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Ficha de esta disposición

Título :
ORDEN ECO/31/2004, de 15 de enero, por la que se establece la retribución de las actividades reguladas del sector gasista
Estado :
Vigente
Nº de Disposición :
0
Boletín Oficial :
BOE 16/2004
Fecha Disposición :
15/01/2004
Fecha Publicación :
19/01/2004
Órgano Emisor :
MINISTERIO DE ECONOMÍA
Sumario:

El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural, en su artículo 15 establece que las actividades reguladas destinadas al suministro de gas natural serán retribuidas económicamente en la forma dispuesta en el citado Real Decreto con cargo a las tarifas, los peajes y cánones.

Los artículos 16.6, 19.2, 20.5, 22.3 y 23 del citado Real Decreto 949/2001 hacen referencia a que el Ministro de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, establecerá antes del 31 de enero de cada año, la retribución respectiva de: los costes fijos de la actividad de regasificación, almacenamiento y transporte para cada empresa o grupo de empresas para ese año, así como los valores concretos de los parámetros para el cálculo de la parte variable que les corresponda; los costes de la actividad de gestión de compraventa por los transportistas; los costes de la actividad de distribución que corresponda a cada empresa o grupo de empresas; la actividad de suministro de gas a tarifa a las empresas distribuidoras, y la actividad del Gestor Técnico del Sistema.

Asimismo, los artículos 16 y 20 disponen que el Ministro de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, podrá establecer fórmulas para la actualización anual de la retribución a las empresas distribuidoras, en base a la variación de las principales magnitudes económicas, un reparto equitativo entre usuarios y distribuidores de las variaciones en la productividad de la actividad, el esfuerzo inversor de la empresa, el coeficiente de expansión de la red, la variación de la demanda, la eficiencia y la mejora de la calidad del servicio. Además, podrá fijar una retribución específica, con carácter limitado en el tiempo, para aquellas instalaciones que permitan el acceso a nuevos núcleos de población, de forma que haga viable el suministro en las zonas por gasificar.

La Orden ECO/301/2002, de 15 de febrero, en desarrollo del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, estableció la retribución de las actividades reguladas del sector gasista para el año 2002 y un sistema para el cálculo y actualización de los mismos. Posteriormente la Orden ECO/30/2003, de 16 de enero, actualizó las retribuciones para el año 2003 de acuerdo con los principios fijados por el Real Decreto 949/2001 y la propia Orden ECO/301/2002.

El 31 de diciembre de 2002 se publicó el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural, estableciendo los derechos de acometida.

Por último, la experiencia derivada de los dos años de vigencia del sistema económico integrado del sector del gas aconseja establecer el procedimiento para la inclusión de nuevas instalaciones en el régimen económico, los criterios para el cálculo de la retribución en instalaciones de transporte y regasificación, el tratamiento de las modificaciones de las instalaciones existentes, de las instalaciones de carácter singular y la retribución específica de la distribución.

Visto asimismo el informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía, dispongo:

Artículo 1. Objeto.

La presente Orden tiene por objeto establecer y actualizar el régimen retributivo aplicable a las actividades de regasificación, almacenamiento, transporte, gestión de compraventa de gas destinado al mercado a tarifas, distribución, suministro a tarifas de gas natural y retribución al Gestor Técnico del Sistema y definir los elementos que integran las mismas, estableciendo las medidas necesarias encaminadas a garantizar la adecuada prestación del servicio.

Igualmente se desarrolla el procedimiento para la inclusión de nuevas instalaciones gasistas que hayan sido autorizadas de forma directa en el régimen retributivo, se determina la forma de cálculo de la retribución de instalaciones de características técnicas especiales y de las ampliaciones en las instalaciones existentes y se fijan los criterios para el cálculo de la retribución específica para las instalaciones de distribución que permitan el acceso a nuevos núcleos de población.

Por último se determina el valor de las retribuciones a las actividades de regasificación, almacenamiento, transporte y distribución correspondientes al año 2004 junto con el valor de los coeficientes y valores unitarios necesarios para el cálculo de la retribución a la actividad de gestión de la compraventa de gas para el mercado a tarifas, la actividad de suministro a tarifas y la retribución variable de la actividad de regasificación correspondientes al año 2004 y se actualizan las tablas de valores unitarios a aplicar para el cálculo de la retribución de las nuevas instalaciones de transporte autorizadas de forma directa.

Artículo 2. Actividades de regasificación, almacenamiento y transporte.

1. A los efectos de aplicación del régimen retributivo establecido en la presente Orden quedan incluidos en las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte de gas natural los costes en que se incurra para llevar a cabo el desarrollo, operación y mantenimiento de las instalaciones incluidas en el apartado 1 del artículo 16 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, que se detallan en los apartados siguientes.

1.1 Las instalaciones de regasificación comprenden:

  1. La obra civil portuaria y terrestre.

  2. Los tanques de almacenamiento de GNL, incluyendo las instalaciones de descarga y de conexión con los vaporizadores.

  3. Las instalaciones de vaporización, junto con los gasoductos de conexión con la red de transporte.

  4. Cargaderos de cisternas, en caso de que existan.

1.2 Las instalaciones de almacenamiento comprenden:

  1. Las instalaciones de inyección.

  2. La infraestructura subterránea de almacenamiento.

  3. Las instalaciones de extracción.

  4. En su caso, las instalaciones de tratamiento de gas.

1.3 La red de transporte comprende:

  1. Los gasoductos de transporte primario de gas natural cuya presión máxima de diseño incluida en la autorización de la instalación, sea igual o superior a 60 bar.

  2. Los gasoductos de transporte secundario cuya presión máxima de diseño incluida en la autorización de la instalación sea inferior a 60 bar y superior a 16 bar.

  3. Los gasoductos de conexión internacional, entendiendo como tales los comprendidos en el territorio nacional que conectan la red nacional con las redes de gasoductos de otros países o con yacimientos o almacenamientos existentes en el exterior, con independencia de la presión de diseño.

  4. Los gasoductos de conexión de los yacimientos y almacenamientos estratégicos y operativos con el sistema gasista, con independencia de la presión de diseño.

  5. Las estaciones de compresión conectadas a los gasoductos de transporte.

  6. Las estaciones de regulación y medida conectadas a los gasoductos con entrada a presión superior a 16 bar.

  7. En su caso, las instalaciones de odorización.

  8. Aquellas otras instalaciones necesarias para la operación 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 demás elementos auxiliares, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de regasificación, almacenamiento y de la red de transporte antes definidas.

