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Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural

¿De qué trata esta norma?

Esta orden establece la metodología para calcular la tarifa de último recurso del gas natural, que es un precio regulado para el suministro de gas a ciertos consumidores. También define las tarifas aplicables al suministro de gases manufacturados en territorios insulares hasta la llegada del gas natural.

A quién afecta: Consumidores de gas natural conectados a presiones inferiores a 4 bar con consumos anuales no superiores a 50.000 kWh/año; Empresas comercializadoras que asumen la obligación de suministro de último recurso.

De un vistazo

País
España
Área del derecho
Derecho del consumo
Artículos
12
Fuente
boe.es
Texto obtenido el
Explicación actualizada el

¿Qué regula esta norma?

  • La metodología para el cálculo de la tarifa de último recurso.
  • Las condiciones generales aplicables al suministro de gas natural.
  • Las unidades de facturación y medida para el gas natural.
  • Las tarifas aplicables al suministro de gases manufacturados en territorios insulares.

¿A quién afecta esta norma?

  • Consumidores de gas natural conectados a presiones inferiores a 4 bar con consumos anuales no superiores a 50.000 kWh/año.
  • Empresas comercializadoras que asumen la obligación de suministro de último recurso.

¿Cuáles son los puntos clave?

  • La tarifa de último recurso se compone de un término fijo (€/mes) y un término variable (cts/kWh).
  • Existen dos tipos de tarifas de último recurso según el consumo anual: TUR.1 (≤ 5.000 kWh) y TUR.2 (> 5.000 kWh e ≤ 50.000 kWh).
  • La tarifa de último recurso no incluye impuestos, recargos, gravámenes, alquileres de equipos de medida, derechos de acometida o de alta.
  • El cálculo de la tarifa de último recurso incluye el coste de la materia prima, peajes de acceso, costes de comercialización y costes de seguridad de suministro.

Derecho del consumo

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Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, con el…

Derecho del consumo

Texto legal

Texto legal
Índice (12)
  1. Artículo 1 Objeto
  2. Artículo 2 Ámbito de aplicación
  3. Artículo 3 Tarifas de último recurso
  4. Artículo 4 Estructura general de las tarifas de último recurso
  5. Artículo 5 Determinación de la tarifa de último recurso
  6. Artículo 6 Metodología de cálculo de los peajes y cánones imputados
  7. Artículo 7 Costes de comercialización
  8. Artículo 8 Determinación del coste de la materia prima
  9. Artículo 9 Prima por riesgo de cantidad
  10. Artículo 10 Actualización de los términos de la tarifa
  11. Artículo 11 Remisión de información
  12. Artículo 12 Declaración responsable

200 ok La Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural, modificó el artículo 93 de la referida Ley del sector de hidrocarburos, definiendo la tarifa de último recurso.

El Acuerdo del Consejo de Ministros de 3 de abril de 2009, mediante el que se modifica el calendario previsto inicialmente en la disposición transitoria quinta de la Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural, establece que a partir del 1 de julio de 2009 tendrán derecho al suministro de último recurso los consumidores conectados a presiones inferiores a 4 bar, con consumos anuales no superiores a 50.000 kWh/año.

Por su parte, el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, designa, en su disposición adicional segunda a las empresas comercializadoras que debían asumir la obligación de suministro de último recurso en el territorio peninsular y Baleares.

En desarrollo de la Ley del sector de hidrocarburos, 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, establece en su artículo 25.1 que el Ministro, mediante orden y previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de las tarifas de venta de gas natural. Asimismo, este artículo dispone que en dichas órdenes se establecerán los valores concretos de las tarifas y precios o un sistema de determinación y actualización de los mismos.

En cumplimiento de lo anterior, el Ministro de Industria Turismo y Comercio dictó la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre, por la que se establece la tarifa del suministro de último recurso de gas natural, donde se determina la forma de cálculo de dicha tarifa a partir del 12 de octubre de 2008, la cual debía adaptarse conforme se desarrollara el procedimiento de subasta para la determinación del coste del gas natural considerado. Asimismo, dispone en sus artículos 4 y 5 las condiciones generales aplicables al suministro y las unidades de facturación y medida.

La presente orden establece la forma de cálculo de la tarifa de último recurso, incorporando los resultados del referido procedimiento de subasta, junto con referencias internacionales indicativas del coste de aprovisionamiento de gas natural.

La Ley 34/1998, de 7 de octubre, dispone el régimen transitorio de los gases manufacturados en territorios insulares, de manera que hasta la finalización y puesta en marcha de las instalaciones que permitan el suministro de gas natural las empresas distribuidoras podrán efectuar el suministro de gases manufacturados. La presente orden determina las tarifas aplicables al suministro de gases manufacturados en territorios insulares hasta la llegada del gas natural, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 25.1 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto.

Se ha evacuado el trámite de audiencia a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos, cuyas observaciones y comentarios, de acuerdo con lo establecido en el 5.5 del Real Decreto 1339/1999, de 31 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la Comisión Nacional de Energía, se han tomado en consideración para la elaboración del correspondiente informe de dicha Comisión, elaborado de conformidad con la disposición adicional undécima, apartado tercero, 1, funciones segunda y cuarta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.

Mediante acuerdo de 18 de junio de 2009, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha autorizado al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar la presente orden.

En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dispongo:

CAPÍTULO I

Disposiciones Generales

Artículo 1Objeto

Constituye el objeto de esta orden la determinación de la metodología para el cálculo de la tarifa de último recurso.

Artículo 2Ámbito de aplicación

La presente orden será de aplicación al suministro de gas natural que realicen los comercializadores de último recurso a los consumidores que cumplan los requisitos establecidos en la disposición transitoria quinta de la Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural.

CAPÍTULO II

Definición y estructura de las tarifas de último recurso

Artículo 3Tarifas de último recurso

Serán de aplicación las siguientes tarifas de último recurso en función de los consumos anuales:

a)TUR.1, aplicable a los consumidores con consumo anual igual o inferior a 5.000 kWh.
b)TUR.2, aplicable a los consumidores con consumo superior a 5.000 kWh e inferior o igual a 50.000 kwh.

Artículo 3Tarifas de último recurso

Las tarifas de último recurso se aplicarán en función del consumo anual, teniendo en cuenta la estructura de los peajes de acceso a redes locales establecidos por la normativa vigente.

Se modifica por el art. único.1 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358

Artículo 4Estructura general de las tarifas de último recurso

1.Las tarifas de último recurso se componen de un término de facturación fijo, expresado en €/mes, y un término de facturación variable por unidad de energía, expresado en cts/kWh.
2.Las tarifas de último recurso se determinarán sin incluir los impuestos, recargos y gravámenes sobre el consumo y suministro, ni tampoco los alquileres de equipos de medida, los derechos de acometida, derechos de alta, ni aquellos otros servicios cuya repercusión sobre el usuario esté autorizada por la normativa vigente.

CAPÍTULO III

Procedimiento de cálculo de las tarifas de último recurso

Artículo 5Determinación de la tarifa de último recurso

1.De acuerdo con lo establecido en el artículo 93.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y el artículo 26.2 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del gas natural, el sistema de cálculo de la tarifa de último recurso incluirá de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes de acceso en vigor, los costes de comercialización y los costes derivados de la seguridad de suministro.
2.El término fijo de la tarifa se determinará como la suma de los costes que corresponden al término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución (Tfi), al término de reserva de capacidad (Tfe), al término fijo del peaje de regasificación (Tfr) y al coste fijo de comercialización.
3.El término variable de la tarifa se determinará como la suma de los costes que corresponden al término variable del término de conducción del peaje de transporte y distribución (Tvi), al término variable del peaje de regasificación (Tvr), al valor medio del peaje de descarga de buques, al coste medio del canon de almacenamiento subterráneo, al coste medio del canon de almacenamiento de GNL, al coste variable de comercialización, y al coste de la materia prima, que incluirá el coste asociado a las mermas y al riesgo de cantidad.

Artículo 5Determinación de la tarifa de último recurso

1.De acuerdo con lo establecido en el artículo 93.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y el artículo 26.2 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del gas natural, el sistema de cálculo de la tarifa de último recurso incluirá de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes de acceso en vigor, los costes de comercialización y los costes derivados de la seguridad de suministro.
2.El término fijo de la tarifa se determinará como la suma de los costes que corresponden al término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución (Tfi), al término de reserva de capacidad (Tfe), al término fijo del peaje de regasificación (Tfr) y al coste fijo de comercialización.
3.El término variable de la tarifa se determinará como la suma de los costes que corresponden al término variable del término de conducción del peaje de transporte y distribución (Tvi), al término variable del peaje de regasificación (Tvr), al valor medio del peaje de descarga de buques, al coste medio del canon de almacenamiento subterráneo, al coste medio del canon de almacenamiento de GNL, al coste variable de comercialización, y al coste de la materia prima, que incluirá el coste asociado a las mermas y al riesgo de cantidad.
4.Para la determinación del coste de la materia prima se realizarán dos subastas anuales del producto Gas de Base y una subasta del producto Gas de Invierno.

La primera subasta se celebrará con anterioridad al 30 de junio e incluirá el suministro de las cantidades de Gas de Base para el período comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre y el suministro de las cantidades de Gas de Invierno para el período comprendido entre el 1 de julio y el 30 de junio del año siguiente.

La segunda subasta se celebrará con anterioridad al 31 de diciembre e incluirá el suministro de las cantidades de Gas de Base para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio del año siguiente.

