Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado
La Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE, reconoce como uno de los aspectos fundamentales para la creación del mercado interior de gas natural, el establecimiento de tarifas de acceso al transporte. En este sentido, el considerando 23 y el artículo 41 de esta Directiva determinan, por una parte, la necesidad de adoptar medidas para «garantizar tarifas de acceso transparentes y no discriminatorias al transporte» y, por otra parte, que las autoridades reguladoras tendrán, entre otras competencias, la de establecer o aprobar, de conformidad con criterios transparentes, las tarifas de transporte o distribución, o sus metodologías, velando por que no sean discriminatorias y no haya subvenciones cruzadas entre las actividades de transporte, distribución, almacenamiento, GNL y suministro.
El Reglamento (CE) n.º 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) 1775/2005, tiene por objeto establecer normas no discriminatorias sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural, con el fin de garantizar el correcto funcionamiento del mercado interior del gas.
El artículo 13 del citado Reglamento (CE) n.º 715/2009 determina que las tarifas de acceso, o los métodos para calcularlas, deberán respetar los principios de transparencia y no discriminación entre distintos usuarios, evitarán subvenciones cruzadas entre los usuarios de la red, proporcionarán incentivos para la inversión y mantenimiento o creación de la interoperabilidad de las redes de transporte y no limitarán la liquidez del mercado ni distorsionarán el comercio transfronterizo de las diferentes redes de transporte. Adicionalmente, establece que las tarifas para los usuarios de la red se fijarán por separado por cada punto de entrada o punto de salida del sistema de transporte. Por último, establece que cuando las diferencias en las estructuras tarifarias o en los mecanismos de balance constituyan un obstáculo al comercio entre las redes de transporte, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 41, apartado 6, de la Directiva 2009/73/CE, todos los gestores de redes de transporte fomentarán activamente, en estrecha colaboración con las autoridades nacionales competentes, la convergencia de las estructuras tarifarias y de los principios de tarificación incluyendo también los relativos al balance.
El Reglamento (UE) 2017/460 de la Comisión, de 16 de marzo de 2017, por el que se establece un código de red sobre la armonización de las estructuras tarifarias de transporte de gas, tiene por objeto fijar las normas de armonización de las estructuras tarifarias de transporte de gas. Dicho Reglamento impone a la autoridad reguladora nacional una serie de obligaciones relativas al procedimiento de establecimiento de la metodología de cálculo y la información que debe acompañar a la publicación de las tarifas.
Adicionalmente, el citado Reglamento establece que, simultáneamente con la consulta final efectuada de conformidad con el artículo 26, la autoridad reguladora nacional realizará una consulta sobre los principios del mecanismo de compensación efectivo entre gestores de redes de transporte y sus consecuencias sobre los niveles tarifarios.
Por otra parte, el artículo 28 establece que simultáneamente con la consulta final efectuada de conformidad con el artículo 26, apartado 1, la autoridad reguladora nacional consultará a las autoridades reguladoras nacionales de todos los Estados miembros conectados directamente y todas las partes interesadas pertinentes sobre el nivel de los multiplicadores; si procede, el nivel de factores estacionales y los niveles de descuentos aplicables a los productos estándar de capacidad interrumpible y a las entradas desde instalaciones de GNL y en los puntos de entrada y de salida desde las infraestructuras construidas con objeto de poner fin al aislamiento de los Estados Miembros.
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 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, modificó la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia; la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos; y la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, a efectos de transferir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las competencias dadas al regulador en la normativa europea.
A través de dicha modificación, la Ley 3/2013, de 4 de junio, asignó a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la función de establecer mediante circular, previo trámite de audiencia y siguiendo criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la estructura y la metodología para el cálculo de los peajes de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas destinados a cubrir la retribución asociada al uso de las instalaciones de las redes de transporte, distribución y plantas de gas natural licuado.
Así, el artículo 92 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, señala que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobará, mediante resolución los precios de los peajes y cánones de acceso a las instalaciones de transporte, distribución y plantas de gas natural licuado de acuerdo con la metodología y estructura que a estos efectos sea aprobada por ella misma, mientras que el Gobierno establecerá la metodología para el cálculo de los cánones de los servicios básicos de acceso a los almacenamientos subterráneos, siendo el titular del Ministerio para la Transición Ecológica, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, el responsable de aprobar los precios de los cánones de acceso a los almacenamientos subterráneos básicos.
Adicionalmente, establece que los peajes y cánones tendrán en cuenta los costes incurridos por el uso de las instalaciones de manera que se optimice el uso de las infraestructuras y podrán diferenciarse por niveles de presión, características del consumo y duración de los contratos. Estos precios deberán respetar el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista y ser suficientes para cubrir los costes por el uso de las instalaciones de transporte, distribución y plantas de gas natural licuado. Finalmente, el citado artículo establece que, con carácter general, los peajes y cánones de acceso a las instalaciones gasistas, así como los cargos, se establecerán anualmente, correspondiendo a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la aprobación de los peajes y cánones de acceso a las instalaciones de transporte, distribución y plantas de Gas Natural Licuado.
El artículo 59 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, establece que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones de transporte, distribución y plantas de gas natural licuado respetando el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista y de suficiencia para cubrir los costes asociados al uso de dichas instalaciones, de acuerdo con lo previsto en dicha ley y normativa de desarrollo.
La metodología para el cálculo de los peajes de acceso a las infraestructuras gasistas establecida en la presente circular consiste en la definición de unas reglas explícitas para asignar los costes del regasificación, transporte y distribución de forma objetiva, transparente, no discriminatoria y siguiendo criterios de eficiencia en el uso de las infraestructuras. En este sentido, se establecen peajes diferenciados para cada uno de los servicios prestados teniendo en cuenta las infraestructuras que intervienen en la prestación de cada servicio. Asimismo, la estructura de los peajes y cánones de acceso a las infraestructuras gasistas se determina teniendo en cuenta las variables inductoras del coste para cada uno de los servicios prestados por las infraestructuras gasistas.
La circular se adecua a los principios de buena regulación previstos en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, dado que responde a los principios de necesidad y eficiencia, siendo el instrumento más adecuado para garantizar la consecución de los objetivos que persigue.
La proporcionalidad de la circular deriva del hecho de contener la regulación imprescindible para determinar la metodología de cálculo de los peajes de acceso. Esto es, establece los principios generales que rigen la metodología de cálculo, las fórmulas para determinar los peajes de acceso a las instalaciones de transporte, distribución y plantas de regasificación y recoge los procedimientos que se han de seguir y la información que han de aportar los distintos agentes para la determinación de los peajes.
El principio de transparencia se cumple al definir claramente los objetivos de la circular y su justificación. Durante la tramitación se han cumplido todas las exigencias normativas en materia de participación y audiencia de interesados.
Por otra parte, la circular busca generar las menores cargas administrativas para los administrados, así como los menores costes indirectos, fomentando el uso racional de los recursos necesarios.
Esta circular desplaza las disposiciones anteriores al Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, que regulaban la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de gas natural, disposiciones que, en las materias que son objeto de regulación en esta circular, devienen ahora inaplicables, conforme a lo establecido en el citado Real Decreto-ley. Dado que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ejerce esta competencia por primera vez, la circular no incluye una disposición derogatoria. Este efecto se produce sin perjuicio de que, a través, en su caso, de mecanismos de cooperación, se pueda articular una tabla de vigencias para facilitar el conocimiento de las normas aplicables en estas materias, así como que se dé publicidad, a través de las oportunas páginas web, al compendio de normas aplicables, estructurado por materias.
Por todo lo anterior, conforme a las funciones asignadas por el artículo 7.1.d) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, previo trámite de audiencia, así como los trámites previstos en el Reglamento (UE) 2017/460 con respecto a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía y a las autoridades reguladoras nacionales de Francia y Portugal y de acuerdo con las orientaciones de política energética establecidas en la Orden TEC/406/2019, de 5 de abril, según las conclusiones alcanzadas a este respecto en la Comisión de Cooperación prevista en el artículo 2 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, y de acuerdo con el Consejo de Estado, el Pleno del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en su sesión de 22 de julio de 2020, ha acordado emitir la presente circular.
Constituye el objeto de la presente circular el establecimiento de la metodología para el cálculo de los peajes de los servicios básicos de acceso a las infraestructuras gasistas de transporte, distribución y regasificación.
Asimismo, constituye el objeto de la presente circular el establecimiento del mecanismo de compensación entre los gestores de la red de transporte, de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 del Reglamento (UE) 2017/460 de la Comisión de 16 de marzo de 2017 por el que se establece un código de red sobre la armonización de las estructuras tarifarias de transporte de gas.
A los efectos exclusivamente de lo establecido en esta circular, serán de aplicación, además de las definiciones establecidas en el artículo 3 del Reglamento (UE) 2017/460 de la Comisión de 16 de marzo de 2017 por el que se establece un código de red sobre la armonización de las estructuras tarifarias de transporte de gas, las siguientes:
1. Red de transporte: de acuerdo con la definición de transporte establecida en el Reglamento (CE) n.º 715/2009, la red de transporte será la red troncal prevista en el artículo 59.2.a) 1.º de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
2. Redes locales: incluyen las siguientes instalaciones, en los términos del artículo 59, apartados 2.a) 2.º, 3 y 4, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre:
a) Los gasoductos de transporte primario (presión de diseño igual o superior a 60 bar) utilizados para el suministro local de gas natural.
b) Las redes de transporte secundario que están formadas por los gasoductos de presión máxima de diseño comprendida entre 60 y 16 bar.
c) La red de distribución, que comprende los gasoductos con presión máxima de diseño igual o inferior a 16 bar y aquellos otros que, con independencia de su presión máxima de diseño, tengan por objeto conducir el gas a un único consumidor partiendo de un gasoducto de la red de transporte, red de influencia local o red de transporte secundario.
3. Modelo de red simplificado: representación esquemática de la red de transporte troncal. El modelo de red determina la distancia desde cada una de las posiciones de la red de transporte hasta cada una de las posiciones adyacentes a la misma.
4. Demanda de gas transportada: volumen de gas que circula a través de la red de transporte. No incluye, por tanto, la demanda de los consumidores suministrados desde plantas satélite.
5. Capacidad contratada prevista equivalente del servicio S: capacidad contratada prevista que incorpora el impacto de los multiplicadores aplicables a los contratos de duración inferior al año. Se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 4 de la presente circular.
6. Niveles de presión tarifarios: niveles de presión que se consideran a los efectos de la metodología de asignación de la retribución de la red de influencia local, red de transporte secundario y red de distribución. En particular, se consideran NP0 (nivel de presión inferior o igual a 4 bar), NP1 (nivel de presión superior a 4 bar e inferior o igual a 16 bar), NP2 (nivel de presión superior a 16 bar e inferior o igual a 60 bar); NP3 (nivel de presión superior a 60 bar).
7. Grupo tarifario: agrupación de suministros con las mismas características independientemente de su presión de conexión.
8. Periodo regulatorio: período durante el cual permanece vigente la metodología.
9. Periodo tarifario: período durante el cual se aplica un determinado nivel de peajes.
10. Año de gas: periodo comprendido entre el 1 de octubre de un año y el 30 de septiembre del año siguiente.
11. Perfil de consumo: demanda horaria o diaria de gas demandada a lo largo de un periodo, típicamente un año de gas.
12. Tiempo medio de operación: intervalo, en horas, comprendido entre el momento en que el barco esté atracado y listo para la descarga en una planta de regasificación y el momento en que se produzca la desconexión de los brazos de descarga.
La metodología de asignación de la presente circular se basa en los siguientes principios tarifarios:
a) Suficiencia. Los peajes de cada una de las actividades garantizan la recuperación de la retribución correspondiente a dicha actividad, de acuerdo con las previsiones realizadas.
b) Eficiencia. Los peajes calculados con la metodología de la presente circular asignan los costes de las infraestructuras a cada grupo tarifario según el principio de causalidad, evitando subsidios cruzados entre grupos tarifarios e incentivando la eficiencia en el suministro.
c) Transparencia y objetividad. Los criterios de asignación de la retribución reconocida a las infraestructuras, la información de entrada y los parámetros aplicados en la metodología están definidos explícitamente en la presente circular y son públicos.
d) No discriminación entre los usuarios de las infraestructuras con las mismas características, ya estén localizados en el territorio nacional o fuera del territorio nacional.
e) La metodología de asignación promoverá la competencia y el comercio eficiente de gas.
1. La capacidad contratada equivalente correspondiente al servicio s en el periodo tarifario n resulta de aplicar la siguiente formula:
Siendo:
m: número de contratos.
Qs,n: capacidad contratada equivalente prevista para el servicio s en el periodo tarifario n.
Qds,i,n: capacidad contratada prevista correspondiente al servicio s del contrato o agrupación de contratos i con duración d en el periodo tarifario n.
Ddi: duración en días del tipo de contrato i, excepto para el producto intradiario que se calculará en horas.
D: número de días del año, que tomará el valor de 365 o 366 en los años bisiestos. En el caso de los productos intradiarios la duración del contrato se establece en horas, por lo que D tomará el valor de 8.760 o 8.784 en lugar de por 365 o 366, respectivamente.
Md: multiplicador de corto plazo aplicable a los contratos con duración d.
2. En el caso de los productos interrumpibles el multiplicador será el resultado de considerar tanto el coeficiente de corto plazo como el descuento del producto interrumpible respecto del producto firme.
1. El presente capítulo será de aplicación para la determinación de los términos de facturación de los peajes de transporte aplicables a los usuarios con derecho de acceso a las instalaciones, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 61 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
2. Los peajes de transporte no serán de aplicación a los consumidores abastecidos desde plantas satélite.
1. Los peajes de la actividad de transporte incluirán los siguientes conceptos:
a) La retribución anual de la red de transporte, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
b) Las revisiones, en su caso, de la retribución anual de la red de transporte correspondientes a ejercicios anteriores.
c) Las diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los peajes de la actividad de transporte correspondiente a ejercicios anteriores.
d) Las compensaciones por interrumpibilidad abonadas a los usuarios de red correspondientes a ejercicios anteriores, de acuerdo con lo establecido en el artículo 15.
e) Otros ingresos o costes liquidables imputables según se establezca en la normativa vigente, diferentes de los anteriores.
2. En la determinación de los peajes de la actividad de transporte se incluirán, en su caso, las primas obtenidas en las subastas de capacidad de los puntos de entrada y puntos de salida de la red de transporte.
1. Las infraestructuras de transporte prestan los siguientes servicios de transporte:
a) Entrada a la red de transporte: incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el transporte del gas desde el punto de entrada a la red de transporte hasta el punto de intercambio virtual de la red de transporte.
b) Salida de la red de transporte: incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el transporte de gas desde el punto de intercambio virtual de la red de transporte hasta la salida de la red de transporte.
La salida desde la red de transporte hacia las plantas de regasificación se define como un producto de capacidad condicional sujeto a la existencia de entradas físicas en la red de transporte desde las plantas de GNL superiores al mínimo técnico de regasificación.
2. Las infraestructuras de transporte no prestan ningún servicio no asociado a transporte.
1. De acuerdo con lo establecido en el artículo 4 del Reglamento (UE) 2017/460, se define la siguiente estructura de los peajes de transporte:
a) Peaje de entrada a la red de transporte: consta de un término fijo por capacidad contratada, expresado en €/(kWh/día)/año, y un término variable por volumen, expresado en €/kWh, ambos términos con seis decimales.
b) Peaje de salida de la red de transporte: consta de un término fijo por capacidad contratada, expresado en €/(kWh/día)/año y un término variable por volumen, expresado en €/kWh, ambos términos con seis decimales.
2. En el caso de puntos de suministros sin obligación de disponer de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado se sustituye el término fijo por capacidad contratada, por un término fijo por cliente, expresado en €/cliente y año con dos decimales, calculado en función del factor de carga previsto para cada una de las categorías de consumidores establecidas en el artículo 21. A estos efectos, serán de aplicación las condiciones establecidas en el artículo 25.
1. La retribución reconocida a la actividad de transporte, exceptuando la parte de la retribución reconocida por el gas de operación, se asigna a los términos fijos de capacidad contratada de los peajes de entrada y salida de la red de transporte, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.2 del Reglamento (UE) 2017/460.
2. De la retribución reconocida a la actividad de transporte, exceptuando la parte de la retribución reconocida por el gas de operación, el 50% se asigna al término fijo por capacidad contratada del peaje de entrada y el 50% al término fijo por capacidad contratada del peaje de salida.
3. La retribución reconocida por el gas de operación se asigna al término variable por volumen, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.3 del Reglamento (UE) 2017/460.
1. Los peajes de transporte basados en capacidad se determinarán conforme a la metodología de distancia ponderada por capacidad establecida en el artículo 8 del Reglamento (UE) n.º 2017/460, cuyo detalle se recoge en el Anexo I.