1.5 A efectos del régimen retributivo no formarán parte de las instalaciones específicas de regasificación, almacenamiento y transporte las instalaciones de consumidores para su uso exclusivo.

1.6 En el caso de instalaciones autorizadas de forma directa, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del Gestor Técnico del Sistema Gasista y de la Comisión Nacional de Energía, resolverá expresamente la inclusión de una instalación de regasificación, almacenamiento o de transporte de gas en el régimen retributivo previsto en la presente Orden, todo ello sin perjuicio del resto de autorizaciones administrativas necesarias a que hace referencia el artículo 55 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

Artículo 3. Retribución de las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte.

1. El Ministerio de Economía publicará antes del día 31 de enero de cada año n la retribución reconocida a las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte de cada empresa o grupo de empresas i para el año n de acuerdo con lo dispuesto en la presente Orden. La retribución correspondiente a cada empresa o grupo de empresas i estará constituida por un término fijo, función del coste acreditado a las instalaciones de acuerdo con lo establecido en la presente Orden y, en su caso, por un término variable, función de los kWh regasificados en el año e inyectados y/o extraídos en almacenamientos subterráneos en el año n.

2. La retribución anual de las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte reconocida a la empresa o grupo de empresas i en el año n será calculada por el Ministerio de Economía de acuerdo con la siguiente fórmula:

   Rin = RF2002in + RINFin + RVin   

Siendo:

Rin: coste de regasificación, almacenamiento y transporte reconocido a la empresa o grupo de empresas i en el año n.

RF2002in: coste fijo acreditado a las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte con entrada en servicio anterior al 31 de diciembre de 2001 actualizado al año n de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

RF2002i: Corresponde al coste fijo reconocido a la empresa o grupo de empresas i en el año 2002 para las instalaciones de regasificación, almacenamiento y transporte con entrada en servicio anterior a 31 de diciembre de 2001.

fj= Índice de eficiencia para el año j.

IPHj: previsión de la variación del índice para el año j, calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

   IPHj = (IPCj + IPRIj)/2   

Donde:

IPCj = previsión de la variación del índice de precios al consumo para el año j

IPRIj = previsión de la variación del índice de precios industriales para el año j

RINFin : coste fijo acreditado para el año n para el conjunto de las nuevas inversiones, con entrada en explotación entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre del año n-1, realizadas por la empresa o grupo de empresas i, se calculará como:

Siendo:

RINFCin: coste fijo acreditado para el año n al conjunto de las nuevas inversiones autorizadas mediante procedimiento de concurrencia, con entrada en explotación entre el 1 de enero de 2002 y el 31 de diciembre del año n-1, realizadas por la empresa o grupo de empresas i.

RINFDn-1: coste fijo acreditado para el año n de las nuevas inversiones autorizadas de forma directa realizadas por la empresa o grupo de empresas i que han entrado en funcionamiento en el año n-1.

RINFDj: coste fijo acreditado de las inversiones autorizadas de forma directa y puestas en servicio en el año j, entre los años 2002 y n-2, ambos inclusive, por la empresa o grupo de empresas i.

El resto de términos tienen el significado detallado anteriormente.

RV in : coste variable acreditado a la actividad de regasificación actualizado al año n de acuerdo con la siguiente fórmula:

Siendo:

RV2002: coste variable acreditado a las actividades de regasificación para el año 2002.

kWhrin: kWh regasificados por la empresa o agrupación de empresas i en el año n.

El resto de términos tienen el significado detallado anteriormente.

3. El valor del índice de eficiencia, fj, se fijará anualmente al efectuar la revisión anual de las tarifas de gas, sin experimentar revisiones posteriores, y no será en ningún caso superior a 0,85. Para el año 2004 se fija en 0,85.

4. Para la determinación del coste de regasificación, almacenamiento y transporte reconocido a la empresa o grupo de empresas i en el año n, R in , se utilizarán los valores definitivos de los índices oficiales de precios al consumo, IPC, y de los índices oficiales de precios industriales, IPRI, de los años anteriores, que se encuentren disponibles en el momento de cálculo.

Para los años n-1 y n, cuyos valores no son conocidos en el momento en el que se determina el coste de la regasificación, almacenamiento y transporte del año n, se aplicará la estimación que del IPC haya establecido el Gobierno en su propuesta de Presupuestos Generales del Estado del año n y la estimación del IPRI.

Artículo 4. Coste total acreditado asociado a las nuevas inversiones de regasificación, almacenamiento y transporte autorizadas mediante procedimiento de concurrencia.

1. El coste total acreditado para el año n de una instalación de regasificación, almacenamiento o transporte autorizada mediante procedimiento de concurrencia, se calculará conforme a las condiciones de adjudicación del concurso.

2. El coste acreditado por una empresa i en un año n para el conjunto de sus instalaciones adjudicadas mediante procedimiento de concurrencia (RINCin) se calculará como agregación de los costes de las citadas instalaciones actualizados según las condiciones de resolución del procedimiento de concurrencia.

Artículo 5. Coste total acreditado asociado a las nuevas inversiones de regasificación, almacenamiento y transporte autorizadas de forma directa.

1. Con carácter general la retribución correspondiente a cada instalación de regasificación y transporte autorizada de forma directa será fijada de acuerdo con los valores unitarios de inversión, valores unitarios de explotación y parámetros fijados por el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía con criterios transparentes, objetivos y no discriminatorios.

2. La retribución correspondiente a cada instalación de regasificación o transporte autorizada de forma directa (RIND n ), se calculará de la forma siguiente:

   RINDn = CIT (n) + CET (n)   

Siendo:

CIT (n): costes anuales de inversión.

CET (n): costes anuales de explotación.

3. Para determinar el valor de la inversión de las instalaciones de regasificación o transporte de gas, se utilizarán 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 inversión [CIT (n)] de una instalación de regasificación o transporte autorizada de forma directa se calculará como suma de la amortización y la retribución del valor de la inversión conforme lo establecido en el Anexo III de la presente Orden.

4. El coste anual de explotación de una instalación de regasificación o transporte [CET (n)] autorizada de forma directa incluirá los costes de operación y mantenimiento de las instalaciones, los costes de estructura y cualquier otro coste necesario para desarrollar las actividades de regasificación o transporte.

