memoria de la propuesta de orden · la presente memoria acompaña y justifica la propuesta de orden...

MEMORIA DE LA PROPUESTA DE ORDEN

POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES Y CÁNONES ASOCIADOS AL ACCESO DE TERCEROS A LAS INSTALACIONES GASISTAS Y LA RETRIBUCIÓN DE LAS ACTIVIDADES

REGULADAS PARA EL AÑO 2019

Madrid, diciembre 2018

MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN

ECOLÓGICA

MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA

DIRECCIÓN GENERAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA Y

MINAS

SUBDIRECCIÓN GENERAL DE HIDROCARBUROS

Memoria Orden 2019 Página 1

1 Introducción

La presente Memoria acompaña y justifica la propuesta de orden por la que se establece la retribución de las actividades reguladas y los peajes de acceso al sistema gasista para el año 2019.

La propuesta de orden incluye los siguientes contenidos:

Retribuciones de las actividades reguladas.

Otras disposiciones. Al igual que en año 2018, las retribuciones de las actividades reguladas de transporte y regasificación devengadas desde el 1 de enero de 2019 y publicadas en el anexo de la presente orden tienen carácter provisional hasta que, mediante orden ministerial se proceda a aprobar los valores unitarios de inversión y operación y mantenimiento definitivos, una vez que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia haya aprobado el informe al respecto mandatado en la disposición adicional única de la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo, por la que se actualiza el sistema de determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados y se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización. Una vez calculados los costes regulados previstos del sistema gasista, teniendo en cuenta un escenario de demanda estimado y las previsiones establecidas en los artículos 60 y 61 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, se continua con la aplicación en el año 2019 de los peajes y cánones publicados en la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre.

2 Legislación aplicable

La Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, dedica el capítulo II del título III a la sostenibilidad económica del sistema de gas natural, incluyendo en sus artículos 59 y 60 los principios del régimen económico de las actividades reguladas del sector del gas natural, principios que son plasmados en el procedimiento de cálculo de las retribuciones y en los mecanismos para la gestión de los desajustes entre ingresos y costes incluidos en los artículos 61 y siguientes de la disposición. El régimen económico se completa mediante los anexos X y XI que incluyen las fórmulas concretas a aplicar para el cálculo de la retribución de las actividades reguladas y que han sido utilizadas en la elaboración de la orden. El artículo 63.1 de la ley determina que el Ministro de Industria, Energía y Turismo, referencia que actualmente se debe entender referida a la Ministra para la Transición Ecológica, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, aprobará la retribución para cada una de las empresas distribuidoras, otorgando el artículo 64.2 la misma competencia en lo que se refiere a las actividades de regasificación, transporte y almacenamiento básico de gas natural. En relación a los peajes y cánones de acceso, la disposición transitoria del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, estipula que, hasta que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establezca la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas, serán de aplicación los criterios recogidos en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, así como lo dispuesto en el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural y las órdenes de desarrollo.



MINAS



3 Parámetros utilizados para el cálculo de las retribuciones de actividades reguladas

3.1. Tipo de interés

De acuerdo a lo dispuesto en la disposición final cuarta de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, la tasa de retribución de los activos de transporte, regasificación, almacenamiento básico con derecho a retribución a cargo del sistema gasista (TR) a utilizar en el cálculo de la retribución de las instalaciones afectas por el anexo XI de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, es de 5,09% desde el 5 de julio de 2014.

Asimismo, en la propuesta de orden se establece la metodología a aplicar en el cálculo del tipo de interés a utilizar en el cálculo de las anualidades del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 y de los desajustes anuales entre ingresos y costes, publicándose los valores correspondientes.

3.2. Resto de parámetros

En los cálculos realizados para obtener las retribuciones reguladas del año 2019 se han aplicado los valores unitarios en vigor. Al igual que se hizo para el año 2018, los costes unitarios de operación y mantenimiento de las instalaciones de transporte y plantas de regasificación tienen carácter provisional a la espera de que la CNMC apruebe el informe al respecto encomendado en la disposición adicional única de la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo.

