• Expandir / Contraer 韓dice sistem醫ico
• INTRODUCCION
• Art韈ulo 1 燨bjeto
• Art韈ulo 2 犃mbito de aplicaci髇
• Art韈ulo 3 燜髍mula para la determinaci髇 de los precios m醲imos de venta antes de impuestos
• Art韈ulo 4 燙ostes de comercializaci髇
• Art韈ulo 5 燫epercusi髇 de Impuestos
• Art韈ulo 6 燗plicaci髇 del sistema establecido en la presente orden
• DISPOSICIONES ADICIONALES
  • Disposici髇 adicional 鷑ica 燤andato a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia
• DISPOSICIONES TRANSITORIAS
  • Disposici髇 transitoria 鷑ica 燚eterminaci髇 del precio m醲imo de venta, antes de impuestos, en las resoluciones dictadas en aplicaci髇 de esta orden para el segundo y tercer bimestre de 2015
• DISPOSICIONES DEROGATORIAS
  • Disposici髇 derogatoria 鷑ica 燚erogaci髇 normativa
• DISPOSICIONES FINALES
  • Disposici髇 final primera 燤odificaci髇 de 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
  • Disposici髇 final segunda 燤odificaci髇 de la Orden ITC/3292/2008, de 14 de noviembre, por la que se modifica el sistema de determinaci髇 autom醫ica de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo por canalizaci髇
  • Disposici髇 final tercera 燤odificaci髇 de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas
  • Disposici髇 final cuarta 燤odificaci髇 de la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas
  • Disposici髇 final quinta 燛ntrada en vigor

Art韈ulo 1 Objeto

Constituye el objeto de la presente orden la actualizaci髇 del sistema de determinaci髇 autom醫ica de los precios m醲imos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo envasados, modificando las cotizaciones internacionales empleadas para el c醠culo del t閞mino correspondiente al coste de la materia prima, de la f髍mula para la determinaci髇 de los citados precios m醲imos de venta.

Art韈ulo 2 羗bito de aplicaci髇

1. El sistema de determinaci髇 de los precios m醲imos de venta al p鷅lico, antes de impuestos, establecido en esta orden, ser� de aplicaci髇 a los gases licuados del petr髄eo envasados, en envases con carga igual o superior a 8 kilogramos e inferior a 20 kilogramos, cuya tara sea superior a 9 kg, a excepci髇 de los envases de mezcla para usos de los gases licuados del petr髄eo como carburante.

2. El precio de venta al p鷅lico de los gases licuados del petr髄eo envasados en envases de tara inferior a 9 kg queda excluido del 醡bito de aplicaci髇 del sistema fijado en la presente orden, excepto para aquellos operadores al por mayor de GLP, con obligaci髇 de suministro domiciliario, que no dispongan de envases con tara superior a la citada, en el correspondiente 醡bito territorial, de acuerdo con lo previsto en la disposici髇 adicional trig閟ima tercera de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

Art韈ulo 3 F髍mula para la determinaci髇 de los precios m醲imos de venta antes de impuestos

1. Los precios m醲imos de venta al p鷅lico, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo envasados para el bimestre 玝� a que hace referencia el art韈ulo 2 de esta orden, se determinar醤 de la siguiente forma:

• a) Si la diferencia entre el precio sin impuestos te髍ico a aplicar un bimestre (PSI_b ^t) es mayor o igual a un 5 por ciento al alza o a la baja del precio aplicado el bimestre anterior (PSI_b-1), el precio sin impuestos aplicado (PSI_b) es el del bimestre anterior incrementado o reducido un 5 por ciento seg鷑 corresponda.

  PSI_b= 1,05 � PSI_b-1 si PSI_b ^t ≥ 1,05 � PSI_b-1

  PSI_b = 0,95 � PSI_b-1 si PSI_b ^t ≤ 0,95 � PSI_b-1

• b) Si la diferencia entre el precio sin impuestos te髍ico a aplicar un bimestre (PSI_b ^t) es menor a un 5 por ciento al alza o a la baja, del precio aplicado el bimestre anterior (PSI_b-1, el precio sin impuestos aplicado (PSI_b) es igual al te髍ico a aplicar (PSI_b ^t).

