Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado
I
El artículo 63.2 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, en su redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación con las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, determina que corresponde al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la aprobación de la retribución anual de las empresas titulares de almacenamientos subterráneos básicos de gas natural. Asimismo, el artículo 92.1 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en su redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, otorga al titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, la competencia para aprobar los precios de los cánones de acceso a los almacenamientos subterráneos básicos.
II
Conforme al régimen dispuesto en la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, en la disposición adicional primera se establece el extracoste y el precio de cesión aplicable al suministro de gas manufacturado en territorios insulares que no cuenten con suministro de gas natural (actualmente únicamente la Comunidad Autónoma de Canarias).
Mediante la resolución de la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de 26 de noviembre, por la que se aprueba la liquidación definitiva de 2019, se procedió a amortizar completamente el desajuste entre ingresos y gastos del año 2016 con cargo al superávit de dicho ejercicio, quedando ya totalmente amortizados los desajustes entre ingresos y gastos de los años 2015, 2016 y 2017 que ascendían originalmente a 142.027.109,75 €. En la disposición adicional segunda se procede a destinar el resto del superávit de 2019 a amortizar parcialmente el déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, incluyéndose en el anexo II de la orden el reparto de la anualidad del año 2021 entre los diferentes tenedores del derecho de cobro.
En la disposición adicional tercera se publican las retribuciones definitivas del año 2019 de las actividades de transporte, distribución y plantas de GNL que resultan de la aplicación de las cifras de demanda definitivas, conforme con lo dispuesto en la disposición transitoria tercera del citado Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, que establece que, en los ámbitos afectados por la nueva distribución de funciones, los procedimientos que hayan sido iniciados con anterioridad a la entrada en vigor del real decreto-ley se sustanciarán de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente en el momento en que se iniciaron.
En la disposición adicional cuarta se determina el precio temporal a aplicar a los consumidores sin contrato de suministro (actualmente las tarifas de último recurso) una vez que la implantación de la nueva estructura de peajes de red local a partir del 1 de octubre de 2021 va a requerir cambiar los escalones de la tarifa de último recurso, lo que hace obligado precisar cuál de las nuevas tarifas de último recurso será aplicable a estos consumidores.
En la disposición adicional quinta se da carácter definitivo a los valores unitarios provisionales de inversión y de operación y mantenimiento de redes de transporte y plantas de GNL aplicados durante los años 2018, 2019 y 2020, al constatarse mediante los superávits obtenidos en las liquidaciones definitivas de los años 2018 y 2019 que el sistema gasista en la actualidad no incurre en riesgo de desequilibrio económico financiero que justifique la modificación de parámetros económicos en el semiperiodo regulatorio.
En la disposición adicional sexta se reconoce la diferencia entre la retribución definitiva por extensión de vida útil del almacenamiento subterráneo «Serrablo» del año 2018 calculada por aplicación de la metodología dispuesta en la normativa en vigor y el valor provisional recogido en la Resolución del 13 de noviembre de 2020 de la Dirección General de Política Energética y Minas.
En la disposición adicional séptima se reconoce un saldo a abonar al sistema gasista por parte de ENAGAS Transporte, S.A.U. como consecuencia de un error material de cálculo en la retribución de determinados gasoductos desde que comenzó la aplicación del régimen retributivo establecido en la Ley 18/2014, de 15 de octubre. Mediante esta disposición se detrae el importe acumulado desde esa fecha y hasta el año 2019, último año en el que la retribución a la actividad de transporte es competencia del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
En cumplimiento del mandato establecido en el artículo 7.3 del Real Decreto 639/2016, de 9 de diciembre, por el que se establece un marco de medidas para la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, en la disposición adicional octava se determinan las condiciones para que una estación de suministro de carburantes esté obligada a exhibir información comparativa de precios de carburantes y electricidad. Asimismo, se establecen los requisitos que han de cumplir dichas publicaciones.
En la disposición adicional novena se fijan los porcentajes a aplicar en el cálculo de la cantidad a descontar de la retribución regulada de los titulares de almacenamientos, como consecuencia de la obtención por éstos de ingresos por la prestación de servicios o productos conexos. Estos valores coinciden con los recogidos en la normativa en vigor para el periodo regulatorio que comienza el 1 de enero de 2021.
Por último, en la disposición adicional décima se habilita al titular de la Secretaría de Estado de Energía para dictar las resoluciones precisas para la aplicación de la orden.
Conforme con lo dispuesto en la disposición transitoria segunda de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, en la disposición transitoria primera se publica la retribución transitoria del operador del mercado organizado de gas correspondiente al periodo del 1 de enero al 30 de septiembre de 2021. Esta retribución tiene carácter provisional mientras no se apruebe la orden por la que se establezca la metodología de cálculo de dicha retribución. El valor publicado coincide con la cifra publicada en el «Acuerdo por el que se emite informe sobre la propuesta de orden por la que se establece la fecha de finalización de la retribución transitoria del operador del mercado organizado de gas» aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia el 10 de marzo de 2020.
En la disposición transitoria segunda se suprime la reubicación automática de los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso que se realizaría el 1 de enero de 2021 de manera habitual, conforme con el artículo 4 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre, por la que se establece la tarifa del suministro de último recurso de gas natural. Con la implantación del año de gas como periodo de cálculo de retribuciones reguladas, peajes y cánones de acceso esta reubicación pasará a realizarse el 1 de octubre y se considera una carga innecesaria para las empresas y consumidores realizar dos reubicaciones en el mismo año.
En la disposición transitoria tercera se determinan condiciones singulares de aplicación de las reubicaciones y refacturaciones automáticas de los peajes de acceso durante el año 2021. Si bien es cierto que las competencias al respecto corresponden actualmente a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la disposición transitoria primera de la Circular 6/2020, de 22 de julio, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural, establece que el capítulo III de la misma, donde se encuentra precisamente la regulación de este particular, únicamente entrará en vigor a partir del 1 de octubre de 2021. En consecuencia, hasta dicha fecha sería de aplicación lo dispuesto en el artículo 4 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. Mediante esta disposición se elimina la reubicación automática del 1 de enero que pasa a ser realizada el 1 de octubre. Adicionalmente, y en atención a las reducciones de consumo no previstas como consecuencia de las medidas de confinamiento y restricción de actividades no esenciales establecidas en el año 2020, se determina que no serán de aplicación reubicaciones y refacturaciones de peajes en caso de que el consumo real sea inferior al escalón del peaje contratado cuando el período del contrato de acceso incluya días dentro del periodo de confinamiento domiciliario.
En la disposición transitoria cuarta se establece el procedimiento de liquidación a seguir durante el período transitorio de adaptación para pasar del año natural al año de gas, es decir, del 1 de enero al 30 de septiembre de 2021.
En la disposición transitoria quinta se procede a modificar, de forma transitoria, la fórmula de incentivo a la calidad de los repartos establecida en el artículo 11 de la Orden ITC/3128/2011, de 17 de noviembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas. Las reducciones de la demanda de gas consecuencia de los diversos periodos de confinamiento y de restricciones de actividades no esenciales durante los períodos de estado de alarma han dificultado las previsiones de consumo realizadas por los distribuidores y transportistas. En consecuencia, se considera que la actual aplicación de las fórmulas de incentivos a la calidad de los repartos publicadas en el referido artículo podría conducir a penalizaciones injustas por errores en los repartos derivados de causas exógenas a las empresas.