En consecuencia, y también al igual que se hizo con las retribuciones del año 2019, al no disponer de los valores unitarios definitivos, las retribuciones al transporte y regasificación devengadas desde el 1 de enero de 2019 tienen carácter provisional hasta que, mediante orden de la Ministra para la Transición Ecológica, se proceda a aprobar los valores unitarios de inversión y operación y mantenimiento definitivos, momento en que se procederá a calcular las retribuciones definitivas y a liquidar las diferencias correspondientes.

En resumen, los valores unitarios empleados en la elaboración de la presente orden son:

Las retribuciones unitarias por cliente y ventas a utilizar para el cálculo de la retribución a la distribución son las publicadas en el anexo X de la Ley 18/2014, de 15 de octubre.

Los valores unitarios de inversión provisionales empleados en el cálculo de la retribución provisional de las instalaciones de transporte son los publicados en los anexos V, VI y VII de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre.

Los costes unitarios de operación y mantenimiento provisionales son los publicados en los referidos anexos V, VI y VII de la citada Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre.

4 Retribución de la actividad de transporte

4.1. Retribución por disponibilidad de instalaciones (RD) para el año 2019

En la tabla siguiente se muestra la retribución en concepto de disponibilidad de instalaciones (RD) calculada por la aplicación directa de las fórmulas incluidas en el anexo XI de la Ley 18/2014.


DIRECCIÓN GENERAL DE POLÍTICA

ENERGÉTICA Y MINAS



Retribución por disponibilidad para el año 2019

(€)Valor reconocido

inversión

Valor de

inversión netoAmortizacion

Retribución

financiera

Retribución por

extensión vida

útil

Costes de

explotaciónTalón

Retribución

total

Gas Natural CEGAS, S.A. 24.342.881,30 18.764.504,03 622.870,31 955.113,28 0,00 761.035,81 2.982,88 2.342.002,28

Enagas Transporte, S.A. 5.233.183.906,25 2.869.315.084,08 143.560.689,15 146.048.137,89 833.191,80 174.844.765,92 1.945.724,05 467.232.508,81

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 247.866.947,60 152.410.151,22 6.173.064,12 7.757.676,74 98.755,65 5.845.038,56 34.453,92 19.908.988,99

Gas Natural Andalucía S.A. 30.481.529,87 22.862.315,67 789.239,20 1.163.691,84 0,00 777.868,26 1.739,55 2.732.538,85

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 34.224.163,22 24.762.284,61 886.226,22 1.260.400,33 0,00 846.476,97 2.137,84 2.995.241,36

Gas Extremadura Transportista, S.L. 49.232.092,73 37.991.039,15 1.273.591,44 1.933.743,92 0,00 1.669.284,08 8.475,48 4.885.094,92

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 48.441.831,85 41.846.745,25 1.248.166,37 2.129.999,32 0,00 1.547.976,10 1.685,69 4.927.827,48

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 4.028.700,26 2.820.090,18 100.717,51 143.542,59 0,00 107.473,22 2.451,81 354.185,13

Regasificadora del Noroeste, S.A. 65.709.888,05 48.327.486,43 1.658.153,37 2.459.869,03 0,00 1.635.634,28 16.072,25 5.769.728,93

Redexis Gas Murcia, S.A. 14.274.331,03 12.436.007,12 367.664,78 632.992,73 0,00 365.739,01 0,00 1.366.396,52

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 143.972.887,84 56.101.958,06 3.709.469,59 2.855.589,65 4.706,55 6.098.591,98 16.150,11 12.684.507,88

Gas Navarra, S.A. 9.702.386,66 7.707.371,90 249.376,85 392.305,23 0,00 265.426,92 1.135,74 908.244,74

Redexis Gas, S.A. 197.738.260,46 154.427.861,37 5.117.163,05 7.860.378,06 0,00 5.707.850,52 29.376,69 18.714.768,32

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 236.816.694,23 197.292.711,18 6.107.771,76 10.042.199,02 0,00 7.571.966,48 22.596,22 23.744.533,48

TOTAL TRANSPORTE 6.340.016.501,34 3.647.065.610,24 171.864.163,72 185.635.639,63 936.654,00 208.045.128,11 2.084.982,23 568.566.567,69



ENERGÉTICA Y MINAS



4.2. Desglose de la retribución por disponibilidad del año 2019

Retribución por disponibilidad 2019 relativa a instalaciones puestas en servicio con anterioridad al 1 de enero de 2008.