Se añade el apartado 4 por el art. único.1 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 5Determinación de la tarifa de último recurso

1.De acuerdo con lo establecido en el artículo 93.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y el artículo 26.2 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del gas natural, el sistema de cálculo de la tarifa de último recurso incluirá de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes y cánones de acceso en vigor, los costes de comercialización, los costes derivados de la seguridad de suministro y los cargos.
2.En cada término de las tarifas y en los puntos donde sean de aplicación cargos, estos se adicionarán a los peajes y cánones en vigor.
3.Al inicio del año de gas se adicionará al término fijo de cada peaje la media de las primas resultantes de las subastas de capacidad anual correspondientes al año de gas de aplicación, celebradas con anterioridad, ponderando cada una de las primas por la capacidad adjudicada en cada subasta.

En el caso de los procesos anuales de asignación de slots para descarga de buques, se tomará el valor medio de las primas de cada mes del año de gas de aplicación, ponderadas por el número de slots asignados cada mes.

4.El término fijo de la tarifa se determinará como la suma de los siguientes términos:
a)Término fijo del peaje de red local aplicable en función del escalón de consumo de la tarifa.
b)Coste del término fijo del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
c)Término fijo del peaje de salida de la red de transporte troncal.
d)Coste del término fijo del peaje de regasificación.
e)Coste del término fijo del peaje de almacenamiento de GNL.
f)Término fijo del peaje de otros costes de regasificación.
g)Coste fijo de comercialización.
5.El término variable de la tarifa se determinará como la suma de los siguientes términos:
a)Término variable del peaje de red local en función del nivel de consumo de la tarifa.
b)Coste del término variable del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
c)Coste del término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal.
d)Coste del término variable del peaje de regasificación.
e)Coste del término variable del peaje de almacenamiento de GNL.
f)Coste del término variable del peaje de otros costes de regasificación (TVOCR).
g)Coste del peaje de descarga de buques.
h)Coste del canon del almacenamiento subterráneo.
i)Coste variable de comercialización.
j)Coste de la materia prima, que incluirá el coste asociado a las mermas y al riesgo de cantidad.

Se modifica por el art. único.2 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358 Se añade el apartado 4 por el art. único.1 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 5Determinación de la tarifa de último recurso

1.De acuerdo con lo establecido en el artículo 93.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y el artículo 26.2 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del gas natural, el sistema de cálculo de la tarifa de último recurso incluirá de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes, cánones y cargos en vigor, los costes de comercialización, los costes derivados de la seguridad de suministro, el coste del Gestor Técnico del Sistema y las tasas aplicables a la prestación de servicios y realización de actividades en relación con el sector de hidrocarburos gaseosos conforme el anexo de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
2.En cada término de las tarifas y en los puntos donde sean de aplicación cargos, estos se adicionarán a los peajes y cánones en vigor.
3.Al inicio del año de gas se adicionará al término fijo de cada peaje la media de las primas resultantes de las subastas de capacidad anual correspondientes al año de gas de aplicación, celebradas con anterioridad, ponderando cada una de las primas por la capacidad adjudicada en cada subasta.

En el caso de los procesos anuales de asignación de slots para descarga de buques, se tomará el valor medio de las primas de cada mes del año de gas de aplicación, ponderadas por el número de slots asignados cada mes.

4.El término fijo de la tarifa se determinará como la suma de los siguientes términos:
a)Término fijo del peaje de red local aplicable en función del escalón de consumo de la tarifa.
b)Coste del término fijo del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
c)Término fijo del peaje de salida de la red de transporte troncal.
d)Coste del término fijo del peaje de regasificación.
e)Coste del término fijo del peaje de almacenamiento de GNL.
f)Término fijo del peaje de otros costes de regasificación.
g)Coste fijo de comercialización.
5.El término variable de la tarifa se determinará como la suma de los siguientes términos:
a)Término variable del peaje de red local en función del nivel de consumo de la tarifa.
b)Coste del término variable del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
c)Coste del término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal.
d)Coste del término variable del peaje de regasificación.
e)Coste del término variable del peaje de almacenamiento de GNL.
f)Coste del término variable del peaje de otros costes de regasificación (TVOCR).
g)Coste del peaje de descarga de buques.
h)Coste del canon del almacenamiento subterráneo.
i)Coste variable de comercialización.
j)Coste de la materia prima, que incluirá el coste asociado a las mermas y al riesgo de cantidad.

Se modifica el apartado 1 por la disposición final 1.1 de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2021-15776#df Se modifica por el art. único.2 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358 Se añade el apartado 4 por el art. único.1 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 6Metodología de cálculo de los peajes y cánones imputados

1.El coste correspondiente al peaje de regasificación se determinará de acuerdo a las siguientes fórmulas:
a)Término fijo del peaje de regasificación, expresado en €/mes:
b)Término variable del peaje de regasificación, expresado en cts/kWh:
2.El coste medio de descarga de buques, expresado en cts/kWh:
3.El coste medio de almacenamiento:
a)Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:
b)Coste medio de almacenamiento de GNL, expresado en cts/kWh:
4.El coste que corresponde al término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución, expresado en €/mes, se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:
5.A continuación se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:

Tfr y Tvr : términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en cts/kWh/día/mes y cts/kWh, respectivamente.

Tfe: término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.

Tfd: término fijo de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en €/buque.

Tvd: término variable de descarga de buques, expresado en cts/kWh.

Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m3, que será igual a 111.799 m3.

Tf, Tvi, Tve: término fijo, término de inyección y el término de extracción, respectivamente, del canon de almacenamiento subterráneo, expresados en cts/kWh/mes, cts/kWh y cts/kWh.

Tv: canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.

Cmi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh. Será de 2.507 kWh para el escalón TUR.1 y de 10.256 kWh para el escalón TUR.2. fc: factor de carga, con un valor de 0,36. mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno. % GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL, expresado en tanto por uno, con un valor de 0,72. fconv: factor de conversión de m3 de GNL a kWh, que será de 6.779 kWh/m3.

EMAX : emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh, con un valor de 6 GWh/día para la TUR.1 y de 25 GWh/día para la TUR.2. n: número de consumidores, con un valor de 3.491.298 para la TUR.1 y de 3.518.322 para la TUR.2.

GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso, con un valor de 6.800 MWh para la TUR.1 y de 28.028 MWh para la TUR.2.

Artículo 6Metodología de cálculo de los peajes y cánones imputados

1.El coste correspondiente al peaje de regasificación se determinará de acuerdo a las siguientes fórmulas:
a)Término fijo del peaje de regasificación, expresado en €/mes:
b)Término variable del peaje de regasificación, expresado en cts/kWh:
2.El coste medio de descarga de buques, expresado en cts/kWh:
3.El coste medio de almacenamiento:
a)Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:
b)Coste medio de almacenamiento de GNL, expresado en cts/kWh:
4.El coste que corresponde al término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución, expresado en €/mes, se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:
5.A continuación se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:

Tfr y Tvr : términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en cts/kWh/día/mes y cts/kWh, respectivamente.

Tfe: término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.

Tfd: término fijo de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en €/buque.

Tvd: término variable de descarga de buques, expresado en cts/kWh.

Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m3, que será igual a 111.799 m3.

Tf, Tvi, Tve: término fijo, término de inyección y el término de extracción, respectivamente, del canon de almacenamiento subterráneo, expresados en cts/kWh/mes, cts/kWh y cts/kWh.

Tv: canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.

Cmi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh. Será de 2.507 kWh para el escalón TUR.1 y de 10.256 kWh para el escalón TUR.2. fc: factor de carga, con un valor de 0,36. mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno. % GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL, expresado en tanto por uno, con un valor de 0,72. fconv: factor de conversión de m3 de GNL a kWh, que será de 6.779 kWh/m3.

EMAX : emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh, con un valor de 6 GWh/día para la TUR.1 y de 25 GWh/día para la TUR.2. n: número de consumidores, con un valor de 3.491.298 para la TUR.1 y de 3.518.322 para la TUR.2.

GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso, con un valor de 6.800 MWh para la TUR.1 y de 28.028 MWh para la TUR.2.

Se sustituyen las fórmulas de los apartados 3.a y 3.b por el art. único.2 y 3 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 6Metodología de cálculo de los peajes y cánones imputados

1.El coste correspondiente al peaje de regasificación se determinará de acuerdo a las siguientes fórmulas:
a)Término fijo del peaje de regasificación, expresado en €/mes:
b)Término variable del peaje de regasificación, expresado en cts/kWh:
2.El coste medio de descarga de buques, expresado en cts/kWh:
3.El coste medio de almacenamiento:
a)Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:
b)Coste medio de almacenamiento de GNL, expresado en cts/kWh:
4.El coste que corresponde al término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución, expresado en €/mes, se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:
5.A continuación se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:

Tfr y Tvr : términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en cts/kWh/día/mes y cts/kWh, respectivamente.

Tfe: término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.

Tfd: término fijo de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en €/buque.

Tvd: término variable de descarga de buques, expresado en cts/kWh.

Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m3, que será igual a 111.799 m3.

Tf, Tvi, Tve: término fijo, término de inyección y el término de extracción, respectivamente, del canon de almacenamiento subterráneo, expresados en cts/kWh/mes, cts/kWh y cts/kWh.

Tv: canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.

Cmi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh. Será de 2.507 kWh para el escalón TUR.1 y de 10.256 kWh para el escalón TUR.2. fc: factor de carga, con un valor de 0,36. mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno. % GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL, expresado en tanto por uno, con un valor de 0,72. fconv: factor de conversión de m3 de GNL a kWh, que será de 6.779 kWh/m3.

EMAX : emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh, con un valor de 6 GWh/día para la TUR.1 y de 25 GWh/día para la TUR.2. n: número de consumidores, con un valor de 3.491.298 para la TUR.1 y de 3.518.322 para la TUR.2.

GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso, con un valor de 6.800 MWh para la TUR.1 y de 28.028 MWh para la TUR.2.

Se modifica el apartado 3.a por la disposición final 2.1 de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre. Ref. BOE-A-2015-13783#dfsegunda.

Se sustituyen las fórmulas de los apartados 3.a y 3.b por el art. único.2 y 3 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 6Metodología de cálculo de los peajes, cargos y cánones imputados

1.Coste del peaje de regasificación.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
2.Coste del peaje de descarga de buques, expresado en cts/kWh:
3.Coste del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:
4.Coste del peaje de almacenamiento de GNL.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
5.Coste del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
6.Coste del término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en cts/kWh.
7.A continuación, se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:
–TCR y TVR: términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en €/(kWh/día)/año y €/kWh, respectivamente.
–TfeGNL: término fijo medio del peaje de entrada a la red de transporte troncal por plantas de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TfeNo_GNL: término fijo medio de los peajes de entrada a la red de transporte troncal excluidas las entradas desde plantas de regasificación, ponderado por los volúmenes de entrada en los distintos puntos de la red, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TveRT: término variable del peaje de entrada a la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
–TfsRT: término fijo del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/(kWh/dia)/año.
–TvsRT: término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
–TFdescarga: término fijo medio de descarga de buques, calculado como la media de los términos fijos del peaje de descarga de buques para todos los tamaños, ponderada por el número de buques en cada tamaño, expresado en €/buque.
–TVdescarga: término variable de descarga de buques correspondiente al tamaño medio de buque (Tmbuque), expresado en €/kWh.
–Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m3.
–Tf, Tvi, Tve: término fijo, término de inyección y el término de extracción, respectivamente, del canon de almacenamiento subterráneo, expresados en €/kWh/dia/año, €/kWh y €/kWh.
–TFGNL: término fijo del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/(kWh/dia)/año.
–TVGNL: término variable del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/kWh.
–Tfoc: Término fijo del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TVoc: Término variable del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/kWh.
–Cmi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh.
–fc: factor de carga de los consumidores TUR.
–mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno.
–% GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL.
–fconv: factor de conversión de m3 de GNL a kWh.
–EMAX: emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh.
–ni: número de consumidores correspondientes a cada tarifa
–GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso.

Téngase en cuenta, a los efectos de la aplicación de las fórmulas, lo establecido en la Disposición transitoria única de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre, Ref. BOE-A-2020-11358, que será de aplicación desde la entrada en vigor de la misma hasta el 30 de septiembre de 2021, incluido.

Se modifica por el art. único.3 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358 Redactado el apartado 3 conforme a la corrección de errores, publicada por Orden TED/65/2021, de 11 de enero. Ref. BOE-A-2021-1270 Téngase en cuenta, a los efectos de la aplicación de las fórmulas, lo establecido en la Disposición transitoria única de la citada Orden, que será de aplicación desde la entrada en vigor de la misma hasta el 30 de septiembre de 2021, incluido.

Se modifica el apartado 3.a por la disposición final 2.1 de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre. Ref. BOE-A-2015-13783#dfsegunda.

Se sustituyen las fórmulas de los apartados 3.a y 3.b por el art. único.2 y 3 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 6Metodología de cálculo de los peajes, cargos y cánones imputados

1.Coste del peaje de regasificación.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
2.Coste del peaje de descarga de buques, expresado en cts/kWh:
3.Coste del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:
4.Coste del peaje de almacenamiento de GNL.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
5.Coste del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
6.Coste del término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en cts/kWh.
7.A continuación, se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:
–TCR y TVR: términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en €/(kWh/día)/año y €/kWh, respectivamente.
–TfeGNL: término fijo medio del peaje de entrada a la red de transporte troncal por plantas de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TfeNo_GNL: término fijo medio de los peajes de entrada a la red de transporte troncal excluidas las entradas desde plantas de regasificación, ponderado por los volúmenes de entrada en los distintos puntos de la red, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TveRT: término variable del peaje de entrada a la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
–TfsRT: término fijo del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/(kWh/dia)/año.
–TvsRT: término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
–TFdescarga: término fijo medio de descarga de buques, calculado como la media de los términos fijos del peaje de descarga de buques para todos los tamaños, ponderada por el número de buques en cada tamaño, expresado en €/buque.
–TVdescarga: término variable de descarga de buques correspondiente al tamaño medio de buque (Tmbuque), expresado en €/kWh.
–Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m3.
–Tf, Tvi, Tve: término fijo, término de inyección y el término de extracción, respectivamente, del canon de almacenamiento subterráneo, expresados en cts/kWh/mes, cts/kWh/día y cts/kWh/dia.
–TFGNL: término fijo del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/(kWh/dia)/año.
–TVGNL: término variable del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/kWh.
–Tfoc: Término fijo del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TVoc: Término variable del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/kWh.
–Cmi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh.
–fc: factor de carga de los consumidores TUR.
–mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno.
–% GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL.
–fconv: factor de conversión de m3 de GNL a kWh.
–EMAX: emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh.
–ni: número de consumidores correspondientes a cada tarifa
–GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso.

Se modifica por la disposición final 1.3 de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2021-15776#df Se modifica por el art. único.3 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358 Redactado el apartado 3 conforme a la corrección de errores, publicada por Orden TED/65/2021, de 11 de enero. Ref. BOE-A-2021-1270 Téngase en cuenta, a los efectos de la aplicación de las fórmulas, lo establecido en la Disposición transitoria única de la citada Orden, que será de aplicación desde la entrada en vigor de la misma hasta el 30 de septiembre de 2021, incluido.

Se modifica el apartado 3.a por la disposición final 2.1 de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre. Ref. BOE-A-2015-13783#dfsegunda.

Se sustituyen las fórmulas de los apartados 3.a y 3.b por el art. único.2 y 3 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 6Metodología de cálculo de los peajes, cargos y cánones imputados

1.Coste del peaje de regasificación.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
2.Coste del peaje de descarga de buques, expresado en cts/kWh:
3.Coste del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh:
4.Coste del peaje de almacenamiento de GNL.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
5.Coste del peaje de entrada a la red de transporte troncal.
a)Término fijo, expresado en €/mes:
b)Término variable, expresado en cts/kWh:
6.Coste del término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en cts/kWh.
7.A continuación, se definen los parámetros empleados en los apartados anteriores:
–TCR y TVR: términos fijo y variable del peaje de regasificación en vigor, expresados en €/(kWh/día)/año y €/kWh, respectivamente.
–TfeGNL: término fijo medio del peaje de entrada a la red de transporte troncal por plantas de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TfeNo_GNL: término fijo medio de los peajes de entrada a la red de transporte troncal excluidas las entradas desde plantas de regasificación, ponderado por los volúmenes de entrada en los distintos puntos de la red, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TveRT: término variable del peaje de entrada a la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
–TfsRT: término fijo del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/(kWh/dia)/año.
–TvsRT: término variable del peaje de salida de la red de transporte troncal, expresado en €/kWh.
–TFdescarga: término fijo medio de descarga de buques, calculado como la media de los términos fijos del peaje de descarga de buques para todos los tamaños, ponderada por el número de buques en cada tamaño, expresado en €/buque.
–TVdescarga: término variable de descarga de buques correspondiente al tamaño medio de buque (Tmbuque), expresado en €/kWh.
–Tmbuque: tamaño medio de buque, expresado en m3.
–CMas, Tvi, Tve: donde CMas es el coste medio de almacenamiento anual, calculado multiplicando el volumen por el coste promedio de almacenamiento expresado en €/(kWh/dia)/año, mientras que Tvi y Tve son los cánones de inyección y extracción expresados en €/(kWh/día)/día. El término CMas se actualizará conjuntamente con las revisiones de peajes y cánones, excepcionalmente en el año 2022 el valor se actualizará en la revisión de la tarifa de último recurso de 1 de julio.
–TFGNL: término fijo del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/(kWh/dia)/año.
–TVGNL: término variable del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en €/kWh.
–Tfoc: Término fijo del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/(kWh/día)/año.
–TVoc: Término variable del peaje de otros costes de regasificación, expresado en €/kWh.
–Cmi: consumo anual medio por cliente de cada tarifa, expresado en kWh.
–fc: factor de carga de los consumidores TUR.
–mT, mD, mA, mR: mermas de transporte, distribución, almacenamiento subterráneo y regasificación en vigor, expresadas en tanto por uno.
–% GNL: porcentaje de aprovisionamientos en forma de GNL.
–fconv: factor de conversión de m3 de GNL a kWh.
–EMAX: emisión máxima diaria de los almacenamientos subterráneos, expresada en kWh.
–ni: número de consumidores correspondientes a cada tarifa
–GNd: cantidad diaria de gas abastecida mediante gas natural en estado gaseoso.

Se modifican la fórmula del apartado 3 y el apartado 7 por la disposición final 12.1 y 2 del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo. Ref. BOE-A-2022-4972#df-12 Se modifica por la disposición final 1.3 de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2021-15776#df Se modifica por el art. único.3 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358 Redactado el apartado 3 conforme a la corrección de errores, publicada por Orden TED/65/2021, de 11 de enero. Ref. BOE-A-2021-1270 Téngase en cuenta, a los efectos de la aplicación de las fórmulas, lo establecido en la Disposición transitoria única de la citada Orden, que será de aplicación desde la entrada en vigor de la misma hasta el 30 de septiembre de 2021, incluido.

Se modifica el apartado 3.a por la disposición final 2.1 de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre. Ref. BOE-A-2015-13783#dfsegunda.