En la disposición transitoria sexta se aplica lo dispuesto sobre el plan anual y plurianual de inversiones y sobre costes de operación y mantenimiento activados en la normativa en vigor, a aquellas actuaciones que se vayan a acometer entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021, con el objetivo de que estas actuaciones también puedan ser objeto de una resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas que determine que podrán ser incluidas en el régimen retributivo.
La disposición derogatoria única contiene derogaciones específicas de las disposiciones que establecían el precio temporal a aplicar a los consumidores sin contrato de suministro, que ha sido precisamente modificado por la disposición adicional quinta de la presente orden.
En la disposición final primera se procede a modificar la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre, por la que se establece la tarifa del suministro de último recurso de gas natural, al objeto de modificar el periodo de tiempo empleado en el cómputo del consumo utilizado para ubicar cada consumidor en su escalón de tarifas, pasando del año natural al año de gas (artículo 4.3).
En la disposición final segunda se modifica el artículo 9 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, que regula las condiciones de aplicación de la telemedida, al objeto de modificar la penalización aplicada a los clientes sin telemedida operativa (y que tengan la obligación de tenerla), que actualmente se construía en torno a la estructura de peajes del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural. El texto propuesto aplica la fórmula de facturación por capacidad demanda incluida en la Circular 6/2020, de 22 de julio de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
En la disposición final tercera se recoge que la orden se dicta al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española.
Por último, en la disposición final cuarta se disponen las reglas sobre la entrada en vigor de la norma.
La orden va acompañada de dos anexos: en el anexo I se publica la retribución regulada de los almacenamientos subterráneos básicos para el año 2021 y los ajustes de las retribuciones de los años 2018, 2019 y 2020, así como los ajustes de las retribuciones del año 2019 de las actividades de distribución, transporte y plantas de GNL.
En el anexo II se incluyen las cantidades concretas de la anualidad correspondiente al déficit acumulado a 31 de diciembre del 2014 que corresponden a cada uno de los tenedores de este derecho de cobro.
III
Por lo tanto, se puede concluir que la orden se dicta ante la necesidad de determinar cuestiones esenciales del régimen económico del sector regulado gasista para el año 2021, como son las retribuciones de las actividades reguladas y los cánones de acceso a los almacenamientos subterráneos competencia del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, acorde a los principios de necesidad y eficacia
Conforme al principio de proporcionalidad, la orden recoge la retribución a percibir por los titulares de las instalaciones según la metodología aprobada, establece los cánones por el uso de las mismas también acorde a la metodología vigente, y regula cuestiones esenciales del procedimiento de liquidaciones y tarifas reguladas de último recurso, ante el cambio del periodo base de cálculo, de año natural a año de gas. La orden no impone cargas administrativas adicionales a ningún agente, por lo que respeta el principio de eficiencia.
Por otra parte, las retribuciones fijadas en la orden se han calculado mediante unas fórmulas tasadas y objetivas previamente establecidas por ley y por real decreto, que proporcionan unos datos predecibles y replicables por terceros y por la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, acorde al principio de seguridad jurídica.
En aplicación del principio de transparencia, la tramitación de la orden, mediante el trámite de audiencia realizado ha dado la oportunidad a los agentes de presentar alegaciones.
En resumen, la concepción y tramitación de esta orden ha respetado los principios de buena regulación recogidos en la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del procedimiento administrativo.
La propuesta de Orden se adecua al orden competencial, al dictarse al amparo de las habilitaciones realizadas al Ministro de Industria, Energía y Turismo, que actualmente se deben entender referidas a la Vicepresidenta Cuarta del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, establecidas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, en 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, y en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero.
Conforme lo dispuesto en el artículo 26 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, el borrador de orden fue sometido al procedimiento de audiencia e información pública en la página web del Ministerio.
La orden fue objeto de informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, aprobado por su Consejo el 18 de diciembre de 2020, para cuya elaboración se han tenido en cuenta las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia efectuado a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos. El Consejo Consultivo de Hidrocarburos sigue ejerciendo sus funciones hasta la constitución del Consejo Consultivo de Energía de acuerdo con lo dispuesto en la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio.
Mediante Acuerdo de 18 de diciembre de 2020, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha autorizado a la Vicepresidenta Cuarta y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a dictar la orden.
En su virtud, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dispongo:
1. El objeto de esta orden es establecer la retribución y los cánones de acceso aplicados a los almacenamientos subterráneos básicos de aplicación para el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021, así como la revisión de las retribuciones de esta actividad de los ejercicios 2018, 2019 y 2020.
2. Asimismo, conforme con la disposición transitoria tercera apartado segundo del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, esta orden publica las retribuciones definitivas del año 2019 de las actividades de distribución, transporte y de plantas de GNL y los saldos en relación con los valores provisionales publicados en la Orden TEC/1259/2019, de 20 de diciembre, por la que se establecen la retribución de la actividad de almacenamiento subterráneo básico y los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2020.
3. Conforme con lo dispuesto en la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, se publica el extracoste definitivo del suministro de gas manufacturado en la Comunidad Autónoma de Canarias correspondiente al año 2019, así como el valor provisional de los años 2020 y 2021.
4. Por último, la orden publica la anualidad del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, así como su reparto entre los diferentes tenedores de dicho derecho de cobro.
1. En el apartado 1 del anexo I se incluye la retribución de la actividad de almacenamiento subterráneo básico para el período comprendido entre el 1 de enero al 30 de septiembre de 2021, junto con la revisión del reparto de la Retribución por Continuidad de Suministro de 2018, la retribución definitiva por este concepto del año 2019 y la revisión correspondiente al año 2020.
2. La retribución a reconocer a partir del 1 de enero de 2021 se ha calculado conforme a la metodología recogida en la normativa en vigor. Las retribuciones correspondientes a ejercicios anteriores al 1 de enero de 2021 se han calculado según lo dispuesto en el anexo XI de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia.
3. En virtud de la normativa en vigor, la tasa de retribución (TR) a aplicar a la retribución de los almacenamientos subterráneos básicos a partir del 1 de enero de 2021 es de 5,44%.
4. En el cálculo de la retribución transitoria del 1 de enero de 2021 a 30 de septiembre de 2021 por Retribución por Continuidad de Suministro de los almacenamientos subterráneos se emplea el coeficiente reductor 0,75*0,95 publicado en la normativa de aplicación en vigor, aplicado a la RCS reconocida para el año natural 2020.
5. Las diferencias en las retribuciones de ejercicios anteriores a 2021 se abonarán en la liquidación del año 2020.
1. Los cánones de acceso correspondientes a los servicios de los almacenamientos subterráneos básicos del 1 de enero de 2021 al 30 de septiembre de 2021 calculados conforme a la metodología en vigor, son los siguientes:
– Canon de almacenamiento: 0,003433 €/(kWh/día)/año.
– Canon de inyección: 0,075194 €/(kWh/día)/año.
– Canon de extracción: 0,064545 €/(kWh/día)/año.
