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 1. Objeto. Constituye el objeto de esta orden la determinación de la metodología para el cálculo de la tarifa de último recurso. Artículo 2. Ámbito 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 3. Tarifas 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 3. Tarifas 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 4. Estructura 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 5. Determinación 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 5. Determinación 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 5. Determinación 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 5. Determinación 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 6. Metodología 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 6. Metodología 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 6. Metodología 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 6. Metodología 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 6. Metodología 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 6. Metodología 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 7. Costes 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 7. Costes 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 8. Determinación 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 8. Determinación 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 8. Determinación 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 di …