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RFit: Retribución fija acreditada en el año de liquidación considerado para el transportista o distribuidor i en el período de liquidación t, calculada como:

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RFit = RFi * Nt/M Donde:

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RFi = Retribución fija acreditada total en el año de liquidación considerado, para el transportista o distribuidor i.

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Nt = Número de días naturales comprendidos en el período de liquidación t.

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M = Número de días naturales del año de liquidación.

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RVit: Coste variable de explotación acreditado del transportista i, en el período de liquidación t, calculado como:

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RVit = CVr * kWhrit + CVc * kWhcit + CVt * kWhbit + + CVI * kWhait + CVE * kWheit Donde:

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CVr = Coste variable acreditado a la actividad de regasificación en el año de liquidación.

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CVc = Coste variable acreditado a la actividad de carga de cisternas en el año de liquidación.

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CVt = Coste variable acreditado a la actividad de carga de buques y puesta en frío en el año de liquidación.

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CVI = Valor unitario anual del coste variable de operación y mantenimiento de inyección.

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CVE = Valor unitario anual del coste variable de operación y mantenimiento de extracción. kWhrit = kWh regasificados por el transportista i, en el período de liquidación t. kWhcit = kWh cargados en cisternas de GNL por el transportista i, en el período de liquidación t. kWhbit = kWh empleados en carga de buques o puestas en frío por el transportista i, en el período de liquidación t. kWhait = kWh inyectados en almacenamiento subterráneo por el transportista i, en el período de liquidación t. kWheit = kWh extraídos en el almacenamiento subterráneo por el transportista i, en el período de liquidación t.

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Σ INLit = Suma de los ingresos netos liquidables de todos los transportista o distribuidores i, en el período de liquidación t.

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INLit = Ingresos netos liquidables del transportista o distribuidor i, en el período de liquidación t.

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Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm.46, de 22 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.

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Disposición transitoria primera. Liquidaciones.

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A efectos de su aplicación en las liquidaciones pendientes de ejercicios anteriores, la retribución a retraer a las empresas distribuidoras como consecuencia de la aplicación de la penalización por clientes industriales suministrados a presiones iguales o inferiores a 4 bar a los que se aplica la tarifa o peaje del grupo «2.bis», se calculará de acuerdo con lo que establece el artículo 30 de la presente orden.

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Disposición transitoria segunda. Mermas y gas con destino al nivel mínimo de llenado.

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Los porcentajes de mermas de regasificación, almacenamiento y transporte de gas establecidos en el artículo 15 serán válidos hasta el 1 de julio de 2007. A partir de esa fecha, los transportistas serán responsables de comprar el gas para su consumo en el mercado y, a estos efectos, serán considerados como consumidores finales.

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Para la adquisición de dicho gas, el Secretario General de Energía, mediante resolución y previo informe de la Comisión Nacional de Energía, establecerá las reglas de una subasta, que será organizada por una entidad independiente y supervisada por la Comisión Nacional de Energía.

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Antes del 1 de febrero, los transportistas comunicarán al Gestor Técnico del sistema sus necesidades mensuales de gas natural con destino a autoconsumo durante el período del 1 de julio de 2007 al 30 de junio de 2008 y con destino a nivel mínimo de llenado del período de 1 de enero de 2007 a 30 de junio de 2008. En el caso de que el consumo se produzca en instalaciones dotadas de cogeneración eléctrica que viertan a la red, dicho consumo se reducirá en la parte imputable a la producción eléctrica ofertada.

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Antes del 15 de febrero, los transportistas, a través del Gestor Técnico, comunicarán a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía, el programa individual de autoconsumos mensuales y compras de gas para nivel mínimo de llenado, junto con la propuesta de una entidad responsable de la organización de una subasta pública para la adquisición del gas. La Comisión Nacional de Energía y el Gestor Técnico del Sistema publicarán en su página web el programa de adquisición de gas para autoconsumo y nivel mínimo de llenado.

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El precio de la subasta determinará la valoración del gas adquirido por los transportistas que tendrá la consideración de gasto liquidable.

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A partir del 1 de julio de 2007 las mermas retenidas a los usuarios serán las siguientes:

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Regasificación: 0,31% Alm. Subterráneo: 0,00% Transporte: 0,07% Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

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A la entrada en vigor de la presente orden, queda derogada cualquier disposición de igual o inferior rango, en cuanto se oponga a lo establecido en la presente orden.

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Disposición final primera. Habilitación para la aplicación de la orden.

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

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Disposición final segunda. Entrada en vigor.