2. Los multiplicadores aplicables a los contratos de acceso a los servicios de los almacenamientos subterráneos básicos, son los siguientes:
| Mes | Multiplicador trimestral | Multiplicador mensual | Multiplicador diario | Multiplicador intradiario |
|---|---|---|---|---|
| ene. | 1,0 | 1,3 | 1,6 | 2,4 |
| feb. | 1,1 | 1,3 | 2,1 | |
| mar. | 1,0 | 1,2 | 1,9 | |
| abr. | 1,0 | 1,1 | 1,3 | 2,1 |
| may. | 1,1 | 1,3 | 2,1 | |
| jun. | 1,1 | 1,3 | 2,1 | |
| jul. | 1,3 | 1,3 | 1,6 | 2,4 |
| ago. | 1,5 | 1,8 | 2,8 | |
| sep. | 1,6 | 2,0 | 3,0 | |
| oct. | 1,4 | 1,6 | 2,0 | 3,0 |
| nov. | 1,5 | 1,8 | 2,8 | |
| dic. | 1,5 | 1,8 | 2,8 |
1. El extracoste de Gasificadora Regional Canaria, S.A. del año 2019, calculado a partir de los datos de la auditoría presentada por la empresa, se establece en 854.642,59 €. El desvío (-124.608,41 €) en relación con el valor provisional de 979.251 € establecido en el artículo 4.5 de la Orden TEC/1259/2019, de 20 de diciembre, por la que se establecen la retribución de la actividad de almacenamiento subterráneo básico y los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2020, se incluye en el ajuste de la retribución del año 2019 incluido en el anexo I de la presente orden. Una vez se presenten las facturas de compra, conforme con lo dispuesto en el artículo 3.2 de la Orden TEC/1367/2018, de 20 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2019, se realizarán los ajustes que procedan, en su caso.
2. Para el año 2020 se establece un extracoste provisional de 655.015 €, calculado aplicando a las previsiones de venta de 30.000 MWh un extracoste unitario de 0,021834 €/kWh. La diferencia entre este valor y el valor provisional de 1.148.325 € incluido en el artículo 4.6 de la Orden TEC/1259/2019, de 20 de diciembre (-493.310 €), se incorporará a la liquidación del año 2020.
3. Para el año 2021 se fija un extracoste provisional de 1.248.982 €, valor que resulta de multiplicar el volumen de propano adquirido en 2019 por la diferencia entre el precio de medio de compra del año 2020 y el precio de cesión de 2021. Para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021 (ambos incluidos) como extracoste provisional se considerará la cantidad anterior multiplicada por el factor ¾ (936.737 €).
4. Conforme a lo establecido en la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, se reconoce a la empresa distribuidora titular de las redes de distribución donde se lleve a cabo este suministro la retribución en concepto de «suministro a tarifa» calculada por aplicación del artículo 21 de la Orden ITC/3993/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de determinadas actividades reguladas del sector gasista.
5. Para el año 2021 el precio de cesión será de 0,01657 €/kWh.
6. Los costes reales incurridos deberán justificarse con la correspondiente auditoría y se determinarán con carácter definitivo por orden del titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previa propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La auditoría incluirá un listado de las facturas de compra, que incluirá fecha de emisión, fecha de entrega, empresa suministradora, kg suministrados, poder calorífico inferior y superior del GLP adquirido, precio de compra en €/kg e importe total en €, así como cualquier coste diferencial relacionado con el suministro, consecuencia del uso de la materia prima y que no se hubiera incurrido en caso de suministro de gas natural.
7. En los territorios insulares en los que la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, 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 será el precio máximo que se pueda aplicar a los suministros con destino a empresas distribuidoras de gases manufacturados y/o aire propanado por canalización.
8. Como incentivo a una eficiente gestión de compras, la empresa distribuidora que suministre gases manufacturados en los territorios insulares, tendrá derecho al 50 % de la diferencia entre el coste de adquisición calculado por aplicación del precio máximo de venta de GLP a granel a empresas distribuidoras de gases licuados del petróleo por canalización y el coste real. Este incentivo se calculará sin incluir impuestos, a partir de los datos reales auditados y se incluirá en la retribución del año siguiente.
1. La cantidad del superávit del año 2019 disponible (320.384.613,53 €) después de la amortización del desajuste entre ingresos y gastos del año 2016 se destinará a la amortización parcial del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, resultando en un saldo pendiente de amortizar a 31 de diciembre de 2020 de 372.245.390,10 €.
2. La anualidad a abonar en el año natural 2021 asciende a 38.264.834,81 € que incluye una amortización de 34.155.245,70 € y una retribución financiera de 4.109.589,11 € calculada por aplicación del tipo de interés del 1,104 %.
3. En el anexo II de la presente orden se publica el reparto de la anualidad entre los tenedores del derecho de cobro. Conforme con lo dispuesto en el artículo 5.3 de la Orden TEC/1367/2018, de 20 de diciembre, y en los artículos 66 y 61.2 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, la anualidad se abonará mediante 12 pagos mensuales iguales que se liquidarán como pago único en cada una de las doce primeras liquidaciones del año, con prioridad en el cobro sobre el resto de costes del sistema, teniendo en consideración lo dispuesto al efecto en el apartado 2 de la disposición transitoria cuarta.
4. Se incluye como titular del derecho de cobro del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 a la sociedad Liberbank, S.A., conforme con lo dispuesto en las resoluciones de 15 de octubre y de 26 de noviembre de 2020, de la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, sobre la cesión de derechos de cobro del déficit acumulado del sistema gasista a 31 de diciembre de 2014 de Banco Santander, S.A. a dicha sociedad.
1. Conforme a lo dispuesto en la disposición transitoria tercera. apartado 2 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, en los apartados 2, 3 y 4 del anexo I se publican las retribuciones definitivas de las actividades de distribución, transporte y plantas de GNL del año 2019, calculadas aplicando cifras de demanda definitivas a las fórmulas establecidas en los anexos X y XI de la Ley 18/2014, de 15 de octubre.
2. Las diferencias entre los valores anteriores y los publicados en la Orden TEC/1259/2019, de 20 de diciembre, por la que se establecen la retribución de la actividad de almacenamiento subterráneo básico y los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2020, se incluirán en las liquidaciones del ejercicio 2020.
La tarifa a aplicar temporalmente a los consumidores sin contrato de suministro se construirá conforme a la siguiente fórmula:
a) Coste de la energía: se corresponderá con la media aritmética del precio diario de referencia del mercado MIBGAS para el periodo de facturación, incrementado en un 20 %.
b) Prima de riesgo de cantidad: se corresponderá con la aplicada a la tarifa de último recurso en vigor en el momento de la facturación, conforme al artículo 9 de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural.
c) Coste de comercialización, se corresponderá con el resultante para la tarifa de último recurso, conforme al artículo 7 de la citada orden
d) Coste de almacenamiento subterráneo, se corresponderá con el resultante para la tarifa de último recurso conforme al artículo 6.3 de la citada orden.
e) El peaje de salida de la red de transporte, el peaje de acceso a las redes locales y el peaje para la recuperación de otros costes de regasificación serán los que correspondan a su volumen de consumo anual.
f) Cargos aplicables a los puntos de salida serán los que correspondan a su volumen de consumo anual.
