los costes unitarios:

• Las posiciones de derivaci髇 de gasoductos.
• Las inversiones en instalaciones complementarias (instalaci髇 de teletransmisi髇 y control, instalaciones el閏tricas, de agua, centros de mantenimiento, equipos de medida, protecci髇, odorizaci髇, etc.).
• Las instalaciones de medida en las estaciones de regulaci髇 y medida.

Con independencia de las inversiones realizadas, los costes reconocidos se calcular醤 de acuerdo con los valores unitarios incluidos en el Anexo II de la presente orden, con las puntualizaciones siguientes:

Se reconocer� como valor de la inversi髇 en gasoductos por todos los conceptos el resultado de multiplicar la longitud del tubo, que deber� reflejarse en el acta de puesta en servicio, por los valores unitarios reconocidos.

En el caso de ERM los valores unitarios incluyen los equipos de telemedida capaces de determinar tanto la calidad del gas como todos los par醡etros necesarios para el c醠culo en unidades energ閠icas (kWh) del gas transportado, y sistema de calentamiento cuando sea necesario.

La fecha de inclusi髇 en el r間imen retributivo ser� la correspondiente al acta de puesta en servicio definitiva.

Art韈ulo 12 Instalaciones con caracter韘ticas t閏nicas especiales

Bajo este ep韌rafe solo se considerar醤 las correspondientes a los almacenamientos subterr醤eos de gas natural y aquellas otras de regasificaci髇 y/o transporte que por sus caracter韘ticas t閏nicas, y no por razones econ髆icas, requieran un tratamiento espec韋ico.

En todo caso, la calificaci髇 como instalaci髇 con caracter韘ticas t閏nicas especiales, salvo en el caso de almacenamientos subterr醤eos, deber� solicitarse junto con la autorizaci髇 administrativa previa. En dicha autorizaci髇 se recoger醤 los criterios para su valoraci髇.

El valor de la inversi髇 para el c醠culo del coste acreditado ser� el que corresponda a la inversi髇 realmente efectuada que deber� acreditarse con la correspondiente auditoria.

Asimismo, los costes de explotaci髇 deber醤 justificarse en base a criterios y par醡etros com鷑mente aplicados en instalaciones de caracter韘ticas similares.

Art韈ulo 13 Modificaci髇 de instalaciones existentes

Las modificaciones de instalaciones existentes, s髄o ser醤 incluidas en el r間imen retributivo cuando supongan un aumento de la capacidad de transporte, de regasificaci髇 o de almacenamiento.

En el caso de modificaciones que supongan aumento de capacidad, en adelante ampliaciones, el valor de la inversi髇 para el c醠culo del coste acreditado ser� el que corresponda a la inversi髇 realmente efectuada, que deber� justificarse con la correspondiente auditor韆. En ning鷑 caso dicho valor podr� ser superior al que corresponder韆 aplicando los valores unitarios establecidos en el Anexo II.

Los costes anuales de explotaci髇 de las ampliaciones se calcular醤 multiplicando los establecidos en el Anexo IV de la presente orden por el factor de eficiencia (fi) recogido en el art韈ulo 3.� y por el cociente entre la inversi髇 real y la que corresponder韆 aplicando los valores unitarios establecidos en el Anexo II de esta orden a la instalaci髇 existente.

Art韈ulo 14 Retribuci髇 de estaciones de regulaci髇 y medida

Los valores unitarios de las Estaciones de Regulaci髇 y Medida incluidos en el Anexo II corresponden a instalaciones con las siguientes caracter韘ticas:

• Presi髇 de entrada 80 o 72 bar.
• Presi髇 de salida: 16 bar.
• Doble l韓ea de regulaci髇 y medida, con el mismo equipamiento en cada una de ellas, por lo general una en operaci髇 y la otra de reserva. Los colectores est醤 preparados para instalaci髇 futura de tercera l韓ea, de iguales caracter韘ticas a las anteriores.
• Sistema de calentamiento, con calderas situadas en otro recinto y cambiadores de calor sobre las l韓eas de regulaci髇.
• Equipamiento telem醫ico.
• Ubicaci髇 dentro de caseta de obra.
• Recinto de caseta y, en su caso, de posici髇 de v醠vulas, vallado y dotado, en su caso, de sistemas de seguridad patrimonial.
• Caudal a la salida de la ERM ser� igual a 1,6*(valor num閞ico que acompa馻 a G)* presi髇 de salida (17 bar).

En caso de estaciones de medida, dise馻das y construidas de acuerdo con los est醤dares anteriores se valorar醤 seg鷑 los valores unitarios definidos para las Estaciones de Regulaci髇 y medida equivalentes, corregidos por un coeficiente de ajuste de 0,76.

Las instalaciones de regulaci髇 y/o medida y/o de control de caudal o presi髇 de gas, incluyendo instalaciones compactas que por cualquier motivo, no se ajusten a las caracter韘ticas anteriores se retribuir醤 de acuerdo a costes reales auditados. En ning鷑 caso dicho valor podr� ser superior al que corresponder韆 aplicando los valores unitarios establecidos en el Anexo II.

Art韈ulo 15 Retribuci髇 al servicio de trasvase de GNL a buques

Los servicios de carga de GNL a buques desde plantas de regasificaci髇 o de puesta en fr韔 de barcos, recibir醤 una retribuci髇 equivalente a la que se encuentre en vigor como retribuci髇 variable de regasificaci髇. La retribuci髇 del trasvase de buque a buque ser� del 80% de dicho valor.