5. Para aquellas instalaciones autorizadas de forma directa que posean características técnicas singulares, el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía fijará la retribución específica correspondiente, de acuerdo con los principios establecidos anteriormente. Idéntica consideración tendrán aquellas inversiones que impliquen modificaciones de instalaciones existentes siempre que ello suponga un aumento de la capacidad de regasificación, almacenamiento y transporte de esa instalación y la obra civil portuaria y terrestre de las plantas de regasificación.

El coste anual de explotación asociado a las actividades de regasificación y transporte se calculará de acuerdo con las fórmulas y valores unitarios establecidos en el Anexo IV de la presente Orden.

6. En el caso de instalaciones de regasificación, el coste anual fijo inicial, [RIND n] será el resultado de descontar al coste total [RID n] el resultado de multiplicar el coste variable unitario acreditado a la actividad de regasificación actualizado al año n (RV 2002n ) por la capacidad de diseño anual de regasificación de la instalación afectada de un coeficiente de 0,75. En años posteriores esta retribución se actualizará tal como se determina en el artículo 3.

7. En el caso de instalaciones con carácter técnico especial o modificación de las existentes, el valor de la inversión y de los costes de explotación se calculará de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 13 y 14.

Artículo 6. Costes acreditados de las instalaciones de regasificación, almacenamiento y transporte que hayan finalizado su vida útil o sean objeto de cierre.

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

En el caso de instalaciones otorgadas mediante procedimiento de concurrencia el coste de éstas, cuando hayan finalizado su vida útil o sean objeto de cierre, se deducirá en la retribución, calculando los costes correspondientes a dichas instalaciones conforme a las bases de adjudicación del concurso.

2. Para las instalaciones que hayan finalizado su vida útil pero continúen operativas, a efectos de su retribución se considerarán exclusivamente como costes acreditados de la instalación, el coste de explotación más el 50% de los costes de retribución de la inversión R(n) calculados por el procedimiento utilizado para determinar dichos costes a las nuevas inversiones otorgadas por autorización 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 tendrán en cuenta las actualizaciones anuales que hayan sufrido desde la fecha en que se calculó la retribución.

Artículo 7. Inclusión de nuevas instalaciones de transporte, almacenamiento y regasificación en el régimen económico.

El titular de una instalación de regasificación, almacenamiento o transporte podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas la inclusión en el régimen económico de una nueva instalación o ampliación de una existente, acompañando a la solicitud la documentación que en cada caso se determina en la presente Orden.

La Dirección General de Política Energética y Minas solicitará informe una vez recibida la documentación anterior al Gestor Técnico del Sistema y a la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con el artículo 2 de la presente Orden.

Una vez recibidos los citados informes la Dirección General de Política Energética y Minas dictará la oportuna Resolución de inclusión en el Régimen económico en la que se indicarán los costes reconocidos y la fecha de inclusión.

Artículo 8. Documentación a incluir en las solicitudes de inclusión de plantas de regasificación.

Acompañando a la solicitud de inclusión en el régimen económico deberá enviarse la siguiente documentación:

  • Características técnicas de la instalación.

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

    • Cada uno de los tanques de almacenamiento, que incluirá la obra civil y las instalaciones necesarias para la descarga y conducción 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 regasificación, que incluirán los vaporizadores y todas las instalaciones necesarias entre la entrada del vaporizador y la/s válvula/s de conexión con la red de transporte.

    • Obra civil portuaria y terrestre, que comprenderá todas las inversiones necesarias para el acondicionamiento de los terrenos, atraques, puerto, emisión y captación de agua, etc., con la excepción de la obra civil necesaria de las instalaciones de regasificación y tanques de almacenamiento.

  • Cargaderos de cisternas de GNL.

  • Acta de puesta en servicio definitiva expedida por la Administración competente.

  • Certificado de explotación comercial, que recogerá la capacidad de emisión y la capacidad útil de los tanques de GNL, expedida por la Administración competente.

  • Declaración expresa de ayudas y aportaciones de fondos públicos o medidas de efecto equivalente.

Artículo 9. Forma de cálculo de los costes reconocidos en plantas de regasificación.

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

Se reconocerá como valor de la inversión en tanques el resultado de multiplicar el valor unitario reconocido por la capacidad útil del tanque, entendiéndose como tal el volumen máximo de GNL que puede extraerse e inyectarse en el tanque en un proceso normal de operación, en ningún caso esta cifra podrá ser superior a la fijada en la autorización de la instalación.

Dicha capacidad útil deberá especificarse en el certificado de explotación comercial.

Se reconocerá como valor de la inversión en regasificación, el resultado de multiplicar el valor unitario reconocido, por la capacidad de emisión de la planta sin incluir vaporizadores de reserva. La capacidad de emisión deberá estar recogida en el certificado de explotación comercial y será la emisión media en un periodo continuado de 100 horas de funcionamiento y, en ningún caso podrá ser superior a la fijada en la autorización de la instalación.

La obra civil portuaria y terrestre se valorará de acuerdo con los resultados de la auditoría hasta el máximo recogido en el Anexo II de la presente Orden.

En caso de existencia de estaciones de regulación en el recinto de la planta de regasificación, éstas se incluirán como instalaciones de transporte, valorándose de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 5.

Artículo 10. Documentación a incluir en las solicitudes de inclusión de instalaciones de transporte.

Acompañando a la solicitud de inclusión en el régimen económico deberá enviarse la siguiente documentación:

  • Características técnicas de la instalación.

  • Inversión realizada debidamente auditada, desglosada por conceptos de coste, para cada gasoducto, estación de compresión y estación de regulación y medida.

  • Acta de puesta en servicio definitiva.

  • Declaración expresa de ayudas o aportaciones de fondos públicos concedidos o medidas de efecto equivalente.

Artículo 11. Forma de cálculo de los costes reconocidos en instalaciones de transporte.

Se incluirán en el régimen económico como instalaciones de transporte exclusivamente las siguientes:

  • Gasoductos.

  • Estaciones de Compresión.

  • Estaciones de Regulación y Medida (ERM).

No se incluirán en el régimen económico:

  • Los gasoductos para suministro a un único consumidor, incluyendo en este caso las estaciones de regulación y medida correspondientes asociadas.

  • Modificaciones o variantes a petición de particulares o Administraciones (carreteras, ferrocarril, telefonía, líneas eléctricas, etc.).