2. A efectos de aplicación de la metodología de distancia ponderada por capacidad, se definen los siguientes parámetros:
a) Puntos de entrada a la red de transporte:
i) Las conexiones internacionales con terceros países mediante gasoducto.
ii) Las entradas desde las plantas de regasificación.
iii) Las entradas desde yacimientos y desde las plantas de biogás conectadas a la red de transporte.
iv) Las entradas desde los almacenamientos subterráneos.
v) Cualquier otro punto que inyecte gas en la red de transporte diferente de los anteriores.
b) Puntos de salida a la red de transporte:
i) Las conexiones internacionales con países terceros mediante gasoducto.
ii) Salida virtual hacia cada una de las plantas de regasificación.
iii) Cada una de las salidas de la red de transporte hacia las redes locales.
iv) Las salidas hacia los almacenamientos subterráneos.
v) Cualquier otro punto en el que produzca una salida de gas desde la red de transporte diferente de los anteriores.
c) Modelo de red simplificado:
El modelo de red simplificado se corresponde con la red de transporte troncal física, con las siguientes simplificaciones:
i) Los gasoductos duplicados se considerarán como un gasoducto único que incorporará todas las entradas y salidas de los mismos.
ii) La planta de regasificación de Barcelona se considerará como un único punto de entrada y salida de la red de transporte, resultado de agrupar las dos conexiones entre dicha planta de regasificación y la red de transporte.
iii) Se podrán agrupar varios puntos de entrada o varios puntos de salida, próximos entre sí, en un único punto de entrada o un único punto de salida, respectivamente.
d) La capacidad contratada prevista en cada punto de entrada y en cada punto de salida se corresponderá con la capacidad contratada equivalente de cada punto de entrada y cada punto de salida.
e) La distancia mínima entre cada punto de entrada y cada punto de salida será determinada teniendo en cuenta los gasoductos no bidireccionales existentes en la red de transporte.
1. Conforme al artículo 22 del Reglamento (UE) n.º 2017/460, los peajes de transporte basados en capacidad de aplicación en los puntos de entrada y de salida en un punto de interconexión virtual se calculan con arreglo a la siguiente fórmula:
Donde:
PVIP: Peaje de transporte basado en capacidad aplicable al punto virtual.
Pi: Peaje de transporte aplicable a los puntos físicos que integran el punto virtual, resultante de aplicar la metodología descrita en el artículo 10.
CAPi: Capacidad prevista para cada uno de los puntos físicos que integran el punto virtual, considerada en la aplicación de la metodología descrita en el artículo 10.
i = 1…n: cada uno de los puntos físicos que integran el punto virtual.
2. Si el peaje de transporte basado en capacidad de un punto o agrupación de puntos resultara indeterminado, motivado porque la capacidad contratada prevista fuera nula, los peajes de transporte basados en capacidad para ese punto o agrupación de puntos se corresponderá con el que habría resultado de aplicar la metodología considerando que la capacidad contratada para dicho punto fuera igual a 1 MWh/día.
1. Conforme al artículo 6 del Reglamento (UE) 2017/460, se establece un precio homogéneo a las siguientes agrupaciones de puntos de entrada y puntos de salida:
a) Entradas en la red de transporte desde plantas de regasificación.
b) Entradas en la red de transporte desde almacenamientos subterráneos.
c) Salidas de la red de transporte hacia plantas de regasificación.
d) Salidas de la red de transporte hacia los almacenamientos subterráneos.
e) Salidas de la red de transporte hacia las redes locales.
2. Los peajes de transporte basados en capacidad de cada agrupación de puntos de entrada y de cada agrupación de puntos de salida se determinará aplicando lo establecido en el artículo 11.
3. Conforme al artículo 9.1 del Reglamento (UE) 2017/460, se establece un descuento del 100% a los peajes de transporte basados en capacidad de aplicación a las entradas y salidas, desde o hacia los almacenamientos subterráneos.
4. Conforme al artículo 9.2 del Reglamento (UE) 2017/460, se establece un descuento del 13,9% a los peajes de transporte basados en capacidad de aplicación a las entradas desde instalaciones de GNL, a fin de aumentar la seguridad de suministro.
5. Los peajes de transporte basados en capacidad aplicables a los puntos de entrada y salida de la red de transporte, se ajustarán para asegurar la suficiencia de los mismos.
1. El peaje de transporte basado en volumen será único y se aplicará a todas las entradas y salidas de la red de transporte.
2. El peaje de transporte basado en volumen resulta del cociente entre la retribución asociada al gas de operación y la suma de los volúmenes de entrada y salida previstos para el periodo tarifario correspondiente.
3. En el anexo I se detalla la metodología aplicable para calcular los peajes de transporte basados en volumen.
1. Los multiplicadores aplicables a los contratos trimestrales, mensuales y diarios se calcularán de forma que, dado el perfil de consumo diario previsto para el servicio s, la facturación de cada uno de dichos contratos sea equivalente a la que resultaría para el contrato anual. Los multiplicadores serán el resultado de promediar los que resulten para los últimos cuatros años con información completa.
2. El multiplicador aplicable a los contratos intradiarios será el resultado del producto del multiplicador diario determinado en el punto anterior por el coeficiente que resulta para una duración del contrato intradiario de 12 horas.
El coeficiente anterior resultará del promedio de los coeficientes de los cuatro años anteriores. El coeficiente correspondiente al año n y un contrato intradiario de 12 horas, se calculará de forma que, dado el perfil de consumo horario registrado en el año n para el servicio s, la facturación que obtendría el consumidor medio en caso de formalizar un contrato diario y la facturación que obtendría de combinar contratos diarios e intradiarios de 12 horas fuera equivalente.
3. Los multiplicadores aplicables a las salidas de la red de transporte hacia la red local, incluyen factores estacionales, que se determinarán aplicando lo siguiente:
a) Coeficiente mensual:
CM,m = [(Qm,a x 12)n] x MM
Siendo:
CM,m: es el coeficiente que habrá de aplicarse al peaje del producto estándar de capacidad anual para obtener el peaje estándar de capacidad mensual, correspondiente al mes m.
En caso de que la media aritmética de los coeficientes mensuales supere el valor del multiplicador, deberán ajustarse.
Qm,a: proporción que representa el mes m en el cómputo del año a.
El coeficiente Qm,a se determinará considerando el perfil medio registrado en los cuatro últimos ejercicios para los que se dispone de información cerrada.
n: potencia máxima aplicable tal qué ningún CM,m sea inferior a la unidad. Tomará un valor comprendido entre 0 y 2.
MM: es el nivel del multiplicador mensual determinado en el artículo 14.1.
b) Coeficiente trimestral:
CT,t = CT0,t x MT
Siendo:
– CT,t: es el coeficiente que habrá de aplicarse al peaje del producto estándar de capacidad anual para obtener el peaje estándar de capacidad trimestral, correspondiente al trimestre t.
En caso de que la media aritmética de los coeficientes trimestrales supere el valor del multiplicador, deberán reescalarse.
– CT0,t: valor inicial del coeficiente correspondiente a un trimestre t. Se tomará como valor de inicio bien la media aritmética de los coeficientes mensuales respectivos aplicables a los tres meses correspondientes, bien un valor que no será inferior al coeficiente mínimo ni superior al coeficiente máximo de los coeficientes mensuales aplicables a los tres meses correspondientes.
MT: es el nivel del multiplicador trimestral determinado en el artículo 14.1.
c) Coeficiente diario:
CD,m = CM,m x MD
Siendo:
CD,m: es el coeficiente que habrá de aplicarse al peaje del producto estándar de capacidad anual para obtener el peaje estándar de capacidad diaria en el mes m.
En caso de que la media aritmética de los coeficientes supere el valor del multiplicador, deberán reescalarse.
CM,m: es el coeficiente que habrá de aplicarse al peaje del producto estándar de capacidad anual para obtener el peaje estándar de capacidad mensual, correspondiente al mes m.
MD: es el nivel del multiplicador para la capacidad diaria determinado en el artículo 14.1.
d) Coeficiente intradiario:
CI,m = CM,m x MI
Siendo:
CI,m: es el coeficiente que habrá de aplicarse al peaje del producto estándar de capacidad anual para obtener el peaje estándar de capacidad intradiaria en el mes m.
En caso de que la media aritmética de los coeficientes supere el valor del multiplicador intradiario, deberán ajustarse.
CM,m: es el coeficiente que habrá de aplicarse al peaje del producto estándar de capacidad anual para obtener el peaje estándar de capacidad mensual, correspondiente al mes m.
MI: es el nivel del multiplicador para la capacidad intradiaria determinado en el artículo 14.2.
4. Los multiplicadores aplicables a los contratos trimestrales, mensuales, resultantes de lo anterior, no serán inferiores a uno, ni superiores a 1,5.
5. Los multiplicadores aplicables a los contratos diarios, resultantes de lo anterior, no serán inferiores a uno, ni superiores a 3.
6. Los multiplicadores aplicables a los contratos trimestrales, mensuales, diario e intradiario se redondearán a un decimal.
7. El multiplicador intradiario aplicable a los contratos intradiarios cuya duración sea igual a 24 horas será el correspondiente al contrato diario.
8. La contratación de peajes de transporte de salida de duración inferior a un año requerirá que el punto de suministro disponga de equipos de telemedida instalados y operativos.
1. En las conexiones internacionales con Francia y Portugal, si en el periodo tarifario anterior al año de determinación de los peajes de transporte las interrupciones de capacidad se han producido por congestión física, según se define en el artículo 2.1.23 del Reglamento (CE) n.º 715/2009, los peajes interrumpibles aplicables a la capacidad interrumpible contratada se calcularán aplicando lo siguiente:
a) Peaje interrumpible basado en capacidad:
Pis,p,h = (1 – Diexante,s,h) x Ps,p,h
Donde:
Pis,p,h= Peaje interrumpible basado en capacidad aplicable al servicio s, punto de entrada o salida p, y duración h (anual, trimestral, mensual, diario o intradiario).
Diexante,s,h: descuento ex ante aplicable al servicio s de duración h (anual, trimestral, mensual, diario o intradiario).
Ps,p,h= Peaje basado en capacidad aplicable al servicio s, punto de entrada o salida p, y duración h.
b) El descuento exante se calculará aplicando la fórmula siguiente:
Diexante,s,h = Pros,h x A x 100%
Donde:
Pros,h: probabilidad de interrupción, que se calculará conforme a la siguiente fórmula:
Donde:
N: Previsión del número de interrupciones.
Dint: Duración media de las interrupciones expresada en horas.
Dh: Duración, en horas, del correspondiente producto de duración h (anual, trimestral, mensual, diario o intradiario).
Capint,h: Previsión de capacidad a interrumpir correspondiente al producto de duración h (anual, trimestral, mensual, diario o intradiario).
Caph: Previsión de capacidad correspondiente al producto de duración h (anual, trimestral, mensual, diario o intradiario).
A: Factor de ajuste, que refleja el valor económico de la interrupción, no inferior a 1.
2. En las interconexiones internacionales con Francia y Portugal, si en el periodo tarifario anterior al año de determinación de los peajes de transporte no se hubieran producido interrupciones de capacidad, o las producidas no hubieran sido motivadas por congestión física no se aplicarán peajes interrumpibles; serán de aplicación los peajes firmes correspondientes.
No obstante, los usuarios tendrán derecho a una compensación ex post, por cada día en que se le haya producido una interrupción. Esta compensación se aplicará a las interrupciones de capacidad contratada con naturaleza interrumpible y se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
CIex-post,s,p: Compensación interrumpible aplicable al servicio s y punto de conexión p.
Capint,s,p: Capacidad interrumpida en el punto de conexión p atribuible al servicio s.
Ms: Multiplicador diario aplicable al servicio s.
Ps,p: Peaje anual basado en capacidad aplicable al servicio s y punto de conexión p.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
La compensación ex post será abonada por el responsable de facturar el peaje de transporte de los puntos de suministro con derecho a la misma, y será incorporado en el mecanismo de liquidaciones de la actividad de transporte.
3. Las condiciones aplicables para que los consumidores nacionales tengan derecho a la compensación por interrumpibilidad serán las reguladas en el artículo 24.
1. La facturación de los peajes de transporte será llevada a cabo por los siguientes agentes:
a) El gestor técnico del sistema será el responsable de facturar los peajes de entrada y salida de la red de transporte desde y hacia las plantas de regasificación y los almacenamientos subterráneos.
b) El operador de la instalación de transporte será el responsable de la facturación de los peajes de entrada y salida de la red de transporte del resto de puntos, con la excepción de las salidas hacia las redes locales.
c) El responsable de la facturación del peaje de salida de la red de transporte hacia las redes locales será el definido en el artículo 26.1 como responsable de la facturación de los peajes de acceso a las redes locales, considerando a estos efectos las mismas variables de facturación que las utilizadas en la facturación de los peajes de redes locales.
2. La facturación de los peajes de transporte se efectuará mensualmente por parte del responsable de la misma, con la excepción de los consumidores que de acuerdo con lo establecido en el artículo 51.2 del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, tengan una periodicidad de medida bimestral.
3. Los peajes de transporte constan de un término de facturación fijo por capacidad contratada o por cliente, un término de facturación variable por volumen y, en su caso, un término de facturación por capacidad demandada, que se determinarán de acuerdo con lo siguiente:
a) Facturación por capacidad contratada se efectuará de acuerdo con las siguientes fórmulas:
i) En el caso de contratos de duración anual, trimestral, mensual o diaria:
Donde:
FCs,p,t: Facturación por capacidad correspondiente al servicio s, punto de entrada o salida p, y duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresado en euros, con dos decimales.
Qs,p,t: Capacidad contratada correspondiente al servicio s, punto de entrada o salida p, y duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresada en kWh/día.
Ms,p,t: Multiplicador aplicable al servicio s, punto de entrada o salida p, y duración t (anual, trimestral, mensual o diaria). Para los contratos anuales se considerará un multiplicador de 1.
TCs,p: Término de capacidad basado en caudal aplicable al contrato anual correspondiente al servicio s y punto de entrada o salida p, en €/(kWh/día)/año.
D: Número de días del contrato que pertenecen al periodo del servicio que se está facturando.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
A estos efectos, los contratos de duración indefinida tendrán el mismo tratamiento que los contratos de duración anual.
ii) En el caso de contratos de duración intradiaria:
Donde:
FCs,p: Facturación intradiaria por capacidad correspondiente al servicio s y punto de entrada o salida p, expresado en euros, con dos decimales.
Qs,p: Capacidad contratada intradiaria correspondiente al servicio s y punto de entrada o salida p, expresada en kWh/hora.
Ms,p: Multiplicador aplicable al servicio s y punto de entrada o salida p.
TCs,p: Término de capacidad basado en caudal aplicable al servicio s y punto de entrada o salida p en €/(kWh/hora)/año.
H: Duración del contrato expresado en horas.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 8.760 por 8.784.
b) Facturación por cliente: Si el punto de suministro no está obligado a disponer de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado conforme con la normativa vigente, se sustituirá la facturación por caudal, detallada en el punto 3.a del presente artículo, por la siguiente:
Donde:
FCL: Importe mensual de la facturación por cliente expresada en euros, con dos decimales.
TCLi: Término por cliente, expresado en €/año aplicable a los consumidores de la categoría i.
N: Número de días del periodo del servicio que se está facturando.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
c) Facturación por volumen: La facturación por volumen se efectuará de acuerdo con la siguiente fórmula:
FVs,p= Vs,p × TV
Donde:
FVs,p: Facturación por volumen correspondiente al servicio s y punto de entrada o salida p, expresado en euros, con dos decimales.
Vs,p: Volumen correspondiente al servicio s, punto de entrada o salida p, expresado en kWh.
TV: Término por volumen, expresado en €/kWh.
Cuando un mismo consumidor tenga contratos formalizados con más de un comercializador, la facturación por volumen será trasladada a cada comercializador proporcionalmente a la facturación del término por capacidad contratada.
d) Facturación por capacidad demandada:
i) La facturación por capacidad demandada será aplicable únicamente a las salidas hacia consumidores nacionales. En el resto de puntos de entrada y salida de la red de transporte, los usuarios no podrán efectuar nominaciones superiores a sus capacidades contratadas.
ii) Facturación por capacidad demandada:
Puntos de suministro con telemedida instalada y puntos de suministro con obligación de disponer de equipo de medida con capacidad de registro del caudal diario máximo demandado.
Para cada día de gas en el que el caudal máximo demando por un consumidor sea superior a la suma de las capacidades contratadas en cada uno de los contratos que, en su caso, pudiera disponer dicho usuario, se facturará el exceso conforme a la siguiente fórmula:
Donde:
FEQd: Facturación por capacidad demandada, expresada en euros, con dos decimales, correspondiente al día de gas d.
QMd: Capacidad máxima demandada en el día de gas d, expresada en kWh/día.
QCt,d: Capacidad contratada correspondiente al contrato de duración t (anual, trimestral, mensual, diario o intradiario) en el día de gas d, expresada en kWh/día. A los efectos anteriores, la capacidad contratada asociada a los contratos intradiarios se multiplicará por el número de horas de duración del contratado y se dividirá entre 24.
MDd: Multiplicador aplicable a los contratos de duración diaria aplicable al día de gas d.