Art韈ulo 16 Almacenamientos subterr醤eos de gas natural

Los criterios para determinar el coste total acreditado de un almacenamiento subterr醤eo deber醤 recogerse en la correspondiente concesi髇 de explotaci髇 a que hace referencia el Cap韙ulo III, del titulo II de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, fijar� la fecha de inclusi髇 en el r間imen retributivo y determinar� los valores concretos del coste acreditado.

La forma de c醠culo de los costes acreditados ser� la recogida en el art韈ulo 5 de la presente orden con las puntualizaciones siguientes:

La inversi髇 definitiva ser� la realmente realizada para el desarrollo de la explotaci髇 del almacenamiento, con posterioridad al otorgamiento de la concesi髇 administrativa de explotaci髇 y deber� justificarse con la correspondiente auditoria.

El titular de una concesi髇 de explotaci髇 de un almacenamiento subterr醤eo podr� adem醩 solicitar que se reconozcan como inversi髇 en investigaci髇 y explotaci髇 las inversiones realizadas en relaci髇 con almacenamientos subterr醤eos de gas natural en cualquier zona del territorio nacional realizadas en los cinco a駉s anteriores a la fecha de otorgamiento de concesi髇 de explotaci髇. Estos costes en ning鷑 caso podr醤 superar el 50% de la inversi髇 definitiva definida en el p醨rafo anterior y deber醤 justificarse con la correspondiente auditor韆.

Podr� fijarse un r間imen retributivo provisional, a petici髇 del titular, para el periodo comprendido entre el otorgamiento de la concesi髇 de explotaci髇 y la fecha de acta de puesta en servicio definitiva, periodo que no podr� exceder de tres a駉s. En este periodo se reconocer醤 las inversiones realmente efectuadas y unos costes de operaci髇 en funci髇 de la utilizaci髇 del almacenamiento.

La tasa de retribuci髇 de las inversiones ser� igual a la que corresponda con car醕ter general para instalaciones de transporte y la vida 鷗il se fija en 20 a駉s.

Los costes de explotaci髇 tendr醤 dos t閞minos uno fijo con car醕ter anual y otro variable en funci髇 del gas inyectado y/o extra韉o. La parte fija no ser� superior al 50% de los costes totales de explotaci髇.

Art韈ulo 17 Retribuci髇 provisional de instalaciones con fecha de puesta en servicio en el a駉 玭�

Las empresas transportistas propietarias de instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte, que entren en funcionamiento con posterioridad al 1 de noviembre del a駉 n-1 y que no han sido por tanto incluidas en el coste acreditado del a駉 玭�, podr醤 solicitar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas el reconocimiento de una retribuci髇 provisional, que tendr� el car醕ter de ingreso a cuenta de su retribuci髇 definitiva, correspondiente a los costes de explotaci髇, calculados de acuerdo con lo establecido en el Anexo IV de la presente orden, siempre que se cumplan los siguientes requisitos:

• a) Estar en posesi髇 del acta de puesta en servicio definitiva, expedida por la Administraci髇 competente para su autorizaci髇.
• b) Haber sido incluidas expresamente por la empresa solicitante en la previsi髇 de nuevas instalaciones a que hace referencia el art韈ulo 30 de la presente orden.

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas resolver� indicando expresamente la fecha a partir de la cual se reconoce en dicha retribuci髇 provisional.

A efectos de aplicaci髇 en el sistema de liquidaci髇 de la retribuci髇 de las actividades reguladas del sector del gas natural, del coste acreditado que finalmente se reconozca para la instalaci髇, ser醤 tenidos en cuenta, para minorarlos, en su caso, los importes ya percibidos por el titular en concepto de retribuci髇 provisional como ingreso a cuenta.

Art韈ulo 18 Coste acreditado a las actividades de regasificaci髇, almacenamiento y transporte en el a駉 2006 y su retribuci髇 total

1. En el Anexo I de la presente orden se establece la cuant韆 total de los costes fijos de regasificaci髇, almacenamiento y transporte acreditados para 2006 a cada empresa que realiza estas actividades.

Asimismo en dicho Anexo I de la presente orden se establece el coste variable acreditado a la actividad de regasificaci髇 para el a駉 2006.

2. La agregaci髇 del total de las retribuciones correspondientes a cada empresa o grupo de empresas calculadas de acuerdo con lo dispuesto en los art韈ulos 3, 4, 5 y 6 de la presente orden, determinar� la retribuci髇 total de estas.

Art韈ulo 19 Retribuci髇 anual de la actividad de gesti髇 de compra-venta de gas destinada al mercado a tarifas realizada por los transportistas

La retribuci髇 anual de la actividad de gesti髇 de compra-venta de gas destinado al mercado a tarifa se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

RCV: Coste total espec韋ico por compra-venta de gas destinada al mercado a tarifas que se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

C_i = Coeficiente que se fijar� anualmente al efectuar la revisi髇 anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el a駉 2006 igual a 0,0005.

Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh.

kWh_cf = kWh de gas suministrados al consumidor final con destino al mercado a tarifa.

RMT: Coste total de las mermas de gas destinado al mercado a tarifas que se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

C_r, C_a, C_t = porcentajes de mermas de regasificaci髇, almacenamiento y transporte de gas respectivamente que ser醤 los fijados en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema. Para 2006 ser醤 igual a 0,45%, 2,11% y 0,35% respectivamente.

Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh.

kWh_r = kWh de gas (GNL) descargados en planta de regasificaci髇 con destino al mercado a tarifas.

kWh_a = kWh de gas (GN) inyectados en los almacenamientos subterr醤eos con destino al mercado a tarifas.

kWh_t = kWh de gas (GN) introducidos en el sistema de transporte con destino al mercado a tarifas.

RFE: Coste total espec韋ico por financiaci髇 de existencias de gas destinado al mercado a tarifas calculado de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

C_x = Coeficiente que se fijar� anualmente al efectuar la revisi髇 anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el a駉 2006 igual a 0,218.

i = coste del dinero que se fijar� cada a駉 en funci髇 del Euribor a tres meses del a駉 anterior m醩 0,5 puntos. Para el a駉 2006 se establece en el 2,66 %

Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh.

kWh_cf = kWh de gas suministrados al consumidor final con destino al mercado a tarifas.

A efectos de liquidaciones, se deber醤 utilizar los t閞minos recogidos en el Anexo II de la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidaci髇 de las actividades reguladas del sector del gas natural.

Art韈ulo 20 Actividad de distribuci髇

1. A los efectos de aplicaci髇 del r間imen retributivo establecido en la presente orden quedan incluidos como costes de la actividad de distribuci髇 de gas natural los costes en que se incurra para llevar a cabo el desarrollo, operaci髇 y mantenimiento de las instalaciones de distribuci髇 destinadas a situar el gas en los puntos de consumo.

2. Las instalaciones de distribuci髇 comprender醤, adem醩 de la red de gasoductos de distribuci髇 con presi髇 m醲ima de dise駉 incluida en la autorizaci髇 de la instalaci髇 igual o inferior a 16 bar, las plantas sat閘ites que suministren a una red de distribuci髇 y todos aquellos activos de la red de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones, y dem醩 elementos auxiliares necesarios para su adecuado funcionamiento, incluyendo las l韓eas de conexi髇 con la red de transporte y las instalaciones asociadas.

No formar醤 parte de las instalaciones espec韋icas de distribuci髇 a efectos del r間imen retributivo las instalaciones de consumidores para su uso exclusivo.

Art韈ulo 21 Retribuci髇 de la actividad de distribuci髇

La retribuci髇 de la actividad de distribuci髇 se establecer� para el conjunto de las instalaciones de cada empresa distribuidora, excluidas las acometidas, atendiendo a los siguientes criterios:

• a) El consumo y el volumen de gas veh韈ulado.
• b) Inversiones y amortizaciones realizadas en instalaciones de distribuci髇.
• c) Costes de operaci髇 y mantenimiento de las instalaciones, aplicando criterios de mejora y eficiencia.
• d) Caracter韘ticas de las zonas de distribuci髇.
• e) Seguridad y calidad del servicio.
• f) Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribuci髇.

Los ingresos correspondientes a los derechos de acometidas ser醤 facturados directamente por las empresas distribuidoras y no se incluir醤 en los costes reconocidos por la actividad de distribuci髇 ni estar醤 sujetos al r間imen de liquidaciones.

Asimismo, se establecer� por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, un mecanismo para incentivar la mejora de la calidad de suministro y la consecuci髇 de reducciones adicionales de p閞didas de gas respecto a las que sean predeterminadas, tomando en consideraci髇 las cantidades que a estos efectos se determinen en la norma por la que se aprueben las tarifas de gas de cada a駉.

Art韈ulo 22 Actualizaci髇 de la actividad de distribuci髇

1. La retribuci髇 global de la actividad de distribuci髇 se actualizar� anualmente en funci髇 del IPH y considerando el crecimiento de la actividad afectado de unos factores de eficiencia. Dicho c醠culo se realizar� atendiendo a la siguiente f髍mula:

Siendo:

RD_n-1 = el coste de distribuci髇 correspondiente al a駉 anterior, revisado de acuerdo con el apartado 4.

ΔA_cl<4 = variaci髇 del numero de consumidores conectados en redes con presi髇 de dise駉 inferior o igual a 4 bar, calculada como cociente entre el n鷐ero medio previsto para el a駉 en que se determina la retribuci髇 y el valor medio del a駉 anterior.

F_cl<4 = factor de ponderaci髇 y eficiencia de captaci髇 de consumidores en redes con presi髇 de dise駉 inferior o igual a 4 bar. El valor de este factor para el a駉 2006 se fija en 0,426.

ΔA_D<4 = variaci髇 de demanda total de gas en redes con presi髇 de dise駉 inferior o igual a 4 bar calculada como cociente entre la prevista para el a駉 de c醠culo y la real del a駉 anterior.

F_D<4 = factor de ponderaci髇 y eficiencia de la demanda total en redes con presi髇 de dise駉 inferior o igual a 4 bar. El valor de este factor para el a駉 2006 se fija en 0,142.

ΔA_D>4 = variaci髇 de demanda total de gas en redes con presi髇 de dise駉 comprendida entre 4 bar y 60 bar, calculada como cociente entre la prevista para el a駉 de c醠culo y la real del a駉 anterior.

F_D>4 = factor de ponderaci髇 y eficiencia de la demanda en redes con presi髇 de dise駉 comprendida entre 4 bar y 60 bar. El valor de este factor para el a駉 2006 se fija en 0,142.

2. Los factores de ponderaci髇 y eficiencia de captaci髇 de consumidores, de la demanda en redes con presi髇 de dise駉 comprendida entre 4 bar y 60 bar e inferior o igual a 4 bar se establecer醤 anualmente, en funci髇 de la evoluci髇 de la demanda, de las mejoras de productividad y de la evoluci髇 econ髆ica, cuando se efect鷈 la revisi髇 anual de las tarifas de gas.