Se sustituyen las fórmulas de los apartados 3.a y 3.b por el art. único.2 y 3 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 7Costes de comercialización

1.El término fijo del coste de comercialización se establece en 1,42 €/mes, tanto para los clientes en la tarifa TUR.1 como en la TUR.2.
2.El coste de comercialización variable se establece en 0,083 cts/kWh, tanto para los consumos de la tarifa TUR.1 como para los de la tarifa TUR.2.

Artículo 7Costes de comercialización

Los términos fijo y variable del coste de comercialización aplicable a todas las tarifas de último recurso se establecen en 1,42 €/mes y 0,083 cts/kWh, respectivamente.

Se modifica por la disposición final 1.2 de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2021-15776#df

Artículo 8Determinación del coste de la materia prima

El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde: α: ponderación del coste de aprovisionamiento de gas de invierno, en relación al total de gas de invierno y gas de base, que se establece igual a 0,4. βSI: ponderación del precio del gas de invierno resultante de la subasta. Su valor es de 0,3. βSB: ponderación del precio del gas de base resultante de la subasta. Su valor es de 0,3.

Pin y Pbn: son los precios de los productos de gas de invierno y gas de base definidos en la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de 19 de mayo de 2009, por la que se establecen las reglas operativas para el desarrollo de la subasta para la adquisición de gas natural para la fijación de la tarifa de último recurso para el periodo comprendido entre el 1 de julio de 2009 y el 30 de junio de 2010. Estas referencias de precio se sustituirán por los precios que resulten de posteriores subastas que se realicen en aplicación de la Orden ITC/863/2009, de 2 de abril, por la que se regulan las subastas para la adquisición de gas natural que se utilizarán como referencia para la fijación de la tarifa de último recurso. En el caso de que alguno de los precios anteriores incluya una fórmula de revisión en la que intervengan promedios de cotizaciones de crudo o productos derivados o de divisas, esta se calculará considerando, para el mes anterior a la entrada en vigor, exclusivamente las cotizaciones publicadas hasta el día 20 del mes, inclusive.

An y Bn: son los peajes hasta el AOC, que están implícitos en los precios Pin y Pbn. Sus valores se determinarán de acuerdo con las fórmulas establecidas en la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, de 19 de mayo de 2009, utilizando los valores absolutos de los distintos términos de los peajes en vigor, en lugar de sus incrementos. Estos peajes implícitos en los precios de los productos subastados se sustituirán por los que correspondan a los productos de posteriores subastas, que se realicen en aplicación de la Orden ITC/863/2009, de 2 de abril.

RIn: precio de referencia, expresado en cent€/kWh, para aprovisionamientos de gas de invierno que se determina a partir de la siguiente fórmula:

RIn = 0,5 × HHn + 0,5 × NBPn Donde:

HHn: media de las cotizaciones del Henry Hub para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Nymex (New York Mercantile Exchange). Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de dólares por millón de BTU, a cent€/kWh utilizando el tipo de diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 293,07 kWh/MBtu:

Donde: k: son 12 meses a partir del primer mes del trimestre «n» de referencia.

HHk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible. λk: es el factor de ponderación del mes k. enero febrero marzo abril a octubre noviembre diciembre λk 0,2727 0,2727 0,1092 0 0,0727 0,02727 NBPn: media de las cotizaciones del National Balancing Point (NBP) del Reino Unido para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Intercontinental Exchange (ICE) «UK Natural Gas (monthly)». Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 29,307 kWh/therm.

Donde: k y λk: son los parámetros definidos en el apartado anterior.

NBPk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible.

RBn: precio de referencia, expresado en cts€/kWh, para el aprovisionamiento de gas de base que se determina a partir de la siguiente fórmula:

Brentn: media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia «n». Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Platts Oilgram Price Report» o en el «Platts nPLCrude». En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del «Brent Dated» publicada diariamente en el «Platts POM» o «nPLCRUDE». Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive.

En: cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias dólar/euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del periodo se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.

MERM: el coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo anterior:

MERM = mD + mT + mR × % GNL PRQ: prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.

Artículo 8Determinación del coste de la materia prima

El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde: α: proporción en tanto por uno del volumen de aprovisionamiento de Gas de Invierno en relación al total, para cada período de suministro. Para el periodo de suministro comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre, el coeficiente α será igual a 0,35. Para el período de suministro comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio, el coeficiente α será igual a 0,50. βSI: proporción en tanto por uno de la cantidad subastada de Gas de Invierno en relación a la previsión de demanda de Gas de Invierno asociada a la tarifa de último recurso. Su valor es 0,5. βSB: proporción en tanto por uno de la cantidad subastada de Gas de Base en relación a la previsión de demanda de Gas de Base asociada a la tarifa de último recurso. Su valor es 0,5.

El precio, Pbn expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Base suministradas, se revisará trimestralmente, al inicio de los meses de julio, octubre, enero y abril mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

Pbn = Pb + 0,25 x [BR6n/Tn-BR6o/To] +An Donde:

a)Pbn: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Base realizados en el trimestre de referencia "n", con dos decimales y expresado en €/MWh.
b)Pb: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Base.
c)BR6n: Media de los datos de las cotizaciones del crudo Brent en los seis meses inmediatamente anteriores al trimestre de referencia "n", expresado en Dólar/barril, empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
d)BR6o: Media de la cotización del crudo Brent correspondiente a los seis meses inmediatamente anteriores al período de suministro. Para el mes inmediatamente anterior al inicio del suministro se tomará como valor del mes la media de las cotizaciones publicadas hasta cinco días antes de la celebración de la subasta, inclusive.
e)Tn: Media del tipo de cambio Dólar/Euro de los tres meses anteriores al trimestre de referencia "n", empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
f)To: Media del tipo de cambio Dólar/Euro de los tres meses anteriores al período de suministro. Para el mes inmediatamente anterior al inicio del suministro se tomará como valor del mes la media de las cotizaciones publicadas hasta cinco días antes de la celebración de la subasta, inclusive.
g)An: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.

Donde:

a)∆Trc: Variación del término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh/día/mes.
b)∆Tfr: Variación del término fijo del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresada en cts/kWh/día/mes.
c)∆Tvr: Variación del término variable del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
d)∆Tfd: Variación del término fijo del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en €/buque.
e)∆Tvd: Variación del término variable del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
f)∆Tv: Variación del canon de almacenamiento de GNL respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/MWh/día.

Para el cálculo de los términos Tn y To se emplearán las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo.

Para el cálculo de los términos BR6n y BR6o se emplearán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el "Platts Oilgram Price Report" o en el "Platts nPLCrudeU". En caso de no publicarse, se efectuará el cálculo del promedio mensual como la media de las cotizaciones diarias baja y alta de cada uno de los días en que exista cotización del "Brent Dated", publicada en el "Platts POM" o "nPLCRUDE".

El precio, Pin, expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Invierno suministradas, se revisará mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

Pin = Pio + Bn Donde:

a)Pin: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
b)Pio: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
c)Bn: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.

Donde:

a)fc: Factor medio que esté vigor en el momento de la revisión, aplicable a los contratos de acceso de duración mensual, para los meses del período para el que se esté determinando el precio de suministro.

RIn: precio de referencia, expresado en cent€/kWh, para aprovisionamientos de gas de invierno que se determina a partir de la siguiente fórmula:

RIn = 0,5 × HHn + 0,5 × NBPn Donde:

HHn: media de las cotizaciones del Henry Hub para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Nymex (New York Mercantile Exchange). Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de dólares por millón de BTU, a cent€/kWh utilizando el tipo de diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 293,07 kWh/MBtu:

Donde: k: son 12 meses a partir del primer mes del trimestre «n» de referencia.

HHk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible. λk: es el factor de ponderación del mes k. enero febrero marzo abril a octubre noviembre diciembre λk 0,2727 0,2727 0,1092 0 0,0727 0,02727 NBPn: media de las cotizaciones del National Balancing Point (NBP) del Reino Unido para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Intercontinental Exchange (ICE) «UK Natural Gas (monthly)». Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 29,307 kWh/therm.

Donde: k y λk: son los parámetros definidos en el apartado anterior.

NBPk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible.

RBn: precio de referencia, expresado en cts€/kWh, para el aprovisionamiento de gas de base que se determina a partir de la siguiente fórmula:

Brentn: media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia «n». Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Platts Oilgram Price Report» o en el «Platts nPLCrude». En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del «Brent Dated» publicada diariamente en el «Platts POM» o «nPLCRUDE». Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive.

En: cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias dólar/euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del periodo se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.

MERM: el coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo anterior:

MERM = mD + mT + mR × % GNL PRQ: prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.

Se modifican las definiciones de los términos α, βSI, βSB, Pi n y Pb n por el art. único.4 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 8Determinación del coste de la materia prima

El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde: α: proporción en tanto por uno del volumen de aprovisionamiento de Gas de Invierno en relación al total, para cada período de suministro. Para el periodo de suministro comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre, el coeficiente α será igual a 0,35. Para el período de suministro comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio, el coeficiente α será igual a 0,50. βSI: proporción en tanto por uno de la cantidad subastada de Gas de Invierno en relación a la previsión de demanda de Gas de Invierno asociada a la tarifa de último recurso. Su valor es 0,5. βSB: proporción en tanto por uno de la cantidad subastada de Gas de Base en relación a la previsión de demanda de Gas de Base asociada a la tarifa de último recurso. Su valor es 0,5.

