• Expandir / Contraer índice sistemático
• INTRODUCCION
• Artículo 1  Objeto
• Artículo 2  Ámbito de aplicación
• Artículo 3  Fórmula para la determinación de los precios máximos de venta antes de impuestos
• Artículo 4  Costes de comercialización
• Artículo 5  Repercusión de Impuestos
• Artículo 6  Aplicación del sistema establecido en la presente orden
• DISPOSICIONES ADICIONALES
  • Disposición adicional única  Mandato a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
• DISPOSICIONES TRANSITORIAS
  • Disposición transitoria única  Determinación del precio máximo de venta, antes de impuestos, en las resoluciones dictadas en aplicación de esta orden para el segundo y tercer bimestre de 2015
• DISPOSICIONES DEROGATORIAS
  • Disposición derogatoria única  Derogación normativa
• DISPOSICIONES FINALES
  • Disposición final primera  Modificación de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de la retribución de las actividades reguladas del sector gas natural y de las cuotas con destinos específicos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas
  • Disposición final segunda  Modificación de la Orden ITC/3292/2008, de 14 de noviembre, por la que se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización
  • Disposición final tercera  Modificación de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas
  • Disposición final cuarta  Modificación de la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas
  • Disposición final quinta  Entrada en vigor

Artículo 1 Objeto

Constituye el objeto de la presente orden la actualización del sistema de determinación automática de los precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados, modificando las cotizaciones internacionales empleadas para el cálculo del término correspondiente al coste de la materia prima, de la fórmula para la determinación de los citados precios máximos de venta.

Artículo 2 Ámbito de aplicación

1. El sistema de determinación de los precios máximos de venta al público, antes de impuestos, establecido en esta orden, será de aplicación a los gases licuados del petróleo envasados, en envases con carga igual o superior a 8 kilogramos e inferior a 20 kilogramos, cuya tara sea superior a 9 kg, a excepción de los envases de mezcla para usos de los gases licuados del petróleo como carburante.

2. El precio de venta al público de los gases licuados del petróleo envasados en envases de tara inferior a 9 kg queda excluido del ámbito de aplicación del sistema fijado en la presente orden, excepto para aquellos operadores al por mayor de GLP, con obligación de suministro domiciliario, que no dispongan de envases con tara superior a la citada, en el correspondiente ámbito territorial, de acuerdo con lo previsto en la disposición adicional trigésima tercera de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

Artículo 3 Fórmula para la determinación de los precios máximos de venta antes de impuestos

1. Los precios máximos de venta al público, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados para el bimestre «b» a que hace referencia el artículo 2 de esta orden, se determinarán de la siguiente forma:

• a) Si la diferencia entre el precio sin impuestos teórico 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 según 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 teórico 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 teórico 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 máximo sin impuestos en euros/kilogramo del bimestre «b».
  • • PSI_b ^t = Precio máximo sin impuestos teórico en euros/kilogramo del bimestre «b» que se obtendrá con la fórmula:

  PSI_b ^t = CMP_b+ CC_b+ X_b-1

  • • b = Cada uno de los bimestres del año, compuesto por los meses «n» y «n+1»
  • • n = Cada uno de los meses del año.

2. El término CMP_b, correspondiente al coste de la materia prima del bimestre «b», se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Siendo,

• • C_but,i = 20 % de la cotización del butano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el «Argus International LPG») y 80 % de la cotización del butano FOB Argelia (Algerian Postings-Butane FOB Algeria CP, publicado por Platt´s en el «LPGASWIRE»), correspondientes al mes i, en dólares por tonelada.
• • C_pro,i = 20 % de la cotización del propano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el «Argus International LPG») y 80 % de la cotización del propano FOB Argelia (Algerian Postings-Propane FOB Bethouia CP, publicado por Platt´s en el «LPGASWIRE»), correspondientes al mes i, en dólares 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 «LPG in World Markets», en dólares por tonelada.
• • e_m = Media del cambio dólar/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 utilizará el último valor disponible de la misma, aplicándole el porcentaje de variación seguido, en el mismo periodo, por la cotización del butano o del propano FOB Arabia Saudí (Contract Price S. Arabia, publicado por Platt´s en el «LPGASWIRE») o por el Flete medio de la ruta Arabian Gulf-Med, publicado por Poten and Partners en el «LPG in World Markets», según corresponda.