3. A partir de la cifra RDn se obtendr� la retribuci髇 media unitaria por cada nuevo consumidor, por cada nuevo kWh suministrado a presiones menores o iguales a 4 bar y por cada nuevo kWh suministrado a presiones entre 4 y 60 bar.

El incremento de retribuci髇 de cada compa耥a distribuidora se calcular� multiplicando las retribuciones unitarias medias anteriores por el aumento de ventas y consumidores de cada una de ellas.

4. Para el c醠culo de la retribuci髇 correspondiente al a駉 玭�, el valor de la retribuci髇 del a駉 玭-1� (RDn-1), se recalcular� sustituyendo las previsiones de demanda por los valores reales utilizados para el c醠culo de la actualizaci髇 del a駉 玭�.

Las posibles desviaciones que se pongan de manifiesto al efectuar el rec醠culo anterior se tendr醤 en cuenta a nivel empresa en las liquidaciones correspondientes al a駉 玭�.

5. Por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, se establecer� antes del d韆 1 de enero de cada a駉 la retribuci髇 que corresponde percibir a cada empresa distribuidora, tomando como base la retribuci髇 global calculada de acuerdo con lo establecido en los apartados anteriores.

6. En el Anexo V de la presente orden se establece la retribuci髇 global de los costes totales de distribuci髇 para el a駉 2006 as� como la de cada empresa que realiza esta actividad.

Art韈ulo 23 Inclusi髇 de nuevas empresas de distribuci髇 en el r間imen retributivo

La inclusi髇 de una nueva empresa de distribuci髇 en el r間imen retributivo requerir� la solicitud por parte de la misma a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, acompa馻ndo a la misma:

• 1. Memoria de actividad en la que se har� constar la previsi髇 de consumidores y consumos en los primeros 5 a駉s de funcionamiento, plan de inversiones, zona geogr醘ica de actuaci髇 (superficie y n.� de habitantes) y cuenta de resultados provisional.
• 2. Resoluci髇 de autorizaci髇 administrativa.
• 3. Actas de puesta en servicio o certificaci髇 de la Comunidad Aut髇oma correspondiente de puesta en gas de las instalaciones.

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas resolver� la inclusi髇 en el r間imen retributivo con indicaci髇 expresa de la fecha de inclusi髇 en el mismo y la retribuci髇 anual reconocida.

La retribuci髇 anual inicial se determinar� aplicando los valores unitarios, a que hace referencia el apartado 3 del art韈ulo 22, a la previsi髇 de consumidores y consumos correspondientes al primer a駉 de funcionamiento. En el segundo a駉 de funcionamiento se proceder� a ajustar la Retribuci髇 inicial de acuerdo con las cifras reales de demanda.

Art韈ulo 24 Retribuci髇 espec韋ica de instalaciones de distribuci髇

Uno. Las empresas distribuidoras que hayan suscrito convenios con la Comunidad Aut髇oma correspondiente para acometer la gasificaci髇 de n鷆leos de poblaci髇 que no dispongan de gas natural, podr醤 solicitar una retribuci髇 espec韋ica a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas para las instalaciones de conexi髇. Igualmente se podr� solicitar dicha retribuci髇 para reemplazar plantas sat閘ites existentes de gas natural licuado (GNL) por una conexi髇 con la red de gasoductos.

Para acogerse a dicha retribuci髇 se deber醤 cumplir las siguientes condiciones:

• a) Que exista convenio suscrito con la Comunidad Aut髇oma.
• b) Que la retribuci髇 por la actividad de distribuci髇 y de suministro a tarifa junto con las aportaciones comprometidas de fondos p鷅licos para la construcci髇 de las instalaciones de distribuci髇 sean suficientes para asegurar la rentabilidad del proyecto de distribuci髇.
• c) Que la situaci髇 del n鷆leo requiera inversiones en instalaciones de conexi髇 con la red gasista existente que hagan econ髆icamente inviable el proyecto.
• d) Que la construcci髇 de las instalaciones se inicie en el a駉 2006 o en el a駉 2007.

Dos. Las solicitudes de retribuci髇 espec韋ica de distribuci髇 deber醤 realizarse con anterioridad al 30 de abril del a駉 en curso, comprendiendo las solicitudes realizadas en el a駉 2006 aquellas instalaciones cuya construcci髇 se vayan a iniciar en ese a駉 o en el a駉 siguiente, acompa馻ndo la solicitud de la siguiente documentaci髇:

• Descripci髇 t閏nica de la instalaci髇.
• Presupuesto de inversiones, desglosando la correspondiente a la retribuci髇 espec韋ica solicitada.
• Estudio del mercado potencial en un horizonte de 30 a駉s, justificando aquellos casos en que se prevea un fuerte crecimiento de la poblaci髇 en el n鷆leo respecto a la poblaci髇 censada en la actualidad.
• An醠isis de inversi髇 de la gasificaci髇 del n鷆leo de poblaci髇 sin la instalaci髇 de conexi髇 (horizonte de 30 a駉s). En dicho an醠isis se deber� incluir, en su caso, las aportaciones de fondos p鷅licos para las instalaciones de distribuci髇.
• An醠isis de inversi髇 de la gasificaci髇 del n鷆leo de poblaci髇 incluyendo la inversi髇 en la instalaci髇 de conexi髇 (horizonte de 30 a駉s) En dicho an醠isis se deber� incluir, en su caso, las aportaciones de fondos p鷅licos para las instalaciones de distribuci髇 y de conexi髇.
• Aportaciones de Fondos P鷅licos.
• Cuantificaci髇 de la retribuci髇 solicitada.
• Convenio con la Comunidad Aut髇oma.