El precio, Pbn expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Base suministradas, se revisará trimestralmente, al inicio de los meses de julio, octubre, enero y abril mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

Pbn = Pb + 0,25 x [BR6n/Tn-BR6o/To] +An Donde:

a)Pbn: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Base realizados en el trimestre de referencia "n", con dos decimales y expresado en €/MWh.
b)Pb: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Base.
c)BR6n: Media de los datos de las cotizaciones del crudo Brent en los seis meses inmediatamente anteriores al trimestre de referencia "n", expresado en Dólar/barril, empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
d)BR6o: Media de la cotización del crudo Brent correspondiente al mes de la celebración de la subasta y de los cinco meses inmediatamente anteriores. Para el mes en el que se celebre la subasta se considerará la media de las cotizaciones disponibles hasta el día de la celebración de la misma sin incluir la de dicho día ni la de los cuatro días naturales anteriores.
e)Tn: Media del tipo de cambio Dólar/Euro de los tres meses anteriores al trimestre de referencia "n", empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
f)To: Media del tipo de cambio DóIar/Euro del mes de celebración de la subasta y de los dos meses inmediatamente anteriores. Para el mes en el que se celebre la subasta se considerará la media de las cotizaciones disponibles hasta el día de la celebración de la misma sin incluir la de dicho día ni la de los cuatro días naturales anteriores.
g)An: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.

Donde:

a)∆Trc: Variación del término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh/día/mes.
b)∆Tfr: Variación del término fijo del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresada en cts/kWh/día/mes.
c)∆Tvr: Variación del término variable del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
d)∆Tfd: Variación del término fijo del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en €/buque.
e)∆Tvd: Variación del término variable del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
f)∆Tv: Variación del canon de almacenamiento de GNL respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/MWh/día.

Para el cálculo de los términos Tn y To se emplearán las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo.

Para el cálculo de los términos BR6n y BR6o se emplearán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el "Platts Oilgram Price Report" o en el "Platts nPLCrudeU". En caso de no publicarse, se efectuará el cálculo del promedio mensual como la media de las cotizaciones diarias baja y alta de cada uno de los días en que exista cotización del "Brent Dated", publicada en el "Platts POM" o "nPLCRUDE".

El precio, Pin, expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Invierno suministradas, se revisará mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

Pin = Pio + Bn Donde:

a)Pin: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
b)Pio: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
c)Bn: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.

Donde:

a)fc: Factor medio que esté vigor en el momento de la revisión, aplicable a los contratos de acceso de duración mensual, para los meses del período para el que se esté determinando el precio de suministro.

RIn: precio de referencia, expresado en cent€/kWh, para aprovisionamientos de gas de invierno que se determina a partir de la siguiente fórmula:

RIn = 0,5 × HHn + 0,5 × NBPn Donde:

HHn: media de las cotizaciones del Henry Hub para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Nymex (New York Mercantile Exchange). Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de dólares por millón de BTU, a cent€/kWh utilizando el tipo de diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 293,07 kWh/MBtu:

Donde: k: son 12 meses a partir del primer mes del trimestre «n» de referencia.

HHk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible. λk: es el factor de ponderación del mes k. enero febrero marzo abril a octubre noviembre diciembre λk 0,2727 0,2727 0,1092 0 0,0727 0,02727 NBPn: media de las cotizaciones del National Balancing Point (NBP) del Reino Unido para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Intercontinental Exchange (ICE) «UK Natural Gas (monthly)». Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 29,307 kWh/therm.

Donde: k y λk: son los parámetros definidos en el apartado anterior.

NBPk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible.

RBn: precio de referencia, expresado en cts€/kWh, para el aprovisionamiento de gas de base que se determina a partir de la siguiente fórmula:

Brentn: media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia «n». Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Platts Oilgram Price Report» o en el «Platts nPLCrude». En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del «Brent Dated» publicada diariamente en el «Platts POM» o «nPLCRUDE». Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive.

En: cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias dólar/euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del periodo se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.

MERM: el coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo anterior:

MERM = mD + mT + mR × % GNL PRQ: prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.

Se modifican las definiciones de los términos BR6O y TO por la disposición final 3 de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2010-20003.

Se modifican las definiciones de los términos α, βSI, βSB, Pi n y Pb n por el art. único.4 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 8Determinación del coste de la materia prima

El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde: α: proporción en tanto por uno del volumen de aprovisionamiento de Gas de Invierno en relación al total, para cada período de suministro. Para el periodo de suministro comprendido entre el 1 de julio y 31 de diciembre, el coeficiente α será igual a 0,35. Para el período de suministro comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio, el coeficiente α será igual a 0,50. βSI = (Qai/Qoi)*Ps Siendo:

–Qai la cantidad de gas de invierno adjudicada en la subasta.
–Qoi la cantidad de gas de invierno ofertada en la subasta.

Ps porcentaje de gas de invierno que se subasta en relación a la demanda de gas de invierno. Este valor se fija en 0.5. βSB = (Qab/Qpb)*Ps Siendo:

Qab la cantidad de gas de base adjudicada en la subasta.

Qpb la de cantidad de gas de base ofertada en la subasta.

Ps porcentaje de gas de base que se subasta en relación a la demanda de gas de base. Este valor se fija en 0.5.

El precio, Pbn expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Base suministradas, se revisará trimestralmente, al inicio de los meses de julio, octubre, enero y abril mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

Pbn = Pb + 0,25 x [BR6n/Tn-BR6o/To] +An Donde:

a)Pbn: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Base realizados en el trimestre de referencia "n", con dos decimales y expresado en €/MWh.
b)Pb: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Base.
c)BR6n: Media de los datos de las cotizaciones del crudo Brent en los seis meses inmediatamente anteriores al trimestre de referencia "n", expresado en Dólar/barril, empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
d)BR6o: Media de la cotización del crudo Brent correspondiente al mes de la celebración de la subasta y de los cinco meses inmediatamente anteriores. Para el mes en el que se celebre la subasta se considerará la media de las cotizaciones disponibles hasta el día de la celebración de la misma sin incluir la de dicho día ni la de los cuatro días naturales anteriores.
e)Tn: Media del tipo de cambio Dólar/Euro de los tres meses anteriores al trimestre de referencia "n", empleándose para el mes inmediatamente anterior únicamente las cotizaciones hasta el día 20, inclusive.
f)To: Media del tipo de cambio DóIar/Euro del mes de celebración de la subasta y de los dos meses inmediatamente anteriores. Para el mes en el que se celebre la subasta se considerará la media de las cotizaciones disponibles hasta el día de la celebración de la misma sin incluir la de dicho día ni la de los cuatro días naturales anteriores.
g)An: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.

Donde:

a)∆Trc: Variación del término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh/día/mes.
b)∆Tfr: Variación del término fijo del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresada en cts/kWh/día/mes.
c)∆Tvr: Variación del término variable del peaje de regasificación respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
d)∆Tfd: Variación del término fijo del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en €/buque.
e)∆Tvd: Variación del término variable del peaje de descarga de buques (planta de Cartagena) respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/kWh.
f)∆Tv: Variación del canon de almacenamiento de GNL respecto al valor en vigor en la fecha de realización de la subasta, expresado en cts/MWh/día.

Para el cálculo de los términos Tn y To se emplearán las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo.

Para el cálculo de los términos BR6n y BR6o se emplearán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el "Platts Oilgram Price Report" o en el "Platts nPLCrudeU". En caso de no publicarse, se efectuará el cálculo del promedio mensual como la media de las cotizaciones diarias baja y alta de cada uno de los días en que exista cotización del "Brent Dated", publicada en el "Platts POM" o "nPLCRUDE".

El precio, Pin, expresado en €/MWh, antes de impuestos, a pagar por los comercializadores de último recurso por las cantidades de producto Gas de Invierno suministradas, se revisará mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

Pin = Pio + Bn Donde:

a)Pin: Precio a aplicar a los suministros de producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
b)Pio: Precio resultado de la subasta para el producto Gas de Invierno, expresado en €/MWh, con dos decimales.
c)Bn: Modificación del precio como consecuencia de revisiones de los peajes. Cada vez que se revisen los peajes, los precios de suministro se actualizarán teniendo en cuenta las fórmulas siguientes, expresadas en €/MWh.

Donde:

a)fc: Factor medio que esté vigor en el momento de la revisión, aplicable a los contratos de acceso de duración mensual, para los meses del período para el que se esté determinando el precio de suministro.

RIn: precio de referencia, expresado en cent€/kWh, para aprovisionamientos de gas de invierno que se determina a partir de la siguiente fórmula:

RIn = 0,5 × HHn + 0,5 × NBPn Donde:

HHn: media de las cotizaciones del Henry Hub para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Nymex (New York Mercantile Exchange). Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de dólares por millón de BTU, a cent€/kWh utilizando el tipo de diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 293,07 kWh/MBtu:

Donde: k: son 12 meses a partir del primer mes del trimestre «n» de referencia.

HHk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible. λk: es el factor de ponderación del mes k. enero febrero marzo abril a octubre noviembre diciembre λk 0,2727 0,2727 0,1092 0 0,0727 0,02727 NBPn: media de las cotizaciones del National Balancing Point (NBP) del Reino Unido para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre «n», publicadas por el Intercontinental Exchange (ICE) «UK Natural Gas (monthly)». Se tomarán las cotizaciones de cierre desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre «n», ponderadas de acuerdo con la fórmula que se indica a continuación. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y un factor de conversión de 29,307 kWh/therm.

Donde: k y λk: son los parámetros definidos en el apartado anterior.

NBPk: es la cotización del futuro con entrega en el mes k. En caso de que no exista se tomará la del último mes disponible.