TC: Término de capacidad aplicable a la salida nacional para los contratos de duración anual, en €/(kWh/día)/año.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
A estos efectos, los contratos de duración indefinida tendrán el mismo tratamiento que los contratos de duración anual.
iii) Cuando un mismo consumidor tenga contratos formalizados con más de un comercializador, la facturación por la capacidad demandada será trasladada a cada comercializador proporcionalmente a la facturación del término por capacidad contratada.
4. La facturación del peaje de salida de la red de transporte hacia las redes locales correspondientes a períodos en que haya habido variación de los mismos, se calculará repartiendo el consumo total del período facturado de forma proporcional al tiempo en que haya estado en vigor cada uno de ellos, excepto para los consumidores en que se efectúe medición diaria, para los que la facturación se realizará de acuerdo con dichas medidas.
1. La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia publicará en su página web, además de la información a la que se hace referencia en el artículo 36 de la presente circular, la información establecida en el artículo 30 del Reglamento (UE) 2017/460.
2. Los transportistas publicarán en la plataforma mencionada en el punto 3.1.1, apartado 1, letra h) del anexo I del Reglamento (CE) n.º 715/2009, la información establecida en el artículo 31.2 del Reglamento (UE) 2017/460, previa verificación por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia.
1. El presente capítulo será de aplicación para la determinación de los términos de facturación de los peajes de acceso a las redes locales aplicables a los usuarios con derecho de acceso a las instalaciones, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 61 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
2. A estos efectos, se considera que todos los consumidores son suministrados desde las redes locales, conforme a la Orden IET/2434/2012, de 7 de noviembre, por la que se determinan las instalaciones de la red básica de gas natural pertenecientes a la red troncal de gas natural.
3. Quedan exceptuados del pago de peajes de acceso a las redes locales las inyecciones de gases de origen renovable, tales como el biogás, conectados en la red local.
Los peajes asociados al uso de las redes locales incluirán los siguientes conceptos:
1. La retribución anual de la red de transporte primario de influencia local, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
2. La retribución anual de la red de transporte secundario, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
3. La retribución anual de la red de distribución, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
4. Las revisiones, en su caso, de la retribución de la red de transporte primario de influencia local, de la red de transporte secundario y red de distribución.
5. Las diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los peajes asociados al uso de las redes locales correspondientes a ejercicios anteriores.
6. Las compensaciones por interrumpibilidad abonadas a los usuarios de red correspondientes a ejercicios anteriores, de acuerdo con lo establecido en el artículo 28.
7. Otros ingresos o costes liquidables imputables según se establezca en la normativa vigente, diferentes de los anteriores.
El servicio prestado por las redes locales incluye el derecho al uso de las infraestructuras necesarias para transportar el gas desde los puntos de salida de la red de transporte hasta los consumidores finales o desde las plantas satélites de GNL a los consumidores finales y la inyección de biogás en redes locales.
1. Los peajes de acceso a las redes locales se diferencian por volumen de consumo y constan de un término fijo por capacidad contratada, expresado en €/(kWh/día)/año, y un término variable por volumen, expresado en €/kWh, ambos con seis decimales.
Si el punto de suministro no dispone de equipos de medida que permitan el registro diario del caudal máximo demandado, los peajes de acceso a las redes locales constarán de un término por cliente, expresado en €/cliente y año, y de un término variable por volumen, expresado en €/kWh, ambos con seis decimales.
2. Los peajes de acceso a las redes locales se diferencian en los siguientes grupos tarifarios en función del volumen:
a) Peaje RL.1: Consumo igual o inferior a 5.000 kWh/año.
b) Peaje RL.2: Consumo superior a 5.000 de kWh/año e inferior o igual a 15.000 de kWh/año.
c) Peaje RL.3: Consumo superior a 15.000 de kWh/año e inferior o igual a 50.000 de kWh/año.
d) Peaje RL.4: Consumo superior a 50.000 de kWh/año e inferior o igual a 300.000 de kWh/año.
e) Peaje RL.5: Consumo superior a 300.000 de kWh/año e inferior o igual a 1.500.000 de kWh/año.
f) Peaje RL.6: Consumo superior a 1.500.000 de kWh/año e inferior o igual a 5.000.000 de kWh/año.
g) Peaje RL.7: Consumo superior a 5.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 15.000.000 de kWh/año.
h) Peaje RL.8: Consumo superior a 15.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 50.000.000 de kWh/año.
i) Peaje RL.9: Consumo superior a 50.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 150.000.000 de kWh/año.
j) Peaje RL.10: Consumo superior a 150.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 500.000.000 de kWh/año.
k) Peaje RL.11: Consumo superior a 500.000.000 de kWh/año.
Los peajes de acceso a las redes locales se determinarán mediante la aplicación de la siguiente metodología, cuyo detalle se recoge en el anexo II de la presente circular.
1. Asignación de la retribución de redes locales por inductor de coste.
a) La retribución de la red de transporte primario de influencia local y la red de transporte secundario tienen como inductor de coste la capacidad.
b) La retribución de la actividad de distribución tiene como inductor de coste la capacidad y el número de suministros.
c) La retribución de la actividad de distribución y, en su caso, revisiones de ejercicios anteriores se asignan en función del inductor de coste (número de suministros o capacidad), conforme a los porcentajes recogidos en el punto 1.a del anexo IV.
2. Asignación de la retribución de redes locales cuyo inductor de coste es la capacidad.
a) Asignación de la retribución por niveles de presión.
i) La retribución anual de la red de transporte primario de influencia local y, en su caso, revisiones de ejercicios anteriores, se asignará al nivel de presión de más de 60 bar (NP3).
ii) La retribución anual de la red de transporte secundario y, en su caso, revisiones de ejercicios anteriores se asignará al nivel de presión comprendido entre 16 bar y 60 bar (NP2).
iii) La retribución reconocida a la actividad de distribución y, en su caso, revisiones de ejercicios anteriores se asignarán por nivel de presión conforme a los porcentajes recogidos en el punto 1 del anexo IV.
iv) El resto de conceptos a los que se hace referencia en el artículo 19 de la presente circular se distribuirán por nivel de presión proporcionalmente a la retribución asignada por nivel de presión que resulta de los puntos i), ii) y iii) anteriores.
b) Asignación de la retribución asociada a las redes locales cuyo inductor de coste es la capacidad, excluida la relativa al gas de operación, de cada nivel de presión al propio nivel de presión y a niveles de presión inferiores.
La retribución a recuperar mediante los peajes de acceso a las redes locales, con la excepción de la correspondiente al gas de operación, se asignará a los suministros del propio nivel de presión y a los suministros conectados a niveles de presión inferiores en función de un modelo de red simplificado correspondiente al día de máxima demanda registrado en los cuatro años anteriores al inicio de periodo regulatorio.
c) Asignación de la retribución cuyo inductor de coste es la capacidad que se debe recuperar por cada nivel de presión a los términos fijos y variables.
La retribución a recuperar por los suministros conectados a un nivel de presión, asociada a dicho nivel de presión se asigna al término fijo del peaje de acceso a las redes locales.
La retribución a recuperar por los suministros conectados a un nivel de presión asociada a niveles de presión superiores al que están conectados, se asigna al término variable del peaje de acceso a las redes locales.
d) Asignación de la retribución a recuperar mediante el término fijo por grupo tarifario.
La retribución a recuperar mediante el término fijo de cada nivel de presión se asignará por grupo tarifario en función de la distribución de la capacidad contratada equivalente prevista para cada nivel de presión por grupo tarifario.
e) Asignación de la retribución a recuperar mediante el término variable por grupo tarifario.
La retribución que se debe recuperar mediante el término variable de cada nivel de presión, excluido el gas de operación, se asignará por grupo tarifario en función de la distribución del consumo de cada nivel de presión por grupo tarifario.
3. Asignación de la retribución de la distribución cuyo inductor de coste es el cliente.
a) La retribución de la distribución cuyo inductor de coste es el cliente se asignará proporcionalmente al número de clientes conectados en la red de distribución.
b) La retribución de la distribución cuyo inductor de coste es el cliente se asignará por grupo tarifario en función del número de clientes de distribución incluidos en cada grupo tarifario.
c) La retribución anterior se asignará al término fijo del peaje de acceso a redes locales.
4. Asignación de la retribución asociada al gas de operación.
La retribución asociada al gas de operación se asignará en función del consumo previsto.
5. Determinación del término fijo por capacidad contratada.
El término fijo por capacidad de cada grupo tarifario será el resultado de dividir la suma de las retribuciones asignadas al correspondiente grupo tarifario, resultado de los puntos 2.d) y 3.c) anteriores, entre la capacidad contratada equivalente prevista para dicho grupo tarifario.
6. Determinación del término variable por volumen.
El término variable por volumen de cada grupo tarifario será el resultado de dividir la suma de las retribuciones variables asignadas al correspondiente grupo tarifario, resultantes de los puntos 2.e) y 4 anteriores, entre el volumen previsto para dicho grupo tarifario.
7. Determinación del término fijo por cliente.
El término fijo por cliente de un grupo tarifario se calculará de forma que sea igual a la facturación total que resulte de aplicar los peajes obtenidos conforme a los puntos 5 y 6 al consumidor de mayor tamaño del grupo tarifario inmediatamente anterior.
La diferencia entre la retribución asignada al grupo tarifario y la facturación por el término de cliente del grupo tarifario, se asigna al término variable.
Para el grupo tarifario RL.1 se impone la misma estructura fijo variable que la que resulta para el grupo tarifario RL.2.
1. Serán de aplicación los mismos multiplicadores de corto plazo que los aplicables a las salidas de la red de transporte hacia la red local.
2. La aplicación de peajes de duración inferior a un año requerirá disponer de telemedida instalada y operativa.
1. Las condiciones aplicables para que los consumidores nacionales tengan derecho a la compensación por interrumpibilidad serán:
a) Requisitos de los consumidores nacionales:
i) Consumo anual superior a 10 GWh/año y consumo diario superior a 26.000 kWh/día.
ii) Presión de suministro superior a 4 bar.
iii) Telemedida operativa.
iv) Cumplimiento de los criterios geográficos y técnicos valorados por el Gestor Técnico del Sistema Gasista y en su caso el Operador del Sistema Eléctrico.
v) Firma de un convenio entre el consumidor, el comercializador, en su caso, y el Gestor Técnico del Sistema. En el caso de que el consumidor sea un generador eléctrico, deberá firmar igualmente el Operador del Sistema Eléctrico.
b) Condiciones de aplicación de la interrumpibilidad: las establecidas en los artículos 12 y 23 de la Resolución de 25 de julio de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se regulan las condiciones de asignación y el procedimiento de aplicación de la interrumpibilidad en el sistema gasista o resolución que la sustituya.
c) Causas de interrupción: las establecidas en el artículo 10 de la Resolución de 25 de julio de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se regulan las condiciones de asignación y el procedimiento de aplicación de la interrumpibilidad en el sistema gasista o resolución que la sustituya.
d) Criterios para la ejecución de las interrupciones: las establecidas en el artículo 15 de la Resolución de 25 de julio de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se regulan las condiciones de asignación y el procedimiento de aplicación de la interrumpibilidad en el sistema gasista o resolución que la sustituya.
e) Comunicación:
i) El Gestor Técnico del Sistema comunicará al consumidor, al comercializador y al operador de las infraestructuras en las que se preste el servicio la solicitud de realizar la interrupción.
ii) El incumplimiento de las instrucciones de interrupción impartidas por parte del Gestor Técnico del Sistema por parte de un consumidor acogido a esta modalidad de acceso conllevará que el consumidor tenga que abonar el triple de la compensación por interrumpibilidad que hubiera recibido en caso de cumplir con la instrucción impartida. Asimismo, el incumplimiento supondrá la cancelación automática del convenio.
2. Los consumidores conectados que cumplan los requisitos anteriores tendrán derecho a una compensación ex post, por cada día en que se le haya producido una interrupción, que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
CIex-post,i: Compensación interrumpible aplicable al consumidor i.
Capint,i: Capacidad interrumpida al consumidor i.
M: Multiplicador diario aplicable al peaje de acceso a las redes locales.
TCi: Término por capacidad del peaje de acceso a las redes locales aplicable al consumidor.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
A estos efectos, los contratos de duración indefinida tendrán el mismo tratamiento que los contratos de duración anual.
La compensación ex post será abonada por el responsable de facturar el peaje de redes locales de los puntos de suministro con derecho a la misma y será incorporado en el mecanismo de liquidaciones.
3. Mientras existan problemas de congestión zonal en el sistema gasista, el Gestor Técnico del Sistema propondrá anualmente a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las zonas con posibilidad de congestión y la capacidad susceptible de ser contratada bajo el régimen de interrumpibilidad. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobará por Resolución las zonas y los valores concretos de capacidad a contratar, previa comunicación a la Dirección General de Política Energética y Minas.
1. Los responsables de la facturación determinarán el peaje de aplicación a cada punto de suministro de acuerdo con las siguientes reglas:
a) Ubicación inicial:
En el caso de nuevos puntos de suministro, el peaje vendrá determinado en función del consumo anual previsto, que será facilitado por los comercializadores a los responsables de la facturación.
En el caso de aquellos puntos de suministro que dispongan de equipo de medida con capacidad de registro diario del caudal máximo demandado, el responsable de la facturación comprobará que el factor de carga que resulte de la relación entre el consumo previsto y el caudal o caudales contratados en el punto de suministro no es superior al 80%.
En el caso de que la relación entre el consumo previsto y el caudal o caudales contratados en el punto de suministro superara el 80%, se ubicará al punto de suministro en el escalón de consumo que le corresponda imponiendo una relación del 80%.
b) Reubicación del punto de suministro:
i) Al iniciar un nuevo año de gas, el responsable de la facturación procederá a comprobar la correcta ubicación y en su caso a la reubicación de todos los suministros, exceptuando aquellos que hayan sido dados de alta, hayan modificado el caudal del contrato de acceso indefinido o hayan cambiado de peaje en el año de gas inmediatamente anterior.
A los efectos de la reubicación de los suministros en el peaje que corresponda se tendrá en cuenta el consumo total registrado en el punto de suministro resultante de agregar todos los contratos, independientemente del número y duración de los mismos, en el año de gas inmediatamente anterior.
ii) En el caso de los suministros que hubieran sido dados de alta, hubieran modificado el caudal contratado del contrato de acceso indefinido o hubieran solicitado un cambio de peaje durante el año de gas inmediatamente anterior, con la excepción de los conectados en redes de presión de diseño igual o inferior a 4 bar y sin obligación de disponer de telemedida, transcurridos doce meses desde el alta o modificación se procederá a su reubicación en el peaje correspondiente cuando el consumo total registrado en esos doce meses resultante de agregar todos los contratos, independientemente del número y duración de los mismos, no se correspondiera con el escalón de peaje en el que se encuentra ubicado.
2. Refacturación en caso de reubicación del punto de suministro.
Si se produce una reubicación del punto de suministro, en los términos establecidos en el apartado b) del punto anterior, el responsable de la facturación procederá a facturar de nuevo el peaje de salida de la red de transporte, redes locales y otros costes de regasificación teniendo en cuenta el grupo tarifario que le hubiera correspondido considerando el consumo real para el periodo considerado.
La regla anterior no será de aplicación a los consumidores conectados en redes de presión de diseño igual o inferior a 4 bar sin obligación de disponer de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado.
Las refacturaciones resultantes se facturarán al mismo comercializador al que fueron emitidas las facturas originales.
3. Los contratos realizados se considerarán firmes vinculantes para las partes durante todo el periodo contratado debiendo abonar el titular de la capacidad contratada la totalidad de los peajes que correspondan de acuerdo con la normativa vigente, incluso en el caso de no utilización de la capacidad. En el caso particular de contratos de carácter indefinido solo podrá reducirse la capacidad contratada, salvo en el caso de causar baja en el suministro, una vez haya transcurrido un año desde su contratación o desde su última modificación.
Asimismo, solo se podrá modificar el peaje una vez haya transcurrido un año desde su contratación o desde su última modificación, sin considerar a estos efectos las modificaciones derivadas de la reubicación descrita en el apartado 1.b de este artículo.
4. La facturación de peajes correspondientes a períodos en que haya habido variación de los mismos, se calculará repartiendo el consumo total del período facturado de forma proporcional al tiempo en que haya estado en vigor cada uno de ellos, excepto para los consumidores en que se efectúe medición diaria, para los que la facturación se realizará de acuerdo con dichas medidas.
1. La facturación de los peajes de acceso a las redes locales se efectuará, con la periodicidad establecida en el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, o norma que lo sustituya, por el operador de la instalación de transporte o distribución desde la que se realiza el suministro o por el gestor técnico del sistema, como operador en los términos del artículo 64 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, en el resto de los casos.
2. Los peajes de acceso a las redes locales aplicables a los puntos de suministro con obligación de disponer de telemedida y, en su caso, a todos aquellos puntos de suministro que se determine que han de disponer de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado de acuerdo con la normativa vigente, constan de un término fijo de facturación por capacidad contratada, un término variable de facturación por volumen y, en su caso, un término de facturación por capacidad demandada, que se determinarán de acuerdo con lo siguiente:
a) Facturación por capacidad contratada, de cada uno de los contratos en vigor durante el periodo de facturación, que se efectuará de acuerdo con las siguientes fórmulas.
i) En el caso de contratos de duración anual, trimestral, mensual o diaria:
Donde:
FCt: Facturación por capacidad correspondiente a un contrato de duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresado en euros, con dos decimales.