Los valores unitarios definitivos de inversión y de operación y mantenimiento de instalaciones de transporte y plantas de GNL durante los años 2018 a 2020, ambos incluidos, son los publicados en los anexos V y VII 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.
En aplicación de la normativa en vigor, se reconocen 945.313,87 € en concepto de retribución definitiva por extensión de vida útil del almacenamiento subterráneo «Serrablo» del año 2018. De esta cantidad, 676.956,54 € fueron reconocidos de forma provisional mediante la Resolución de 13 de noviembre de 2020 de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se determina la retribución definitiva de los costes de operación y mantenimiento de los años 2017 y 2018 correspondientes a los almacenamientos subterráneos «Serrablo» y «Gaviota», la retribución transitoria a cuenta de la definitiva de los costes de operación y mantenimiento de los años 2017 y 2018 del almacenamiento subterráneo «Yela» y la retribución provisional de los costes de extensión de vida útil del almacenamiento «Serrablo», propiedad de ENAGAS Transporte S.A.U. Por ello procede reconocer un saldo de 268.357,33 €.
Advertido error de cálculo en las retribuciones por costes de operación y mantenimiento del gasoducto submarino Maghreb-Europa y de los gasoductos terrestres Tarifa-Córdoba y Córdoba-Campo Maior reconocidas mediante las órdenes IET/2355/2014, de 12 de diciembre, IET/2445/2014, de 19 de diciembre, IET/2736/2015, de 17 de diciembre, ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, ETU/1283/2017, de 22 de diciembre y TEC/1367/2018, de 20 de diciembre, por la que se establecen las retribuciones reguladas para el segundo periodo del año 2014 y para los años 2015 a 2019, ambos incluidos, se reconoce un saldo a abonar por parte de su titular al sistema gasista de 24.300.917,09 €. Esta cantidad se detraerá de la retribución reconocida al titular en el periodo de 1 de enero de a 30 de septiembre de 2021.
| Instalación | Fecha P.E.M | % propiedad |
COM reconocidos anualmente erróneamente (100 % propiedad) |
COM reconocidos anualmente correctamente (propiedad real) |
COM a corregir |
Impacto desde 5 julio 14 a 31 diciembre 19 (propiedad real) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Córdoba-Campo Maior. | 1-jul.-96 | 41,16 % | 2.907.878,40 | 1.196.882,75 | -1.710.995,65 | -9.398.756,93 |
| Córdoba-Campo Maior. | 1-jul.-96 | 41,16 % | 848.131,20 | 349.090,80 | -499.040,40 | -2.741.304,10 |
| Tarifa-Córdoba. | 1-jul.-96 | 66,96 % | 5.884.992,00 | 3.940.590,64 | -1.944.401,36 | -10.680.889,64 |
| Tarifa-Córdoba. | 1-jul.-96 | 66,96 % | 328.867,20 | 220.209,48 | -108.657,72 | -596.873,24 |
| Tramo submarino Maghreb-Europa. | 1-jul.-97 | 66,96 % | 486.569,60 | 325.807,00 | -160.762,60 | -883.093,16 |
| Total. | 10.456.438,40 | 6.032.580,68 | -4.423.857,72 | -24.300.917,09 |
1. En aplicación de lo dispuesto en el artículo 7.3 del Real Decreto 639/2016, de 9 de diciembre, por el que se establece un marco de medidas para la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, a partir del 1 de abril de 2021 se deberá exhibir y mantener actualizada información comparativa de precios de carburantes y electricidad en las instalaciones de distribución al por menor de productos petrolíferos, gas natural e hidrógeno que cumplan al menos una de las condiciones siguientes:
a) Un volumen agregado de gasolina y gasóleo de automoción suministrado a vehículos en la propia instalación durante el año natural anterior superior a los 5 millones de litros.
b) Despacho en la instalación de al menos uno de los combustibles alternativos establecidos en el artículo 2.1 del Real Decreto 639/2016, de 9 de diciembre, exceptuando los biocarburantes en mezcla.
2. La información a exhibir será la publicada trimestralmente al efecto por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico en su página web y mostrará los precios de venta al público medios nacionales expresados en € por 100 km recorridos de los carburantes con mayor penetración en el mercado nacional, incluyendo gas natural e hidrógeno, así como de la electricidad. Para el cálculo del precio expresado en € por 100 km se utilizarán los precios de venta al público promedio del trimestre y los consumos homologados según el ciclo «World Harmonized Light-duty Vehicle Test Procedure» (WLTP) correspondientes a los modelos de vehículos turismo más representativos del mercado nacional y con similares características de peso y potencia.
3. La información anterior deberá mostrarse en cada instalación dentro de la zona de suministro o en la superficie comercial destinada a tienda, en un lugar suficientemente visible para el usuario.
4. La información anterior tendrá carácter informativo sin valor contractual o comercial que vincule al titular de la instalación y no sustituirá en ningún caso a los precios de venta en unidades de mercado de los carburantes disponibles en la instalación de suministro.
5. El incumplimiento de la obligación de exhibición de información recogida en esta disposición será considerado infracción administrativa grave de acuerdo con el artículo 110, apartados s) y u) de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
6. La información anterior podrá incluirse con carácter voluntario en los postes de suministro de electricidad a vehículos y en el resto de las instalaciones de distribución al por menor de productos petrolíferos, gas natural e hidrógeno.
1. Conforme a lo dispuesto en la normativa en vigor, se descontará de la retribución de la actividad regulada de almacenamiento subterráneo básico el 90% de los ingresos generados por la venta de condensados y el 50% de los ingresos generados por el resto de productos y servicios conexos.
2. Los importes obtenidos se regularizarán si, como consecuencia de aplicar la normativa en vigor, existen gastos para obtener dichos ingresos que no estuvieran reconocidos en los costes de la actividad de almacenamiento subterráneo básico y, por tanto, se obtienen unos ingresos netos inferiores.
El titular de la Secretaría de Estado de Energía dictará las resoluciones precisas para la aplicación de esta orden.
Con carácter provisional, y hasta que se publique la retribución definitiva, para el año 2021 la retribución anual del operador del mercado organizado de gas se establece en 3.577.000 €, cifra que incluye 2.858.000 € en concepto de costes de operación de mercado y 719.000 € en concepto de coste de gestión de garantías.
Para el periodo comprendido entre el 1 de enero al 30 de septiembre de 2021 se liquidarán ¾ de la cifra anterior, 2.682.750 €.
En el año 2021, la reubicación automática de los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso a realizar anualmente conforme lo dispuesto en el artículo 4.3 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre, por la que se establece la tarifa del suministro de último recurso de gas natural, se llevará a cabo únicamente el 1 de octubre de 2021, empleándose para ello el consumo durante el periodo comprendido entre el 1 de julio de 2020 y el 30 de junio de 2021. En el caso de aquellos puntos de suministro que hubieran sido dados de alta en fecha posterior al 1 de julio de 2020 se aplicarán previsiones razonables de consumo.
1. Hasta el 1 de octubre de 2021, fecha de entrada en vigor de la metodología sobre el cálculo de los peajes de acceso a las redes locales recogida en el capítulo III de la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural, se aplicará lo siguiente:
a) Queda sin efecto la reubicación y refacturación, en su caso, del escalón del término de conducción del peaje de transporte y distribución a realizar conforme a lo dispuesto en el artículo 4 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.
b) Quedan sin efectos las reubicaciones, salvo oposición del consumidor, y refacturaciones de contratos de acceso de transporte y distribución realizadas conforme al citado artículo, cuando el periodo de cálculo del consumo incluya días comprendidos entre el 14 de marzo y el 21 de junio de 2020 y el consumo real se encuentre fuera del escalón de peaje aplicado.