RBn: precio de referencia, expresado en cts€/kWh, para el aprovisionamiento de gas de base que se determina a partir de la siguiente fórmula:

Brentn: media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia «n». Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Platts Oilgram Price Report» o en el «Platts nPLCrude». En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del «Brent Dated» publicada diariamente en el «Platts POM» o «nPLCRUDE». Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive.

En: cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias dólar/euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del periodo se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.

MERM: el coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo anterior:

MERM = mD + mT + mR × % GNL PRQ: prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.

Se modifican las definiciones de los términos βSI y βSB por la disposición final 4.1 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Se modifican las definiciones de los términos BR6O y TO por la disposición final 3 de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2010-20003.

Se modifican las definiciones de los términos α, βSI, βSB, Pi n y Pb n por el art. único.4 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 8Determinación del coste de la materia prima

El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Cn(cts / kWh) = [α × REn + (1 – α)× RBn]×(1 + PRQ)×(1 + MERM) Donde: − α: ponderación del gas estacional, tendrá valor de 0,579 en el primer trimestre, 0,467 en el cuarto y 0 en los trimestres segundo y tercero. − REn: Referencia internacional del gas estacional, expresada en cent€/kWh, que se determina como promedio de las cotizaciones de los futuros mensuales del “National Balancing Point” (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre “n”. Se tomarán los valores publicados por el Intercontinental Exchange (ICE) “UK Natural Gas (monthly)” desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre “n”, ambos incluidos, y para cada día se tomará la media aritmética de los “settlement prices” publicados para cada uno de los tres meses del trimestre. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y aplicando el factor de conversión de 29,307 kWh/therm.

–RBn: referencia internacional del gas de base, expresada en cts€/kWh y calculada mediante la siguiente fórmula:

Donde: ▪ Brentn: Media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia “n”. Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el “Platts Oilgram Price Report” o en el “Platts nPLCrude”. En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del “Brent Dated” publicada diariamente en el “Platts POM” o “nPLCRUDE”. Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive. ▪ En: Cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del período se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.

–MERM: Coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo seis:
–MERM = mD + mT+ mR x %GNL.
–PRQ: Prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.

Se modifica por la disposición final 2.2 de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre. Ref. BOE-A-2015-13783#dfsegunda.

Se modifican las definiciones de los términos βSI y βSB por la disposición final 4.1 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Se modifican las definiciones de los términos BR6O y TO por la disposición final 3 de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2010-20003.

Se modifican las definiciones de los términos α, βSI, βSB, Pi n y Pb n por el art. único.4 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 8Determinación del coste de la materia prima

El coste de la materia prima Cn se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Cn (cts / kWh) = [α × REn + (1 – α)× RBn] × (1 + PRQ)×(1 + MERM) donde:

–α: Ponderación del gas estacional, tendrá valor de 0,579 en el primer trimestre, 0,467 en el cuarto y 0 en los trimestres segundo y tercero.
–REn: Referencia internacional del gas estacional, expresada en cent€/kWh, que se determina como promedio de las cotizaciones de los futuros mensuales del “National Balancing Point” (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre “n”. Se tomarán los valores publicados por el Intercontinental Exchange (ICE) “UK Natural Gas (monthly)” desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre “n”, ambos incluidos, y para cada día se tomará la media aritmética de los “settlement prices” publicados para cada uno de los tres meses del trimestre. Las cotizaciones de cada uno de los días se convertirán de pence/therm a cent€/kWh utilizando el tipo de cambio diario, o el del último día disponible, publicado por el Banco Central Europeo, y aplicando el factor de conversión de 29,307 kWh/therm.
–RBn: Referencia internacional del gas de base, expresada en cts€/kWh y calculada mediante la siguiente fórmula: donde:
–Brentn: Media semestral expresada en $/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia “n”. Para su cálculo se utilizarán las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el “Platts Oilgram Price Report” o en el “Platts nPLCrude”. En ausencia de valores mensuales publicados, se tomará la media diaria de las cotizaciones baja y alta del “Brent Dated” publicada diariamente en el “Platts POM” o “nPLCRUDE”. Para el último mes se tomarán las cotizaciones correspondientes a los días 1 a 20 inclusive.
–En: Cambio medio $/€ en el trimestre anterior al del mes de cálculo, calculado a partir de las cotizaciones diarias Dólar/Euro publicadas por el Banco de España o el Banco Central Europeo. Para el último mes del período se considerarán exclusivamente las cotizaciones del día 1 al 20 inclusive.
–MERM: Coeficiente de mermas se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula, en la que se utilizan parámetros definidos en el artículo seis:

MERM = mD + mT+ mR × % GNL.

–PRQ: Prima por riesgo de cantidad, calculada de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.

Se modifica por el art. único de la Orden TEC/1368/2018, de 20 de diciembre. Ref. BOE-A-2018-17608 Se modifica por la disposición final 2.2 de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre. Ref. BOE-A-2015-13783#dfsegunda.

Se modifican las definiciones de los términos βSI y βSB por la disposición final 4.1 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Se modifican las definiciones de los términos BR6O y TO por la disposición final 3 de la Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2010-20003.

Se modifican las definiciones de los términos α, βSI, βSB, Pi n y Pb n por el art. único.4 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 9Prima por riesgo de cantidad

La prima por riesgo de cantidad (PRQ) refleja el sobrecoste que para los comercializadores de último recurso supone la existencia de una correlación positiva entre el volumen real de gas natural que tienen obligación de suministrar y el precio de la energía en el mercado.

Se define por la fórmula:

PQR = M × ID × IP Donde:

M: porcentaje de demanda a suministrar mediante un producto estacional, en relación con la demanda total, igual al 0,4.

ID: porcentaje de incremento no predecible de la demanda invernal, igual a 0,3.

IP: porcentaje de incremento de precio asociado al incremento de demanda no predecible, igual a 0,3.

Artículo 9Prima por riesgo de cantidad

La prima por riesgo de cantidad (PRQ) refleja el sobrecoste que para los comercializadores de último recurso supone la existencia de una correlación positiva entre el volumen real de gas natural que tienen obligación de suministrar y el precio de la energía en el mercado.

Se define por la fórmula:

PQR = M × ID × IP Donde:

M: porcentaje de demanda a suministrar mediante un producto estacional, en relación con la demanda total. El valor de m será el mismo que el término α definido en el artículo 8.

ID: porcentaje de incremento no predecible de la demanda invernal, igual a 0,3.

IP: porcentaje de incremento de precio asociado al incremento de demanda no predecible, igual a 0,3.

Se modifica la definición del término m por el art. único.5 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 9Prima por riesgo de cantidad

La prima por riesgo de cantidad (PRQ) refleja el sobrecoste que para los comercializadores de último recurso supone la existencia de una correlación positiva entre el volumen real de gas natural que tienen obligación de suministrar y el precio de la energía en el mercado.

Tomará el valor de 0 para el segundo y tercer trimestre del año y se determinará para el primer y cuarto trimestre del año de acuerdo con la siguiente fórmula:

PRQ = (MDp x COc + MDn x COp) / F3 Siendo:

–MDp: Máximo desvío positivo histórico respecto a la demanda estimada. Tendrá el valor de 0,26.
–MDn: Máximo desvío negativo histórico respecto a la demanda estimada. Tendrá el valor de 0,34.
–COc: Media aritmética del coste de la opción call del gas natural del “National Balancing Point” (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre de referencia del día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre de referencia y calculada como sigue:

Siendo: ▪ CO el coste de la opción call. ▪ Futn: La cotización del futuro de gas natural NBP para el mes n del trimestre de referencia en el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ Tsupn: El precio de ejecución de la opción call del mes n del trimestre de referencia inmediatamente superior al valor de Futn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ Tinfn: El precio de ejecución de la opción call del mes n del trimestre de referencia inmediatamente inferior al valor de Futn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ COsupn: La cotización de la opción call del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tsupn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ COinfn: La cotización de la opción call del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tinfn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE).

–COp: Media aritmética del coste de la opción put del gas natural del “National Balancing Point” (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre de referencia del día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre de referencia y calculada como sigue:

Siendo: ▪ CO el coste de la opción put. ▪ Futn: La cotización del futuro de gas natural NBP para el mes n del trimestre de referencia en el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ Tsupn: El precio de ejecución de la opción put del mes n del trimestre de referencia inmediatamente superior al valor de Futn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ Tinfn: El precio de ejecución de la opción put del mes n del trimestre de referencia inmediatamente inferior al valor de Futn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ COsupn: La cotización de la opción put del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tsupn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE). ▪ COinfn: La cotización de la opción put del mes n del trimestre de referencia a un precio de ejecución Tinfn para el día de cálculo en el “Intercontinental Exchange” (ICE).

–F3: valor medio de los futuros del gas natural del “National Balancing Point” (NBP) del Reino Unido para entregas en los tres meses del trimestre de referencia. Se tomarán los valores publicados por el Intercontinental Exchange (ICE) desde el día 6 al día 20 del mes anterior al trimestre de referencia, ambos incluidos.

Se modifica por la disposición final 2.3 de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre. Ref. BOE-A-2015-13783#dfsegunda.

Se modifica la definición del término m por el art. único.5 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 10Actualización de los términos de la tarifa

1.Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema o en los coeficientes de mermas en vigor.

Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.

2.Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro, así como las unidades de facturación y medida, son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.

Artículo 10Actualización de los términos de la tarifa

1.Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema o en los coeficientes de mermas en vigor.

Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.