  PSI_b= PSI_b ^t si 0,95 � PSI_b-1< PSI_b ^t < 1,05 � PSI_b-1

  Donde:

  • • PSI_b = Precio m醲imo sin impuestos en euros/kilogramo del bimestre 玝�.
  • • PSI_b ^t = Precio m醲imo sin impuestos te髍ico en euros/kilogramo del bimestre 玝� que se obtendr� con la f髍mula:

  PSI_b ^t = CMP_b+ CC_b+ X_b-1

  • • b = Cada uno de los bimestres del a駉, compuesto por los meses 玭� y 玭+1�
  • • n = Cada uno de los meses del a駉.

2. El t閞mino CMP_b, correspondiente al coste de la materia prima del bimestre 玝�, se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Siendo,

• • C_but,i = 20 % de la cotizaci髇 del butano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el 獳rgus International LPG�) y 80 % de la cotizaci髇 del butano FOB Argelia (Algerian Postings-Butane FOB Algeria CP, publicado por Platt磗 en el 獿PGASWIRE�), correspondientes al mes i, en d髄ares por tonelada.
• • C_pro,i = 20 % de la cotizaci髇 del propano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el 獳rgus International LPG�) y 80 % de la cotizaci髇 del propano FOB Argelia (Algerian Postings-Propane FOB Bethouia CP, publicado por Platt磗 en el 獿PGASWIRE�), correspondientes al mes i, en d髄ares por tonelada.
• • F_j = 80 % del flete medio de la ruta Algeria-Med y 20 % del flete medio de la ruta North Sea-Med, correspondientes al mes j, ambos publicados por Poten and Partners en el 獿PG in World Markets�, en d髄ares por tonelada.
• • e_m = Media del cambio d髄ar/euro mensual publicado por el Banco Central Europeo correspondiente a los meses n–1 y n–2.

En caso de no disponerse de alguna de las referencias internacionales citadas anteriormente, se utilizar� el 鷏timo valor disponible de la misma, aplic醤dole el porcentaje de variaci髇 seguido, en el mismo periodo, por la cotizaci髇 del butano o del propano FOB Arabia Saud� (Contract Price S. Arabia, publicado por Platt磗 en el 獿PGASWIRE�) o por el Flete medio de la ruta Arabian Gulf-Med, publicado por Poten and Partners en el 獿PG in World Markets�, seg鷑 corresponda.

3. El t閞mino CCb son los costes de comercializaci髇 del bimestre 玝� y se calcular醤 de acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 4 de esta orden.

4. 玐_b-1籩s el t閞mino correspondiente al desajuste del bimestre 玝–1� y se obtendr� de acuerdo con la expresi髇 que se describe a continuaci髇:

Donde,

• D_b-1 = Desajuste unitario del bimestre 玝–1� obtenido como diferencia entre el precio sin impuestos te髍ico y el realmente aplicado.
• D_b-1 = PSI^t _b-1 – PSI_b-1
• Q_b-1 =

  Ponderaci髇 bimestral por cantidad del bimestre 玝–1� resultado de dividir el consumo medio del bimestre entre el consumo bimestral medio. Tomar� los siguientes valores:

  Mes	Bimestre	Qb
  Enero.	1	1,36
  Febrero.
  Marzo.	2	1,11
  Abril.
  Mayo.	3	0,79
  Junio.
  Julio.	4	0,73
  Agosto.
  Septiembre.	5	0,77
  Octubre.
  Noviembre.	6	1,24
  Diciembre.

5. Los precios m醲imos de venta al p鷅lico, antes de impuestos, se revisar醤 con periodicidad bimestral y producir醤 efectos a partir del tercer martes del mes en el que se efect鷈 la revisi髇, desde la primera revisi髇 que se efect鷈 con la entrada en vigor de la presente orden.

Art韈ulo 4 Costes de comercializaci髇

1. Los costes de comercializaci髇 recogen todos los costes necesarios para poner el producto a disposici髇 del consumidor, incluyendo los correspondientes al reparto domiciliario.