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La presente orden entrará en vigor a las cero horas del 1 de enero de 2007.

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Madrid, 29 de diciembre de 2006.–El Ministro de Industria,Turismo y Comercio, Joan Clos i Matheu.

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ANEXO I Coste acreditado a las actividades de transporte 1. Coste fijo acreditado a cada empresa o grupo de empresas en 2007 (RF2007i) en euros: € TRANSPORTISTA REGIONAL DEL GAS, S.A.

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1.369.211 NATURGAS ENERGÍA TRANSPORTE, S.AU.

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11.155.242 GAS NATURAL TRANSPORTE S.D.G., S.L.

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18.484.171 ENAGAS, S.A.

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430.251.028 INFRAESTRUCTURAS GASISTAS DE NAVARRA, S.L.

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673.875 ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L.

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200.718 SEPTENTRIONAL DEL GAS, S.A.

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2.618.830 PLANTA DE REGASIFICACIÓN DE SAGUNTO, S.A.

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110.625 TOTAL 464.863.700 ANEXO II Valores unitarios de referencia para las nuevas inversiones de transporte autorizadas de forma directa y puestas en servicio en el año 2006 Gasoducto (P> 60 bar) Diámetro (pulgada) €/m/pulgada 6 34,12 8 29,85 10 27,14 12 24,43 14 23,28 16 22,13 18 21,25 20 19,90 22 18,91 24 18,08 26 18,28 28 18,28 30 18,10 32 20,17 36 20,55 40 21,10 42 21,40 44 22,46 48 23,22 52 23,05 Los coeficientes de la tabla anterior se multiplicarán por el factor CL=1-0,157*L siendo L longitud del gasoducto en miles de Km, teniendo el factor CL un valor mínimo de 0,90. A efectos de computo de la longitud «L» se considerará como un único gasoducto los que figuren el documento de Planificación con independencia del número de fases de su construcción.

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En el caso de gasoductos autorizados por fases, se estimará un factor «L» total a aplicar a cada una de las fases, procediendo en la última de ellas a ajustar la retribución total en función de la longitud exacta de todas las fases.

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

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C = 0,62*C> 60 bar Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior.

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ESTACIONES DE COMPRESIÓN de potencia hasta 37.284 kW T. Variable 1.055,49 €/kW instalado T. Fijo 7.539.905,3 €/Estación ESTACIONES DE COMPRESIÓN de potencia hasta 37.284 kW T. Variable 548,94 €/kW instalado T. Fijo 26.425.965,76 €/Estación Estación de Regulación y Medida P >= 60 bar €/unidad G-65 237.692 G-100 240.653 G-160 245.812 G-250 253.746 G-400 267.496 G-650 291.870 G-1000 329.059 G-1600 401.129 G-2500 519.834 G-4000 654.857 G-6500 789.878 En caso de estaciones de regulación y medida con presión de entrada inferior a 60 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula:

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C = 0,83* C> 60 Siendo C> 60 los valores de la tabla anterior.

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ÍNDICE DE ACTUALIZACIÓN Los valores unitarios definidos en el apartado anterior se actualizarán cada año según el siguiente índice de actualización (IA):

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IA = (IPRI – x) Donde:

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IPRI: variación anual del índice de precios industriales correspondiente a la clasificación por destino económico de los componentes de bienes de equipo. x: 50 puntos básicos.

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Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año «n», se tomará la última variación interanual disponible.

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Redactado conforme a la correcciones de errores publicadas en BOE núm. 18, de 20 de enero de 2007 Ref. BOE-A-2007-1222. y 46, de 22 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.

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ANEXO III Cálculo de la retribución de las nuevas inversiones de transporte autorizadas de forma directa y puestas en servicio en el año 2006 1. Los costes anuales de inversión de una instalación de transporte autorizada de forma directa para el año «n», puesta en servicio el año «n-1» se calculará como:

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CIT (n) = A (n) + R (n) Siendo:

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

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A (n) = VAI(n)/VU Donde:

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

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

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AÑOS Gasoductos 30 Estaciones de compresión 20 Instalaciones de regulación y medida 30 R (n): coste anual de retribución de la inversión, que se calculará como:

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R(n) = VAI (n)*Trn Siendo:

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

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2.Para aquellas instalaciones autorizadas de forma directa que posean características singulares, la Dirección General de Política Energética y Minas fijará una valoración específica, así como su vida útil.
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3.La tasa de retribución de la inversión anual (Trn) a aplicar será la media anual de las obligaciones del Estado a diez años o tipo de interés que lo sustituya, más el 1,5 por 100. Para el año 2007, este tipo de interés se fija en el 5,21 %.
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ANEXO IV Valores unitarios de referencia de los costes de explotación de las nuevas instalaciones de transporte de adjudicación directa y puestas en servicio en el año 2006 ESTACIONES DE COMPRESION T. Variable (€/kW instalado) 81,83 T. Fijo (€/Estación) 203.544 Gasoducto (P≥60 bar) €/m/pulgadas 0,6670 En caso de gasoductos con presión de diseño inferior a 60 bar y superior a 16 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula:

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C=0,52*C>60 bar Siendo C >60 los valores de la tabla anterior.