2.Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro, así como las unidades de facturación y medida, son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.
3.Los siguientes parámetros definidos en el apartado 5 del artículo 6; Tmbuque, Cmi, fc, %GNL, fconv, EMAX y GNd se actualizarán con carácter anual, con anterioridad al 1 de diciembre, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
4.Las resoluciones de actualización de los términos de la tarifa de último recurso deberán incluir la publicación de los valores mensuales de todos los términos que componen la fórmula del coste de la materia prima empleados para su actualización: el precio mensual de los productos de la subasta (Gas de Base y Gas de Invierno), el precio mensual de la fórmula de aprovisionamiento de Gas de Base (RBn) y las cotizaciones mensuales del Henry Hub y National Balancing Point, así como el valor final resultante del coste de materia prima empleado para la actualización de la TUR.

Se añaden los apartados 3 y 4 por el art. único.6 y 7 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 10Actualización de los términos de la tarifa

1.Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema o en los coeficientes de mermas en vigor.

Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.

2.Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro, así como las unidades de facturación y medida, son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.
3.Los siguientes parámetros definidos en el apartado 5 del artículo 6º: Tmbuque, Cmi, fc, %GNL, fconv, EMAX, GNd, número de consumidores TUR.1 y TUR.2 (ni) se actualizarán con carácter anual, con anterioridad al 1 de diciembre, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
4.Las resoluciones de actualización de los términos de la tarifa de último recurso deberán incluir la publicación de los valores mensuales de todos los términos que componen la fórmula del coste de la materia prima empleados para su actualización: el precio mensual de los productos de la subasta (Gas de Base y Gas de Invierno), el precio mensual de la fórmula de aprovisionamiento de Gas de Base (RBn) y las cotizaciones mensuales del Henry Hub y National Balancing Point, así como el valor final resultante del coste de materia prima empleado para la actualización de la TUR.

Se modifica el apartado 3 por la disposición final 4.3 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Se añaden los apartados 3 y 4 por el art. único.6 y 7 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 10Actualización de los términos de la tarifa

1.Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema o en los coeficientes de mermas en vigor.

Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.

2.Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro, así como las unidades de facturación y medida, son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.
3.Los siguientes parámetros definidos en el apartado 5 del artículo 6º: Tmbuque, Cmi, fc, %GNL, fconv, EMAX, GNd, número de consumidores TUR.1 y TUR.2 (ni) se actualizarán con carácter anual, con anterioridad al 1 de diciembre, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
4.Las resoluciones de actualización de los términos de la tarifa de último recurso deberán incluir la publicación de los valores mensuales de todos los términos que componen la fórmula del coste de la materia prima empleados para su actualización: el precio mensual de los productos de la subasta (Gas de Base y Gas de Invierno), el precio mensual de la fórmula de aprovisionamiento de Gas de Base (RBn) y las cotizaciones mensuales del Henry Hub y National Balancing Point, así como el valor final resultante del coste de materia prima empleado para la actualización de la TUR.

Téngase en cuenta que se suspende la vigencia del presente artículo, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 Se suspende la vigencia, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 Se modifica el apartado 3 por la disposición final 4.3 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Se añaden los apartados 3 y 4 por el art. único.6 y 7 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 10Actualización de los términos de la tarifa

1.Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema o en los coeficientes de mermas en vigor.

Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.

2.Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro, así como las unidades de facturación y medida, son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.
3.Los siguientes parámetros definidos en el apartado 5 del artículo 6º: Tmbuque, Cmi, fc, %GNL, fconv, EMAX, GNd, número de consumidores TUR.1 y TUR.2 (ni) se actualizarán con carácter anual, con anterioridad al 1 de diciembre, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
4.Las resoluciones de actualización de los términos de la tarifa de último recurso deberán incluir la publicación de los valores mensuales de todos los términos que componen la fórmula del coste de la materia prima empleados para su actualización: el precio mensual de los productos de la subasta (Gas de Base y Gas de Invierno), el precio mensual de la fórmula de aprovisionamiento de Gas de Base (RBn) y las cotizaciones mensuales del Henry Hub y National Balancing Point, así como el valor final resultante del coste de materia prima empleado para la actualización de la TUR.

Téngase en cuenta que se suspende la vigencia del presente artículo, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4, en la redacción dada por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 11/2020, de 31 de marzo. Ref. BOE-A-2020-4208#df Se suspende la vigencia, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b) del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo, en la redacción dada por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 11/2020, de 31 de marzo. Ref. BOE-A-2020-4208#df Se suspende la vigencia, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 Se modifica el apartado 3 por la disposición final 4.3 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Se añaden los apartados 3 y 4 por el art. único.6 y 7 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 10Actualización de los términos de la tarifa

1.Los términos fijos y variables de las tarifas se actualizarán en el momento en que se produzca alguna modificación en los términos fijos y variables de los peajes y cánones de acceso al sistema y cargos o en los coeficientes de mermas en vigor.

Asimismo, el término variable se actualizará con carácter trimestral, desde el día 1 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, siempre que el coste de la materia prima Cn, de acuerdo al valor obtenido de la aplicación de la fórmula del artículo 8, experimente una variación al alza o a la baja superior al 2 por ciento.

El valor promedio de las primas de las subastas de asignación de capacidad se actualizará el 1 de octubre de cada año.

2.Las revisiones se realizarán mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Las condiciones generales aplicables al suministro, así como las unidades de facturación y medida, son las establecidas en los artículos 4 y 5 de la Orden ITC/2857/2008, de 10 de octubre.
3.Los siguientes parámetros definidos en el apartado 5 del artículo 6: Tmbuque, Cmi, fc, %GNL, fconv, EMAX, GNd, número de consumidores TUR.1, TUR.2 y TUR.3 (ni) se actualizarán con carácter anual, antes del 1 de octubre, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
4.Las resoluciones de actualización de los términos de la tarifa de último recurso deberán incluir la publicación de los valores de todos los términos que componen la fórmula del coste de la materia prima empleados para su actualización: referencia internacional del gas de base (RBn), media semestral del crudo Brent (Brentn), tipo de cambio euro-dólar considerado (En), así como el valor final resultante del coste de materia prima (Cn). En el caso de los trimestres primero y cuarto se publicarán los valores de la referencia internacional del gas estacional (REn), la prima de riesgo por cantidad (PRQ) y el promedio de las cotizaciones del National Balancing Point (NBP) utilizadas.

Se modifica por el art. único.4 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358 Se suspende la vigencia, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b) del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo, en la redacción dada por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 11/2020, de 31 de marzo. Ref. BOE-A-2020-4208#df Se suspende la vigencia, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 Se modifica el apartado 3 por la disposición final 4.3 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Se añaden los apartados 3 y 4 por el art. único.6 y 7 de la Orden ITC/1506/2010, de 8 de junio. Ref. BOE-A-2010-9236.

Artículo 11Remisión de información

Las empresas comercializadoras de último recurso, antes del día 15 de mayo de cada año, remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la Comisión Nacional de Energía y a la entidad responsable de la organización de las subastas para la adquisición de gas natural para la fijación de la tarifa de último recurso, la demanda mensual de los consumidores acogidos a las tarifas TUR.1 y TUR.2 durante el periodo comprendido entre el 1 de julio del año anterior y el último mes disponible del año en curso y las previsiones mensuales hasta el 30 de junio del año siguiente.

Se añade por la disposición final 4.2 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Artículo 11Remisión de información

(Suprimido) Se suprime por el art. único.5 de la Orden TED/902/2020, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2020-11358 Se añade por la disposición final 4.2 de la Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre. Ref. BOE-A-2012-15767#dfcuaa.

Artículo 12Declaración responsable

Lo titulares de puntos de suministro incluidos en los apartados 1.b y 1.c del artículo 93 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, que se quieran acoger a la tarifa de último recurso, deberán presentar en el momento de la solicitud la declaración responsable que se adjunta en el anexo III, firmada por el titular del punto de suministro.

El incumplimiento de los requisitos establecidos en la presente documentación o la falsedad en la declaración responsable dará lugar a una refacturación del consumo efectuado desde la contratación de la tarifa de último recurso, aplicando un recargo igual a la tarifa en vigor.

Se añade por la disposición final 2 de la Orden TED/1013/2024, de 20 de septiembre. Ref. BOE-A-2024-19173 Disposición adicional única. Tarifas de gases manufacturados por canalización en territorios insulares.

1.Las tarifas a aplicar por las empresas distribuidoras de gases manufacturados por canalización en territorios insulares son las definidas en el artículo 27 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto. Para consumos inferiores o iguales a 5.000 kWh/año la tarifa T.1 a aplicar será igual a la TUR.1, mientras que para consumos superiores a 5.000 kWh/año e inferiores o iguales a 50.000 kWh/año la tarifa T.2 a aplicar será idéntica a la TUR.2.
2.Para consumos superiores a 50.000 kWh/año e inferiores o iguales a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.3, y para consumos superiores a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.4. Dichas tarifas se determinarán por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con la metodología establecida en la presente orden con las siguientes particularidades:

Como término de conducción del peaje de transporte y distribución se considerarán los valores correspondientes a los escalones 3.3 y 3.4.

Cmi : 57.935 y 501.000 kWh/cliente para las tarifas T.3 y T.4, respectivamente. ni : 21.400 y 41.101 para las tarifas T.3 y T.4, respectivamente, aplicable para calcular el término fijo del peaje de regasificación y el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución.

EMAX y GNd tendrán los valores de 858.976 kWh/día y 8.327.795 kWh, respectivamente, para la tarifa T.3 mientras que en el caso de la tarifa T.4 los valores a aplicar serán de 14.266.470 kWh/día y 15.994.425 kWh.