Con el fin de homogeneizar la informaci髇 de los diferentes proyectos, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas establecer� formatos est醤dares para el an醠isis de inversi髇 y de mercado de los diferentes proyectos, debi閚dose proporcionar en el soporte que esta indique.

Tres. Los convenios suscritos entre la empresa distribuidora y la Comunidad Aut髇oma deber醤 recoger de forma individualizada los n鷆leos de poblaci髇 a gasificar, las instalaciones necesarias, las aportaciones de la Comunidad Aut髇oma en su caso (desglosando las aportaciones destinadas a la instalaci髇 de conexi髇 y a la de distribuci髇), y la retribuci髇 espec韋ica necesaria, as� como el calendario de ejecuci髇 de los proyectos.

Cuatro. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas resolver� conjuntamente las solicitudes recibidas, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y de acuerdo con los siguientes criterios:

Las solicitudes se valorar醤 en funci髇 directa a la aportaci髇 comprometida por la Comunidad Aut髇oma y/u otros entes de car醕ter p鷅lico, para cada una de ellas, y en funci髇 inversa a la aportaci髇 espec韋ica solicitada.

Se primar醤 aquellos proyectos cuya inversi髇 repercuta en un mayor n鷐ero de consumidores y se penalizar醤 aquellos cuya inversi髇 por consumidor sea muy elevada.

La retribuci髇 espec韋ica para un proyecto no podr� exceder en ning鷑 caso del 10% de la cantidad disponible para la retribuci髇 espec韋ica anual para el conjunto de sector.

Para determinar la cuant韆 de la retribuci髇 espec韋ica, se tendr� en cuenta el incremento debido a la aplicaci髇 del sistema general desarrollado en la presente orden Ministerial para la retribuci髇 de las empresas distribuidoras, la aportaci髇 de otros Organismos y una rentabilidad equivalente a la utilizada en instalaciones de transporte.

La retribuci髇 espec韋ica otorgada para cada Proyecto no podr� sobrepasar en ning鷑 caso la menor de las siguientes cantidades:

Retribuci髇 espec韋ica necesaria para asegurar una rentabilidad del proyecto equivalente a la utilizada para las instalaciones de transporte.

Retribuci髇 espec韋ica necesaria de forma que esta m醩 la aportaci髇 de la Comunidad Aut髇oma y de otros fondos p鷅licos para la inversi髇 en conexi髇 no supere el 85% de la inversi髇 en conexi髇.

La retribuci髇 espec韋ica se otorgar� en un 鷑ico pago, una vez que se acredite la puesta en servicio de la instalaci髇 y la aportaci髇 de la Comunidad Aut髇oma, mediante Resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y se integrar� en la retribuci髇 acreditada en vigor de la empresa distribuidora, una vez que esta acredite el cumplimiento de los requisitos que se establezcan en la citada Resoluci髇, incluyendo la correspondiente acta de puesta en marcha de las instalaciones.

Para el a駉 2006, la retribuci髇 espec韋ica anual para el conjunto del sector no podr� superar en ning鷑 caso la siguiente cantidad:

RD_n: Retribuci髇 espec韋ica de distribuci髇 m醲ima asignada para el a駉 2006.

RTS: Retribuci髇 correspondiente a nuevas instalaciones de transporte secundario en el a駉 n-1, m醩 la retribuci髇 correspondiente a nuevas instalaciones de transporte secundario en los a駉s n-2 y n-3 que no se hubiesen deducido de la cantidad total asignada a la retribuci髇 espec韋ica en los a駉s n-1 y n-2.

Art韈ulo 25 Municipios con retribuci髇 especifica acreditada

De acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 22 de la orden Ministerial ECO/31/2004 por la que se establece la retribuci髇 de las actividades reguladas del sector gasista, con fecha de 1 de febrero de 2005, el Director General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas dict� Resoluci髇 estableciendo los municipios con derecho a recibir dicha retribuci髇 espec韋ica para las instalaciones de conexi髇, iniciados en el a駉 2004.

Las empresas distribuidoras que durante el a駉 2005 han enviado al Ministerio el acta de puesta en servicio de las instalaciones de conexi髇 de los municipios, junto con la retribuci髇 acreditada por este concepto, se enumeran a continuaci髇:

De acuerdo con el citado art韈ulo 22 de la orden ECO/31/2004, la retribuci髇 espec韋ica se incluir� en el r間imen retributivo en el a駉 siguiente al de su puesta en servicio. Dicha retribuci髇 ha sido incluida en la cifra de retribuci髇 total que se incluye en el Anexo V de la presente orden.

En el caso de aquellas instalaciones de conexi髇 que tengan asignada retribuci髇 espec韋ica por la Resoluci髇 de 1 de febrero de 2005 y cuya puesta en servicio se lleve a cabo durante el a駉 2006, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas dictar� las correspondientes Resoluciones de inclusi髇 en el sistema de liquidaciones del a駉 en curso, una vez se acrediten los requisitos establecidos.

Art韈ulo 26 Actividad de suministro a tarifas

1. A los efectos de aplicaci髇 del r間imen retributivo establecido en la presente orden quedan incluidos como costes de la actividad de suministro de gas natural a tarifa los costes en que incurren los distribuidores necesarios para atender a los consumidores a tarifa.