(€)Valor reconocido

inversión

Valor de


Retribución

financiera

Retribución por

extensión vida

útil

Costes de

explotaciónTalón

Retribución

total

Gas Natural CEGAS, S.A. 7.152.215,55 4.661.113,29 180.192,77 237.250,66 0,00 297.018,11 607,13 715.068,67

Enagas Transporte, S.A. 2.856.771.968,70 1.050.728.365,29 74.766.897,66 53.482.073,91 833.191,80 121.203.120,00 1.346.113,61 251.631.396,97

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 122.708.721,90 51.586.930,16 3.017.257,89 2.625.774,77 98.755,65 3.502.007,11 2.659,54 9.246.454,96

Gas Natural Andalucía S.A. 848.538,67 591.351,18 21.432,29 30.099,78 0,00 47.587,52 72,65 99.192,24

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 13.719.600,00 8.946.676,28 358.893,49 455.385,84 0,00 390.176,76 544,05 1.205.000,14

Gas Extremadura Transportista, S.L. 19.013.641,59 13.032.157,08 489.960,41 663.336,81 0,00 572.003,67 5.273,85 1.730.574,74

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 1.068.284,34 758.089,12 28.199,57 38.586,74 0,00 50.698,89 76,11 117.561,31

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 4.028.700,26 2.820.090,18 100.717,51 143.542,59 0,00 107.473,22 2.451,81 354.185,13

Regasificadora del Noroeste, S.A. 42.069.055,60 30.425.303,08 1.058.522,96 1.548.647,92 0,00 1.096.351,31 16.057,73 3.719.579,92

Redexis Gas Murcia, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 127.398.417,49 43.440.712,16 3.266.430,65 2.211.132,24 4.706,55 5.488.087,09 15.047,92 10.985.404,45

Gas Navarra, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Redexis Gas, S.A. 61.322.235,04 40.572.858,96 1.568.126,80 2.065.158,50 0,00 1.733.157,47 4.947,34 5.371.390,11

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 11.093.312,10 6.337.545,59 289.773,07 322.581,06 0,00 633.313,53 1.384,41 1.247.052,07

TOTAL TRANSPORTE 3.267.194.691,23 1.253.901.192,37 85.146.405,06 63.823.570,82 936.654,00 135.120.994,68 1.395.236,15 286.422.860,71



ENERGÉTICA Y MINAS



Retribución por disponibilidad 2019 relativa a instalaciones puestas en servicio con posterioridad al 1 de enero de 2008

[Euros]Valor reconocido

inversión

Valor de


Retribución

financiera

Retribución por

extensión vida

útil

Costes de

explotaciónTalón

Retribución

total

Gas Natural CEGAS, S.A. 17.190.665,75 14.103.390,74 442.677,54 717.862,62 0,00 464.017,70 2.375,75 1.626.933,61

Enagas Transporte, S.A. 2.376.411.937,55 1.818.586.718,80 68.793.791,50 92.566.063,98 0,00 53.641.645,92 599.610,44 215.601.111,84

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 125.158.225,70 100.823.221,06 3.155.806,23 5.131.901,97 0,00 2.343.031,45 31.794,38 10.662.534,03

Gas Natural Andalucía S.A. 29.632.991,20 22.270.964,49 767.806,90 1.133.592,06 0,00 730.280,74 1.666,90 2.633.346,60

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 20.504.563,22 15.815.608,33 527.332,73 805.014,49 0,00 456.300,21 1.593,79 1.790.241,22

Gas Extremadura Transportista, S.L. 30.218.451,14 24.958.882,08 783.631,03 1.270.407,11 0,00 1.097.280,41 3.201,63 3.154.520,18

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 47.373.547,51 41.088.656,12 1.219.966,81 2.091.412,58 0,00 1.497.277,21 1.609,58 4.810.266,18

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Regasificadora del Noroeste, S.A. 23.640.832,45 17.902.183,35 599.630,42 911.221,11 0,00 539.282,97 14,52 2.050.149,02

Redexis Gas Murcia, S.A. 14.274.331,03 12.436.007,12 367.664,78 632.992,73 0,00 365.739,01 0,00 1.366.396,52

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 16.574.470,35 12.661.245,90 443.038,94 644.457,41 0,00 610.504,89 1.102,19 1.699.103,43