Qt: Capacidad contratada correspondiente contrato de duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresado en kWh/día.
Mt: Multiplicador aplicable contrato de duración t (anual, trimestral, mensual o diaria). Para los contratos anuales se considerará un multiplicador de 1.
TCGT: Término de capacidad del peaje de acceso a las redes locales, en €/(kWh/día)/año correspondiente al grupo tarifario GT.
D: Número de días del contrato incluidos en el periodo de facturación.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
A estos efectos, los contratos de duración indefinida tendrán el mismo tratamiento que los contratos de duración anual.
ii) En el caso de contratos de duración intradiaria:
Donde:
FCi: Facturación por capacidad de un contrato intradiario expresada en euros, con dos decimales.
Qi: Capacidad contratada intradiaria, expresada en kWh/hora.
M: Multiplicador aplicable a un contrato intradiario.
TCGT: Término de capacidad basado en caudal en €/(kWh/hora)/año correspondiente al grupo tarifario GT.
H: Duración del contrato expresado en horas.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 8.760 por 8.784.
b) Facturación por volumen, que se efectuará de acuerdo con la siguiente fórmula:
FV = V x TVGT
Donde:
FV: Facturación por volumen expresada en euros, con dos decimales.
V: Volumen, expresado en kWh.
TVGT: Término por volumen, expresado en €/kWh, correspondiente al grupo tarifario GT aplicable a los puntos de suministro que dispongan de equipo de medida con capacidad de registro diario del caudal máximo demandado.
Cuando un mismo consumidor tenga contratos formalizados con más de un comercializador, la facturación por volumen será trasladada a cada comercializador proporcionalmente a la facturación del término por capacidad contratada.
c) Facturación por capacidad demandada, de aplicación a los puntos de suministro con telemedida instalada y los puntos de suministro con obligación de disponer de equipo de medida con capacidad de registro del caudal diario máximo demandado, que se realizará conforme a la siguiente fórmula:
i) Para cada día de gas en el que el caudal máximo demando por un consumidor sea superior a la suma de las capacidades contratadas en cada uno de los contratos que, en su caso, pudiera disponer dicho usuario, se facturará el exceso conforme a la siguiente fórmula:
Donde:
FEQd: Facturación por capacidad demandada, expresada en euros, con dos decimales, correspondiente al día de gas d.
QMd: Capacidad máxima demandada en el día de gas d, expresada en kWh/día.
QCt,d: Capacidad contratada correspondiente al contrato de duración t (anual, trimestral, mensual, diario o intradiario) en el día de gas d, expresada en kWh/día. A los efectos anteriores, la capacidad contratada asociada a los contratos intradiarios se multiplicará por el número de horas de duración del contratado y se dividirá entre 24.
MDd: Multiplicador aplicable a los contratos de duración diaria aplicable al día de gas d.
TCGT: Término de capacidad del peaje de acceso a las redes locales, en €/(kWh/día)/año correspondiente al grupo tarifario GT.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
A estos efectos, los contratos de duración indefinida tendrán el mismo tratamiento que los contratos de duración anual.
ii) Cuando un mismo consumidor tenga contratos formalizados con más de un comercializador, la facturación por la capacidad demandada será trasladada a cada comercializador proporcionalmente a la facturación del término por capacidad contratada.
3. Los peajes de acceso a las redes locales aplicables a los suministros que no tengan obligación de disponer de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado constan de un término fijo de facturación por cliente y un término variable de facturación por volumen, que se determinarán de acuerdo con lo siguiente:
a) Facturación por cliente, que se realizará conforme a:
Donde:
FCL: Importe mensual de la facturación por cliente expresada en euros, con dos decimales.
TCLGT: Término por cliente, expresado en €/año aplicable a los consumidores de la categoría GT.
N: Número de días del periodo del servicio que se está facturando.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
b) Facturación por volumen, se efectuará de acuerdo con la siguiente fórmula:
FV = V × TV GT
Donde:
FV: Facturación por volumen expresada en euros, con dos decimales.
V: Volumen, expresado en kWh.
TVGT: Término por volumen, expresado en €/kWh, con seis decimales correspondiente al grupo tarifario GT de aplicación a los consumidores que no dispongan de equipo de medida con capacidad de registro diario del caudal máximo demandado.
4. No obstante lo anterior, los puntos de suministro que sin obligación de disponer de equipo de medida con capacidad de registro diario del caudal máximo demandado dispongan de él podrán optar por el método de facturación establecido en el punto 2.
En todo caso, el método de facturación del término fijo será el mismo para el peaje de acceso de salida de la red de transporte hacia redes locales, peaje de acceso a las redes locales y peaje para la recuperación de otros costes de regasificación.
Para que un punto de suministro sin obligación de disponer de equipo de medida con capacidad de registro diario del caudal máximo demandado pueda optar por el método de facturación establecido en el punto 2 se deberá:
a) Solicitar el cambio de método de facturación un mes antes a la entrada en aplicación de este método de facturación.
b) Verificar previamente por parte del operador de la instalación que el equipo instalado reúne las condiciones necesarias establecidas en la normativa vigente para ser utilizado en este tipo de facturación.
c) Mantener el método de facturación al menos un periodo de un año.
El presente capítulo será de aplicación a los usuarios con derecho de acceso a las instalaciones, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 61 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
Los peajes de la actividad de regasificación incluirán los siguientes conceptos:
1. La retribución anual de la actividad de regasificación, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
2. Las revisiones, en su caso, de la retribución de la actividad de regasificación correspondientes a ejercicios anteriores.
3. Las diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los peajes de la actividad de regasificación de ejercicios anteriores.
4. Las compensaciones por interrumpibilidad abonadas a los comercializadores y consumidores directos en el mercado correspondientes a ejercicios anteriores, de acuerdo con lo establecido en el artículo 33.
5. En su caso, las primas resultantes de los procedimientos de asignación de capacidad imputables a la actividad de regasificación.
6. Otros ingresos o costes liquidables imputables a la actividad de regasificación según se establezca en la normativa vigente, diferentes de los anteriores.
1. Las plantas de regasificación prestarán los siguientes servicios individuales:
a) Descarga de buques: El servicio de descarga de GNL incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque en una planta de regasificación.
b) Almacenamiento de GNL: El servicio de almacenamiento de GNL incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el almacenamiento de GNL en el tanque virtual de balance de las plantas de regasificación.
c) Regasificación: El servicio de regasificación incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la regasificación de GNL.
d) Carga de cisternas: El servicio de carga de cisternas incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la carga en vehículos cisterna del GNL depositado en las plantas de regasificación.
e) Carga de GNL de planta en buque: Este servicio incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para transferir el GNL desde una planta de regasificación a un buque.
f) Trasvase de GNL de buque a buque: este servicio incluye el derecho al uso de las instalaciones de la planta de regasificación necesarias para transferir el GNL de un buque a otro buque.
g) Puesta en frio de buques: este servicio incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para que un buque metanero sin carga pueda recibir GNL de las plantas de regasificación y/o para realizar la purga del gas inerte (gassing up) de un buque, en las condiciones de seguridad apropiadas. El volumen de carga asociado al servicio de puesta en frío no podrá ser superior al talón del buque. Se entiende por talón la cantidad mínima de GNL que ha de conservarse en los tanques de carga de un buque metanero para mantener la temperatura de operación. Su valor dependerá de las características constructivas de los tanques y su valor no podrá superar el 5% de la capacidad total de almacenamiento del buque.
h) Licuefacción virtual: dará derecho a la transferencia de gas desde el punto de intercambio virtual de la red de transporte hasta el Tanque Virtual de Balance de las plantas de regasificación, en forma de GNL.
2. A los efectos de esta circular, las plantas de regasificación prestarán los siguientes servicios agregados:
a) Servicio de descarga de buques, almacenamiento de GNL y regasificación: incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque en una planta de regasificación, al almacenamiento de la totalidad o parte del GNL descargado durante el tiempo necesario hasta su regasificación completa y la regasificación de dicho GNL a un flujo constante, en las condiciones que se definan conforme a la circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación en el sistema de gas natural.
b) Servicio de almacenamiento de GNL y regasificación: dará derecho al uso de las instalaciones necesarias para el almacenamiento de GNL durante el tiempo necesario hasta su regasificación completa y la regasificación del GNL a un flujo constante, en las condiciones que se definan conforme a la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación en el sistema de gas natural.
c) Servicio de descarga de buque, almacenamiento de GNL y carga de buque incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque en una planta de regasificación, al almacenamiento de GNL descargado en la planta hasta un valor máximo definido y al uso de las instalaciones necesarias para la carga de GNL a buques desde dicha planta de regasificación, en las condiciones que se definan conforme a la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación de capacidad en el sistema de gas natural.
1. Los peajes de la actividad de regasificación por los servicios individuales prestados en la planta tendrán la siguiente estructura:
a) El peaje de descarga de buques, consta de un término fijo en función del tamaño del buque, expresado en €/Buque, y un término variable expresado en €/kWh, con seis decimales. En particular, se consideran los siguientes tamaños de buque:
i. S: Tamaño del buque inferior o igual a 40.000 m3 de GNL.
ii. M: Tamaño del buque superior a 40.000 m3 de GNL e inferior o igual a 75.000 m3 de GNL.
iii. L: Tamaño del buque superior a 75.000 m3 de GNL e inferior o igual a 150.000 m3 de GNL.
iv. XL: Tamaño del buque superior a 150.000 m3 de GNL e inferior o igual a 216.000 m3 de GNL.
v. XXL: Tamaño del buque superior a 216.000 m3 de GNL.
A los efectos anteriores, el tamaño del buque vendrá determinado por el máximo de los siguientes valores: volumen contratado o físicamente descargado. El factor de conversión de m3 a kWh a efectos del establecimiento de garantías se publicará en la Resolución por la que se establezcan los valores de los peajes correspondientes, conforme al artículo 36 de la presente circular.
b) El peaje de almacenamiento de GNL consta de un término fijo, expresado en €/kWh/día y un término variable expresado en €/kWh, ambos con seis decimales.
c) El peaje de regasificación consta de un término fijo, expresado en €/kWh/día y un término variable expresado en €/kWh, ambos con seis decimales.
d) El peaje de carga de cisternas consta de un término fijo, expresado en €/kWh/día y un término variable expresado en €/kWh, ambos con seis decimales.
e) El peaje de trasvase de GNL de planta a buques consta de un término variable expresado en €/kWh, con seis decimales.
f) El peaje de trasvase de GNL de buque a buque consta de un término variable expresado en €/kWh, con seis decimales.
g) El peaje de puesta en frío consta de un término variable expresado en €/kWh, con seis decimales.
h) El peaje de licuefacción virtual consta de un término fijo, expresado en €/kWh/día, con seis decimales.
2. Los peajes por los servicios agregados prestados en la planta tendrán la estructura que resulte de la agregación de los peajes correspondientes a cada uno de los servicios individuales que integran el correspondiente servicio agregado.
3. El peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación constará de un término fijo expresado en €/(kWh/día)/año, con seis decimales, con la excepción del aplicable a los comercializadores o consumidores directos en el mercado por el volumen cargado en cisterna con destino a planta unicliente que constarán de un término variable, expresado en €/kWh con seis decimales.
Si el punto de suministro no dispone de equipos de medida que permitan el registro diario del caudal máximo demandado el peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación constará de un término fijo por cliente, expresado en €/cliente y año con dos decimales.
La metodología para la determinación de los peajes de regasificación, cuyo detalle se recoge en el anexo III de la presente circular, consta de las siguientes etapas:
1. Determinación de la retribución que se debe recuperar a través de los peajes de regasificación.
a) La retribución de la actividad de regasificación que debe recuperarse a través de los peajes de regasificación se determinará conforme al artículo 28.
b) La retribución de la actividad de regasificación asociada a la retribución por la inversión, la retribución asociada a los costes operativos, la retribución por extensión de vida útil y la retribución asociada a incentivos se recuperará a través de los peajes asociados al uso de las instalaciones.
c) La retribución de la actividad de regasificación por continuidad de suministro, la retribución asociada a instalaciones en situación administrativa especial y los impactos que, en su caso, se puedan derivar de sentencias de los tribunales, así como el impacto que pudiera derivarse del establecimiento de un periodo transitorio de convergencia se recuperará a través del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación.
2. Asignación de la retribución fija asociada a la inversión, a los costes operativos, a la extensión de la vida útil e incentivos a cada uno de los elementos que integran la planta de regasificación.
3. Asignación de la retribución de cada uno de los elementos a cada uno de los servicios prestados en la planta.
4. Asignación de la retribución variable a cada uno de los servicios prestados en la planta.
5. Determinación de los términos de facturación de los peajes de los servicios individuales:
a) La retribución fija se asigna al término fijo del peaje del servicio correspondiente, con la excepción de los servicios de carga de GNL de planta en buque, trasvase de GNL de buque a buque y puesta en frío.
b) La retribución variable se asigna al término variable del peaje del servicio correspondiente.
6. Determinación del término de facturación del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación.
a) La retribución que se debe recuperar a través del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación se distribuye entre los consumidores suministrados desde plantas uniclientes y el resto, proporcionalmente al volumen.
b) El término variable del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación se corresponde con el término variable obtenido en el punto a).
c) La retribución asociada a otros costes de regasificación que se debe recuperar a través de los consumidores suministrados desde las redes locales se asigna por grupo tarifario proporcionalmente al número de clientes, recuperándose a través del correspondiente término fijo, bien cliente, bien capacidad.
1. Los multiplicadores aplicables a los contratos trimestrales, mensuales y diarios se calcularán de forma que, dado el perfil de consumo diario previsto para el servicio s, la facturación de cada uno de dichos contratos sea equivalente a la que resultaría del contrato anual. Los multiplicadores serán el resultado de promediar los que resulten para los últimos cuatros años con información completa.
2. El multiplicador aplicable a los contratos intradiarios será el resultado del producto del multiplicador diario determinado en el punto anterior por el coeficiente que resulta para una duración del contrato intradiario de 12 horas.
El coeficiente anterior resultará del promedio de los coeficientes de los cuatro años anteriores. El coeficiente correspondiente al año n y un contrato intradiario de 12 horas, se calculará de forma que, dado el perfil de consumo horario registrado en el año n para el servicio s, la facturación que obtendría el consumidor medio en caso de formalizar un contrato diario y la facturación que obtendría de combinar contratos diarios e intradiarios de h horas fuera equivalente.
3. Los multiplicadores aplicables a los contratos trimestrales, mensuales, resultantes de lo anterior, no serán inferiores a uno, ni superiores a 1,5.
4. Los multiplicadores aplicables a los contratos diarios, resultantes de lo anterior, no serán inferiores a uno, ni superiores a 3.
5. Los multiplicadores aplicables a los contratos trimestrales, mensuales y diario se redondearán a un decimal.
6. El multiplicador intradiario aplicable a los contratos intradiarios cuya duración sea igual a 24 horas será el correspondiente al contrato diario.
1. En el caso de que un comercializador o consumidor directo haya contratado un servicio de carácter interrumpible y se produzca una interrupción, tendrá derecho a una compensación ex post, por cada día en que se le haya producido una interrupción, que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
CIex-post,i,s: Compensación interrumpible del comercializador o consumidor directo i correspondiente al servicio s.
Capint,i,s: Capacidad interrumpida al comercializador o consumidor directo i correspondiente al servicio s.
Ms: Multiplicador diario aplicable al servicio s objeto de interrupción.
TCs: Término por capacidad del peaje de acceso del servicio s.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
2. La compensación ex post será abonada por el responsable de facturar el peaje de acceso interrumpible correspondiente al servicio que haya sido objeto de interrupción y será incorporado en el mecanismo de liquidaciones.
3. La compensación ex post no será de aplicación al peaje de licuefacción virtual.
1. Con carácter general, no se podrán efectuar nominaciones superiores a las capacidades contratadas.
No obstante, en el caso de servicios agregados se atenderá a lo establecido en el artículo 33 de la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación de capacidad en el sistema de gas natural.
2. En el caso del peaje de almacenamiento de GNL no se podrá disponer en el tanque de almacenamiento de un volumen de gas almacenado superior al contratado.
No obstante, en el caso de servicios agregados se atenderá a lo establecido en el artículo 33 de la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación de capacidad en el sistema de gas natural.
3. Se considerará puesta en frío cuando el barco metanero atraque en la planta y cargue una cantidad no superior a su talón.
En el caso de que se cargue una cantidad de GNL superior se considerará que se realizan dos operaciones diferentes: puesta en frío y transvase de GNL a buque, aplicándose los peajes asociados a cada una de ellas.
4. La facturación de servicios de trasvase de GNL de planta a buque, de buque a buque y puesta en frío contratados/programados viable y no realizados por causas imputables al comercializador se efectuará considerando a los efectos el volumen contratado.