2. Estos costes comprender醤 los costes propios de suministro, las mermas de gas en las redes de distribuci髇 para atender estos suministros y el coste del capital circulante derivado de la financiaci髇 entre el pago y el cobro de la materia prima.

3. No est醤 incluidos los costes correspondientes a los equipos de medida, a las acometidas, a las inspecciones y cualquier otro no estrictamente necesario para el suministro a tarifa. Estos costes ser醤 cobrados directamente por los distribuidores a los consumidores y no est醤 sujetos al procedimiento de liquidaciones.

Art韈ulo 27 Retribuci髇 de la actividad de suministro a tarifas

1. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, establecer� antes del d韆 1 de enero de cada a駉, la retribuci髇 que corresponda percibir a las empresas distribuidoras por la actividad de suministro de gas a tarifa.

2. La retribuci髇 de la actividad de suministro a tarifas de gas se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

RAS_n: coste espec韋ico por la actividad de atenci髇 a los clientes a tarifas que se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

CS_n-1<4 = coeficiente de suministro a presi髇 de dise駉 igual o inferior a 4 bar expresado en €/kWh. Para 2006 este coeficiente ser� igual a 0,002061 €/kWh.

kWh_cn<4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas para consumidores conectados a gasoductos cuya presi髇 de dise駉 sea inferior o igual a 4 bar.

CS_n-1>4 = coeficiente de suministro a presi髇 de dise駉 superior a 4 bar expresado en €/kWh. Para 2006 este coeficiente ser� igual a 0,000292 €/kWh.

kWh_cn>4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas para consumidores conectados a gasoductos cuya presi髇 de dise駉 sea superior a 4 bar.

IPH_n tiene el significado ya definido en los puntos anteriores de la presente orden.

RMD_n: coste de las mermas de gas en las redes de distribuci髇 que se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

C_r<4, C_r>4 = porcentajes de mermas de distribuci髇 de gas en redes a presi髇 inferior o igual a 4 bar y superior a 4 bar respectivamente que ser醤 los fijados en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema. Para 2006 ser醤 igual a 1% y 0,39% respectivamente.

En el caso de las distribuciones suministradas a partir de plantas sat閘ites de gas natural licuado (GNL) o mediante gas manufacturado a partir de propano, el coeficiente de mermas de distribuci髇 a presi髇 ≤ 4 bar, C_r<4, es del 2%.

No se reconocer� merma alguna de distribuci髇 en gasoductos de una presi髇 m醲ima de dise駉 superior a 16 bar, a menos que se justifique su existencia.

kWh_cn<4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoductos cuya presi髇 de dise駉 sea inferior o igual a 4 bar.

kWh_cn>4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoductos, cuya presi髇 de dise駉 sea superior a 4 bar.

Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima destinada al mercado a tarifas expresado en €/kWh.

RCI_n: coste espec韋ico por las necesidades financieras derivadas de la diferencia entre el pago de la materia prima y el cobro al cliente a tarifas que se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo:

C_z = Coeficiente que se fijar� anualmente al efectuar la revisi髇 anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el a駉 2006 igual a 0,04.

i = coste del dinero que se fijar� cada a駉 en funci髇 del Euribor a tres meses del a駉 anterior m醩 0,5 puntos. Para el a駉 2006 se establece en el 2,66%

Cmp = Coste unitario en vigor de la materia prima destinado al mercado a tarifas expresado en €/kWh.

kWh_cn = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas.

3. A efectos de liquidaciones, se deber醤 utilizar los t閞minos recogidos en el Anexo II de la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidaci髇 de las actividades reguladas del sector del gas natural.

Art韈ulo 28 Retribuci髇 de la actividad del Gestor T閏nico del Sistema

1. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, determinar� antes del 1 de enero de cada a駉, la retribuci髇 que corresponde percibir al Gestor T閏nico del Sistema, por el ejercicio de esta actividad. Este coste se incluir� como un coste a retribuir de las actividades reguladas y estar� sometido al procedimiento de liquidaci髇.

2. A estos efectos el Gestor T閏nico del Sistema, comunicar�, antes del 1 de diciembre de cada a駉, al Ministerio de Econom韆, los costes de operaci髇, comunicaci髇 y control, as� como otros costes que, a su criterio, estime necesarios para el desarrollo de su actividad, en los t閞minos del art韈ulo 24.3 del Real Decreto 949/2001 de 3 de agosto.

Art韈ulo 29 Retribuci髇 a empresas distribuidoras de gases manufacturados de origen distinto al gas natural en territorios extrapeninsulares

A efectos del reconocimiento de la retribuci髇 por este concepto y de acuerdo con lo dispuesto en la Disposici髇 Adicional Primera del Real Decreto 949/2001 y con la informaci髇 remitida por la empresa se establece que para el a駉 2006 el coste diferencial unitario provisional correspondiente a la actividad de distribuci髇 de gases manufacturados diferentes al gas natural licuado en territorios extrapeninsulares se establece en 0,0199070 €/KWh.

Anualmente la empresa presentar� una Memoria auditada con los costes reales de compra de materia prima en que se ha incurrido durante el ejercicio y se analizar� la diferencia entre el precio mensual de adquisici髇 del propano declarado por el beneficiario y el valor del coste de la materia prima empleado para la elaboraci髇 del precio m醲imo mensual del GLP canalizado.