2. En el caso de contratos afectados por lo dispuesto en el apartado b, a las que se hubiera realizado la correspondiente refacturación con cargo al consumidor, el comercializador podrá deducir dichas cantidades de la siguiente liquidación. Estas cantidades deberán ser reintegradas al consumidor.
1. La entidad responsable de las liquidaciones económicas del sector gasista procederá a liquidar como un ejercicio independiente los ingresos y retribuciones reguladas del periodo comprendido entre el 1 de enero al 30 de septiembre de 2021 aplicando para ello el procedimiento establecido en 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 las siguientes especificidades en consideración a la duración singular del periodo:
a) La liquidación del periodo se realizará mediante 11 resoluciones provisionales y una definitiva en la que se establecerá el déficit o superávit del ejercicio.
b) Todas las referencias al año de liquidación incluidas en 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, deberán entenderse referidas al periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021.
c) A los efectos de la aplicación del artículo 6 «Cierre de las liquidaciones anuales», los ingresos liquidables a computar en la liquidación serán los correspondientes a los suministros y accesos del periodo comprendido desde el 1 de enero al 30 de septiembre de 2021 que hayan sido facturados hasta el último día del mes de noviembre. Los suministros y accesos de terceros al sistema gasista facturados con posterioridad al mes de noviembre se incluirán en la liquidación del año de gas en que se facturen.
d) A los efectos del cálculo de la fórmula de la retribución fija acreditada para el transportista o distribuidor «i» en el período de liquidación «t», RFit, que se incluye en el anexo II de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, el parámetro «M» tomará el valor del número de días comprendidos entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021, ambos incluidos.
2. Los nueve primeros pagos de la anualidad del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 se abonarán con cargo a la liquidación del periodo del 1 de enero al 31 de septiembre de 2021, mientras que los tres pagos restantes se realizarán con cargo a las tres primeras liquidaciones del año de gas 2021-2022.
Durante el periodo comprendido entre el 14 de marzo y el 31 de diciembre de 2020, la formula F2 de calidad de repartos incluida en el artículo 11 de la Orden ITC/3128/2011, de 17 de noviembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas, se aplicará empleando las definiciones de los términos S1 y S2 siguientes:
a) S1: número de meses del año en los que la suma de los repartos diarios definitivos del mes «m» es superior o inferior al 20 % de la suma de los repartos diarios «n+1» del mes «m».
b) S2: número días en los que el reparto diario definitivo es superior o inferior al 50 % del reparto publicado el día «n+1».
Conforme lo dispuesto en la normativa en vigor en relación con los planes anuales y plurianuales de inversiones, antes del 1 de febrero de 2021 los titulares de almacenamientos subterráneos básicos presentarán a la Secretaría de Estado de Energía, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, al Gestor Técnico del Sistema y a los órganos competentes de las comunidades autónomas afectadas, la información que recoge la referida normativa en vigor relativa a las nuevas instalaciones y bajas o modificaciones de instalaciones existentes, así como a cualquier otra inversión o gasto de operación y mantenimiento no recurrente que se prevea acometer entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021.
Una vez recibida esta información, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y audiencia del interesado, se determinarán los costes activados relativos al periodo entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2020, que se incluirán en el régimen retributivo, conforme a los criterios de admisibilidad de costes de la normativa en vigor.
Queda derogada la disposición adicional primera de la Orden ITC/3520/2009, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2010 y se actualizan determinados aspectos relativos a la retribución de las actividades reguladas del sector gasista, el artículo 18 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, y la disposición adicional segunda de la Orden ETU/1977/2016, 23 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2017.
Se modifica el artículo 4 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre, por la que se establece la tarifa del suministro de último recurso, que queda redactado en los siguientes términos:
Apartado 3 del artículo 4 «Condiciones generales aplicables»:
«3. A efectos de la determinación del precio máximo aplicable, los comercializadores de último recurso determinarán el nivel de consumo de referencia aplicable al cliente, de acuerdo con el consumo realizado por éste en el último año de gas disponible. En los casos en los que el nivel de consumo real suponga un cambio de nivel de consumo de referencia, el consumidor deberá ser convenientemente informado.»
Se modifica el artículo 9 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, que queda redactado de la siguiente forma:
«Artículo 9. Telemedida.
1. Todos los consumidores, ya sean firmes o interrumpibles, con consumos superiores a 5.000.000 kWh/año deben disponer de equipos de telemedida capaces de realizar, al menos, la medición de los caudales diarios. A estos efectos, el consumo anual se determinará según los criterios indicados en el artículo 4 artículo 25 de la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural.
2. Las empresas distribuidoras y transportistas notificarán dicha obligación a los usuarios que no dispongan de equipos de telemedida operativos y que superen el umbral establecido en el apartado anterior. Los consumidores que superen por primera vez este límite, deberán instalar equipos con telemedida en el plazo de seis meses, a contar a partir del momento en que se supere el umbral indicado en el apartado anterior, de acuerdo a los criterios establecidos en el artículo 4. En el caso de nuevos puntos de conexión, las empresas distribuidoras y transportistas verificarán el cumplimiento de esta obligación.
3. Las empresas distribuidoras y transportistas deberán custodiar las lecturas diarias de estos contadores durante al menos cinco años.
4. En el caso de consumidores que incumplan la obligación de tener instalados los mencionados equipos de telemedida, o cuando estos se encuentren fuera de servicio, además de la facturación ordinaria de sus contratos vigentes, durante el período sin telemedida será aplicada diariamente la fórmula de facturación por capacidad demandada establecida en el artículo 16.d) de la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural, aplicando como capacidad máxima demandada diaria, QMd , el consumo promedio durante el periodo sin telemedida.
5. Los distribuidores informarán diariamente, con la periodicidad aprobada en un Protocolo de Detalle, de los consumos telemedidos por cada consumidor especificando para cada día: comercializador vigente, peaje, PCTD/PCDD, CUPS y consumo, dentro de los plazos correspondientes marcados en las normas de gestión técnica del sistema de aplicación. Los distribuidores facilitarán el código CNAE de cada consumidor con telemedida.»
Esta orden se dicta al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y de bases del régimen minero y energético.
Esta orden entrará en vigor el 1 de enero de 2021, salvo lo dispuesto en la disposición adicional cuarta y la disposición derogatoria única que entrarán en vigor el 1 de octubre de 2021.
Madrid, 29 de diciembre de 2020.–La Vicepresidenta Cuarta del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera Rodríguez.