  • Cualquier otra inversión que no suponga un incremento de la capacidad de transporte.

Se consideran incluidas en los costes unitarios:

  • Las posiciones de derivación de gasoductos.

  • Las inversiones en instalaciones complementarias (instalación de teletransmisión y control, instalaciones eléctricas, de agua, centros de mantenimiento, equipos de medida, protección, odorización, etc.).

  • Las instalaciones de medida en las estaciones de regulación y medida.

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

Se reconocerá como valor de la inversión en gasoductos por todos los conceptos el resultado de multiplicar la longitud del tubo, que deberá 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 parámetros necesarios para el cálculo en unidades energéticas (kWh) del gas transportado, y sistema de calentamiento cuando sea necesario.

La fecha de inclusión en el régimen económico será la correspondiente al acta de puesta en servicio definitiva.

Artículo 12. Instalaciones con características técnicas especiales.

Bajo este epígrafe solo se considerarán las correspondientes a los almacenamientos subterráneos de gas natural y aquellas otras de regasificación y/o transporte que por sus características técnicas, y no por razones económicas, requieran un tratamiento específico.

En todo caso, la calificación como instalación con características técnicas especiales, salvo en el caso de almacenamientos subterráneos, deberá solicitarse junto con la autorización administrativa previa. En dicha autorización se recogerán los criterios para su valoración.

El valor de la inversión para el cálculo del coste acreditado será el que corresponda a la inversión realmente efectuada que deberá acreditarse con la correspondiente auditoría.

Asimismo, los costes de explotación deberán justificarse en base a criterios y parámetros comúnmente aplicados en instalaciones de características similares.

Artículo 13. Modificación de instalaciones existentes.

Las modificaciones de instalaciones existentes, sólo serán incluidas en el régimen retributivo cuando supongan un aumento de la capacidad de transporte, de regasificación o de almacenamiento.

En el caso de modificaciones que supongan aumento de capacidad, en adelante ampliaciones, el valor de la inversión para el cálculo del coste acreditado será el que corresponda a la inversión realmente efectuada, que deberá justificarse con la correspondiente auditoría. En ningún caso dicho valor podrá ser superior al que correspondería aplicando los valores unitarios establecidos en el Anexo II.

Los costes anuales de explotación de las ampliaciones se calcularán multiplicando los establecidos en el anexo 4 de la presente Orden por el factor de eficiencia (fi) recogido en el artículo 2 y por el cociente entre la inversión real y la que correspondería aplicando los valores unitarios establecidos en el anexo 2 de esta Orden a la instalación existente.

Artículo 14. Almacenamientos subterráneos de gas natural.

Los criterios para determinar el coste total acreditado de un almacenamiento subterráneo deberán recogerse en la correspondiente concesión de explotación a que hace referencia el Capítulo III, del título II de la Ley 34/1998 de 7 de octubre del sector de hidrocarburos.

La Dirección General de Política Energética y Minas previo informe de la Comisión Nacional de Energía, fijará la fecha de inclusión en el régimen económico y determinará los valores concretos del coste acreditado.

La forma de cálculo de los costes acreditados será la recogida en el artículo 5 de la presente Orden con las puntualizaciones siguientes:

  • La inversión definitiva será la realmente realizada para el desarrollo de la explotación del almacenamiento, con posterioridad al otorgamiento de la concesión administrativa de explotación y deberá justificarse con la correspondiente auditoría.

  • El titular de una concesión de explotación de un almacenamiento subterráneo podrá además solicitar que se reconozcan como inversión en investigación y explotación las inversiones realizadas en relación con almacenamientos subterráneos de gas natural en cualquier zona del territorio nacional realizadas en los cinco años anteriores a la fecha de otorgamiento de concesión de explotación. Estos costes en ningún caso podrán superar el 50% de la inversión definitiva definida en el párrafo anterior y deberán justificarse con la correspondiente auditoría.

  • Podrá fijarse un régimen económico provisional, a petición del titular, para el periodo comprendido entre el otorgamiento de la concesión de explotación y la fecha de acta de puesta en servicio definitiva, periodo que no podrá exceder de tres años. En este periodo se reconocerán las inversiones realmente efectuadas y unos costes de operación en función de la utilización del almacenamiento.

  • La tasa de retribución de las inversiones será igual a la que corresponda con carácter general para instalaciones de transporte y la vida útil se fija en 20 años.

  • Los costes de explotación tendrán dos términos uno fijo con carácter anual y otro variable en función del gas inyectado y/o extraído. La parte fija no será superior al 50% de los costes totales de explotación.

Artículo 15. Retribución provisional de instalaciones con fecha de puesta en servicio en el año n.

Las empresas transportistas propietarias de instalaciones de regasificación, almacenamiento y transporte, que entren en funcionamiento con posterioridad al 1 de noviembre del año n-1 y que no han sido, por tanto, incluidas en el coste acreditado del año n, podrán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas la inclusión de las mismas en el régimen retributivo siempre que se cumplan los siguientes requisitos:

  1. Estar en posesión del acta de puesta en servicio definitiva, expedida por la Administración competente para su autorización.

  2. Haber sido incluidas expresamente por la empresa solicitante en la previsión de nuevas instalaciones a que hace referencia el artículo 26 de la presente Orden.

La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 2 de esta Orden indicando expresamente la fecha a partir de la cual se incluyen en el régimen retributivo.

Para el cálculo de la retribución se emplearán los valores unitarios establecidos en la Orden Ministerial en vigor.

Artículo 16. Coste acreditado a las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte en el año 2004 y su retribución total.

1. En el Anexo I de la presente Orden se establece la cuantía total de los costes fijos de regasificación, almacenamiento y transporte acreditados para 2004 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 regasificación para el año 2004.

2. La agregación del total de las retribuciones correspondientes a cada empresa o grupo de empresas calculadas de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 3, 4, 5 y 6 de la presente Orden, determinará la retribución total de éstas.

Artículo 17. Retribución a los transportistas por la actividad de gestión de compra-venta de gas destinada al mercado a tarifas.

La retribución anual de la actividad de gestión de compra-venta de gas destinado al mercado a tarifa se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RGCV = (RCV + RMT + RFE)   

Siendo:

RCV: Coste total específico por compra-venta de gas destinada al mercado a tarifas que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RCV=CI x Cmp x kWhcf   

Siendo:

Ci = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el año 2004 igual a 0,005.