Gas Navarra, S.A. 9.702.386,66 7.707.371,90 249.376,85 392.305,23 0,00 265.426,92 1.135,74 908.244,74

Redexis Gas, S.A. 136.416.025,42 113.855.002,40 3.549.036,25 5.795.219,56 0,00 3.974.693,05 24.429,35 13.343.378,21

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 225.723.382,13 190.955.165,59 5.817.998,69 9.719.617,96 0,00 6.938.652,95 21.211,81 22.497.481,41

TOTAL TRANSPORTE 3.072.821.810,11 2.393.164.417,87 86.717.758,66 121.812.068,81 0,00 72.924.133,43 689.746,08 282.143.706,98



MINAS



4.3. Actualización de la retribución por continuidad de suministro (RCS) 2017

A continuación, se actualiza la retribución en concepto de RCS del año 2017, en función de los datos de demanda del año 2017

2016 2017

MWh MWh

Mercado nacional (salidas T&D) 319.898.898,40 348.418.979,79

Suministro GNL directo -11.234.351,77 -11.030.380,00

Volumen a considerar: 308.664.546,63 337.388.599,79

Incremento 9,3059127%

RCSn-1 (2016) 232.970.755,27

fi 0,97

Incr. Demanda 9,3059127%

RCSn (2017) 247.011.286,06

De acuerdo con los valores de reposición reconocidos, los coeficientes α de reparto del término RCS y las cantidades a reconocer para el año 2017 son las siguientes:

[€]

RCS 2017

actualizado

[€]

RCS 2017

reconocido en

ETU/1283/2017

[€]

Diferencia a

reconocer [€]

Gas Natural CEGAS, S.A. 1.198.017,01 1.184.750,89 13.266,11

Enagas Transporte, S.A. 207.217.743,14 204.923.139,50 2.294.603,64

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 7.387.626,58 7.305.820,48 81.806,10

Gas Natural Andalucía S.A. 1.063.146,97 1.051.374,32 11.772,64

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 1.216.832,93 1.203.358,46 13.474,47

Gas Extremadura Transportista, S.L. 2.005.252,26 1.983.047,31 22.204,95

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 1.752.173,64 1.732.771,13 19.402,51

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 161.513,18 159.724,69 1.788,50

Regasificadora del Noroeste, S.A. 2.130.547,94 2.106.955,54 23.592,40

Redexis Gas Murcia, S.A. 593.386,02 586.815,22 6.570,80

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 5.799.005,88 5.734.791,20 64.214,67

Gas Navarra, S.A. 426.944,37 422.216,65 4.727,72

Redexis Gas, S.A. 8.691.381,07 8.595.137,98 96.243,08

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 7.367.715,08 7.286.129,47 81.585,61

TOTAL TRANSPORTE 247.011.286,06 244.276.032,85 2.735.253,21

4.4. Actualización de la retribución por continuidad de suministro (RCS) 2018

Como variación de demanda se toman las previsiones realizadas por la Dirección General de Política Energética y Minas.



MINAS



2017 2018

MWh MWh





2018

RCSn-1 (2017) 247.011.286,06

fi 0,97


RCSn (2018) 239.783.458,47

De acuerdo con los valores de reposición reconocidos, los coeficientes α de reparto del término RCS y las cantidades a reconocer para el año 2018 son las siguientes:

Valor de reposición

(€)

coeficiente de

reparto α [%]

RCS 2018

actualizado

[€]

RCS 2018

reconocido en

ETU/1283/2017

[€]

Diferencia a

reconocer [€]

Gas Natural CEGAS, S.A. 40.886.872,62 0,48487% 1.162.640,93 1.160.991,62 1.649,31

Enagas Transporte, S.A. 7.072.091.137,87 83,86685% 201.098.839,42 200.813.563,23 285.276,19

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 252.130.766,75 2,98998% 7.169.478,39 7.159.307,86 10.170,53

Gas Natural Andalucía S.A. 36.283.921,09 0,43029% 1.031.753,45 1.030.289,82 1.463,63

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 41.529.037,29 0,49249% 1.180.901,24 1.179.226,03 1.675,21

Gas Extremadura Transportista, S.L. 68.436.836,07 0,81158% 1.946.039,44 1.943.278,82 2.760,62

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 59.799.568,57 0,70915% 1.700.433,95 1.698.021,73 2.412,22