3. El término CCb son los costes de comercialización del bimestre «b» y se calcularán de acuerdo con lo establecido en el artículo 4 de esta orden.

4. «X_b-1»es el término correspondiente al desajuste del bimestre «b–1» y se obtendrá de acuerdo con la expresión que se describe a continuación:

Donde,

• D_b-1 = Desajuste unitario del bimestre «b–1» obtenido como diferencia entre el precio sin impuestos teórico y el realmente aplicado.
• D_b-1 = PSI^t _b-1 – PSI_b-1
• Q_b-1 =

  Ponderación bimestral por cantidad del bimestre «b–1» resultado de dividir el consumo medio del bimestre entre el consumo bimestral medio. Tomará 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 máximos de venta al público, antes de impuestos, se revisarán con periodicidad bimestral y producirán efectos a partir del tercer martes del mes en el que se efectúe la revisión, desde la primera revisión que se efectúe con la entrada en vigor de la presente orden.

Artículo 4 Costes de comercialización

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

2. Los costes de comercialización se actualizarán anualmente, en la revisión de precios correspondiente al mes de julio de cada año, aplicando la siguiente fórmula:

En la que:

• • a = año natural de la actualización de CC.
• • CC_a = Costes de comercialización del año «a» (vigentes desde el 1 de julio del año a).
• • CC_a-1 = Costes de comercialización del año «a–1» (vigentes desde el 1 de julio del año a–1).
• • ΔP_Gasóleo = Variación del precio medio de venta al público del gasóleo de automoción del año n–1 en relación al año anterior, de acuerdo con el Boletín Estadístico de Hidrocarburos publicado por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES).
• • A = Peso específico de los costes variables vinculados a la evolución del precio del gasóleo de automoción, que se considerará igual a 0,06.
• • B = Peso específico de los costes fijos, que se considerará igual a 0,27.
• • ΔVentas = Variación interanual de las ventas del sector de GLP envasado correspondiente al año a–1, de acuerdo con el Boletín Estadístico de Hidrocarburos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES).
• • F_e = Factor de eficiencia que se considerará igual al 0 %.

3. Las autoridades competentes de la Comunidad Autónoma de Canarias y de las Ciudades de Ceuta y Melilla, podrán establecer variaciones en más o en menos sobre los costes de comercialización establecidos, hasta una cuantía máxima equivalente a la diferencia entre los impuestos repercutibles al consumidor en el régimen fiscal de Canarias, Ceuta y Melilla respectivamente, y los aplicables con carácter general en el resto del territorio nacional, en función de factores específicos locales que justifiquen las diferencias en los costes de comercialización.

Las citadas autoridades deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el mes de enero de cada año, información relativa a la aplicación de lo dispuesto en este apartado durante el año inmediatamente anterior y su justificación.

Artículo 5 Repercusión de Impuestos

Los precios máximos determinados según lo establecido en los artículos 3 y 4 de esta orden no incluyen los impuestos repercutibles al consumidor. La repercusión de estos impuestos se efectuará con arreglo a lo previsto en la normativa tributaria.

Artículo 6 Aplicación del sistema establecido en la presente orden

La Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, efectuará los cálculos necesarios para la aplicación del sistema establecido en esta orden y dictará las correspondientes resoluciones de determinación de costes de comercialización y de los precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo, en su modalidad envasado, que se publicarán en el «Boletín Oficial del Estado».

Disposición adicional única Mandato a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia

En un plazo de dieciocho meses desde la entrada en vigor de la presente orden, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia elaborará y enviará al Ministerio de Industria, Energía y Turismo una propuesta de valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte y plantas de regasificación.

Disposición transitoria única Determinación del precio máximo de venta, antes de impuestos, en las resoluciones dictadas en aplicación de esta orden para el segundo y tercer bimestre de 2015

En las revisiones que se efectúen en los meses de marzo y mayo de 2015, el precio máximo sin impuestos aplicado (PSIb) será igual al precio sin impuestos teórico (PSIbt), definido en el artículo 3, independientemente de que la diferencia entre dicho precio teórico y el precio aplicado en el bimestre anterior (PSIb–1) sea mayor a un 5 por ciento al alza o a la baja.