Para realizarlo se comparar� la media de los meses disponibles del a駉 con el valor medio de los 鷏timos treinta y seis meses, pudi閚dose reconocer un coste diferencial unitario definitivo inferior en el caso de que se observe una divergencia superior al 10%

Art韈ulo 30 Obligaciones de informaci髇 de las empresas titulares de instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento, transporte, distribuci髇 y gesti髇 del sistema

1. A fin de determinar los costes reconocidos a cada instalaci髇 y la retribuci髇 correspondiente, las empresas transportistas comunicar醤 a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆, antes de 1 de noviembre de cada a駉, los datos t閏nicos y econ髆icos referentes a nuevas instalaciones puestas en servicio, ampliaciones, modificaciones, transmisiones y cierres correspondientes a los 鷏timos doce meses. Con objeto de determinar las tarifas y peajes, deber醤 asimismo enviar una relaci髇 de las instalaciones cuya puesta en servicio est� prevista en los doce meses siguientes indicando los datos anteriores y la fecha prevista de la entrada en servicio.

2. Con objeto de determinar las tarifas, peajes y c醤ones de cada a駉, todas las empresas o agrupaciones de empresas sometidas al proceso de liquidaciones deber醤 remitir al Gestor T閏nico de Sistema y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆, antes del d韆 15 de octubre de cada a駉, los datos relativos a la previsi髇 de demanda de cierre del ejercicio as� como las del a駉 siguiente, especificando, entre otros, el consumo y n鷐ero de consumidores suministrados, la capacidad contratada, las ventas y consumidores incorporados, todo ello por nivel de presi髇, tipo de suministro y rango de volumen, desagregados para el mercado regulado y para el mercado liberalizado.

El Gestor T閏nico del Sistema deber� comunicar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆, antes del d韆 1 de noviembre de cada a駉, los datos de demanda recibidos de las empresas debidamente integrados para el conjunto del sector.

3. Las empresas transportistas y distribuidoras de gas deber醤 remitir a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆, debidamente auditadas, antes del 30 de junio de cada a駉 los estados financieros, las cuentas anuales y el informe de gesti髇 referidos al ejercicio anterior, as� como la desagregaci髇 de las cuentas anuales por actividades de regasificaci髇, almacenamiento, transporte, gesti髇 de compra-venta de gas, distribuci髇 y suministro a tarifa, indicando los criterios utilizados.

4. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y la Comisi髇 Nacional de Energ韆 podr醤 solicitar a las empresas o agrupaciones de empresas cualquier otra informaci髇 necesaria para poder determinar los peajes, c醤ones o tarifas, as� como para fijar la retribuci髇 de las actividades reguladas de cada a駉.

Art韈ulo 31 Facturaci髇 y cobro de la retribuci髇

La facturaci髇 y cobro de la retribuci髇 de las actividades reguladas en la presente orden se realizar� de conformidad con el procedimiento de liquidaciones establecido en el Cap韙ulo V del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto y desarrollado por la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidaci髇 de la retribuci髇 de las actividades reguladas del sector gas natural y de las cuotas con destinos espec韋icos y se establece el sistema de informaci髇 que deben presentar las empresas.

Art韈ulo 32 Instalaciones de seguridad anteriores a la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos

El tratamiento recogido en la Disposici髇 Transitoria Sexta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y la Disposici髇 Transitoria Segunda del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, para las instalaciones destinadas a dotar de la adecuada seguridad al sistema que hubieran sido objeto de concesi髇, est� incluido en el c醠culo de la retribuci髇 de las actividades de regasificaci髇, transporte y almacenamiento desarrollado en la presente orden.

Disposici髇 adicional primera Gasoductos de Transporte secundario

1. Los titulares de gasoductos con presi髇 de dise駉 inferior a 60 bar y superior a 16 bar que hayan obtenido la autorizaci髇 de ejecuci髇 de las instalaciones con anterioridad al 20 de enero de 2004, podr醤 solicitar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas que, en el c醠culo de la retribuci髇 correspondiente a la citada instalaci髇, se apliquen los valores unitarios de referencia obtenidos mediante la siguiente f髍mula:

Siendo C_{>60 bar} el correspondiente valor unitario de referencia de inversi髇 y de costes de explotaci髇 para gasoductos de transporte de acuerdo con las caracter韘ticas y fecha de puesta en servicio de la instalaci髇.

2. En el caso de que la Direcci髇 General de la Pol韙ica Energ閠ica y Minas haya dictado Resoluci髇 de inclusi髇 en el r間imen retributivo para una instalaci髇 que se encuentre en el caso descrito en el apartado 1, el titular de la misma podr� solicitar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas una revisi髇 de la citada Resoluci髇 para que se aplique la metodolog韆 de c醠culo prevista en el apartado anterior.

3. En todos los casos el solicitante deber� aportar la documentaci髇 justificativa de que se cumplen los requisitos establecidos en esta disposici髇 adicional.

Disposici髇 adicional segunda Estaciones de Regulaci髇 y Medida con presi髇 de entrada inferior a 60 bar

1. Los titulares de estaciones de regulaci髇 y medida con presi髇 de entrada de dise駉 inferior a 60 bar que hayan obtenido la autorizaci髇 de ejecuci髇 de las instalaciones con anterioridad al 20 de enero de 2004 podr醤 solicitar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas que, en el c醠culo de la retribuci髇 correspondiente a la citada instalaci髇, se apliquen los valores unitarios de referencia obtenidos mediante la siguiente f髍mula:

Siendo C_{>60 bar} el correspondiente valor unitario de referencia de valores de inversi髇 y costes de explotaci髇 para Estaciones de Regulaci髇 y Medida (P > 60) que le corresponda de acuerdo con las caracter韘ticas y fecha de puesta en servicio de la instalaci髇.