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

kWhcf = kWh de gas suministrados al cliente final con destino al mercado a tarifa.

RMT: Coste total de las mermas de gas destinado al mercado a tarifas que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RMT = [(Cr x kWhr) + (Ca x kWha) + (Ct x kWht)] x Cmp   

Siendo:

Cr, Ca, Ct = porcentajes de mermas de regasificación, almacenamiento y transporte de gas respectivamente que serán los fijados en las Normas de Gestión Técnica del Sistema. Para 2004 serán igual a 0,5%, 2,11% y 0,43% respectivamente.

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

kWhr = kWh de gas (GNL) descargados en planta de regasificación con destino al mercado a tarifas.

kWha = kWh de gas (GN) inyectados en los almacenamientos subterráneos con destino al mercado a tarifas.

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

RFE: Coste total específico por financiación de existencias de gas destinado al mercado a tarifas calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RFE= Cx x i x Cmp x kWhcf   

Siendo:

Cx = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el año 2004 igual a 0,218.

i = coste del dinero que se fijará cada año en función del Euribor a tres meses del año anterior más 0,5 puntos.

Para el año 2004 se establece en el 2,98%.

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

kWhcf = kWh de gas suministrados al cliente final con destino al mercado a tarifas.

A efectos de liquidaciones, se deberán utilizar los términos recogidos en el Anexo II de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las actividades reguladas del sector del gas natural.

Artículo 18. Actividad de distribución.

1. A los efectos de aplicación del régimen retributivo establecido en la presente Orden quedan incluidos como costes de la actividad de distribución de gas natural los costes en que se incurra para llevar a cabo el desarrollo, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución destinadas a situar el gas en los puntos de consumo.

2. Las instalaciones de distribución comprenderán, además de la red de gasoductos de distribución con presión máxima de diseño incluida en la autorización de la instalación igual o inferior a 16 bar, las plantas satélites que suministren a una red de distribución y todos aquellos activos de la red de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones, y demás elementos auxiliares necesarios para su adecuado funcionamiento, incluyendo las líneas de conexión con la red de transporte y las instalaciones asociadas.

No formarán parte de las instalaciones específicas de distribución a efectos del régimen retributivo las instalaciones de consumidores para su uso exclusivo.

Artículo 19. Retribución de la actividad de distribución.

La retribución de la actividad de distribución se establecerá para el conjunto de las instalaciones de cada empresa distribuidora, excluidas las acometidas, atendiendo a los siguientes criterios:

  1. El consumo y el volumen de gas vehiculado.

  2. Inversiones y amortizaciones realizadas en instalaciones de distribución.

  3. Costes de operación y mantenimiento de las instalaciones, aplicando criterios de mejora y eficiencia.

  4. Características de las zonas de distribución.

  5. Seguridad y calidad del servicio.

  6. Otros costes necesarios para desarrollar la actividad de distribución.

Los ingresos correspondientes a los derechos de acometidas serán facturados directamente por las empresas distribuidoras y no se incluirán en los costes reconocidos por la actividad de distribución ni estarán sujetos al régimen de liquidaciones.

Asimismo, se establecerá por el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, un mecanismo para incentivar la mejora de la calidad de suministro y la consecución de reducciones adicionales de pérdidas de gas respecto a las que sean predeterminadas, tomando en consideración las cantidades que a estos efectos se determinen en la norma por la que se aprueben las tarifas de gas de cada año.

Artículo 20. Actualización de la actividad de distribución.

1. La retribución global de la actividad de distribución se actualizará anualmente en función del IPH y considerando el crecimiento de la actividad afectado de unos factores de eficiencia. Dicho cálculo se realizará atendiendo a la siguiente fórmula:

   RDn = RDn-1 x [1 + IPHn x 0,85] x (1 + Acl < 4 x Fcl < 4 + AD < 4 x FD < 4 + AD > 4 x FD > 4)   

Siendo:

RDn-1 = el coste de distribución correspondiente al año anterior, revisado de acuerdo con el apartado 4.

Acl < 4 = variación del número de consumidores conectados en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar, calculada como cociente entre el número medio previsto para el año en que se determina la retribución y el valor medio del año anterior.

Fcl< 4 = factor de ponderación y eficiencia de captación de consumidores en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar. El valor de este factor para el año 2004 se fija en 0,426.

AD > 4 = variación de demanda total de gas en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar calculada como cociente entre la prevista para el año de cálculo y la real del año anterior.

FD > 4 = factor de ponderación y eficiencia de la demanda total en redes con presión de diseño inferior o igual a 4 bar. El valor de este factor para el año 2004 se fija en 0,142.

AD > 4 = variación de demanda total de gas en redes con presión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar, calculada como cociente entre la prevista para el año de cálculo y la real del año anterior.

FD > 4 = factor de ponderación y eficiencia de la demanda en redes con presión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar. El valor de este factor para el año 2004 se fija en 0,142.

2. Los factores de ponderación y eficiencia de captación de clientes, de la demanda en redes con presión de diseño comprendida entre 4 bar y 60 bar e inferior o igual a 4 bar se establecerán anualmente, en función de la evolución de la demanda, de las mejoras de productividad y de la evolución económica, cuando se efectúe la revisión anual de las tarifas de gas.

3. A partir de la cifra RDn se obtendrá la retribución media unitaria por cada nuevo cliente, 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 retribución de cada compañía distribuidora se calculará multiplicando las retribuciones unitarias medias anteriores por el aumento de ventas y clientes de cada una de ellas.

4. Para el cálculo de la retribución correspondiente al año n, el valor de la retribución del año n-1 (RDn-1), se recalculará sustituyendo las previsiones de demanda por los valores reales utilizados para el cálculo de la actualización del año n.

Las posibles desviaciones que se pongan de manifiesto al efectuar el recálculo anterior se tendrán en cuenta a nivel empresa en las liquidaciones correspondientes al año n.

5. El Ministro de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, establecerá antes del día 31 de enero de cada año, la retribución que corresponde percibir a cada empresa distribuidora, tomando como base la retribución global calculada de acuerdo con lo establecido en los apartados anteriores.

6. En el Anexo V de la presente Orden se establece la retribución global de los costes totales de distribución para el año 2004 así como la de cada empresa que realiza esta actividad.

Artículo 21. Inclusión de nuevas empresas de distribución en el régimen económico.