5. Los peajes aplicables a los servicios agregados serán el resultado de aplicar los peajes correspondientes a los servicios individuales que integren el correspondiente servicio agregado, aplicándose adicionalmente lo establecido en el artículo 35 a efectos de determinar las variables de facturación correspondientes.
6. La ubicación, reubicación y refacturación, en su caso, de los puntos de suministro en el grupo tarifario que corresponda a efectos de la aplicación del peaje de otros costes de regasificación se realizará conforme al artículo 25.
7. La facturación del peaje de otros costes de regasificación correspondientes a períodos en que haya habido variación de los mismos, se calculará repartiendo el consumo total del período facturado de forma proporcional al tiempo en que haya estado en vigor cada uno de ellos, excepto para los consumidores en que se efectúe medición diaria, para los que la facturación se realizará de acuerdo con dichas medidas.
1. Servicios Individuales.
a) Peaje de descarga de buques.
La facturación del peaje de descarga de buques se efectuará mensualmente por la empresa transportista titular de las instalaciones de descarga de GNL, de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
FB: Importe mensual en euros de facturación del peaje de descarga de buques, expresada en euros con dos decimales.
TVdescarga: Término variable del peaje de descarga de buques, en €/kWh, con seis decimales.
VD: kWh contratados o físicamente descargados por el consumidor.
TFdescarga,i: Término fijo del peaje de descarga de buques aplicable al buque de tamaño i, en €/buque.
Nbuques,i: Número de buques descargados de tamaño i.
i: Tamaño del buque de acuerdo con lo establecido en el artículo 29 de la presente circular.
b) Peaje de almacenamiento de GNL, regasificación, carga en cisternas y licuefacción virtual.
La facturación de los peajes de almacenamiento de GNL, regasificación y licuefacción virtual se efectuará mensualmente por el Gestor Técnico del Sistema y la facturación del peaje de carga en cisternas se llevará a cabo mensualmente por el operador de las instalaciones donde se presta el servicio, de acuerdo con las siguientes fórmulas:
i) Facturación por capacidad contratada.
(1) En el caso de contratos de duración anual, trimestral o diaria:
Donde:
FCs,t: Facturación por caudal correspondiente al servicio s, y duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresado en euros, con dos decimales.
Qs,t: Capacidad contratada correspondiente al servicio s y duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresada en en kWh/día.
La capacidad contratada para el servicio de la carga en cisternas con destino a plantas satélite de distribución, se corresponderá el reparto medio diario del GNL cargado, supuesta una duración anual, de conformidad con los artículos 22.6 y 29.4 de la Circular 8/2019, de 12 de diciembre.
Ms,t: Multiplicador aplicable al servicio s, y duración t (anual, trimestral, mensual o diaria). Para los contratos anuales se considerará un multiplicador de 1.
TCs,: Término de capacidad del peaje correspondiente al servicio s, en €/(kWh/día)/año.
D: Número de días del contrato que pertenecen al mes del servicio que se está facturando.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
(2) En el caso de contratos de duración intradiaria:
Donde:
FCs: Facturación por caudal correspondiente al servicio s expresado en euros, con dos decimales.
Qs: Capacidad contratada correspondiente al servicio s, expresada en kWh/hora con tres decimales.
Ms: Multiplicador intradiario aplicable al servicio s.
TCs: Término de capacidad basado en caudal aplicable al servicio s en €/(kWh/hora)/año.
H: Duración del contrato expresado en horas.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 8.760 por 8.784.
ii) Facturación por volumen, será de aplicación a los servicios de almacenamiento GNL, regasificación y carga en cisternas.
FV s = V s × TV s
Donde:
FVs: Facturación por volumen correspondiente al servicio s, expresado en euros, con dos decimales.
Vs: Volumen correspondiente al servicio s, expresado en kWh.
TVs: Término por volumen del peaje correspondiente al servicio s, expresado en €/kWh.
En el caso del peaje de almacenamiento de GNL se considerará la suma de los volúmenes de gas almacenados en la última hora del día de gas de cada uno de los días incluidos en el periodo de facturación.
c) Peajes de trasvase de GNL de planta a buque, de buque a buque y puesta en frío.
La facturación de los servicios de trasvase de GNL de planta a buque, de buque a buque y puesta en frío se efectuará mensualmente por la empresa transportista titular de las instalaciones, de acuerdo con la siguiente fórmula:
FV s = V s × TV s
Donde:
FVs: Facturación por volumen correspondiente al servicio s, expresado en euros, con dos decimales.
Vs: Volumen aplicable al servicio s, expresado en kWh.
TVs: Término por volumen del servicio s, expresado en €/kWh.
2. Los servicios agregados serán facturados por el responsable de la facturación de los servicios individuales, con las siguientes condiciones:
a) Se facturará cada uno de los servicios individuales que se integran en el correspondiente servicio agregado, conforme se establece en el punto 1, considerando para la facturación del término fijo por capacidad del servicio de regasificación contratos diarios y un multiplicador de 1 y para la facturación del término fijo por capacidad del servicio de almacenamiento de GNL contratos diarios y el multiplicador aplicable al servicio.
b) Las variables de facturación de los correspondientes peajes serán las establecidas en la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación en el sistema de gas natural.
3. El peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación se efectuará de acuerdo con las siguientes condiciones:
a) La empresa titular de las instalaciones de regasificación facturará mensualmente el peaje a los comercializadores y consumidores directos en el mercado por el volumen de gas cargado en cisternas, a excepción de los que tengan como destino una planta satélite de distribución, de acuerdo con la siguiente fórmula:
FV OR = V OR × TV OR
Donde:
FVOR: Facturación por volumen del peaje por otros costes de regasificación expresada en euros, con dos decimales.
VOR: Volumen, expresado en kWh.
TVOR: Término por volumen del peaje asociado a otros costes de regasificación, expresado en €/kWh.
b) El responsable de la facturación de los peajes de acceso a las redes locales facturará el peaje de otros costes de regasificación al resto de puntos de suministro, incluyendo a los suministrados desde las plantas satélite de distribución, considerando a estos efectos las mismas variables de facturación que las utilizadas en la facturación de los peajes de redes locales conforme a lo siguiente:
i) Los suministros con obligación de disponer de telemedida y, en su caso, aquellos peajes que reglamentariamente se determine que han de tener obligación de tener instalado equipo de medida que permita el registro diario de la capacidad máxima demandada, será facturados conforme a las siguientes fórmulas:
(1) En el caso de contratos de duración anual, trimestral, mensual o diaria:
Donde:
FCt: Facturación por capacidad correspondiente a un contrato de duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresado en euros, con dos decimales.
Qt: Capacidad contratada correspondiente contrato de duración t (anual, trimestral, mensual o diaria), expresado en kWh/día.
Mt: Multiplicador aplicable contrato de duración t (anual, trimestral, mensual o diaria). Para los contratos anuales se considerará un multiplicador de 1.
TCOR,GT: Término de capacidad del peaje de otros costes de regasificación, en €/(kWh/día)/año correspondiente al grupo tarifario GT.
D: Número de días del contrato que pertenecen al mes del servicio que se está facturando.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
A estos efectos, los contratos de duración indefinida tendrán el mismo tratamiento que los contratos de duración anual.
(2) En el caso de contratos de duración intradiaria.
Donde:
FCi: Facturación por capacidad de un contrato intradiario, expresada en euros con dos decimales.
Qi: Capacidad contratada intradiaria, expresada en kWh/hora.
Mh: Multiplicador aplicable a un contrato intradiario.
TCOR,GT: Término de capacidad del peaje de otros costes de regasificación, en €/(kWh/hora)/año correspondiente al grupo tarifario GT.
– H: Duración del contrato expresado en horas.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 8.760 por 8.784.
ii) Los suministros que no tengan obligación de disponer de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado, serán facturados conforme a la siguiente fórmula:
Donde:
FCLOR: Importe de la facturación por cliente expresada en euros, con dos decimales.
TCLOR,GT: Término por cliente, expresado en €/año aplicable a los consumidores de la categoría GT.
N: Número de días del periodo del servicio que se está facturando.
En el caso de años bisiestos se sustituirá la cifra de 365 por 366.
1. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará anualmente y publicará en el «Boletín Oficial del Estado» mediante resolución los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte, a las redes locales y a las instalaciones de regasificación, conforme se establece en el artículo 7.1.bis de la Ley 3/2013, de 4 de junio. Dicha publicación tendrá lugar al menos, 30 días antes de la fecha de inicio de la subasta anual de capacidad anual establecida en el artículo 11.4 del Reglamento (UE) 2017/459 de la Comisión de 16 de marzo de 2017, por el que se establece un código de red sobre los mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) n.º 984/2013.
2. Adicionalmente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia publicará en su página web la siguiente información:
a) Resolución por la que se establece la retribución de las actividades de transporte y distribución y los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución.
b) Memoria justificativa que acompaña a la Resolución.
c) Demanda transportada de gas natural, desglosada por punto de entrada y de salida del sistema, diferenciando entre demanda convencional y demanda para la generación eléctrica.
d) Capacidad contratada, capacidad contratada equivalente y volumen previstos para el periodo tarifario, desagregados por punto de entrada al sistema y de salida.
e) Previsiones sobre número de clientes, capacidad contratada, capacidad contratada equivalente y volumen de consumo, desagregada por grupo tarifario.
f) Previsiones sobre las variables de facturación de los peajes de regasificación.
g) Retribución de la actividad de transporte prevista para el ejercicio, desagregada por tipo de red: troncal, de influencia local y secundaria.
h) Retribución de la actividad de distribución prevista para el ejercicio.
i) Retribución de la actividad de regasificación prevista para el ejercicio.
1. Se podrán modificar los peajes de acceso a las redes locales y a las instalaciones de regasificación una vez iniciado el año de gas, si se producen circunstancias excepcionales debidamente justificadas.
2. Se podrán modificar los peajes de transporte una vez iniciado el año de gas bajo las condiciones establecidas en el artículo 12.3 del Reglamento (UE) 2017/460.
1. La información que sirve de base para el cálculo de los peajes de acceso a las instalaciones gasistas, se actualizará con carácter anual en función de la información proporcionada por los agentes a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
2. El Gestor Técnico del Sistema, las empresas transportistas, las empresas distribuidoras y las empresas propietarias de instalaciones de regasificación deberán proporcionar a la Comisión Nacional de Mercados y Competencia con carácter anual y en el plazo que se determine, la siguiente información correspondiente al ejercicio tarifario anterior al del establecimiento de los peajes, previsión de cierre para el ejercicio tarifario en curso y previsión correspondiente al ejercicio tarifario para el que se calculan los peajes, junto con la descripción de las hipótesis consideradas:
a) El Gestor Técnico del Sistema deberá remitir la siguiente información:
i) Modelo de red simplificado, teniendo en cuenta las instalaciones cuya entrada en funcionamiento prevista se sitúe entre la fecha de remisión de información y la finalización del ejercicio tarifario para el que se calculan los peajes.
ii) Demanda diaria por posición correspondiente al último ejercicio con información cerrada, para cada una de las posiciones de la red de transporte consideradas en el punto (i).
iii) Municipios a los que se abastece desde cada una de las posiciones de la red de transporte consideradas en el punto (i), con indicación expresa de los municipios abastecidos desde más de una posición.
iv) Identificación de los consumidores con telemedida instalada y operativa conectados en cada una de las posiciones de la red de transporte consideradas en el punto (i).
v) Capacidades de inyección y extracción desglosadas por almacenamiento subterráneo.
vi) Desglose de las capacidades técnicas de interconexión con Francia y Portugal por punto físico.
vii) Demanda horaria de entrada y salida, desglosada por punto de entrada y salida, con la excepción de las salidas hacia consumidores nacionales que se remitirán agregadas.
viii) Demanda diaria cargada en cisternas.
ix) Volumen horario almacenada en los tanques de GNL.
x) Demanda transportada de gas natural, desglosada por punto de entrada y de salida del sistema y diferenciando la demanda nacional entre la demanda convencional y la demanda para la generación eléctrica.
xi) Capacidad contratada, desagregada por punto de entrada al sistema y de salida y duración del contrato.
xii) Volumen de gas natural, capacidad contratada, número de barcos descargados, número de cisternas cargadas, número de operaciones de carga de GNL en buques, trasvase de buque a buque y puesta en frío, desagregado, en su caso, por tamaño del buque y diferenciando, en su caso, entre productos individuales y agregados. Adicionalmente, se indicará el tiempo medio de operación de los servicios anteriores, y en el caso de los servicios agregados se incluirá la duración media de los contratos formalizados.
xiii) Capacidad contratada y volumen de gas inyectado/extraído en los almacenamientos subterráneos.
xiv) Curva de carga diaria del sistema gasista, diferenciando entre demanda convencional y demanda destinada a generación eléctrica.
xv) Información relativa a las órdenes de interrupción que haya aplicado el GTS a clientes acogidos al peaje interrumpible. Al menos, se remitirá la siguiente información: número de clientes afectados, duración de la interrupción, fecha de interrupción, capacidad interrumpida y cumplimiento o no de dicha interrupción.
xvi) Cualquier otra información que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia considere necesaria para la aplicación de la presente metodología.
b) Las empresas transportistas y distribuidoras deberán remitir:
i) Balance energético (entradas-salidas) de su empresa, desagregado por niveles de presión, para el último ejercicio cerrado y para el día de máxima demanda de dicho ejercicio.
ii) Curvas de carga diaria, agregadas por presión de diseño de aquellos clientes con telemedida instalada y operativa, excluidos ciclos combinados, centrales térmicas y peajes interrumpibles correspondientes al último ejercicio cerrado.
iii) Curvas de carga diaria desagregada por ciclo combinado, central térmica y cliente acogido a peaje interrumpible, correspondientes al último ejercicio cerrado.
iv) Previsiones sobre número de clientes, capacidad contratada y consumos, desagregada por grupo tarifario.
v) Previsión individualizada de ciclos combinados, centrales térmicas, y suministros acogidos a interrumpibilidad conectados a sus redes.
vi) Adicionalmente las empresas distribuidoras remitirán información sobre los costes de las instalaciones de distribución según datos de la contabilidad analítica, desglosados por niveles de presión y distinguiendo entre planta satélite y red general.
vii) Cualquier otra información que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia considere necesaria para la aplicación de la presente metodología.
c) Las empresas propietarias de instalaciones de regasificación deberán remitir:
i) Volumen de gas natural, capacidad contratada, número de barcos descargados, número de cisternas cargadas, número de operaciones de carga de GNL en buques, trasvase de buque a buque y puesta en frío, desagregado, en su caso, por tamaño del buque. Adicionalmente, se indicará el tiempo medio de operación de los servicios anteriores.
ii) Cualquier otra información que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia considere necesaria para la aplicación de la presente metodología.
3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrá supervisar los criterios de la información solicitada, la calidad de la misma y solicitar, si se considera necesario, su revisión a los correspondientes agentes.
4. La Comisión Nacional de Mercados y Competencia publicará en su página web antes de noviembre de cada año los formularios electrónicos incluyendo, en su caso, los criterios que deberán seguir los agentes afectados para cumplimentar la información solicitada, indicando la forma de envío y los plazos de remisión.
Se considerará como periodo tarifario el año de gas, esto es, el período comprendido entre el 1 de octubre de un año y el 30 de septiembre del año siguiente.
1. Con carácter general, las metodologías establecidas en la presente circular serán revisadas cada seis años.
2. Las metodologías establecidas en la presente circular podrán revisarse, con carácter excepcional, si se producen circunstancias especiales debidamente justificadas: cambios regulatorios que afecten a la estructura o a los componentes que se enumeran en los artículos 6, 19 y 28, o modificaciones en la normativa europea con impacto en la misma, ya sea directo o indirecto.
3. Con anterioridad al 31 de mayo de 2024 se realizará una consulta pública sobre la metodología aplicable a la determinación de los peajes de acceso a las redes de transporte, de acuerdo con lo establecido en el artículo 27.5 del Reglamento (UE) n.º 2017/460.
En el marco de la disposición adicional octava, apartado segundo, letra c) y la disposición transitoria cuarta de la Ley 3/2013, de 4 de junio, el sistema de liquidación desarrollado en la Orden ECO 2692/2002, de 28 de octubre, tiene, de acuerdo con el Reglamento (UE) 2017/460, de 16 de marzo, la consideración de mecanismo de compensación entre los gestores de la red de transporte y de procedimiento conciliación de ingresos.
1. El comercializador que abastezca a un punto de suministro para recarga de vehículos a gas natural de acceso público podrá solicitar la aplicación del peaje regulado en esta disposición ante el distribuidor como opción alternativa a los peajes generales. Para ello, se deberá acreditar que:
a) el punto de suministro será de utilización exclusiva para la recarga de vehículos a gas natural.
b) el punto de suministro es de acceso público.
c) el punto de suministro dispone de equipo de telemedida operativo.
2. El peaje aplicable a los puntos de suministro para la recarga de vehículos a gas natural de acceso público será de carácter transitorio hasta que en el punto de suministro el volumen de consumo anual supere los 5 GWh. A partir de dicho momento, el punto de suministro pasará al peaje general y no le volverá a ser de aplicación el peaje para la recarga de vehículos de gas natural.