Disposición derogatoria única Derogación 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 determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo 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 determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados.

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

Disposición final primera Modificación de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de la retribución de las actividades reguladas del sector gas natural y de las cuotas con destinos específicos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas

Se añade un apartado número 3 al artículo 6 «Cierre de las liquidaciones anuales» de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de la retribución de las actividades reguladas del sector gas natural y de las cuotas con destinos específicos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas, con el siguiente contenido:

Disposición final segunda Modificación de la Orden ITC/3292/2008, de 14 de noviembre, por la que se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización

Se modifica la Orden ITC/3292/2008, de 14 de noviembre, por la que se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización en los siguientes términos:

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

  «1. La cotización internacional y el flete a que hace referencia el apartado primero de la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 16 de julio de 1998, por la que se actualizan los costes de comercialización del sistema de determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo y se liberalizan determinados suministros, se revisarán mensualmente utilizando la siguiente fórmula:

  

  En la que:

  • • CMP_n = Suma de los términos de cotización 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 año.
  • • C_but,n= 20 % de la cotización del butano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el "Argus International LPG") y 80 % de la cotización del butano FOB Argelia (Algerian Postings-Butane FOB Argelia CP, publicado por Platt's en el "LPGASWIRE"), correspondientes al mes n, en dólares por tonelada.
  • • C_pro,n= 20 % de la cotización del propano FOB Mar del Norte (Argus North Sea Index, publicado por Argus en el "Argus International LPG") y 80 % de la cotización del propano FOB Argelia (Algerian Postings-Propane FOB Bethouia CP, publicado por Platt's en el "LPGASWIRE"), correspondientes al mes n, en dólares 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 dólares por tonelada.
  • • e_n = Media del cambio dólar/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 utilizará el último valor disponible de la misma aplicándole el porcentaje de variación seguido, en el mismo periodo, por la cotización del butano o del propano FOB Arabia Saudí (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 cúbicos, publicada por Poten and Partners en el LPG in World Markets, según corresponda.

  2. Los costes de comercialización a que hace referencia la Orden de 16 de julio de 1998, se revisarán anualmente, en el mes de julio de cada año, utilizando la siguiente fórmula:

  ΔCC_a = 0,04· FE· ΔPgasóleo,k

  • ΔCC_a = Variación de los costes de comercialización que se aplicará en el año "a" a los términos fijo y variable de los costes de comercialización a usuarios finales y al coste de comercialización a empresas distribuidoras de GLP por canalización.
  • a = año natural de actualización de CC.
  • FE = Factor de eficiencia que será igual a 0,85.
  • ΔP_gasóleo,k = Variación del precio del gasóleo de automoción medio de abril de cada año en relación al mismo mes del año anterior, de acuerdo con el Boletín Estadístico de Hidrocarburos publicado por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES).»
• Dos. Se añade una disposición transitoria con la siguiente redacción:

  «Disposición transitoria segunda Precio de los gases licuados del petróleo para empresas distribuidoras de gases manufacturados y/o aire propanado en territorios insulares

  En los territorios insulares en los que la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, sea de aplicación, el precio de venta de los suministros de gases licuados del petróleo a granel a empresas distribuidoras de gases licuados del petróleo por canalización se aplicará también a los suministros con destino a empresas distribuidoras de gases manufacturados y/o aire propanado por canalización.»

Disposición final tercera Modificación de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas

Se modifica la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas, en los siguientes términos:

• Uno. En el anexo V «Valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte», se modifica el párrafo «c. Estaciones de compresión en gasoductos de transporte primario» del apartado primero «Valores de referencia de inversión en instalaciones de transporte puestas en servicio en el año 2014», que queda redactado en los siguientes términos:

  «c. Estaciones de compresión en gasoductos de trasporte primario.