La inclusión de una nueva empresa de distribución en el régimen económico requerirá la solicitud por parte de la misma a la Dirección General de Política Energética y Minas, acompañando a la misma:

1. Memoria de actividad en la que se hará constar la previsión de clientes y consumos en los primeros 5 años de funcionamiento, plan de inversiones, zona geográfica de actuación (superficie y n. o de habitantes) y cuenta de resultados previsional.

2. Resolución de autorización administrativa.

3. Actas de puesta en servicio o certificación de la Comunidad Autónoma correspondiente de puesta en gas de las instalaciones.

La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá la inclusión en el régimen económico con indicación expresa de la fecha de inclusión en el mismo y la retribución anual reconocida.

La retribución anual inicial se determinará aplicando los valores unitarios, a que hace referencia el apartado 3 del artículo 20, a la previsión de clientes y consumos correspondientes al primer año de funcionamiento. En el segundo año de funcionamiento se procederá a ajustar la Retribución inicial de acuerdo con las cifras reales de demanda.

Artículo 22. Retribución específica de instalaciones de distribución.

Las empresas distribuidoras, que hayan suscrito convenios con la Comunidad Autónoma correspondiente para acometer la gasificación de nuevos núcleos de población que por sus características requieran instalaciones de conexión con la red gasista existente que hagan económicamente inviable el proyecto, podrán solicitar una retribución específica a la Dirección General de Política Energética y Minas acompañando a la solicitud la siguiente documentación:

  • Descripción técnica de la instalación.

  • Presupuesto de inversiones, desglosando la correspondiente a la retribución específica solicitada.

  • Estudio del mercado potencial.

  • Viabilidad económica.

  • Aportaciones de Fondos Públicos.

  • Cuantificación de la retribución solicitada.

  • Convenio con la Comunidad Autónoma.

Los convenios suscritos entre la empresa distribuidora y la Comunidad Autónoma deberán recoger de forma individualizada los nuevos núcleos de población a gasificar, las instalaciones necesarias, las aportaciones de la Comunidad Autónoma en su caso, y la retribución específica necesaria.

Las solicitudes de retribución específica de distribución deberán realizarse entre el 1 de enero y el 30 de abril de cada año, comprendiendo aquellas instalaciones cuya construcción que vaya a iniciarse en el año correspondiente.

La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá conjuntamente las solicitudes recibidas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía y de acuerdo con los siguientes criterios:

  • Las solicitudes se valorarán en función directa a la aportación comprometida por la Comunidad Autónoma y/u otros entes de carácter público, para cada una de ellas, y en función inversa a la aportación específica solicitada.

  • La retribución específica se concretará en un incremento de la retribución correspondiente a la empresa distribuidora solicitante, en el año en que se inicie el suministro al núcleo de población.

Para determinar el incremento de la retribución, se tendrá en cuenta el incremento debido a la aplicación del sistema general desarrollado en el artículo 20, la aportación de otros Organismos y una rentabilidad equivalente a la utilizada en instalaciones de transporte.

La retribución específica anual para el conjunto del sector no podrá sobrepasar en ningún caso el resultado de la aplicación de la siguiente fórmula:

   RDe =RDn *(1-C) - RTS   

RDe = Retribución específica de distribución solicitada para el año n.

RDn = Retribución total reconocida de distribución en el año n.

C = Coeficiente que podrá actualizarse anualmente. Para el año 2004 se fija en C = 0,98.

RTS = Retribución correspondiente a nuevas instalaciones de transporte secundario en el año n-1.

La retribución específica se incluirá en el régimen económico en el año siguiente al de su puesta en servicio, para lo cual la empresa deberá enviar a la Dirección

General de Política Energética y Minas, acta de puesta en servicio o certificación de la Comunidad Autónoma correspondiente de la puesta en gas del núcleo de población.

Artículo 23. Actividad de suministro a tarifas.

1. A los efectos de aplicación del régimen 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 clientes a tarifa.

2. Estos costes comprenderán los costes propios de suministro, las mermas de gas en las redes de distribución para atender estos suministros y el coste del capital circulante derivado de la financiación entre el pago y el cobro de la materia prima.

3. No están 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 serán cobrados directamente por los distribuidores a los clientes y no están sujetos al procedimiento de liquidaciones.

Artículo 24. Retribución de la actividad de suministro a tarifas.

1. El Ministro de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, establecerá antes del día 31 de enero de cada año, la retribución que corresponda percibir a las empresas distribuidoras por la actividad de suministro de gas a tarifa, de acuerdo con lo establecido en el artículo 22 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto.

2. La retribución de la actividad de suministro a tarifas de gas se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RSn = RASn + RMDn + RCIn   

Siendo:

RASn: coste específico por la actividad de atención a los clientes a tarifas que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RASn = (CSn-1 < 4 x kWhcn < 4 + CSn-1 > 4 x kWhcn > 4) x [1 + IPHn x 0,85]   

Siendo:

CSn-1 < 4 = coeficiente de suministro a presión de diseño igual o inferior a 4 bar expresado en E/kWh. Para 2004 este coeficiente será igual a 0,001976 E/kWh.

kWhcn < 4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas para consumidores conectados a gasoductos cuya presión de diseño sea inferior o igual a 4 bar.

CSn-1 > 4 = coeficiente de suministro a presión de diseño superior a 4 bar expresado en E/kWh. Para 2004 este coeficiente será igual a 0,000280 ?/kWh.

kWhcn < 4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas para consumidores conectados a gasoductos cuya presión de diseño sea superior a 4 bar.

IPHcn < 4 tiene el significado ya definido en los puntos anteriores de la presente Orden.

RMDn:coste de las mermas de gas en las redes de distribución que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RMDn = [Cr < 4 x kWhcn < 4 + Cr> 4 x kWhcn > 4] x Cmp   

Siendo:

Cr < 4, Cr > 4 = porcentajes de mermas de distribución de gas en redes a presión inferior o igual a 4 bar y superior a 4 bar respectivamente que serán los fijados en las Normas de Gestión Técnica del Sistema. Para 2004 serán igual a 2% y 0,39% respectivamente.

kWhcn < 4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoductos cuya presión de diseño sea inferior o igual a 4 bar.

kWhcn > 4 = kWh de gas suministrados al mercado regulado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoductos, cuya presión de diseño sea superior a 4 bar.