1. Retribución de la actividad de almacenamiento subterráneo básico.
a) Listado de instalaciones con retribución individualizada.
| Empresa titular instalación | Instalación | Fecha inclusión | Año fin vida útil | VI Reconocido (€) |
|---|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2004 de AASS Serrablo: Sondeo Jaca 18. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 4.452.649 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2004 de AASS Serrablo: Sondeo Jaca 22. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 5.286.757 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 1995 de AASS Serrablo. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 2.980.824 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2002 de AASS Serrablo. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 406.415 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS (otros): Sondeos. Alicante. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 67.838 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS (otros): Sondeos. Cantabria. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 867.363 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS (otros): Sondeos. Carrizo (León). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 603.278 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS (otros): Sondeos. Jumilla (Murcia). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 251.972 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS (otros): Sondeos. Nueva Carteya (Córdoba). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 586.318 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS Reus: Sondeos. Reus (Tarragona). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 796.617 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS Sariñena: Sondeos. Sariñena (Huesca). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 1.196.864 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS Yela: Sondeos. Brihuega (Guadalajara). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 3.119.842 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2001 de AASS Yela: Sondeos. Huete (Cuenca). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 2.838.797 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2003 de AASS (otros): Otros estudios. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 899.725 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2003 de AASS Yela: Estudios y sondeos. Brihuega (Guadalajara). | 01-ene-07 | anterior 2020 | 287.750 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Investigación 2003 de AASS Yela: Pozos 5, 6 y 7. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 12.723.216 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 1995 de AASS Gaviota. | 04-jul-07 | anterior 2020 | 66.230.388 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 1995 de AASS Gaviota. | 04-jul-07 | anterior 2020 | 14.538.378 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2004 de AASS Serrablo: Línea de producción. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 318.911 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2005 de AASS Serrablo: Conexión pozos. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 549.695 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2003 de AASS Serrablo: Compresor Booster. | 01-ene-07 | anterior 2020 | 7.840.185 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2008 de AASS Serrablo: Planta Regenaracón Metanol. | 04-dic-08 | anterior 2020 | 3.100.791 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | Instalaciones 2009 de AASS Serrablo: Ssutitución Turbos Pozo Jaca. | 30-sep-09 | anterior 2020 | 11.794.467 |
| NATURGY Almacenamientos Andalucía, S.A. | Almacenamiento Subterráneo Marismas. Instalaciones iniciales. | 01-abr-12 | 2022 | 7.920.989 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | AS Yela. Investigación y explotación Proyecto Reus. | 01-may-12 | 2032 | 65.296 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | AS Yela. Aerorefrigerador. | 24-abr-15 | 2035 | 1.780.160 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | AS Yela. Instalaciones iniciales. | 01-may-12 | 2032 | 229.601.600 |
| Empresa titular gas colchón | Fecha inclusión | Año fin vida útil | VI Bruto Reconocido |
|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 01-ene-07 | 2027 | 57.073.672 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 22-nov-12 | 2032 | 48.697.026 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 18-sept-13 | 2033 | 39.222.507 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 03-oct-13 | 2033 | 20.606.071 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 30-oct-14 | 2034 | 52.811.470 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 26-oct-15 | 2035 | 25.359.014 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 28-oct-16 | 2036 | 21.681.075 |
| NATURGY Almacenamientos Andalucía, S.A. | 01-abr-12 | 2032 | 45.372.125 |
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 25 sept-17 | 2037 | 7.540.706 |
b) Revisión del reparto de la retribución por continuidad de suministro del año 2018.
| Euros | Reparto RCS 2018 | RCS 2018 en Orden TEC/1367/2018 |
Diferencia a reconocer (a incluir 2020) |
|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 4.321.507,73 | 4.317.623,51 | 3.884,22 |
| NATURGY Almacenamiento Andalucía, S.A. | 356.413,77 | 360.297,99 | -3.884,22 |
| Total almacenamientos. | 4.677.921,50 | 4.677.927,46 | 0,00 |
c) Revisión del reparto de la retribución por continuidad de suministro del año 2019.
| Euros | Reparto RCS 2019 | RCS 2019 en Orden TEC/1259/2019 |
Diferencia a reconocer (a incluir 2020) |
|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 5.340.004,38 | 5.335.204,72 | 4.799,66 |
| NATURGY Almacenamiento Andalucía, S.A. | 440.413,67 | 445.213,33 | -4.799,66 |
| Total almacenamientos. | 5.780.418,05 | 5.780.418,05 | 0,00 |
d) Revisión de la retribución por continuidad de suministro del año 2020.
| [MWh] | 2019 | 2020 |
|---|---|---|
| Volumen gas almacenado 01/11. | 30.000.000 | 30.000.000 |
| Incremento. | 0,000000 % |
| 2020 | |
|---|---|
| RCSn-1 | 5.780.418,05 |
| fi | 0,97 |
| Incr. Demanda | 0,0000000 % |
| RCSn | 5.607.005,51 |
e) Revisión del reparto de la retribución por continuidad de suministro del año 2020.
| Reparto RCS 2020 [€] | RCS 2020 en Orden TEC/1259/2019 |
Diferencia a reconocer (a incluir 2020) |
|
|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 5.159.164,21 | 5.147.130,32 | 12.033,89 |
| NATURGY Almacenamiento Andalucía, S.A. | 447.841,30 | 429.518,86 | 18.322,44 |
| Total almacenamientos. | 5.607.005,51 | 5.576.649,18 | 30.356,33 |
f) Retribución transitoria por continuidad de suministro de 1 de enero de 2021 a 30 de septiembre de 2021.
| ene 2021-sept 2021 | |
|---|---|
| RCS 2020. | 5.607.005,51 |
| Factor reducción transitoria. | 0,7125 |
| RCS ene 21-sept 22. | 3.994.991,43 |
g) Reparto de la retribución por continuidad de suministro de 1 de enero de 2021 a 30 de septiembre de 2021.
| Valor de reposición (€) | coeficiente de reparto α (%) |
Reparto RCS ene 2021-sept 2021 (€) |
|
|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 646.177.637,55 | 92,01283 % | 3.675.904,50 |
| NATURGY Almacenamiento Andalucía, S.A. | 56.091.455,61 | 7,98717 % | 319.086,92 |
| Total almacenamientos. | 702.269.093,16 | 100,00000 % | 3.994.991,42 |
h) Retribución por retribución financiera y amortización de 1 de enero de 2021 a 30 de septiembre de 2021 en concepto de inversión.
| Euros | Valor reconocido inversión | Valor de inversión neto | Amortización | Retribución financiera | Retribución total inversión 2021 año completo |
Retribución total inversión ene 2021-sept 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 646.177.636,46 | 294.345.725,69 | 25.221.929,81 | 16.012.407,47 | 41.234.337,28 | 30.841.024,87 |
| NATURGY Almacenamiento Andalucía, S.A. | 56.091.455,61 | 29.026.270,01 | 3.340.539,29 | 1.579.029,09 | 4.919.568,38 | 3.679.567,58 |
| Total AASS. | 702.269.092,07 | 323.371.995,70 | 28.562.469,10 | 17.591.436,56 | 46.153.905,66 | 34.520.592,46 |
i) Demanda prevista de inyección y extracción y retribución provisional por costes de operación y mantenimiento de 1 de enero de 2021 a 30 de septiembre de 2021.