  	Con turbocompresor	Con motor eléctrico
  Potencia Instalada menor o igual a 37.284 kW
  Término Fijo (€/E.C.)	8.030.190	2.618.414
  Término Variable (€/kW)	1.124,13	1.841,41
  Potencia Instalada mayor de 37.284 kW
  Término Fijo (€/E.C.)	28.144.325	22.732.549
  Término Variable (€/kW)	584,63	957,67»

• Dos. En el anexo V «Valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento para instalaciones de transporte», se modifica el párrafo «b. Estaciones de compresión en gasoductos de transporte primario» del apartado tercero «Valores unitarios de explotación de instalaciones de transporte para el año 2013», que queda redactado en los siguientes términos:

  «b. Estaciones de compresión en gasoductos de transporte primario.

  	Con turbocompresor	Con motor eléctrico
  Término fijo (€/E.C.)	154.771	623.998
  Término variable (€/kWh)	62,08	–

  En el caso de estaciones de compresión con motor eléctrico se abonará al titular la totalidad del coste del suministro eléctrico, excluyendo IVA).»

Disposición final cuarta Modificación de la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas

Se modifica la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas, en los siguientes términos:

• Uno. Se modifica la tabla 1.ª «Retribución a las empresas que realizan actividades de distribución», del anexo II «Retribución de las actividades reguladas para el año 2015», sustituyendo los valores de la retribución de la sociedad Madrileña Red de Gas, S.A. por los siguientes:

  	Actualización 2015 – Euros	Revisión 2013-2014 – Euros	Total – Euros
  Madrileña Red de Gas, S.A.	140.322.168	−5.403.706	134.918.462

• Dos. La tabla b «Retribución por continuidad de suministro», del apartado 2 «Retribución de las empresas titulares de activos de transporte», del anexo II «Retribución de las actividades reguladas para el año 2015» se sustituye por la siguiente tabla:

  	Valor reconocido inversión – Euros	Valor de reposición – 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 Andalucía, S.A.	30.481.530	36.283.921,09	0,45037	1.026.670
  Redexis Gas Aragón, 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 Regasificación 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 Energía distribución 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 «Corrección reparto RCS2014», del apartado 2 «Retribución de las empresas titulares de activos de transporte» del anexo II «Retribución de las actividades reguladas para el año 2015» se sustituye por la siguiente:

  	RCS 2014 reconocido en esta orden			RCS 2014 en Orden IET/2355/2014			Actualización RCS 2014 prorrateada
  	Valor de reposición – Euros	α tte empresa – Porcentaje	Reparto RCSn – Euros	Valor de reposición – 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 Andalucía, S.A.	36.283.921	0,4548	1.060.458	34.956.630	0,4459	1.039.753	10.210,82
  Redexis Gas Aragón, 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 Regasificación 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 Energía distribución 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 «Retribución por disponibilidad y cantidad total a reconocer» del apartado 2 «Retribución de las empresas titulares de activos de transporte» del anexo II «Retribución de las actividades reguladas para el año 2015» se sustituye por la siguiente:

  	Retribución anual RCS2015 – Euros	Retribución anual RD2015 – Euros	Total retribución anual corregida – Euros	Pago único 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 Andalucía, S.A.	1.026.669,99	2.761.490,83	3.788.160,82	10.210,82	3.798.371,64
  Redexis Gas Aragón, 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 Regasificación 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 Energía distribución 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 «Retribución por continuidad de suministro» del apartado 3 «Retribución de las empresas titulares de instalaciones de regasificación» del anexo II «Retribución de las actividades reguladas para el año 2015» se sustituye por la siguiente:

  	Valor de reposición 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
  Bahía de Bizkaia Gas, S.L.	439.430.858	14,27	7.180.225
  Planta de Regasificación 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 «Retribución por disponibilidad y cantidad total a reconocer» del apartado 3 «Retribución de las empresas titulares de instalaciones de regasificación» del anexo II «Retribución de las actividades reguladas para el año 2015», se sustituye por la siguiente:

  	Retribución anual RCS2015 corregida – Euros	Retribución anual RD2015 – Euros	Total retribución anual corregida – Euros	Pago único corregido – Euros	Total corregido – Euros
  ENAGAS Transporte, S.A.U.	28.773.475	219.028.453	247.801.928	−409.892	247.392.036
  Bahía de Bizkaia Gas, S.L.	7.180.225	38.114.619	45.294.844	−17.115	45.277.729
  Planta de Regasificación 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

Disposición final quinta Entrada en vigor

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