3.La empresa distribuidora responsable del suministro de gas manufacturado remitirá a los clientes a los que vaya a comenzar a suministrar gas natural la carta que se indica en el anexo de la presente orden, con una antelación mínima de dos meses respecto al momento en que sea efectivo el suministro de gas natural en una determinada zona.

Disposición adicional única. Tarifas de gases manufacturados por canalización en territorios insulares.

1.Las tarifas a aplicar por las empresas distribuidoras de gases manufacturados por canalización en territorios insulares son las definidas en el artículo 27 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto. Para consumos inferiores o iguales a 5.000 kWh/año la tarifa T.1 a aplicar será igual a la TUR.1, mientras que para consumos superiores a 5.000 kWh/año e inferiores o iguales a 50.000 kWh/año la tarifa T.2 a aplicar será idéntica a la TUR.2.
2.Para consumos superiores a 50.000 kWh/año e inferiores o iguales a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.3, y para consumos superiores a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.4. Dichas tarifas se determinarán por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con la metodología establecida en la presente orden con las siguientes particularidades:

Como término de conducción del peaje de transporte y distribución se considerarán los valores correspondientes a los escalones 3.3 y 3.4.

Cmi : 57.935 y 501.000 kWh/cliente para las tarifas T.3 y T.4, respectivamente. ni : 21.400 y 41.101 para las tarifas T.3 y T.4, respectivamente, aplicable para calcular el término fijo del peaje de regasificación y el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución.

EMAX y GNd tendrán los valores de 858.976 kWh/día y 8.327.795 kWh, respectivamente, para la tarifa T.3 mientras que en el caso de la tarifa T.4 los valores a aplicar serán de 14.266.470 kWh/día y 15.994.425 kWh.

Téngase en cuenta que se suspende la vigencia del apartado 2, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 3. La empresa distribuidora responsable del suministro de gas manufacturado remitirá a los clientes a los que vaya a comenzar a suministrar gas natural la carta que se indica en el anexo de la presente orden, con una antelación mínima de dos meses respecto al momento en que sea efectivo el suministro de gas natural en una determinada zona.

Se suspende la vigencia del apartado 2, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 Disposición adicional única. Tarifas de gases manufacturados por canalización en territorios insulares.

1.Las tarifas a aplicar por las empresas distribuidoras de gases manufacturados por canalización en territorios insulares son las definidas en el artículo 27 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto. Para consumos inferiores o iguales a 5.000 kWh/año la tarifa T.1 a aplicar será igual a la TUR.1, mientras que para consumos superiores a 5.000 kWh/año e inferiores o iguales a 50.000 kWh/año la tarifa T.2 a aplicar será idéntica a la TUR.2.
2.Para consumos superiores a 50.000 kWh/año e inferiores o iguales a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.3, y para consumos superiores a 100.000 kWh/año se aplicará la tarifa T.4. Dichas tarifas se determinarán por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con la metodología establecida en la presente orden con las siguientes particularidades:

Como término de conducción del peaje de transporte y distribución se considerarán los valores correspondientes a los escalones 3.3 y 3.4.

Cmi : 57.935 y 501.000 kWh/cliente para las tarifas T.3 y T.4, respectivamente. ni : 21.400 y 41.101 para las tarifas T.3 y T.4, respectivamente, aplicable para calcular el término fijo del peaje de regasificación y el término de reserva de capacidad del peaje de transporte y distribución.

EMAX y GNd tendrán los valores de 858.976 kWh/día y 8.327.795 kWh, respectivamente, para la tarifa T.3 mientras que en el caso de la tarifa T.4 los valores a aplicar serán de 14.266.470 kWh/día y 15.994.425 kWh.

Téngase en cuenta que se suspende la vigencia del apartado 2, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4, en la redacción dada por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 11/2020, de 31 de marzo. Ref. BOE-A-2020-4208#df 3. La empresa distribuidora responsable del suministro de gas manufacturado remitirá a los clientes a los que vaya a comenzar a suministrar gas natural la carta que se indica en el anexo de la presente orden, con una antelación mínima de dos meses respecto al momento en que sea efectivo el suministro de gas natural en una determinada zona.

Se suspende la vigencia del apartado 2, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo, en la redacción dada por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 11/2020, de 31 de marzo. Ref. BOE-A-2020-4208#df Se suspende la vigencia del apartado 2, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 Disposición adicional única. Tarifas de gases manufacturados por canalización en territorios insulares.

1.Las tarifas a aplicar por las empresas distribuidoras de gases manufacturados por canalización en territorios insulares seguirán la estructura de los peajes de red local definidos en la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural.
2.Las tarifas se determinarán por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas conforme con la metodología establecida en la presente orden, aplicándose a los clientes con consumo anual superior a 50.000 kWh/año los parámetros GNd, Emax, ni y Cmi siguientes:

GNd (MWh) Emax (MWh/dia) ni Cmi (kWh/año) RL.4 8.063 12.625 54.243 112.240,80 RL.5 14.244 22.305 22.296 566.984,40 RL.6 6.229 9.753 3.276 2.408.509,80 RL.7 9.181 14.376 1.179 8.471.416,50 RL.8 19.215 30.087 712 25.385.287,90 RL.9 26.669 41.760 328 79.223.170,70 RL.10 49.221 77.074 170 301.804.941,20 RL.11 173.878 272.270 100 2.062.650.930,00 En los escalones en que sea necesario se sustituirá el término fijo expresado en caudal por el equivalente en €/cliente/año que garantice ingresos equivalentes de acuerdo a las previsiones de demanda.

3.La empresa distribuidora responsable del suministro de gas manufacturado remitirá a los clientes a los que vaya a comenzar a suministrar gas natural la carta que se indica en el anexo de la presente orden, con una antelación mínima de dos meses respecto al momento en que sea efectivo el suministro de gas natural en una determinada zona.

Se modifica por la disposición final 1.4 de la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2021-15776#df Se suspende la vigencia del apartado 2, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo, en la redacción dada por la disposición final 1.1 del Real Decreto-ley 11/2020, de 31 de marzo. Ref. BOE-A-2020-4208#df Se suspende la vigencia del apartado 2, a partir del 18 de marzo de 2020, para los siguientes dos trimestres, en la forma y con los efectos indicados por el art. 4.3.b del Real Decreto-ley 8/2020, de 17 de marzo. Ref. BOE-A-2020-3824#a4 Disposición transitoria única. Modificación del calendario de aplicación del suministro de último recurso.

Desde el 1 de julio, en caso de que un consumidor con consumo anual superior a 50.000 kWh/año e inferior a 3 GWh/año no haya negociado con un comercializador un precio de suministro, se le aplicará el precio que se indica en la siguiente tabla:

Consumo superior a 50.000 kWh/año e inferior o igual a 100.000 kWh/año:

2009 2010 12 julio al 30 de septiembre del 1 de octubre al 31 de diciembre del 1 de enero al 31 de marzo T. Fijo €/Cliente/mes 46,14 48,44 50,87 T. Variable cts/kWh 3,721758 3,907845 4,103238 Consumo superior a 100.000 kWh/año e inferior a 3 GWh/año:

2009 2010 12 julio al 30 de septiembre del 1 de octubre al 31 de diciembre del 1 de enero al 31 de marzo T. Fijo €/Cliente/mes 68,79 72,22 75,84 T. Variable cts/kWh 3,447925 3,620321 3,801337 Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en esta orden.

Disposición final única. Entrada en vigor.

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

Madrid, 22 de junio de 2009.–El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián Gascón.

ANEXO Carta a remitir a los consumidores de gas manufacturado o gas natural en las Islas Baleares Estimado cliente, Una vez que se inicie el suministro de gas natural en su zona de distribución y como consecuencia de la aplicación de la normativa europea, las empresas distribuidoras debemos proceder a transferir nuestra cartera de clientes a una empresa comercializadora de gas natural, quien será a partir de ahora su suministrador de gas.

El cambio de suministrador en ningún caso tendrá un coste adicional para usted, ni modificará las condiciones de calidad de las que ha disfrutado hasta ahora.

Usted tiene derecho a elegir la empresa comercializadora de gas que desee que le suministre. Adicionalmente, de todas las anteriores, le indicamos a continuación las empresas comercializadoras que tienen la obligación de suministrarle a un precio establecido por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a las que podrá dirigirse para solicitar información:

Teléfono Página web Endesa Energia, S.A.

902 502 040 www.endesaonline.com Gas Natural Servicios SDG, S.A.

900 700 365 www.gasnatural.com Iberdrola, S.A 901 202 020 www.iberdrola.es Naturgas Energía Comercializadora, S.A.U.

902 860 860 www.naturgasenergia.com Union Fenosa Comercial, S.L.

901 380 220 www.unionfenosa.es Si usted no ha procedido a contratar con alguna comercializadora, el día en que se inicie el suministro de gas natural su suministro será automáticamente asumido por nuestra empresa comercializadora. En este caso, le comunicamos que sus datos personales serán transferidos a esta empresa con el fin de que pueda continuar con el servicio, tal y como veníamos ofreciéndoselo hasta ahora desde nuestra empresa de distribución.

A partir de ese momento, la empresa comercializadora será responsable de enviarle las facturas y gestionar los cobros por el suministro de gas natural. Por su parte, la empresa distribuidora seguirá a cargo de la lectura de contadores y de los servicios de emergencia 24 horas.

A la espera de ofrecerle el mejor servicio.

Reciba un cordial saludo.

Fdo.: ……………………………………… (Nombre de la empresa distribuidora) NOTA: El listado que aparece en la tabla anterior se actualizará en función de los cambios que se produzcan.

Explicación por IA a partir del texto oficial de la ley. Orientativa, no sustituye asesoramiento legal.