2. Los costes de comercializaci髇 se actualizar醤 anualmente, en la revisi髇 de precios correspondiente al mes de julio de cada a駉, aplicando la siguiente f髍mula:

En la que:

• • a = a駉 natural de la actualizaci髇 de CC.
• • CC_a = Costes de comercializaci髇 del a駉 玜� (vigentes desde el 1 de julio del a駉 a).
• • CC_a-1 = Costes de comercializaci髇 del a駉 玜–1� (vigentes desde el 1 de julio del a駉 a–1).
• • ΔP_Gas髄eo = Variaci髇 del precio medio de venta al p鷅lico del gas髄eo de automoci髇 del a駉 n–1 en relaci髇 al a駉 anterior, de acuerdo con el Bolet韓 Estad韘tico de Hidrocarburos publicado por la Corporaci髇 de Reservas Estrat間icas de Productos Petrol韋eros (CORES).
• • A = Peso espec韋ico de los costes variables vinculados a la evoluci髇 del precio del gas髄eo de automoci髇, que se considerar� igual a 0,06.
• • B = Peso espec韋ico de los costes fijos, que se considerar� igual a 0,27.
• • ΔVentas = Variaci髇 interanual de las ventas del sector de GLP envasado correspondiente al a駉 a–1, de acuerdo con el Bolet韓 Estad韘tico de Hidrocarburos de la Corporaci髇 de Reservas Estrat間icas de Productos Petrol韋eros (CORES).
• • F_e = Factor de eficiencia que se considerar� igual al 0 %.

3. Las autoridades competentes de la Comunidad Aut髇oma de Canarias y de las Ciudades de Ceuta y Melilla, podr醤 establecer variaciones en m醩 o en menos sobre los costes de comercializaci髇 establecidos, hasta una cuant韆 m醲ima equivalente a la diferencia entre los impuestos repercutibles al consumidor en el r間imen fiscal de Canarias, Ceuta y Melilla respectivamente, y los aplicables con car醕ter general en el resto del territorio nacional, en funci髇 de factores espec韋icos locales que justifiquen las diferencias en los costes de comercializaci髇.

Las citadas autoridades deber醤 remitir a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, en el mes de enero de cada a駉, informaci髇 relativa a la aplicaci髇 de lo dispuesto en este apartado durante el a駉 inmediatamente anterior y su justificaci髇.

Art韈ulo 5 Repercusi髇 de Impuestos

Los precios m醲imos determinados seg鷑 lo establecido en los art韈ulos 3 y 4 de esta orden no incluyen los impuestos repercutibles al consumidor. La repercusi髇 de estos impuestos se efectuar� con arreglo a lo previsto en la normativa tributaria.

Art韈ulo 6 Aplicaci髇 del sistema establecido en la presente orden

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, del Ministerio de Industria, Energ韆 y Turismo, efectuar� los c醠culos necesarios para la aplicaci髇 del sistema establecido en esta orden y dictar� las correspondientes resoluciones de determinaci髇 de costes de comercializaci髇 y de los precios m醲imos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo, en su modalidad envasado, que se publicar醤 en el 獴olet韓 Oficial del Estado�.

Disposici髇 adicional 鷑ica Mandato a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia

En un plazo de dieciocho meses desde la entrada en vigor de la presente orden, la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia elaborar� y enviar� al Ministerio de Industria, Energ韆 y Turismo una propuesta de valores unitarios de referencia de inversi髇 y de operaci髇 y mantenimiento para instalaciones de transporte y plantas de regasificaci髇.

Disposici髇 transitoria 鷑ica Determinaci髇 del precio m醲imo de venta, antes de impuestos, en las resoluciones dictadas en aplicaci髇 de esta orden para el segundo y tercer bimestre de 2015

En las revisiones que se efect鷈n en los meses de marzo y mayo de 2015, el precio m醲imo sin impuestos aplicado (PSIb) ser� igual al precio sin impuestos te髍ico (PSIbt), definido en el art韈ulo 3, independientemente de que la diferencia entre dicho precio te髍ico y el precio aplicado en el bimestre anterior (PSIb–1) sea mayor a un 5 por ciento al alza o a la baja.

Disposici髇 derogatoria 鷑ica Derogaci髇 normativa

1. Quedan derogadas las siguientes disposiciones:

• a) La Orden IET/463/2013, de 21 de marzo, por la que se actualiza el sistema de determinaci髇 autom醫ica de precios m醲imos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo envasados.
• b) La Orden IET/337/2014, de 6 de marzo, por la que se modifica la Orden IET/463/2013, de 21 de marzo por la que se actualiza el sistema de determinaci髇 autom醫ica de precios m醲imos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo envasados.