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Estación de Regulación y Medida P >= 60 bar €/unidad G-65 8.027 G-100 8.734 G-160 9.653 G-250 10.071 G-400 10.775 G-650 11.479 G-1000 13.733 G-1600 15.564 G-2500 17.608 G-4000 22.185 G-6500 26.764 En caso de Estaciones de Regulación y Medida con presión de entrada inferior a 60 bar, los valores unitarios (C) se calcularán por la fórmula:

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C = 0,75*C>60 Siendo C>60 los valores de la tabla anterior.

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ÍNDICE DE ACTUALIZACIÓN Los valores unitarios definidos en el apartado anterior se actualizarán cada año según el siguiente índice de actualización:

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IA = 0,2*(IPRI-x) + 0,8*(IPC-y) Donde, IPRI: variación anual del índice de precios industriales correspondiente a la clasificación por destino económico de los componentes de bienes de equipo.

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IPC: variación anual del índice de precios al consumo. x: 50 puntos básicos. y: 100 puntos básicos.

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Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año «n», se tomará el último valor disponible.

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Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 46, de 27 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.

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ANEXO V Coste acreditado para la actividad de distribución en el año 2007 ACTUALIZACIÓN 2007 DESVIOS + CORRECCIONES TOTAL RETRIBUCIÓN € € € Naturgas Energía Distribución, S.A.

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111.670.635 -8.014.079 103.656.556 Gas Directo, S.A.

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1.102.463 -457.043 645.420 Distribuidora Regional, S.A.

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6.538.747 58.258 6.597.005 Meridional del Gas, S.A.U.

\n

4.119.148 93.343 4.212.491 Gas Alicante, S.A.U.

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1.521.017 -215.888 1.305.129 Distribución y Comercialización de Gas Extremadura, S.A.

\n

8.036.070 -156.977 7.879.093 Gas Aragon, S.A.

\n

28.378.468 -682.406 27.696.062 Gesa Gas, S.A.

\n

29.376.643 3.740.913 33.117.556 Gas Nalsa, S.A.

\n

13.497.918 40.170 13.538.088 Tolosa Gasa, S.A.

\n

1.201.396 6.851 1.208.247 Gas Natural Distribución SDG, S.A.

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781.808.104 -16.687.762 765.120.342 Gas Natural Andalucia, S.A.

\n

55.931.357 -714.884 55.216.473 Gas Natural Cantabria, S.A.

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18.714.797 -590.419 18.124.378 Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A.

\n

26.982.755 671.527 27.654.282 Gas Natural Castilla y León, S.A.

\n

59.269.209 -3.813.361 55.455.848 CEGAS, S.A.

\n

73.754.471 -2.066.035 71.688.436 Gas Natural La Coruña, S.A.

\n

3.713.078 -430.980 3.282.098 Gas Galicia SDG, S.A.

\n

21.844.844 -139.524 21.705.320 Gas Natural Murcia SDG , S.A.

\n

10.779.930 -64.797 10.715.133 Gas Navarra, S.A.

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21.547.777 -379.228 21.168.549 Gas Natural Rioja, S.A.

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10.980.847 -289.526 10.691.321 Gas y Servicios Mérida, S.A.

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1.008.086 12.854 1.020.940 TOTAL 1.291.777.760 -30.078.993 1.261.698.767 Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 46, de 22 de febrero de 2007. Ref. BOE-A-2007-3693.

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ANEXO VI Índice de gasificación por Comunidad Autónoma N° Clientes por 100 habitantes ANDALUCÍA 4 ARAGÓN 13 ASTURIAS 17 BALEARES 9 CANTABRIA 24 CASTILLA-LA MANCHA 8 CASTILLA Y LEÓN 14 CATALUÑA 28 EXTREMADURA 4 GALICIA 6 LA RIOJA 20 MADRID 26 MURCIA 6 NAVARRA 17 PAÍS VASCO 20 COMUNIDAD VALENCIANA 11

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