3. Los términos de facturación del peaje para la recarga de vehículos de gas natural se corresponderán con los términos de facturación del grupo tarifario RL 7.
4. A efectos de la facturación del exceso de capacidad de los peajes de transporte y redes locales, el caudal máximo demandado se corresponderá con el consumo medio diario registrado durante el periodo de facturación.
5. En el caso de que se detectara que el punto de suministro no es de dedicación exclusiva a la recarga de vehículos a gas, se procederá a la refacturación del mismo aplicando los correspondientes peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y otros costes de regasificación con una penalización del 20%.
6. Este peaje será de aplicación durante el período regulatorio 2021-2026.
1. La metodología establecida en el capítulo II se utilizará para la determinación de los peajes de acceso a las redes de transporte que entren en vigor a partir del 1 de octubre de 2021.
2. La metodología establecida en el capítulo III se utilizará para la determinación de los peajes de acceso a las redes locales que entren en vigor a partir del 1 de octubre de 2021.
3. La metodología establecida en el capítulo IV se utilizará para la determinación de los peajes de acceso a las instalaciones de regasificación que entren en vigor a partir del 1 de octubre de 2020, con la excepción del peaje de otros costes de regasificación que será de aplicación para la determinación de los peajes que entren en vigor a partir del 1 de octubre de 2021.
4. Hasta las fechas fijadas en los anteriores apartados continuarán siendo de aplicación la estructura y los peajes de transporte y distribución y las reglas de facturación vigentes a la entrada en vigor de la presente circular.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrá modificar los precios de los términos de facturación del término de conducción de los peajes de transporte y distribución vigentes, teniendo en cuenta el resultado de la aplicación de las metodologías contempladas en la presente circular y con objeto de asegurar la suficiencia de ingresos, conforme al artículo 59 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia.
5. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia publicará en el «Boletín Oficial del Estado» mediante resolución los valores de los peajes de acceso a las instalaciones de regasificación y, en su caso los términos de facturación del término de conducción de los peajes de transporte y distribución, aplicables a partir del 1 de octubre de 2020.
1. Las empresas transportistas titulares de las instalaciones de regasificación, comercializadoras y el Gestor Técnico del Sistema dispondrán hasta el 30 de septiembre de 2020 para adaptar los sistemas informáticos a la estructura y condiciones de facturación de los peajes de las instalaciones de regasificación definidas en la circular.
2. Las empresas transportistas, distribuidoras, comercializadoras y el Gestor Técnico del Sistema dispondrán hasta el 30 de septiembre de 2021 para adaptar los sistemas informáticos a la estructura y condiciones de facturación de los peajes de transporte, redes locales, y otros costes de regasificación definidas en la circular.
1. A efectos de la ubicación de los suministros por primera vez en el grupo tarifario del peaje de transporte, del peaje de redes locales y del peaje de otros costes de regasificación, los responsables de la facturación considerarán el consumo registrado en 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 hubiera sido dados de alta en fecha posterior al 1 de julio de 2020 se aplicará lo establecido en el apartado 1.a) del artículo 25.
2. Los responsables de la facturación informarán a los consumidores directos en el mercado y a los comercializadores del grupo tarifario en que se ubican sus puntos de suministro con al menos un mes de antelación respecto de la aplicación de los peajes correspondientes.
El consumidor directo en el mercado o el comercializador podrán solicitar el cambio de peaje de los puntos de suministro que consideren.
3. A los efectos de facilitar la transición a la nueva estructura de peajes, las facturas de peajes que se emitan entre el 1 de octubre de 2021 y el 30 de noviembre de 2021 podrán conservar la estructura de peajes contemplada 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, siempre que el periodo comprendido en la factura incluya al menos consumos de un día que sea anterior al 1 de octubre de 2021.
1. La capacidad contratada o capacidades contratadas de salida del Punto Virtual de Balance a los consumidores finales se mantendrán, en tanto no sean modificadas por los usuarios con derecho a acceso.
2. A efectos de la aplicación del peaje de salida de la red de transporte hacia redes locales, del peaje de redes locales y del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación, la capacidad contratada del servicio correspondiente se corresponderá con la capacidad que el usuario tuviera contratada a efectos de la aplicación del término de conducción del peaje de transporte y distribución en el momento de la entrada en vigor de la Resolución de precios por la que se establezcan los valores de los peajes de acceso a la red de transporte, a las redes locales y regasificación.
3. Los usuarios con derecho a acceso a las instalaciones podrán adaptar una vez las capacidades contratadas sin coste alguno, independientemente de si hubieran realizado una modificación de las mismas en los doce meses anteriores, comunicándolo según corresponda al transportista, distribuidor o Gestor Técnico del Sistema, durante los tres meses siguientes a la publicación de la resolución por la que se establezcan los valores de los peajes de acceso a la red de transporte, a las redes locales y regasificación.
Las empresas comercializadoras informarán de forma clara y transparente a los consumidores de la nueva estructura de peajes en las tres facturas anteriores a la entrada en vigor de los peajes de transporte, redes locales, y otros costes de regasificación.
1. Durante el período transitorio establecido en la disposición final tercera del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, se podrán limitar las variaciones de los peajes de acceso a la red de transporte, a las redes locales y a las plantas de regasificación, asegurando en todo caso la suficiencia de los peajes para recuperar la retribución reconocida a la actividad.
2. La Comisión Nacional de los Mercados y Competencia determinará en la resolución por la que se establezcan los valores de los peajes de acceso a la red de transporte, a las redes locales y regasificación prevista en el artículo 7.1 bis de la Ley 3/2013, de 4 de junio, el procedimiento para trasladar las variaciones de precios de los peajes durante dicho periodo transitorio.
A los efectos anteriores, se atenderá a lo siguiente:
a) Sólo se aplicará un periodo transitorio para aquellos grupos tarifarios de cierta entidad, en términos de número de consumidores o en términos de volumen, que tengan variaciones significativas.
b) Se tendrá en cuenta la estructura de peajes establecida en el artículo 21 de la presente Circular, diferenciando, en caso necesario por presión de suministro.
c) Distribución del diferencial durante cada uno de los años que resta hasta el año de convergencia.
d) Asignación de los ingresos no recuperados entre el resto de consumidores.
Si no se dispusiera de la información necesaria para el cálculo del multiplicador intradiario de alguno de los servicios prestados en las plantas de regasificación, de acuerdo con lo establecido el artículo 32 de la presente circular, serán aplicables, de forma transitoria, los multiplicadores intradiarios del servicio de regasificación.
La presente disposición entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Madrid, 22 de julio de 2020.–La Presidenta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Cani Fernández Vicién.
1. Costes a recuperar mediante los peajes de transporte basados en capacidad:
El coste de transporte que se debe recuperar a través del peaje de transporte se calculará aplicando la siguiente fórmula:
CTCn = RT,n ± DRT,n ± ICT,n + CIT– PRT ± OFT,n
Donde:
CTCn: Costes de transporte a recuperar con cargo a los peajes de transporte basados en capacidad en el periodo tarifario n, expresado en €.
RT,n: Retribución anual de la red de transporte, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, excluyendo la retribución del gas de operación correspondiente a dichas instalaciones en el periodo tarifario n, expresado en €.
DRT,n: Revisiones, en su caso, de la retribución anual de la red de transporte correspondientes a ejercicios anteriores, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, excluyendo la revisión de la retribución del gas de operación correspondiente a dichas instalaciones en el periodo tarifario n, expresado en €.
ICT,n: Diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los peajes de la actividad de transporte basados en capacidad correspondiente a ejercicios anteriores en el periodo tarifario n, expresado en €.
CIT: Compensaciones por interrumpibilidad abonadas a los usuarios de red imputables a la red de transporte correspondientes a ejercicios anteriores, expresado en €.
PRT: Primas obtenidas en las subastas de capacidad correspondientes a puntos de entrada y puntos de salida de la red de transporte, expresado en €.
OFT,n: Otros ingresos o costes liquidables a recuperar mediante los peajes de transporte basados en capacidad, según se establezca en la normativa vigente, diferentes de los anteriores.
n: Periodo tarifario para el que se calculan los peajes de transporte.
2. Costes a recuperar mediante los peajes de transporte basados en volumen:
El coste de transporte que se debe recuperar a través del peaje de transporte se calculará aplicando la siguiente fórmula:
CTVn = RGOT,n ± DRGOT,n ± IVT,n ± OVT,n
Donde:
CTVn: Costes de transporte a recuperar con cargo a los peajes de transporte basados en volumen en el periodo tarifario n, expresado en €.
RGOT,n: Retribución anual del gas de operación asociada a las instalaciones de la red de transporte, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el periodo tarifario n, expresado en €.
DRGOT,n: Revisiones, en su caso, de la retribución anual del gas de operación asociada a las instalaciones de la red de transporte correspondientes a ejercicios anteriores, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, correspondiente a dichas instalaciones en el periodo tarifario n, expresado en €.
IVT,n: Diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los peajes de la actividad de transporte basados en volumen correspondiente a ejercicios anteriores en el periodo tarifario n, expresado en €.
OVT,n: Otros ingresos o costes liquidables a recuperar mediante los peajes de transporte basados en volumen, según se establezca en la normativa vigente, diferentes de los anteriores.
n: Periodo tarifario para el que se calculan los peajes de transporte.
3. Retribución a recuperar mediante los términos fijos de capacidad aplicables a los puntos de entrada y puntos de salida.
1. La retribución a recuperar mediante los términos fijos de capacidad aplicables a los peajes de entrada, se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
RΣEn es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante los peajes de transporte basados en la capacidad en todos los puntos de entrada.
CTCn: Costes de transporte a recuperar con cargo a los peajes de transporte basados en capacidad en el periodo tarifario n.
2. La retribución a recuperar mediante los términos fijos de capacidad aplicables a los peajes de salida, se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
RΣEx es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante los peajes de transporte basados en capacidad en todos los puntos de salida.
CTCn: Costes de transporte a recuperar con cargo a los peajes de transporte basados en capacidad en el periodo tarifario n.
4. El cálculo de los términos de capacidad del peaje de entrada a la red de transporte comprende los siguientes pasos:
a) Cálculo de la distancia ponderada desde cada punto de entrada de la red de transporte a todos los puntos de salida.
Donde:
ADEn es la distancia media ponderada correspondiente a un punto de entrada o una agrupación de puntos de entrada, expresada en Km.
CAPEx es la capacidad contratada equivalente prevista en el punto de salida físico expresada en kWh/día.
DEn,Ex es la distancia mínima entre un punto de entrada y un punto de salida, expresada en km.
b) Cálculo de la ponderación del coste correspondiente a cada punto de entrada.
Donde:
Wc,En es la ponderación del coste correspondiente a un punto de entrada.
ADEn es la distancia media ponderada correspondiente a un punto de entrada, expresada en km.
CAPEn es la capacidad contratada prevista para cada punto de entrada físico de acuerdo con lo establecido en el artículo 4 de la presente circular, expresada en kWh/día.
c) Cálculo de la retribución a recuperar por cada punto de entrada.
Donde:
REn es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante los peajes de transporte basados capacidad en un punto de entrada, expresada en euros.
Wc,En es la ponderación del coste correspondiente a un punto de entrada.
RΣEn es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante los peajes de transporte basados capacidad en todos los puntos de entrada, expresada en euros.
d) Término de capacidad del peaje de entrada a la red de transporte por punto físico.
Donde:
TEn es el peaje de transporte basado en capacidad aplicable en un punto de entrada físico, expresado en €/(kWh/día)/año con seis decimales.
CAPEn es la capacidad contratada prevista para un punto de entrada, expresada en kWh/día.
REn es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante peajes de transporte basados en capacidad en un punto de entrada, expresada en euros.
5. El cálculo de los términos de capacidad del peaje de salida a la red de transporte comprende los siguientes pasos:
a) Cálculo de la distancia ponderada desde cada punto de salida de la red de transporte a todos los puntos de entrada.
Donde:
ADEx es la distancia media ponderada correspondiente a un punto de salida o una agrupación de puntos de salida, en km.
CAPEn es la capacidad contratada prevista en el punto de entrada, expresada en kWh/día.
DEn,Ex es la distancia mínima entre un punto de entrada y un punto de salida calculada en km.
b) Cálculo de la ponderación del coste correspondiente a cada punto de salida.
Donde:
Wc,Ex es la ponderación del coste correspondiente a un punto de salida concreto.
ADEx es la distancia media ponderada correspondiente a un punto de salida, en km.
CAPEx es la capacidad contratada prevista en un punto de salida, expresada en kWh/día.
c) Cálculo de la retribución a recuperar por cada punto de salida.
Donde:
Wc,Ex es la ponderación del coste correspondiente a un punto de salida concreto.
RΣEx es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante peajes de transporte basados en capacidad, en €.
REx es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante peajes de transporte basados en capacidad en un punto de salida o una agrupación de ellos, en €.
d) Término de capacidad del peaje de salida a la red de transporte por punto físico.
Donde:
TEx es el peaje de transporte basado en capacidad aplicable en un punto de salida físico, expresado €/(kWh/día)/año con seis decimales.
CAPEx es la capacidad contratada prevista en un punto de salida, expresada en kWh/día.
REx es la parte de la retribución por servicios de transporte que se debe recuperar mediante peajes de transporte basados en capacidad en un punto de salida o una agrupación de ellos, en €.
6. Cálculo de los peajes de transporte basados en volumen:
Los peajes de transporte basados en volumen, aplicable a los puntos de entradas y salida de la red de transporte, se determinarán de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
TVn es el peaje de transporte basada en volumen, aplicable a los puntos de entrada y salida de la red de transporte en el periodo tarifario n, expresado en €/kWh con seis decimales.
CTVn es la retribución de transporte a recuperar con cargo a los peajes de transporte basados en volumen en el periodo tarifario n, en €.
VEn,n es el volumen a inyectar en la red de transporte a través de los puntos de entrada de la red de transporte previstos para periodo tarifario n, en kWh.
VEx,n es el volumen a extraer en la red de transporte a través de los puntos de salida de la red de transporte previstos para el periodo tarifario n, en kWh.
1. Retribución fija que incluyen los peajes de acceso a las redes locales.
La retribución fija a recuperar mediante la aplicación de los peajes de acceso a las redes locales se determinará aplicando la siguiente fórmula:
CDn = RLn + RSn + RDn ± DRLn ± DRSn ± DRDn + CIn ± ICD,n – IVD,n ± OD,n
Donde:
CDn: Retribución a recuperar con cargo a los peajes acceso a las redes locales en el periodo tarifario n, expresado en €.
RLn: La retribución anual de la red de transporte de influencia local, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, excluyendo la retribución del gas de operación correspondiente a dichas instalaciones correspondiente al periodo tarifario n, expresado en €.
RSn: La retribución anual de la red de transporte secundario, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, excluyendo la retribución del gas de operación correspondiente a dichas instalaciones correspondiente al periodo tarifario n, expresado en €.
RDn: La retribución anual de la red de distribución, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia correspondiente al periodo tarifario n, expresado en €.
DRLn: Revisión de la retribución anual de la red de transporte de influencia local, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, incluyendo la retribución del gas de operación correspondiente a dichas instalaciones correspondiente al periodo tarifario n, expresado en €.
DRSn: Revisión de la retribución anual de la red de transporte secundario, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, incluyendo la retribución del gas de operación correspondiente a dichas instalaciones correspondiente al periodo tarifario n, expresado en €.
DRDn: Revisión de la retribución anual de la red de distribución, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia correspondiente al periodo tarifario n, expresado en €.
CIn: Compensaciones por interrumpibilidad abonadas a los usuarios de red imputables a la red de influencia local, red de transporte secundario y red de distribución, expresado en €, correspondientes a ejercicios anteriores.
ICD,n: Diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los peajes acceso a las redes locales correspondiente a ejercicios anteriores en el periodo tarifario n, expresado en €.
IVD,n: Diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos asociados a la recuperación de la retribución variable que se calcularán de acuerdo con lo establecido en el punto 3 del presente anexo, expresado en €.
OD,n: Otros ingresos o costes liquidables según se establezca en la normativa vigente, diferentes de los anteriores.
n: Periodo tarifario para el que se calculan los peajes de acceso a las redes locales, expresado en €.
2. Asignación de la retribución de la distribución por inductor de coste.
La retribución de la distribución reconocida a la actividad de distribución incluyendo, en su caso, revisiones de ejercicios anteriores se desagrega por inductor de coste conforme a las siguientes fórmulas:
Donde:
RDcliente,n: Retribución de distribución cuyo inductor de coste es el cliente, correspondiente al año n.
RDcapacidad,n: Retribución de la distribución cuyo inductor de coste es la capacidad, correspondiente al periodo tarifario n.
Ccliente: Proporción del coste de las redes de distribución cuyo inductor de coste es el cliente, establecida en el punto 1.a) del anexo IV de la presente circular.
Ccapacidad: Proporción del coste de las redes de distribución cuyo inductor de coste es la capacidad, establecida en el punto 1.a) del anexo IV de la presente circular.