| Promedio COM variables inyección 2017-2019 (€) | Promedio COM variables extracción 2017-2019 (€) | |
|---|---|---|
| A.S. Serrablo. | 41.960 | 79.207 |
| A.S. Gaviota. | 15.806 | 47.899 |
| A.S. Yela. | 729.481 | 44.172 |
| A.S. Marismas. | 28.077 | 76.026 |
| Total AASS. | 815.324 | 247.304 |
| Inyección | Extracción | |
|---|---|---|
| Promedio COM variables 2017-2019 (€). | 815.324,00 | 247.303,67 |
| Promedio volumen 2017-2019 (GWh). | 9.353,67 | 5.647,00 |
| Volumen previsto 2021 (GWh). | 9.590,89 | 8.764,49 |
| COM variables previstos (€). | 836.002,30 | 383.830,44 |
| Euros | COM 2021 directos fijos provisionales | COM 2021 variables de inyección provisionales | COM 2021 variables de extracción provisionales | COM 2021 indirectos provisionales | COM ene 2021-sept 2021 provisionales | REVU ene 2021 - sept 2021 provisionales | TOTAL COM y REVU ene 21-sept 21 provisionales |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| A.S. Serrablo. | 3.570.260,33 | 43.023,85 | 122.933,60 | 1.714.134,00 | 4.076.564,48 | 611.484,67 | 4.688.049,15 |
| A.S. Gaviota. | 16.439.959,67 | 16.207,21 | 74.342,18 | 2.239.227,00 | 14.038.734,10 | 2.105.810,11 | 16.144.544,21 |
| A.S. Yela. | 4.537.262,33 | 747.982,14 | 68.557,65 | 0,00 | 4.004.350,63 | 0,00 | 4.004.350,63 |
| A.S. Marismas. | 2.153.991,33 | 28.789,09 | 117.997,01 | 23.539,72 | 1.738.461,87 | 0,00 | 1.738.461,87 |
| Total AASS. | 26.701.473,66 | 836.002,30 | 383.830,44 | 3.976.900,72 | 23.858.111,07 | 2.717.294,79 | 26.575.405,86 |
La retribución provisional por gastos de operación y mantenimiento activados a reconocer entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021 es cero. La retribución provisional por mejoras de productividad a reconocer entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2021 es cero.
j) Retribución total a reconocer de 1 de enero de 2021 a 30 de septiembre de 2021.
| Euros | Retribución por inversión (incl. Gas colchón) ene 21-sept 21 |
Retribución por COM y REVU provisionales ene 21-sept 21 |
RCS ene 21 - sept 21 |
Minoración por D.A 7.ª Orden ITC/3802/2008 ene 21-sept 21 |
TOTAL ene 21-sept 21 |
|---|---|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 30.841.024,87 | 24.836.943,99 | 3.675.904,50 | -527.547,44 | 58.826.325,92 |
| NATURGY Almacenamiento Andalucía, S.A. | 3.679.567,58 | 1.738.461,87 | 319.086,92 | 0,00 | 5.737.116,37 |
| Total AASS. | 34.520.592,46 | 26.575.405,86 | 3.994.991,42 | -527.547,44 | 64.563.442,29 |
k) Retribución total a reconocer.
| Euros |
TOTAL ene 21-sept 21 |
Total a incluir 2020 | Total |
|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 58.826.325,92 | 20.717,77 | 58.847.043,69 |
| NATURGY Almacenamiento Andalucía, S.A. | 5.737.116,37 | 9.638,56 | 5.746.754,93 |
| Total almacenamientos. | 64.563.442,29 | 30.356,33 | 64.593.798,62 |
2. Revisión de la retribución de la actividad de distribución del año 2019.
| Retribución 2019 | Desvío (€) | ||
|---|---|---|---|
| Cálculo 2020 (€) | Cálculo 2019 (€) | ||
| Nortegas Energía Distribución, S.A.U. | 104.081.429 | 104.715.420 | -633.991 |
| NED España Distribución Gas, S.A.U. | 71.262.144 | 71.395.183 | -133.039 |
| Redexis Gas, S.A. | 90.365.645 | 88.045.292 | 2.320.353 |
| DC Gas Extremadura, S.A. | 12.884.722 | 13.010.501 | -125.779 |
| Tolosa Gasa S.A. | 777.893 | 768.564 | 9.329 |
| Nedgia Catalunya, S.A. | 401.405.803 | 403.922.069 | -2.516.266 |
| Nedgia Andalucía, S.A. | 64.680.419 | 64.621.506 | 58.913 |
| Nedgia Castilla La Mancha, S.A. | 49.021.937 | 48.889.518 | 132.419 |
| Nedgia Castilla y León, S.A. | 79.450.487 | 79.456.550 | -6.063 |
| Nedgia Cegás, S.A. | 122.797.689 | 123.786.959 | -989.270 |
| Nedgia Galicia, S.A. | 41.465.444 | 40.851.123 | 614.321 |
| Redexis Gas Murcia, S.A. | 16.710.275 | 16.480.102 | 230.173 |
| Nedgia Navarra, S.A. | 35.049.507 | 34.813.381 | 236.126 |
| Nedgia Rioja, S.A. | 15.489.299 | 15.431.023 | 58.276 |
| Gasificadora Regional Canaria, S.A. | 1.051.921 | 1.167.192 | -115.271 |
| Madrileña Red de Gas, S.A. | 143.668.511 | 146.438.646 | -2.770.135 |
| Nedgia Madrid,S.A. | 151.494.786 | 153.500.237 | -2.005.451 |
| Nedgia Aragon, S.A. | 6.631.096 | 6.979.708 | -348.612 |
| Nedgia, S.A. | 15.807.360 | 16.361.950 | -554.590 |
| Domus Mil Natural, S.A. | 47.493 | 119.533 | -72.040 |
| Total. | 1.424.143.860 | 1.430.754.457 | -6.610.597 |
Nota:
Las retribuciones de las empresas distribuidoras del Grupo NEDGIA son provisionales hasta que se disponga de la información necesaria de ventas y clientes de las zonas escindidas que permita la aplicación completa del procedimiento descrito en el artículo 2 de la Orden IET/2355/2014, de 12 de diciembre, por la que se establece la retribución de las actividades reguladas del sector gasista para el segundo período de 2014.
3. Revisión de la retribución de la actividad de transporte anterior a 2020.
a) Revisión de la retribución por continuidad de suministro del año 2019.
| 2018 | 2019 | |
|---|---|---|
| MWh | MWh | |
| Mercado nacional (salidas T&D). | 331.558.499,57 | 393.038.073,63 |
| Suministro GNL directo. | -11.724.000,00 | -12.600.000,00 |
| Volumen a considerar. | 319.834.499,57 | 380.438.073,63 |
| Incremento. | 18,9484168 % |
| 2019 | |
|---|---|
| RCSn-1 (2018) | 227.134.672,63 |
| fi | 0,97 |
| Incr. Demanda | 18,9484168 % |
| RCSn (2019) | 262.067.904,18 |
b) Revisión del reparto de la retribución por continuidad de suministro del año 2019.