2. En el caso de que la Direcci髇 General de la Pol韙ica Energ閠ica y Minas haya dictado Resoluci髇 de inclusi髇 en el r間imen retributivo para una instalaci髇 que se encuentre en el caso descrito en el apartado 1, el titular de la misma podr� solicitar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas una revisi髇 de la citada Resoluci髇 para que se aplique la metodolog韆 de c醠culo prevista en el apartado anterior.

3. En todos los casos el solicitante deber� aportar la documentaci髇 justificativa de que se cumplen los requisitos establecidos en esta disposici髇 adicional.

Disposici髇 transitoria primera Coste del almacenamiento buques durante el Plan Invernal de gas natural licuado con destino al mercado regulado

Se autoriza a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas a dictar Resoluci髇 de reconocimiento de retribuci髇 al Gestor T閏nico del Sistema para cubrir los costes de almacenamiento de gas natural licuado en buques con destino al mercado regulado, tal como se detalla en el Plan Invernal, aprobado por Resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas de 28 de noviembre de 2005.

Para dictar la anterior Resoluci髇, el Gestor T閏nico del Sistema deber� enviar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas la informaci髇 suficiente para acreditar los costes reales incurridos.

A efectos de imputaci髇 de costes al mercado regulado, para el c醠culo de las tarifas reguladas, se han previsto 8.500.000 € en este concepto.

Disposici髇 transitoria segunda Compra del gas natural durante 2006, con destino al nivel m韓imo de llenado de los tanques de las plantas de regasificaci髇 y de la red de transporte

Durante el a駉 2006, los transportistas titulares de plantas de regasificaci髇 adquirir醤 el gas natural necesario correspondiente al nivel m韓imo de llenado de los gasoductos de la red de transporte y el nivel m韓imo operativo de las plantas de regasificaci髇. Estos adquirir醤 dicho gas al transportista responsable del suministro a tarifa durante el per韔do comprendido entre el 1 de junio al 30 de septiembre de 2006, al precio del Coste de la Materia Prima en vigor en el momento de realizar la compra.

Se autoriza a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas a dictar una resoluci髇 reconociendo el coste acreditado por la retribuci髇 financiera correspondiente a la inversi髇 realizada, valorada al tipo referencia de 玂bligaciones del Estado a 10 a駉s m醩 3%�.

Disposici髇 transitoria tercera Telemedida

La empresa distribuidora o transportista 玦� que el 1 de marzo de 2006 tenga consumidores con consumos superiores a 5.000.000 kWh/a駉 sin equipos de telemedida en funcionamiento, ver醤 reducida su retribuci髇 fija acreditada para el per韔do de liquidaci髇 玹� (RF_it, definida en la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidaci髇), en la siguiente cantidad:

Donde:

D_it* = Consumo en el per韔do 玹� de los consumidores con consumos superiores a 5.000.000 kWh/a駉 del distribuidor 玦� que no est醤 siendo telemedidos.

R_i = Retribuci髇 anual acreditada del distribuidor o transportista 玦� para el a駉 2005 y establecida en el Anexo V, columna �(1) + (2)�, de la orden ITC/102/2005, de 28 de enero.

D_i = Demanda total para el a駉 2005, del distribuidor o transportista 玦�. En el caso de que no se disponga de cifra de cierre definitiva se tomar� la mejor aproximaci髇.

j = a駉 en curso.

Este importe ser� calculado mensualmente por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y las cantidades detra韉as ser醤 consideradas como ingresos liquidables del sistema.

Disposici髇 transitoria cuarta Retribuci髇 por los consumos industriales suministrados a menos de 4 bar a los que se les aplica la tarifa o el peaje del grupo 2

A efectos de realizar las liquidaciones mensuales, la Comisi髇 Nacional de Energ韆 reducir� la retribuci髇 fija acreditada para el per韔do 玹� (RFit, definida en la orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidaci髇), de las empresas distribuidoras con consumidores industriales suministrados a menos de 4 bar a los que se les aplica la tarifa o el peaje del grupo 2, en la siguiente cantidad:

Donde:

D_it* = Cantidad de gas natural (consumido en el per韔do de liquidaci髇 玹� por parte de los consumidores industriales del distribuidor 玦� suministrados a presiones menores o iguales a 4 bar a los que se les aplica la tarifa o el peaje del grupo 2.

R_i = Retribuci髇 anual acreditada del distribuidor 玦� para el a駉 2005 y establecida en el Anexo V, columna �(1) + (2)�, de la orden ITC/102/2005, de 28 de enero.

D_i = Demanda total para el a駉 2005, del distribuidor 玦�. En el caso de que no se disponga de cifra de cierre definitiva se tomar� la mejor aproximaci髇.

j = a駉 en curso.

Las cantidades detra韉as ser醤 consideradas como ingresos liquidables del sistema.

Disposici髇 derogatoria 鷑ica Derogaci髇 normativa

A la entrada en vigor de la presente orden, queda derogada cualquier disposici髇 de igual o inferior rango, en cuanto se oponga a lo establecido en la presente orden.

Disposici髇 final primera Habilitaci髇 para la aplicaci髇 de la orden

Se autoriza a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas a dictar las resoluciones precisas para la aplicaci髇 de la presente orden.

Disposici髇 final segunda Entrada en vigor

La presente orden entrar� en vigor a las cero horas del 1 de enero de 2006.