3. Desglose de la retribución fija cuyo inductor de coste es la capacidad por nivel de presión.
La retribución a recuperar mediante la aplicación de los peajes de acceso a las redes locales será la siguiente:
a) La retribución fija atribuible a red de 60 bar se determinará mediante la aplicación de la siguiente fórmula:
Donde:
CDFn,60bar: Retribución fija atribuible a la red de 60 bar a recuperar con cargo a los peajes acceso a las redes locales.
b) La retribución fija atribuible a red de presión comprendida entre 16 y 60 bar se determinará mediante la aplicación de la siguiente fórmula:
Donde:
CDFn,60bar: Retribución fija atribuible a la red comprendida entre 16 y 60 bar a recuperar con cargo a los peajes acceso a las redes locales.
c) La retribución atribuible a red de presión comprendida entre 4 y 16 bar e inferior a 4 bar se determinará mediante la aplicación de la siguiente fórmula:
Donde:
CDFn,NP,: Retribución fija atribuible al nivel de presión NP a recuperar con cargo a los peajes acceso a las redes locales correspondiente al periodo tarifario n.
CNP: Proporción del coste de las redes de distribución correspondiente al nivel de Presión NP, establecida en el punto 1.b) del anexo IV de la presente circular.
NP: Niveles de presión. En particular se considerarán los siguientes:
• Presión inferior a 4 bar.
• Presión comprendida entre 4 y 16 bar.
4. Retribución variable que incluyen los peajes de acceso a las redes locales.
La retribución variable a recuperar mediante la aplicación de los peajes de acceso a las redes locales se determinará aplicando la siguiente fórmula:
CDV n = RGO D,n ± DRGO D,n ± IV T,n
Donde:
CDVn: Retribución variable a recuperar con cargo a los peajes de acceso a las redes locales.
RGOD,n: Retribución anual del gas de operación asociada a las redes locales, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el periodo tarifario n.
DRGOD,n: Revisiones, en su caso, de la retribución anual del gas de operación de las redes locales correspondientes a ejercicios anteriores, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, correspondiente a dichas instalaciones en el periodo tarifario n.
IVT,n: Diferencia de ingresos asociados a la recuperación de la retribución variable que se calcularán de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
IVT,n: Diferencias de ingresos asociados a la recuperación de la retribución variable.
CVDuj: Coste variable unitario para el año j establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Vj: Demanda real de los consumidores conectados a la red local correspondiente al año j.
V̂ j: Demanda de los consumidores conectados a la red local correspondiente al año j considerada a la hora de establecer los peajes de acceso a las redes locales de dicho año.
n: Periodo tarifario para el que se calculan los peajes de acceso a las redes.
5. Asignación de la retribución fija cuyo inductor de coste es la capacidad de cada nivel de presión al propio nivel de presión y a niveles de presión inferiores.
La retribución fija asociada a las redes locales, se asigna por niveles de presión teniendo en cuenta el flujo de gas que transita hacia niveles de presión inferiores en el día de mayor demanda registrado en los cuatro años anteriores al inicio del periodo regulatorio. En general, el coste de la red del nivel de presión, se repartirá entre los niveles de presión, con, de acuerdo a unos coeficientes αij:
Siendo los coeficientes:
Donde:
ωij: Flujo de gas que transita desde el nivel de presión de diseño i al nivel de presión de diseño inferior j, en el día de máxima demanda de último año con información disponible.
Qi: Caudal demandado en el nivel de presión i en el día de máxima demanda.
CDFn,NPi: Retribución fija atribuible al nivel de presión NP i a recuperar con cargo a los peajes acceso a las redes locales correspondiente al periodo tarifario n.
Qi: Caudal demandado en el nivel de presión i en el día de máxima demanda.
6. Coste variable unitario.
El coste variable unitario se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
CDVu n = CDV n x 1/V n
Donde:
CDVun: Coste unitario variable correspondiente al periodo tarifario n.
CDVn: Retribución variable a recuperar con cargo a los peajes de acceso a las redes locales.
Vn: Demanda de los consumidores conectados a la red local correspondiente al periodo tarifario n.
7. Asignación de la retribución fija atribuible a cada nivel de presión a los términos fijos y variables.
La retribución fija a recuperar por los agentes conectados a un nivel de presión asociada a dicho nivel de presión se asigna al término fijo del peaje de acceso a las redes locales, esto es:
Donde:
: Retribución fija asociada al Nivel de presión NPi a recuperar mediante el término fijo del peaje correspondiente.
: Coste del nivel de presión i atribuible a los suministros conectados al nivel de presión i, calculado de acuerdo con lo establecido en el punto 4 del presente anexo.
La retribución fija a recuperar por los agentes conectados a un nivel de presión asociadas al resto de los niveles de presión se asigna al término variable del peaje de acceso a las redes locales:
Donde:
: Retribución fija asociada al Nivel de presión NPi a recuperar mediante el término variable del peaje correspondiente.
: Coste del nivel de presión i atribuible a los suministros conectados al nivel de presión j, con calculado de acuerdo con lo establecido en el punto 4 del presente anexo.
8. Asignación de la retribución cuyo inductor de coste es la capacidad a recuperar mediante el término fijo por grupo tarifario.
La retribución fija a recuperar mediante el término fijo atribuible a cada nivel de presión se asignará por grupo tarifario en función de la distribución de la capacidad contratada prevista de cada nivel de presión por grupo tarifario, esto es:
Donde:
: Retribución a recuperar mediante el término fijo de los suministros del grupo tarifario k.
: Retribución fija asociada al Nivel de presión NPi a recuperar mediante el término fijo del peaje correspondiente.
: Capacidad contratada equivalente de los suministros del grupo tarifario k abastecidos desde el Nivel de Presión i, en kWh/día.
: Capacidad contratada equivalente de los suministros del grupo tarifario k, en kWh/día.
9. Asignación de la retribución de la distribución cuyo inductor de coste es el cliente.
a) La retribución de la distribución cuyo inductor de coste es el cliente se asignará proporcionalmente al número de clientes conectados en la red de distribución, conforme a la siguiente fórmula.
Donde:
: Coste unitario de distribución cuyo inductor de coste es el cliente, correspondiente al periodo tarifario n.
: Retribución de la distribución cuyo inductor de coste es el cliente, correspondiente al periodo tarifario n.
: Número de clientes conectados en la red de distribución en el periodo tarifario n.
b) La retribución de la distribución cuyo inductor de coste es el cliente se asignará por grupo tarifario en función del número de clientes de distribución incluidos en cada grupo tarifario.
CDFCGTk,n = NCdGTk,n x CUcliente,n
Donde:
CDFCGTk,n: Coste de distribución cuyo inductor de coste es el cliente que se deber recuperar a través del término fijo del grupo tarifario k, correspondiente al periodo tarifario n.
NCdGTk,n: Número de clientes conectados en la red de distribución comprendidos en el grupo tarifario k en el periodo tarifario n.
CUcliente,n: Coste unitario de distribución cuyo inductor de coste es el cliente, correspondiente al periodo tarifario n.
10. Asignación de la retribución a recuperar mediante el término variable por grupo tarifario.
La retribución fija a recuperar mediante el término fijo atribuible a cada nivel de presión se asignará por grupo tarifario en función de la distribución de la capacidad contratada prevista de cada nivel de presión por grupo tarifario, esto es:
Donde:
: Retribución a recuperar mediante el término variable de los suministros del grupo tarifario k.
: Coste variable unitario para el año j establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
: Retribución fija asociada al Nivel de presión NPi a recuperar mediante el término variable del peaje correspondiente.
: Consumo de los suministros del grupo tarifario k abastecidos desde el Nivel de Presión i, en kWh.
: Consumo de los suministros del grupo tarifario k, en kWh.
11. Calculo del término por capacidad contratada.
El término fijo por capacidad contratada, expresado en €/(kWh/día)/año, con seis decimales, se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
TCGTk: Término por caudal del grupo tarifario, expresado en €/(kWh/día)/año.
CDTFGTk: Retribución a recuperar mediante el término fijo de los suministros del grupo tarifario k, expresado en €.
CDFCGTk: Coste de distribución cuyo inductor de coste es el cliente que se deber recuperar a través del término fijo del grupo tarifario k, correspondiente al periodo tarifario n.
QceGTk: Capacidad contratada equivalente de los suministros del grupo tarifario k, expresado en kWh/día.
12. Calculo del término por volumen.
El término variable por volumen, expresado en €/kWh, con seis decimales, se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
TVGTk: Término variable por volumen del grupo tarifario, expresado en €/kWh.
CDTVGTk: Retribución a recuperar mediante el término variable de los suministros del grupo tarifario k.
VcGTk: Consumo de los suministros del grupo tarifario k, en kWh.
13. Calculo de los términos de facturación en el caso que se facture por cliente.
Los términos de facturación en el caso que se facture por cliente se calcularán de acuerdo con la siguiente fórmula:
a) Términos de facturación aplicable a todos los grupos tarifarios excepto el RL.1.
a. Término por cliente aplicable a todos los grupos tarifarios excepto el RL.1.
El término por cliente aplicable al grupo tarifario GTk, siendo k>1, se determinará aplicando lo siguiente:
Donde:
TCLGTk: Término por cliente del grupo tarifario k, expresado en €/cliente.
TCGTk-1: Término por caudal del grupo tarifario k-1, expresado en €/(kWh/día)/año.
QceGTk-1: Capacidad contratada equivalente de los suministros del grupo tarifario k-1, expresado en kWh/día.
TVGTk-1: Término variable del grupo tarifario k-1, expresado en €/kWh, con seis decimales.
: Consumo máximo del grupo tarifario k-1, en kWh, de acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de la circular.
: Número de clientes del grupo tarifario k-1.
b. Término variable por volumen aplicable.
El término variable por volumen aplicable al grupo tarifario GTk, siendo k>1 se determinará aplicando lo siguiente:
Donde:
TVCLGTk: Término variable aplicable a los suministros en caso de facturación por cliente correspondiente al grupo tarifario k, expresado en €/kWh, con seis decimales.
TCGTk: Término por caudal del grupo tarifario k, expresado en €/(kWh/día)/año, con seis decimales.
QceGTk: Capacidad contratada equivalente de los suministros del grupo tarifario k, expresado en kWh/día.
TVGTk: Término variable del grupo tarifario k, expresado en €/kWh, con seis decimales.
VGTk: Consumo de los suministros del grupo tarifario k, en kWh.
TCLGTk: Término por cliente del grupo tarifario k, expresado en €/cliente.
NCLGTk: Número de clientes del grupo tarifario k.
b) Términos de facturación aplicable al grupo tarifario RL.1.
a. Término por cliente aplicable a todos los grupos tarifarios excepto el RL.1.
El término por cliente aplicable al grupo tarifario GT1, se determinará aplicando lo siguiente:
Donde:
TCLGT1: Término por cliente del grupo tarifario 1, expresado en €/cliente.
TCLGT2: Término por cliente del grupo tarifario 2, expresado en €/cliente.
NCLGT2: Número de clientes del grupo tarifario 2.
TVCLGT2: Término variable aplicable a los suministros acogidos al sistema de facturación por cliente correspondiente al grupo tarifario 2, expresado en €/kWh, con seis decimales.
VGT2: Consumo de los suministros del grupo tarifario 2, en kWh.
TCGT1: Término por caudal del grupo tarifario 1, expresado en €/(kWh/día)/año.
QceGT1: Capacidad contratada equivalente de los suministros del grupo tarifario 1, expresado en kWh/día.
TVGT1: Término variable del grupo tarifario 1, expresado en €/kWh, con seis decimales.
VGT1: Consumo de los suministros del grupo tarifario 1, en kWh.
NCLGT1: Número de clientes del grupo tarifario k-1.
b. Término variable por volumen aplicable.
El término variable por volumen aplicable al grupo tarifario GT1 se determinará aplicando lo siguiente:
Donde:
TVCLGT1: Término variable aplicable a los suministros den caso de facturación por cliente correspondiente al grupo tarifario 1, expresado en €/kWh, con seis decimales.
TCGT1: Término por caudal del grupo tarifario 1, expresado en €/(kWh/día)/año, con seis decimales.
QceGT1: Capacidad contratada equivalente de los suministros del l grupo tarifario 1, expresado en kWh/día.
TVGT1: Término variable del grupo tarifario 1, expresado en €/kWh, con seis decimales.
VGT1: Consumo de los suministros del grupo tarifario 1, en kWh.
TCLGT1: Término por cliente del grupo tarifario 1, expresado en €/cliente.
NCLGT1: Número de clientes del grupo tarifario 1.
I. Determinación de la retribución que se debe recuperar a través de los peajes de regasificación
1. La retribución de regasificación que se debe recuperar mediante los peajes de regasificación se calculará aplicando la siguiente fórmula, conforme el artículo 31 de la presente circular:
RRn = RR,n ±DRR,n ± ICR,n + CIR – PRR ± OF R,n
Donde:
RRn: retribución de la regasificación a recuperar con cargo a los peajes de regasificación en el periodo tarifario n, expresado en €.
RR,n: retribución anual de regasificación, establecida en la correspondiente Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el periodo tarifario n, expresado en €.
DRR,n: revisiones, en su caso, de la retribución de la actividad de regasificación correspondientes a ejercicios anteriores, expresado en €.
ICR,n: diferencia entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resulten de la aplicación de los peajes de regasificación correspondiente a ejercicios anteriores, expresado en €.
CIR: compensaciones por interrumpibilidad abonadas a los usuarios de instalaciones de regasificación correspondientes a ejercicios anteriores, expresado en €.
PRR: primas obtenidas, en su caso, de procedimientos de asignación de capacidad imputables a la actividad de regasificación, expresado en €.
OFR,n: otros ingresos o costes liquidables a recuperar mediante los peajes de regasificación, según se establezca en la normativa vigente, diferentes de los anteriores.
n: periodo tarifario para el que se calculan los peajes de regasificación.
2. La retribución de la actividad de regasificación asociada a la retribución por la inversión, a los costes operativos, a la extensión de vida útil y a incentivos se recuperará a través de los peajes asociados al uso de las instalaciones.
3. La retribución de la actividad de regasificación por continuidad de suministro, la retribución asociada a instalaciones en situación administrativa especial y los impactos que, en su caso, se puedan derivar de sentencias de los tribunales, así como el impacto que pudiera derivarse del establecimiento del periodo transitorio de convergencia se recuperará a través del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación.
II. Asignación de la retribución fija de regasificación asociada a la retribución por la inversión, la retribución fija asociada a los costes operativos, la retribución por extensión de vida útil y la retribución asociada a incentivos por elemento
La retribución fija de regasificación asociada a la retribución por la inversión, la retribución fija asociada a los costes operativos, la retribución por extensión de vida útil y la retribución asociada a incentivos se desagregará por elemento retributivo para el correspondiente ejercicio tarifario, cuando sea necesario, conforme a los siguientes criterios:
1. Se valorarán las instalaciones existentes en cada una de las plantas a los valores unitarios vigentes en el ejercicio tarifario.
2. Se calculará la anualidad por amortización que correspondería aplicar dado el valor de reposición calculado en el apartado anterior, teniendo en cuenta la vida útil regulatoria establecida, para cada activo, en la regulación vigente.
3. La anualidad por amortización correspondiente al tanque se desagregará, en su caso, entre la asociada al propio tanque y la asociada a las bombas primarias teniendo en cuenta la información de las auditorías de inversión.
4. La anualidad de las unidades no estandarizadas se desagregará, en su caso, por elemento retributivo teniendo en cuenta la información de la auditorias de inversión.
5. La retribución de regasificación asociada a la retribución por la inversión, la retribución fija asociada a los costes operativos, la retribución por extensión y la retribución asociada a incentivos se desagregará por elemento proporcionalmente a la anualidad que resulta de considerar el valor de reposición para cada uno de los elementos retributivos incluidos en la planta de regasificación.