| Valor de reposición (€) | coeficiente de reparto α [%] | Reparto RCS 2019 (€) | RCS 2019 reconocido en TEC/1259/2019 (€) | Diferencia a reconocer (€) | |
|---|---|---|---|---|---|
| NEDGIA CEGAS, S.A. | 40.886.872,62 | 0,48480 % | 1.270.515,20 | 1.284.243,09 | -13.727,89 |
| ENAGAS Transporte, S.A. | 7.074.084.506,35 | 83,87883 % | 219.819.500,02 | 222.194.644,80 | -2.375.144,78 |
| ENAGAS Transporte del Norte, S.A.U. | 252.130.766,75 | 2,98956 % | 7.834.689,99 | 7.919.343,65 | -84.653,66 |
| NEDGIA Andalucía S.A. | 36.283.921,09 | 0,43023 % | 1.127.483,48 | 1.139.665,91 | -12.182,44 |
| NEDGIA Castilla-La Mancha, S.A. | 41.529.037,29 | 0,49242 % | 1.290.469,77 | 1.304.413,26 | -13.943,49 |
| Gas Extremadura Transportista, S.L. | 68.436.836,07 | 0,81147 % | 2.126.600,42 | 2.149.578,29 | -22.977,86 |
| Gas Natural Transporte SDG, S.L. | 37.518.006,02 | 0,44486 % | 1.165.831,33 | 1.878.284,59 | -712.453,27 |
| NEDGIA, S.A. | 1.052.036,71 | 0,01247 % | 32.690,90 | 0,00 | 32.690,89 |
| NEDGIA Rioja, S.A. | 19.929.928,60 | 0,23631 % | 619.300,91 | 0,00 | 619.300,90 |
| NEDGIA Aragón, S.A. | 1.299.597,24 | 0,01541 % | 40.383,57 | 0,00 | 40.383,57 |
| Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. | 5.512.249,80 | 0,06536 % | 171.287,18 | 173.137,94 | -1.850,76 |
| Regasificadora del Noroeste, S.A. | 72.713.026,21 | 0,86217 % | 2.259.478,39 | 2.283.892,00 | -24.413,62 |
| Redexis Gas Murcia, S.A. | 20.251.547,63 | 0,24013 % | 629.294,87 | 636.094,38 | -6.799,52 |
| NEDGIA Catalunya, S.A. | 197.091.741,61 | 2,33696 % | 6.124.412,01 | 6.190.586,15 | -66.174,15 |
| NEDGIA Navarra, S.A. | 14.571.095,52 | 0,17277 % | 452.780,98 | 457.673,27 | -4.892,30 |
| Redexis Gas, S.A. | 298.952.085,01 | 3,54473 % | 9.289.611,65 | 9.389.985,70 | -100.374,06 |
| Redexis Infraestructuras, S.L.U. | 251.451.211,29 | 2,98151 % | 7.813.573,54 | 7.897.999,03 | -84.425,50 |
| Total transporte. | 8.433.694.466 | 100,00000 % | 262.067.904,21 | 264.899.542,06 | -2.831.637,94 |
|
Instalaciones pem anterior 1 de enero de 2008 |
Instalaciones pem posterior 1 de enero de 2008 |
TOTAL | |
|---|---|---|---|
| Diferencia a reconocer (€) | Diferencia a reconocer (€) | Diferencia a reconocer (€) | |
| NEDGIA CEGAS, S.A. | -6.454,44 | -7.273,45 | -13.727,89 |
| ENAGAS Transporte, S.A. | -1.521.477,84 | -853.666,94 | -2.375.144,78 |
| ENAGAS Transporte del Norte, S.A.U. | -42.816,61 | -41.837,05 | -84.653,66 |
| NEDGIA Andalucía S.A. | -415,91 | -11.766,53 | -12.182,44 |
| NEDGIA Castilla-La Mancha, S.A. | -4.519,87 | -9.423,62 | -13.943,49 |
| Gas Extremadura Transportista, S.L. | -9.784,33 | -13.193,53 | -22.977,86 |
| Gas Natural Transporte SDG, S.L. | -40.819,92 | -671.633,35 | -712.453,27 |
| NEDGIA, S.A. | 0,00 | 32.690,89 | 32.690,89 |
| NEDGIA Rioja, S.A. | 0,00 | 619.300,90 | 619.300,90 |
| NEDGIA Aragón, S.A. | 40.383,57 | 0,00 | 40.383,57 |
| Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. | -1.850,76 | 0,00 | -1.850,76 |
| Regasificadora del Noroeste, S.A. | -16.960,49 | -7.453,13 | -24.413,62 |
| Redexis Gas Murcia, S.A. | 0,00 | -6.799,52 | -6.799,52 |
| NEDGIA Catalunya, S.A. | -59.942,36 | -6.231,79 | -66.174,15 |
| NEDGIA Navarra, S.A. | 0,00 | -4.892,30 | -4.892,30 |
| Redexis Gas, S.A. | -34.620,10 | -65.753,96 | -100.374,06 |
| Redexis Infraestructuras, S.L.U. | -5.417,45 | -79.008,05 | -84.425,50 |
| Total transporte. | -1.704.696,51 | -1.126.941,43 | -2.831.637,94 |
4. Revisión de la retribución de la actividad de plantas de regasificación anterior a 2020
a) Revisión de la retribución por continuidad de suministro del año 2019.
| 2018 | 2019 | |
|---|---|---|
| MWh | MWh | |
| Volumen de gas emitido | 145.281.801,63 | 220.000.000,00 |
| Incremento | 51,4298402 % |
| RCSn-1 (2018) | 62.047.167,07 |
|---|---|
| fi | 0,97 |
| Incr. Demanda | 51,4298402 % |
| RCSn (2019) | 91.139.188,15 |
b) Revisión del reparto de la retribución por continuidad de suministro del año 2019.
| Reparto RCS 2019 (€) | Reparto RCS 2019 en la Orden TEC/1259/2019 (€) | Diferencia a reconocer (€) | |
|---|---|---|---|
| ENAGAS Transporte, S.A.U. | 52.130.801,99 | 52.130.801,99 | 0,00 |
| Bahía de Bizkaia Gas, S.L. | 13.008.887,45 | 13.008.887,45 | 0,00 |
| Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. | 15.511.113,39 | 15.511.113,39 | 0,00 |
| Regasificadora del Noroeste, S.A. | 10.488.385,32 | 10.488.385,32 | 0,00 |
| Total. | 91.139.188,15 | 91.139.188,15 | 0,00 |
1. Capital pendiente de amortizar a 31/12/2020: 372.245.390,10 €.
2. Anualidad reconocida para el año 2021: 38.264.834,81 €, tipo de interés aplicado: 1,104 %.
3. Participación de cada uno de los titulares del derecho de cobro en la anualidad:
| Anualidad 2021 (€) | |
|---|---|
| ENAGAS, S.A. | 2.629,08 |
| ENAGAS Transporte del Norte, S.L. | 356.835,04 |
| Tolosa Gas, S.A. | 10.762,15 |
| Gas Extremadura Transportista, S.L. | 92.328,29 |
| D.C. de Gas Extremadura, S.A. | 149.735,75 |
| Madrileña Red de Gas, S.A. | 1.902.029,98 |
| Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. | 1.489.145,59 |
| Regasificadora del Noroeste, S.A. | 743.232,02 |
| Bahía de Bizkaia Gas, S.L. | 533.875,34 |
| Gasificadora Regional Canaria, S.A. | 12.285,04 |
| Iberdrola Distribución de Gas, S.A.U. | 14,02 |
| Santander S.A. | 18.864.575,05 |
| Liberbank S.A. | 14.107.387,46 |
| Total. | 38.264.834,81 |
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