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

RCIn: coste específico por las necesidades financieras derivadas de la diferencia entre el pago de la materia prima y el cobro al cliente a tarifas que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

   RCIn = Cz x i x Cmp x kWhcn   

Siendo:

Cz = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el año 2004 igual a 0,04.

i = coste del dinero que se fijará cada año en función del Euribor a tres meses del año anterior más 0,5 puntos. Para el año 2004 se establece en el 2,98%.

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

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

3. A efectos de liquidaciones, se deberán utilizar los términos recogidos en el Anexo II de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las actividades reguladas del sector del gas natural.

Artículo 25. Retribución de la actividad del Gestor Técnico del Sistema.

1. El Ministro de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, determinará antes del 31 de enero de cada año, la retribución que corresponde percibir al Gestor Técnico del Sistema, por el ejercicio de esta actividad. Este coste se incluirá como un coste a retribuir de las actividades reguladas y estará sometido al procedimiento de liquidación.

2. A estos efectos el Gestor Técnico del Sistema, comunicará, antes del 1 de diciembre de cada año, al Ministerio de Economía, los costes de operación, comunicación y control, así como otros costes que, a su criterio, estime necesarios para el desarrollo de su actividad, en los términos del artículo 24.3 del Real Decreto 949/2001 de 3 de agosto.

Artículo 26. Obligaciones de información de las empresas titulares de instalaciones de regasificación, almacenamiento, transporte, distribución y gestión del sistema.

1. A fin de determinar los costes reconocidos a cada instalación y la retribución correspondiente, las empresas transportistas comunicarán a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo y a la Comisión Nacional de Energía, antes de 1 de noviembre de cada año, los datos técnicos y económicos referentes a nuevas instalaciones puestas en servicio, ampliaciones, modificaciones, transmisiones y cierres correspondientes a los últimos doce meses.

Con objeto de determinar las tarifas y peajes, deberán asimismo enviar una relación de las instalaciones cuya puesta en servicio esté prevista hasta el final del año en curso y el siguiente año natural, indicando los datos anteriores y la fecha prevista de la entrada en servicio.

2. Con objeto de determinar las tarifas, peajes y cánones de cada año, todas las empresas o agrupaciones de empresas sometidas al proceso de liquidaciones deberán remitir al Gestor Técnico de Sistema antes del día 15 de octubre de cada año, los datos relativos a la previsión de demanda de cierre del ejercicio así como las del año siguiente, especificando, entre otros, el consumo y número de clientes suministrados, la capacidad contratada, las ventas y clientes incorporados, todo ello por nivel de presión, tipo de suministro y rango de volumen, desagregados para el mercado regulado y para el mercado liberalizado.

El Gestor Técnico del Sistema deberá comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y a la Comisión Nacional de Energía, antes del día 1 de noviembre de cada año, los datos de demanda recibidos de las empresas debidamente integrados para el conjunto del sector.

3. Las empresas transportistas y distribuidoras de gas deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía debidamente auditadas, antes del 30 de junio de cada año los estados financieros, las cuentas anuales y el informe de gestión referidos al ejercicio anterior, así como la desagregación de las cuentas anuales por actividades de regasificación, almacenamiento, transporte, gestión de compra-venta de gas, distribución y suministro a tarifa, indicando los criterios utilizados.

4. La Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía podrá solicitar a las empresas o agrupaciones de empresas cualquier otra información necesaria para poder determinar los peajes, cánones o tarifas, así como para fijar la retribución de las actividades reguladas de cada año.

Artículo 27. Facturación y cobro de la retribución.

La facturación y cobro de la retribución de las actividades reguladas en la presente Orden se realizará de conformidad con el procedimiento de liquidaciones establecido en el Capítulo 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 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.

Artículo 28. Instalaciones de seguridad anteriores a la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.

El tratamiento recogido en la Disposición Transitoria Sexta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y la Disposición 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 concesión, está incluido en el cálculo de la retribución de las actividades de regasificación, transporte y almacenamiento desarrollado en la presente Orden.

DISPOSICIÓN DEROGATORIA ÚNICA. Derogación normativa.

A la entrada en vigor de la presente Orden quedan derogadas la Orden ECO/301/2002, de 15 de febrero y la Orden ECO/30/2003, de 16 de enero así como cualquier otra disposición de igual o inferior rango, en cuanto se oponga a lo establecido en la presente Orden.

DISPOSICIÓN FINAL PRIMERA. Habilitacion para la aplicación de la Orden.

Se autoriza a la Dirección General de Política Energética y Minas a dictar las resoluciones precisas para la aplicación de la presente Orden.

DISPOSICIÓN FINAL SEGUNDA. Entrada en vigor.

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

Lo que comunico a V.E. para su conocimiento y efectos.

Madrid, 15 de enero de 2004.

 

De Rato y Figaredo.

Excmo. Sr. Secretario de Estado de la Energía, de Desarrollo Industrial y de la Pequeña y Mediana Empresa.

ANEXO I.
Coste acreditado a las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte

1. Coste fijo acreditado a cada empresa o grupo de empresas en 2004 (RF2004i).

Transportista Regional del Gas, S.L. 1.234.801
Sociedad de Gas de Euskadi Transporte, S.A. 8.277.297
Gas Natural S.D.G, S.A. 16.117.866
Enagas, S.A. 456.396.267
Infraestructuras Gasistas de Navarra, S.L. 608.763
Total 482.634.994

2. Coste variable acreditado para el año 2004 (RV2004) = 0,000249 ?/kWh regasificado.

ANEXO II.
Valores unitarios de referencia para las nuevas inversiones de regasificación, almacenamiento y transporte autorizadas de forma directa.

1. Plantas de regasificación:

Plantas de regasificación:

Tanques: 532,60 E/m³

Capacidad nominal de regasificación: 199,87 ?/m³ /h.

Cargaderos de cisternas: 1.644.040 ?/unidad.

Obra civil portuaria y terrestre. Se valorará de forma particular con un valor máximo: 49.321.188 ?/unidad.

2. Instalaciones de transporte:

Gasoducto (P 60 bar)
Diámetro
-
Pulgadas
?/m/pulgada
6 30,62
8 26,78
10 24,35
12 21,92
14 20,89
16 19,86
18 19,07
20 17,86
22 16,97
24 16,22
26 16,40
28 16,40
30 16,24
32 18,10
36 18,44
40 18,93
42 19,20
44 20,16
48 20,83
52 20,68

En caso de gasoductos con presión de diseño inferior a 60 bar y superior a 16 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula:

   C = 0,52 *C> 60 bar   

Siendo

C> 60 los valores de la tabla anterior.