III. Asignación de la retribución fija de cada uno de los elementos a cada uno de los servicios prestados en la planta
1. La retribución fija asignada a cada elemento retributivo, se asignará cada uno de los servicios que se presta en la planta por el uso de las infraestructuras con los siguientes criterios:
a) Servicio de descarga de buques: la retribución fija se asignará teniendo en cuenta que este servicio incluye parte de las instalaciones de descarga, parte de las instalaciones de conducción de GNL, parte del sistema de antorcha y combustor, parte de las instalaciones de tratamiento y recuperación de Boil-off, parte del acondicionamiento de terrenos y edificios, parte de los sistemas de gestión y control, parte de servicios auxiliares y parte del suministro eléctrico.
b) Servicio de almacenamiento de GNL: la retribución fija se asignará teniendo en cuenta que este servicio incluye parte de los tanques de GNL, excluidas las bombas primarias y secundarias y las tuberías de los tanques a los vaporizadores, parte del sistema de antorcha y combustor, parte de las instalaciones de tratamiento y recuperación de Boil-off, parte del acondicionamiento de terrenos y edificios, parte de la cimentación y obra civil asociada a los tanques, parte de los sistemas de gestión y control, parte de servicios auxiliares y parte del suministro eléctrico.
c) Servicio de regasificación: la retribución fija se asignará teniendo en cuenta que este servicio incluye los vaporizadores, las instalaciones de medida y odorización, el sistema de bombas secundarias, las instalaciones de conexión de los tanques a los vaporizadores, la emisión y captación de agua de mar, parte del tanque de GNL, parte de las bombas primarias, parte del sistema de antorcha y combustor, parte de las instalaciones de conducción de GNL, parte de las instalaciones de tratamiento y recuperación de Boil-off, parte del acondicionamiento de terrenos y edificios, parte de la cimentación y obra civil asociada a los tanques, parte de los sistemas de gestión y control, parte de servicios auxiliares, parte del suministro eléctrico y parte del gas talón.
d) Servicio de carga en cisterna: la retribución fija se asignará teniendo en cuenta que este servicio incluye los cargaderos de cisterna, parte del tanque de GNL, parte de las bombas primarias, parte del sistema de antorcha y combustor, parte de las instalaciones de tratamiento y recuperación de Boil-off, parte de las instalaciones de conducción de GNL, parte del acondicionamiento de terrenos y edificios, parte de la cimentación y obra civil asociada a los tanques, parte los sistemas de gestión y control, parte del servicios auxiliares, parte del suministro eléctrico y parte del gas talón.
e) Servicio de carga de GNL de planta en buque: la retribución fija se asignará teniendo en cuenta que este servicio incluye parte de las instalaciones de descarga, parte del sistema de antorcha y combustor, parte de las instalaciones de tratamiento y recuperación de Boil-off, parte de las instalaciones de conducción de GNL, parte del acondicionamiento de terrenos y edificios, parte de la cimentación y obra civil asociada a los tanques, parte los sistemas de gestión y control, parte del servicios auxiliares y parte del suministro eléctrico.
f) Servicio de trasvase de GNL de buque a buque: la retribución fija se asignará teniendo en cuenta que este servicio incluye parte de las instalaciones de descarga, parte del sistema de antorcha y combustor, parte de las instalaciones de tratamiento y recuperación de Boil-off, parte de las instalaciones de conducción de GNL, parte del acondicionamiento de terrenos y edificios, parte los sistemas de gestión y control, parte del servicios auxiliares y parte del suministro eléctrico.
g) Servicio de puesta en frío: la retribución fija se asignará teniendo en cuenta que este servicio incluye parte de las instalaciones de descarga, parte del sistema de antorcha y combustor, parte de las instalaciones de tratamiento y recuperación de Boil-off, parte de las instalaciones de conducción de GNL, parte del acondicionamiento de terrenos y edificios, parte de la cimentación y obra civil asociada a los tanques, parte los sistemas de gestión y control, parte del servicios auxiliares y parte del suministro eléctrico.
2. La asignación de la retribución de un elemento que interviene en la prestación de varios servicios se realizará conforme a los siguientes criterios:
a) En función del criterio de diseño del tanque de almacenamiento de GNL.
i. La retribución de los tanques de GNL asociada al gas talón, se calculará multiplicando el porcentaje establecido en el anexo IV.2 de la presente circular por la retribución de los tanques de GNL y se asignará a los servicios de regasificación y carga en cisternas, proporcionalmente al volumen del gas previsto para cada servicio.
ii. La retribución de los tanques asociado al stock de seguridad se calculará multiplicando la retribución de los tanques de GNL por el porcentaje establecido en el anexo IV.2 de la presente circular y se asignará al servicio de almacenamiento de GNL.
iii. La retribución de los tanques asociado al stock de flexibilidad logística se calculará multiplicando el porcentaje establecido en el anexo IV.2 de la presente circular por la retribución de los tanques de GNL y se asignará a los servicios regasificación y carga en cisternas, proporcionalmente al volumen de gas implicado en la prestación de los mismos.
b) Reparto proporcional al volumen de gas implicado en el servicio.
i) La retribución financiera del gas talón y las bombas primarias se asignará a los servicios de regasificación y carga en cisternas proporcionalmente al volumen previsto del gas implicado en la prestación de los mismos.
ii) La retribución reconocida por las tuberías de GNL se asignará a los servicios de descarga de buques, regasificación, carga en cisterna, carga de GNL de planta a buque, trasvase de GNL de buque a buque y puesta en frío, proporcionalmente al volumen previsto del gas implicado en la prestación de los mismos.
iii) La retribución reconocida a las instalaciones de descarga se asignará a los servicios de descarga de GNL, trasvase de GNL de planta a buque, trasvase de GNL de buque a buque y puesta en frío proporcionalmente al volumen previsto del gas implicado en la prestación de los mismos.
iv) A los efectos anteriores, si para un periodo tarifario no hubiera previsión de volumen para las operaciones de carga de GNL de planta a buque, trasvase de GNL de buque a buque o puesta en frío se supondrá un volumen de 900 GWh, 219 GWh y 19 GWh, respectivamente, procediéndose, en su caso, a ajustar los precios resultantes de la asignación a efectos de asegurar la suficiencia de ingresos.
c) Proporcional a la retribución del tanque asignada por servicio.
La retribución reconocida por cimentaciones y obra civil asociada a los tanques de almacenamiento de GNL se distribuirá proporcionalmente a la retribución del tanque de GNL asignada a los servicios de almacenamiento de GNL, regasificación y carga en cisternas que resulta de la aplicación del punto a) anterior.
d) Proporcional al volumen de boil-off generado en la prestación del servicio.
i) La retribución de los sistemas de antorcha y combustor, de las instalaciones de compresión de boil off para procesado interno en planta, del relicuador de boil-off y del compresor de boil-off para emisión directa a red se asignarán a cada uno de los servicios proporcionalmente al volumen de boil-off generado en la prestación de cada uno de los servicios de la planta.
ii) A los efectos anteriores, el volumen de boil-off generado en la prestación de cada uno de los servicios se estimará teniendo en cuenta la capacidad de generación teórica y la utilización de las instalaciones prevista para el periodo tarifario correspondiente. Si para un periodo tarifario no hubiera previsión de operaciones de carga de GNL de planta a buque, trasvase de GNL de buque a buque o puesta en frío se considerarán 50, 50 y 40 horas de funcionamiento, respectivamente.
e) Proporcional a la retribución asignada por la prestación del resto de los servicios.
La retribución asociada a la infraestructura terrestre, la adecuación de terrenos, los edificios, los sistemas de gestión y control, los servicios auxiliares y el sistema de suministro eléctrico se asignará proporcionalmente a la retribución asignada por servicio del resto de los elementos.
IV. Asignación de la retribución variable a cada uno de los servicios prestados en la planta
La retribución variable asociada a los costes operativos se asignará por servicio conforme a los porcentajes establecidos en el punto 2.b del anexo IV de la circular.
V. Determinación de los términos de facturación de los peajes de los servicios individuales
Los términos fijos y variables de los peajes de regasificación resultarán de aplicar las siguientes fórmulas:
1. Peaje de descarga de buques.
a) Término fijo.
TF Descarga,i = Coste horario × Tm i
Donde:
TFDescarga,i: término fijo del peaje de descarga de buques aplicable al buque de tamaño i, expresado en €/buque.
i: tamaño del buque de acuerdo con lo establecido en el artículo 29 de la presente circular.
Tmi: tiempo medio de operación de descarga de los buques de tamaño i.
Coste horario: se determina como:
Donde:
RRDescarga,f,n: retribución fija de la regasificación asignada al servicio de la descarga conforme al apartado III del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
Nbuques,i: número de buques previstos de descargados de tamaño i.
b) Término Variable.
Donde:
TVdescarga: término variable del peaje de descarga de buques, en €/kWh descargados con seis decimales.
RRDescarga,v,n: retribución variable de la regasificación asignada al servicio de descarga de buques conforme al apartado IV del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
VDescarga,n: volumen previsto de descargas en kWh en el periodo tarifario n.
2. Peaje de almacenamiento de GNL:
a) Término fijo.
Donde:
TFGNL: término de capacidad del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/(kWh/día)/año con seis decimales.
RRGNL,f,n: retribución fija de regasificación asignada al servicio de almacenamiento de GNL conforme al apartado III del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
QGNL,n: capacidad contratada equivalente prevista para el servicio de almacenamiento de GNL en el periodo tarifario n.
b) Término variable.
Donde:
TVGNL: término variable del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/(kWh/día)/año con seis decimales.
RRGNL,v,n: retribución variable de regasificación asignada al servicio de almacenamiento de GNL conforme al apartado IV del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
VGNL,n: Volumen de GNL almacenado en el periodo tarifario n.
3. Peaje de regasificación.
a) Término fijo:
Donde:
TCR: término fijo de capacidad del peaje de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año con seis decimales.
RRR,f,n: retribución fija de la regasificación asignada al servicio de regasificación conforme al apartado III del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
QR,n: capacidad contratada equivalente prevista para el servicio de regasificación en el periodo tarifario n.
b) Término variable.
Donde:
TVR: término variable del peaje de regasificación, expresado en €/kWh regasificados con seis decimales.
RRR,v,n: retribución variable de la regasificación asignada al servicio de regasificación conforme al apartado IV del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
VR,n: volumen regasificado previsto en kWh en el periodo tarifario n.
4. Peaje de licuefacción virtual.
TCLv = λ × TCR
Donde:
TCLv: término fijo de capacidad del peaje de licuefacción virtual, expresado en €/(kWh/día)/año con seis decimales.
TCR: término fijo del peaje de regasificación, €/(kWh/día)/año con seis decimales.
λ: porcentaje de la retribución imputada al servicio de regasificación, RRR,f,n, correspondiente a la infraestructura terrestre, la adecuación de terrenos, los edificios, los sistemas de gestión y control, los servicios auxiliares y el sistema de suministro eléctrico.
5. Peaje de carga en cisternas.
a) Término fijo.
Donde:
TCCisternas: término fijo de capacidad del peaje de carga en cisternas, expresado en €/(kWh/día)/año, con seis decimales.
RRCisternas,f,n: retribución fija de la regasificación asignada al servicio de carga en cisternas conforme al apartado III del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
QCisternas,n: capacidad contratada equivalente prevista para el servicio de carga en cisternas en el periodo tarifario n.
b) Término variable.
Donde:
TVCisternas: término variable del peaje de carga en cisternas, expresado en €/kWh cargados, con seis decimales.
RRCisternas,v,n: retribución variable de la regasificación asignada al servicio de carga en cisternas conforme al apartado IV del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
VCisternas,n: volumen previsto de cargas en cisternas en kWh en el periodo tarifario n.
6. Peajes de carga de GNL de planta en buque:
Donde:
TVCarga buques: término variable del peaje de carga de GNL de planta en buque, expresado en €/kWh cargados, con seis decimales.
RRCarga buques,f,n: retribución fija de la regasificación asignada al servicio de carga de GNL de planta en buque conforme al apartado III del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
RRCarga buque,v,n: retribución variable de la regasificación asignada al servicio de carga de GNL de planta en buque conforme al apartado IV del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
VCarga buque,n: volumen previsto de cargas de GNL en buques en kWh en el periodo tarifario n. A los efectos anteriores, si para un periodo tarifario no hubiera previsión de volumen para las operaciones de carga de GNL de planta en buque, se supondrá un volumen de 900 GWh.
7. Peaje de trasvase de GNL de buque a buque:
Donde:
TVBuque a buque: término variable del peaje de trasvase de GNL de buque a buque, expresado en €/kWh trasvasado con seis decimales.
RRBuque a buque,f,n: retribución fija de la regasificación asignada al servicio de trasvase de GNL de buque a buque conforme al apartado III del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
RRBuque a buque,v,n: retribución variable de la regasificación asignada al servicio de trasvase de GNL de buque a buque conforme al apartado IV del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
VBuque a buque,n: volumen previsto de GNL trasvasado de buque a buques en kWh en el periodo tarifario n. Si para un periodo tarifario no hubiera previsión de volumen para las operaciones de trasvase de GNL de buque a buque se supondrá un volumen de 219 GWh.
8. Peaje de puesta en frío:
Donde:
TVPuesta en frío: término variable del peaje de puesta en frío, expresado en €/kWh cargados con seis decimales.
RRPuesta en frío,f,n: retribución fija de la regasificación asignada al servicio de puesta en frío conforme al apartado III del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
RRPuesta en frío,v,n: retribución variable de la regasificación asignada al servicio de puesta en frío conforme al apartado IV del presente anexo en el periodo tarifario n, expresado en €.
VPuesta en frío,f,n: volumen previsto de cargas de GNL en buques para prestar el servicio de puesta en frío en kWh en el periodo tarifario n. Si para un periodo tarifario no hubiera previsión de volumen para las operaciones de puesta en frío se supondrá un volumen 19 GWh.
VI. Determinación del término de facturación del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación
El término de facturación del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación se determinada de acuerdo a lo siguiente:
1. Cálculo del término variable del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación:
El término variable del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula.
Donde:
TVOC: término variable del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación, expresado en €/kWh, con seis decimales.
RROC,n: retribución de la regasificación que se debe recuperar mediante el peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación, conforme al apartado I.3 del presente anexo, expresado en €.
VCC: volumen previsto de carga en cisternas destinado a plantas unicliente expresado en kWh.
VRL: demanda de los consumidores conectados a redes locales, expresado en kWh.
2. Cálculo de los términos aplicables a los consumidores suministrados desde las redes locales.
a) Determinación de la retribución a recuperar por los consumidores suministrados desde las redes locales.
RV OC,RL = TV OC × V RL
Donde:
RVOC,RL: retribución asociada a la recuperación de otros costes de regasificación a recuperar por los consumidores suministrados desde las redes locales, en €.
TVOC: término variable del peaje asociado a la recuperación de otros costes de regasificación, expresado en €/kWh, con seis decimales.
VRL: demanda de los consumidores conectados a redes locales, expresado en kWh.
b) Determinación de la retribución a recuperar por grupo tarifario.
Donde:
RVOC,RL,GTk: retribución asociada a la recuperación de otros costes de regasificación a recuperar por los consumidores del grupo tarifario k, en €.
RVOC,RL: retribución asociada a la recuperación de otros costes de regasificación a recuperar por los consumidores suministrados desde las redes locales, en €.
NCLGTk: Número de clientes del grupo tarifario k.
c) Términos por capacidad contratada, aplicable a los consumidores de los grupos tarifarios RL.5 a RL.11 y a todos aquellos consumidores que dispongan de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado, independientemente del grupo tarifario aplicable:
Donde:
TCocGTk: Término por caudal del grupo tarifario asociada a la recuperación de otros costes de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
RVOC,RL,GTk: retribución asociada a la recuperación de otros costes de regasificación a recuperar por los consumidores del grupo tarifario k, en €.
QceGTk: Capacidad contratada equivalente de los consumidores del grupo tarifario k, expresado en kWh/día.
d) Términos por clientes, aplicable a los consumidores de los grupos tarifarios RL.1, RL.2, RL.3 y RL.4 y aquellos consumidores que no dispongan de equipo de medida que permita el registro diario del caudal máximo demandado:
Donde:
TLocGTk: Término por caudal del grupo tarifario asociada a la recuperación de otros costes de regasificación, expresado en €/Cliente y año con dos decimales.
RVOC,RL,GTk: retribución asociada a la recuperación de otros costes de regasificación a recuperar por los consumidores del grupo tarifario k, en €.
NCLGTk: Número de clientes del grupo tarifario k.
1. Retribución de distribución.
a) La retribución reconocida a la actividad de distribución se asigna por inductor de coste con siguientes porcentajes:
|
Inductor de coste |
% de la retribución de distribución por inductor de coste |
|---|---|
|
Cliente. |
14,46 |
|
Capacidad. |
85,54 |
b) La retribución reconocida a la actividad de distribución cuyo inductor de coste es la capacidad se asigna por nivel de presión de acuerdo con siguientes porcentajes:
|
Nivel de presión tarifario |
% de la retribución de distribución por nivel de presión |
|
|---|---|---|
|
NP0 |
Presión ≤4 bar. |
89,5 |
|
NP1 |
4 bar < Presión ≤ 16. |
10,5 |
c) El modelo de red empleado en la asignación se corresponde con los flujos de energía registrados el 5 de diciembre de 2017.
2. Retribución de regasificación.
a) La retribución reconocida a los tanques se distribuirá por servicio aplicándose los siguientes porcentajes:
|
% de la retribución de los tanques |
|
|---|---|
|
Almacenamiento del gas talón. |
8,00 |
|
Stock de seguridad. |
39,78 |
|
Stock de flexibilidad logística. |
52,22 |
b) La retribución variable se distribuirá por servicio aplicándose los siguientes porcentajes:
|
Servicios |
% de la retribución variable |
|---|---|
|
Descarga de GNL. |
10,00 |
|
Almacenamiento de GNL. |
16,79 |
|
Vaporización. |
67,09 |
|
Carga de GNL en cisternas. |
5,80 |
|
Trasvase de GNL a buque. |
0,17 |
|
Trasvase de GNL de buque a buque. |
0,14 |
|
Puesta en frío de buques. |
0,01 |
3. Revisión de los parámetros.
Los porcentajes establecidos en los puntos 1 y 2 podrán ser objeto de actualización mediante Resolución cuando se produzcan cambios sustanciales en la estructura de costes, debidamente justificados, que así lo aconsejen.
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