2. Asimismo, quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en la presente orden.

Disposici髇 final primera Modificaci髇 de 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

Se a馻de un apartado n鷐ero 3 al art韈ulo 6 獵ierre de las liquidaciones anuales� de 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, con el siguiente contenido:

Disposici髇 final segunda Modificaci髇 de la Orden ITC/3292/2008, de 14 de noviembre, por la que se modifica el sistema de determinaci髇 autom醫ica de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo por canalizaci髇

Se modifica la Orden ITC/3292/2008, de 14 de noviembre, por la que se modifica el sistema de determinaci髇 autom醫ica de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo por canalizaci髇 en los siguientes t閞minos:

• Uno. Se modifican los puntos 1 y 2 del apartado primero, que quedan redactados como sigue:

  �1. La cotizaci髇 internacional y el flete a que hace referencia el apartado primero de la Orden del Ministerio de Industria y Energ韆 de 16 de julio de 1998, por la que se actualizan los costes de comercializaci髇 del sistema de determinaci髇 autom醫ica de precios m醲imos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petr髄eo y se liberalizan determinados suministros, se revisar醤 mensualmente utilizando la siguiente f髍mula:

  

  En la que:

  • • CMP_n = Suma de los t閞minos de cotizaci髇 internacional y flete aplicables a los suministros de GLP canalizado, correspondientes al mes n, expresados en euros por kilogramo.
  • • n = Cada uno de los meses del a駉.
  • • C_but,n= 20 % de la cotizaci髇 del butano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el "Argus International LPG") y 80 % de la cotizaci髇 del butano FOB Argelia (Algerian Postings-Butane FOB Argelia CP, publicado por Platt's en el "LPGASWIRE"), correspondientes al mes n, en d髄ares por tonelada.
  • • C_pro,n= 20 % de la cotizaci髇 del propano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el "Argus International LPG") y 80 % de la cotizaci髇 del propano FOB Argelia (Algerian Postings-Propane FOB Bethouia CP, publicado por Platt's en el "LPGASWIRE"), correspondientes al mes n, en d髄ares por tonelada.
  • • F_n = 80 % del flete medio de la ruta Algeria-Med y 20 % del flete medio de la ruta North Sea-Med, correspondientes al mes n, ambos publicados por Poten and Partners en el "LPG in World Markets", en d髄ares por tonelada.
  • • e_n = Media del cambio d髄ar/euro mensual publicado por el Banco Central Europeo correspondiente al mes n.

  En caso de no disponerse de alguna de las referencias internacionales citadas anteriormente, se utilizar� el 鷏timo valor disponible de la misma aplic醤dole el porcentaje de variaci髇 seguido, en el mismo periodo, por la cotizaci髇 del butano o del propano FOB Arabia Saud� (Contract Price S. Arabia, publicado por Platts en el "LPGASWIRE") o el Flete medio de la ruta Arabian Gulf-Med para buques de 56.000-84.000 metros c鷅icos, publicada por Poten and Partners en el LPG in World Markets, seg鷑 corresponda.

  2. Los costes de comercializaci髇 a que hace referencia la Orden de 16 de julio de 1998, se revisar醤 anualmente, en el mes de julio de cada a駉, utilizando la siguiente f髍mula:

  ΔCC_a = 0,04� FE� ΔPgas髄eo,k

  • ΔCC_a = Variaci髇 de los costes de comercializaci髇 que se aplicar� en el a駉 "a" a los t閞minos fijo y variable de los costes de comercializaci髇 a usuarios finales y al coste de comercializaci髇 a empresas distribuidoras de GLP por canalizaci髇.
  • a = a駉 natural de actualizaci髇 de CC.
  • FE = Factor de eficiencia que ser� igual a 0,85.
  • ΔP_gas髄eo,k = Variaci髇 del precio del gas髄eo de automoci髇 medio de abril de cada a駉 en relaci髇 al mismo mes del a駉 anterior, de acuerdo con el Bolet韓 Estad韘tico de Hidrocarburos publicado por la Corporaci髇 de Reservas Estrat間icas de Productos Petrol韋eros (CORES).�
• Dos. Se a馻de una disposici髇 transitoria con la siguiente redacci髇:

  獶isposici髇 transitoria segunda Precio de los gases licuados del petr髄eo para empresas distribuidoras de gases manufacturados y/o aire propanado en territorios insulares

  En los territorios insulares en los que la disposici髇 transitoria vig閟ima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, sea de aplicaci髇, el precio de venta de los suministros de gases licuados del petr髄eo a granel a empresas distribuidoras de gases licuados del petr髄eo por canalizaci髇 se aplicar� tambi閚 a los suministros con destino a empresas distribuidoras de gases manufacturados y/o aire propanado por canalizaci髇.�

Disposici髇 final tercera Modificaci髇 de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas

Se modifica la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas, en los siguientes t閞minos:

• Uno. En el anexo V 玍alores unitarios de referencia de inversi髇 y de operaci髇 y mantenimiento para instalaciones de transporte�, se modifica el p醨rafo 玞. Estaciones de compresi髇 en gasoductos de transporte primario� del apartado primero 玍alores de referencia de inversi髇 en instalaciones de transporte puestas en servicio en el a駉 2014�, que queda redactado en los siguientes t閞minos:

  玞. Estaciones de compresi髇 en gasoductos de trasporte primario.

  �	Con turbocompresor	Con motor el閏trico
  Potencia Instalada menor o igual a 37.284 kW
  T閞mino Fijo (€/E.C.)	8.030.190	2.618.414
  T閞mino Variable (€/kW)	1.124,13	1.841,41
  Potencia Instalada mayor de 37.284 kW
  T閞mino Fijo (€/E.C.)	28.144.325	22.732.549
  T閞mino Variable (€/kW)	584,63	957,67�

• Dos. En el anexo V 玍alores unitarios de referencia de inversi髇 y de operaci髇 y mantenimiento para instalaciones de transporte�, se modifica el p醨rafo 玝. Estaciones de compresi髇 en gasoductos de transporte primario� del apartado tercero 玍alores unitarios de explotaci髇 de instalaciones de transporte para el a駉 2013�, que queda redactado en los siguientes t閞minos:

  玝. Estaciones de compresi髇 en gasoductos de transporte primario.

  �	Con turbocompresor	Con motor el閏trico
  T閞mino fijo (€/E.C.)	154.771	623.998
  T閞mino variable (€/kWh)	62,08	–

  En el caso de estaciones de compresi髇 con motor el閏trico se abonar� al titular la totalidad del coste del suministro el閏trico, excluyendo IVA).�

Disposici髇 final cuarta Modificaci髇 de la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas

Se modifica la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas, en los siguientes t閞minos:

• Uno. Se modifica la tabla 1.� 玆etribuci髇 a las empresas que realizan actividades de distribuci髇�, del anexo II 玆etribuci髇 de las actividades reguladas para el a駉 2015�, sustituyendo los valores de la retribuci髇 de la sociedad Madrile馻 Red de Gas, S.A. por los siguientes:

  �	Actualizaci髇 2015 – Euros	Revisi髇 2013-2014 – Euros	Total – Euros
  Madrile馻 Red de Gas, S.A.	140.322.168	−5.403.706	134.918.462

• Dos. La tabla b 玆etribuci髇 por continuidad de suministro�, del apartado 2 玆etribuci髇 de las empresas titulares de activos de transporte�, del anexo II 玆etribuci髇 de las actividades reguladas para el a駉 2015� se sustituye por la siguiente tabla:

  �	Valor reconocido inversi髇 – Euros	Valor de reposici髇 – Euros	α tte empresa – Porcentaje	Reparto RCSn – Euros
  Gas Natural CEGAS, S.A.	21.291.356	40.812.831,19	0,50658	1.154.818
  ENAGAS, S.A.	10.452.628	0,00	0,00000	0
  ENAGAS Transporte, S.A.	5.189.905.795	6.786.917.937,10	84,24091	192.038.918
  ENAGAS Transporte del Norte, S.A.U.	234.400.330	251.992.426,47	3,12779	7.130.240
  Gas Natural Andaluc韆, S.A.	30.481.530	36.283.921,09	0,45037	1.026.670
  Redexis Gas Arag髇, S.A.	23.453.568	44.179.135,66	0,54836	1.250.069
  Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A.	34.238.291	41.529.037,29	0,51547	1.175.083
  Gas Extremadura Transportista, S.L.	54.414.626	68.298.495,79	0,84774	1.932.537
  Gas Natural Transporte SDG, S.L.	171.821.694	237.812.710,48	2,95179	6.729.018
  Planta de Regasificaci髇 de Sagunto, S.A.	4.028.700	5.495.234,40	0,06821	155.490
  Regasificadora del Noroeste, S.A.	65.756.733	72.318.888,21	0,89764	2.046.296
  Transportista Regional del Gas, S.A.	102.310.150	122.811.624,82	1,52437	3.475.011
  Redexis Gas Transporte, S.L.	270.475.953	327.854.810,24	4,06942	9.276.800
  Gas Energ韆 distribuci髇 Murcia, S.A.	13.153.693	20.251.547,63	0,25137	573.027
  Total transporte	6.226.185.046	8.056.558.600,37	100,00000	227.963.976

• Tres. La tabla c 獵orrecci髇 reparto RCS2014�, del apartado 2 玆etribuci髇 de las empresas titulares de activos de transporte� del anexo II 玆etribuci髇 de las actividades reguladas para el a駉 2015� se sustituye por la siguiente:

  �	RCS 2014 reconocido en esta orden			RCS 2014 en Orden IET/2355/2014			Actualizaci髇 RCS 2014 prorrateada
  	Valor de reposici髇 – Euros	α tte empresa – Porcentaje	Reparto RCSn – Euros	Valor de reposici髇 – Euros	α tte empresa – Porcentaje	Reparto RCSn – Euros	Reparto RCSn – Euros
  Gas Natural CEGAS, S.A.	40.812.831	0,5116	1.192.823	40.812.831	0,5206	1.213.940	−10.413,74
  ENAGAS, S.A.	0	0,0000	0	�	�	�	0,00
  ENAGAS Transporte, S.A.	6.765.042.040	84,7984	197.719.667	6.659.918.156	84,9586	198.093.160	−184.188,15
  ENAGAS Transporte del Norte, S.A.U.	251.992.426	3,1587	7.364.900	221.272.584	2,8227	6.581.550	386.309,63
  Gas Natural Andaluc韆, S.A.	36.283.921	0,4548	1.060.458	34.956.630	0,4459	1.039.753	10.210,82
  Redexis Gas Arag髇, S.A.	44.179.136	0,5538	1.291.209	44.179.136	0,5636	1.314.068	−11.272,87
  Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A.	41.529.037	0,5206	1.213.756	41.529.037	0,5298	1.235.243	−10.596,54
  Gas Extremadura Transportista, S.L.	68.298.496	0,8561	1.996.138	68.298.496	0,8713	2.031.476	−17.427,08
  Gas Natural Transporte SDG, S.L.	237.812.710	2,9809	6.950.474	237.812.710	3,0337	7.073.521	−60.680,62
  Planta de Regasificaci髇 de Sagunto, S.A.	5.495.234	0,0689	160.607	5.495.234	0,0701	163.452	−1.402,81
  Regasificadora del Noroeste, S.A.	72.318.888	0,9065	2.113.640	72.318.888	0,9226	2.151.059	−18.452,98
  Transportista Regional del Gas, S.A.	122.811.625	1,5394	3.589.375	122.141.207	1,5581	3.632.978	−21.502,79
  Redexis Gas Transporte, S.L.	270.964.924	3,3965	7.919.403	270.029.281	3,4447	8.031.773	−55.415,32
  Gas Energ韆 distribuci髇 Murcia, S.A.	20.251.548	0,2538	591.885	20.251.548	0,2583	602.364	−5.167,55
  Total transporte	7.977.792.817	100,0000	233.164.337	7.839.015.738	100,0000	233.164.337	0,00

• Cuatro: La tabla d 玆etribuci髇 por disponibilidad y cantidad total a reconocer� del apartado 2 玆etribuci髇 de las empresas titulares de activos de transporte� del anexo II 玆etribuci髇 de las actividades reguladas para el a駉 2015� se sustituye por la siguiente:

  �	Retribuci髇 anual RCS2015 – Euros	Retribuci髇 anual RD2015 – Euros	Total retribuci髇 anual corregida – Euros	Pago 鷑ico corregido – Euros	Total corregido (1) – Euros
  Gas Natural CEGAS, S.A.	1.154.817,55	2.158.722,30	3.313.539,85	−10.413,74	3.303.126,11
  ENAGAS, S.A.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
  ENAGAS Transporte, S.A.	192.038.918,16	463.962.072,82	656.000.990,98	−173.490,73	655.827.500,26
  ENAGAS Transporte del Norte, S.A.U.	7.130.239,88	20.224.089,84	27.354.329,72	3.778.198,93	31.132.528,65
  Gas Natural Andaluc韆, S.A.	1.026.669,99	2.761.490,83	3.788.160,82	10.210,82	3.798.371,64
  Redexis Gas Arag髇, S.A.	1.250.068,66	1.975.728,14	3.225.796,80	−11.272,87	3.214.523,93
  Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A.	1.175.082,93	3.036.034,26	4.211.117,19	−10.596,54	4.200.520,65
  Gas Extremadura Transportista, S.L.	1.932.536,88	4.922.850,60	6.855.387,48	−17.427,08	6.837.960,40
  Gas Natural Transporte SDG, S.L.	6.729.018,40	15.936.246,51	22.665.264,91	−104.343,18	22.560.921,72
  Planta de Regasificaci髇 de Sagunto, S.A.	155.490,15	358.003,81	513.493,96	−1.402,81	512.091,15
  Regasificadora del Noroeste, S.A.	2.046.295,71	5.816.456,23	7.862.751,94	−18.452,98	7.844.298,96
  Transportista Regional del Gas, S.A.	3.475.010,57	9.721.927,05	13.196.937,62	−21.502,79	13.175.434,83
  Redexis Gas Transporte, S.L.	9.276.800,41	26.534.525,17	35.811.325,58	283.342,67	36.094.668,25
  Gas Energ韆 distribuci髇 Murcia, S.A.	573.026,72	1.294.839,26	1.867.865,98	−5.167,55	1.862.698,43
  Total transporte	227.963.976,01	558.702.986,83	786.666.962,84	3.697.682,15	790.364.645,00

• Cinco. La tabla b 玆etribuci髇 por continuidad de suministro� del apartado 3 玆etribuci髇 de las empresas titulares de instalaciones de regasificaci髇� del anexo II 玆etribuci髇 de las actividades reguladas para el a駉 2015� se sustituye por la siguiente:

  �	Valor de reposici髇 corregido – Euros	Factor de reparto α corregido – Porcentaje	Reparto RCSn corregido – Euros
  ENAGAS Transporte, S.A.U.	1.760.940.985	57,20	28.773.475
  Bah韆 de Bizkaia Gas, S.L.	439.430.858	14,27	7.180.225
  Planta de Regasificaci髇 de Sagunto, S.A.	523.954.251	17,02	8.561.323
  Regasificadora del Noroeste, S.A.	354.290.110	11,51	5.789.040
  Total	3.078.616.204	100,00	50.304.064

• Seis. La tabla c 玆etribuci髇 por disponibilidad y cantidad total a reconocer� del apartado 3 玆etribuci髇 de las empresas titulares de instalaciones de regasificaci髇� del anexo II 玆etribuci髇 de las actividades reguladas para el a駉 2015�, se sustituye por la siguiente:

  �	Retribuci髇 anual RCS2015 corregida – Euros	Retribuci髇 anual RD2015 – Euros	Total retribuci髇 anual corregida – Euros	Pago 鷑ico corregido – Euros	Total corregido – Euros
  ENAGAS Transporte, S.A.U.	28.773.475	219.028.453	247.801.928	−409.892	247.392.036
  Bah韆 de Bizkaia Gas, S.L.	7.180.225	38.114.619	45.294.844	−17.115	45.277.729
  Planta de Regasificaci髇 de Sagunto, S.A.	8.561.323	76.818.029	85.379.352	34.345	85.413.697
  Regasificadora del Noroeste, S.A.	5.789.040	37.387.079	43.176.119	−2.886	43.173.233
  Total	50.304.063	371.348.180	421.652.243	−395.548	421.256.696

Disposici髇 final quinta Entrada en vigor

La presente orden entrar� en vigor el d韆 siguiente al de su publicaci髇 en el 獴olet韓 Oficial del Estado�.