Estaciones de compresión:

T. Variable: 995,90 ?/HP instalado.

T. Fijo: 3.319.696 ?/estación.

Estación de regulación y medida (P 60 bar)
  ?/unidad
G-65 223.527
G-100 242.685
G-160 268.231
G-250 281.004
G-400 300.164
G-650 319.323
G-1000 383.188
G-1600 434.280
G-2500 491.757
G-4000 619.487
G-6500 747.216

En caso de Estaciones de Regulación y Medida con presión de entrada inferior a 60 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula:

C = 0,75 *C> 60

Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior.

Índice de actualización.

El índice de actualización para el año n de los valores unitarios de inversión en las instalaciones de regasificación, almacenamiento y transporte indicadas, es el resultado de multiplicar por 0,75 el IPH. Para los años n-1 y n, cuyos valores no son conocidos en el momento en el que se determina el coste de la regasificación, almacenamiento y transporte del año n, se aplicará la estimación que del IPC haya establecido el Gobierno en su propuesta de Presupuestos Generales del Estado del año n y de la estimación del IPRI.

ANEXO III.
Cálculo de la retribución de las nuevas inversiones de regasificación, almacenamiento y transporte autorizadas de forma directa

1. Los costes anuales de inversión de una instalación de regasificación, almacenamiento o transporte autorizada de forma directa para el año n, puesta en servicio el año n-1 se calculará como:

   CIT (n) = A (n) + R (n)   

Siendo:

A (n): coste anual de amortización, que se calculará de la siguiente forma:

   A (n) = VAI(n)/VU   

Donde:

VAI(n): valor de la inversión en el año n, que se calculará aplicando los valores Unitarios del anexo II a las unidades físicas de la nueva instalación, descontando las ayudas públicas recibidas.

VU: vida útil de las instalaciones. La vida útil será la siguiente:

  Años
Plantas de regasificacion:  
Obra civil portuaria y terrestre 50
Tanques de almacenamiento 20
Instalaciones de regasificación 10
Cargaderos de cisternas 20
Gasoductos:  
Gasoductos 30
Estaciones de compresión 20
Instalaciones de regulación y medida 30

R (n): coste anual de retribución de la inversión, que se calculará como:

   R(n) = VAI (n)*Trn   

Siendo:

Trn: la tasa de retribución de la inversión del año n.

2. Para aquellas instalaciones autorizadas de forma directa que posean características singulares, la Dirección General de Política Energética y Minas fijará una valoración específica, así como su vida útil.

3. La tasa de retribución de la inversión anual (Trn) a aplicar será la media anual de las obligaciones del Estado a diez años o tipo de interés que lo sustituya, más el 1,5 %. Para el año 2004, este tipo de interés se fija en el 5,64 %.

ANEXO IV.
Valores unitarios de referencia de los costes de explotación de las nuevas instalaciones de regasificación, almacenamiento y transporte de adjudicación directa.

Plantas de regasificación:

  • Tanques (?): 1.962.079 + 16,118008 * V

    • Donde V = Capacidad del tanque expresada en m³

  • Capacidad nominal de regasificación: 6,03 ?/m³ /h.

  • Cargaderos de cisternas: 50.927 ?/unidad.

  • Obra civil portuaria y terrestre: 1.489.608 ?/unidad.

Estaciones de compresión:

  • T. Variable: 55,15 ?/HP instalado.

  • T. Fijo: 183.972 ?/estación.

Gasoducto (P 60 bar):

  • ?/m/pulgadas: 0,603.

En caso de gasoductos con presión de diseño inferior a 60 bar y superior a 16 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula:

C = 0,52 *C> 60 bar

Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior.

Estación de regulación y medida (P 60 bar)
  ?/unidad
G-65 7.256
G-100 7.894
G-160 8.724
G-250 9.103
G-400 9.739
G-650 10.376
G-1000 12.413
G-1600 14.068
G-2500 15.914
G-4000 20.052
G-6500 24.190

En caso de Estaciones de Regulación y Medida con presión de entrada inferior a 60 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula:

   C = 0,75 *C> 60   

Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior.

Índice de actualización

El índice de actualización para el año n de los valores unitarios de explotación en las instalaciones de regasificación, almacenamiento y transporte indicadas, es el resultado de multiplicar por 0,85 el IPH. Para los años n-1 y n, cuyos valores no son conocidos en el momento en el que se determina el coste de la regasificación, almacenamiento y transporte del año n, se aplicará la estimación que del IPC haya establecido el

Gobierno en su propuesta de Presupuestos Generales del Estado del año n y de la estimación del IPRI.

ANEXO V.
Coste acreditado a la actividad de distribución a cada empresa en el año 2004 (euros).

Empresas o grupo de empresas Euros
Gas de Asturias, S. A. 32.553.340
Gas Figueres, S. A. 1.007.746
Gas Directo, S. A. 655.528
Distribuidora Regional, S. A. 3.985.892
Meridional del Gas, S. A. U. 2.815.036
Gas Alicante, S. A. U. 1.190.710
Distribuidora y Comercializadora de Gas Extremadura, S. A. 5.402.406
Gas Aragón, S. A. 20.980.714
Gesa Gas, S. A. U. 20.297.897
Gas de Euskadi Transporte, S. A. U. 44.010.087
BilboGas, S. A. 8.378.781
Gas Nalsa, S. A. 11.892.955
Donostigas, S. A. 7.509.404
Gas Hernani, S. A. 931.170
Gas Pasaia, S. A. 499.461
Gas Tolosa, S. A. 1.046.731
Gas Natural SDG, S. A. 695.176.849
Gas Andalucía, S. A. 44.849.466
Gas Cantabria, S. A. 13.867.674
Gas Castilla-La Mancha, S. A. 18.669.449
Gas Castilla y León, S. A. 45.443.765
Cegas, S. A. 55.869.299
Gas La Coruña, S. A. 2.652.256
Gas Galicia, S. A. 16.299.148
Gas Murcia, S. A. 8.246.573
Gas Navarra, S. A. 17.592.453
Gas Rioja, S. A. 8.925.078
Gas y Servicios Mérida, S. L. 831.621
Total 1.091.581.489