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.512.249,80 0,06537% 156.743,88 156.521,53 222,35

Regasificadora del Noroeste, S.A. 72.713.026,21 0,86229% 2.067.635,29 2.064.702,17 2.933,12

Redexis Gas Murcia, S.A. 20.251.547,63 0,24016% 575.864,00 575.047,09 816,91

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 197.913.062,21 2,34702% 5.627.767,85 5.619.784,37 7.983,48

Gas Navarra, S.A. 14.571.095,52 0,17280% 414.337,19 413.749,42 587,77

Redexis Gas, S.A. 298.952.085,01 3,54523% 8.500.868,58 8.488.809,36 12.059,22

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 251.451.211,29 2,98192% 7.150.154,85 7.140.011,74 10.143,11

TOTAL TRANSPORTE 8.432.522.418 100,00000% 239.783.458,46 239.443.304,79 340.153,67

4.8. Retribución por continuidad de suministro (RCS) del año 2019

Como variación de demanda se toman las previsiones realizadas por la Dirección General de Política Energética y Minas.



MINAS



2018 2019

MWh MWh




Incremento -0,7130069%

2019

RCSn-1 (2018) 239.783.458,47

fi 0,97

Incr. Demanda -0,7130069%

RCSn (2019) 230.931.572,29

Valor de reposición

(€)

coeficiente de

reparto α [%]

Reparto RCS

2019 (€)

Gas Natural CEGAS, S.A. 40.886.872,62 0,48487% 1.119.720,69

Enagas Transporte, S.A. 7.072.091.137,87 83,86685% 193.675.041,10

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 252.130.766,75 2,98998% 6.904.808,73

Gas Natural Andalucía S.A. 36.283.921,09 0,43029% 993.665,07

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 41.529.037,29 0,49249% 1.137.306,89

Gas Extremadura Transportista, S.L. 68.436.836,07 0,81158% 1.874.199,13

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 59.799.568,57 0,70915% 1.637.660,44

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.512.249,80 0,06537% 150.957,50

Regasificadora del Noroeste, S.A. 72.713.026,21 0,86229% 1.991.306,12

Redexis Gas Murcia, S.A. 20.251.547,63 0,24016% 554.605,31

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 197.913.062,21 2,34702% 5.420.012,23

Gas Navarra, S.A. 14.571.095,52 0,17280% 399.041,45

Redexis Gas, S.A. 298.952.085,01 3,54523% 8.187.049,10

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 251.451.211,29 2,98192% 6.886.198,54

TOTAL TRANSPORTE 8.432.522.418 100,00000% 230.931.572,30

4.5. Resumen de la retribución de la actividad de transporte en el año 2019

La tabla resumen de la retribución del año 2019 es la siguiente:



ENERGÉTICA Y MINAS



Retribución 2019 actividad transporte

(€)

RD 2019

Instalaciones

pem anterior 1

de enero de

2008

RD 2019

Instalaciones

pem posterior 1

de enero de

2008

RD 2019

TOTAL

RCS 2019

Instalaciones

pem anterior 1

de enero de

2008

RCS 2019

Instalaciones

pem posterior 1

de enero de

2008

RCS 2019

TOTAL

Total

retribución

2019

Gas Natural CEGAS, S.A. 715.068,67 1.626.933,61 2.342.002,28 526.458,53 593.262,16 1.119.720,69 3.461.722,97

Enagas Transporte, S.A. 251.631.396,97 215.601.111,84 467.232.508,81 124.153.262,55 69.521.778,55 193.675.041,10 660.907.549,91

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 9.246.454,96 10.662.534,03 19.908.988,99 3.492.353,40 3.412.455,33 6.904.808,73 26.813.797,72

Gas Natural Andalucía S.A. 99.192,24 2.633.346,60 2.732.538,85 33.924,10 959.740,97 993.665,07 3.726.203,92

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 1.205.000,14 1.790.241,22 2.995.241,36 368.665,00 768.641,89 1.137.306,89 4.132.548,25

Gas Extremadura Transportista, S.L. 1.730.574,74 3.154.520,18 4.885.094,92 798.062,41 1.076.136,72 1.874.199,13 6.759.294,05

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 117.561,31 4.810.266,18 4.927.827,48 35.590,54 1.602.069,90 1.637.660,44 6.565.487,92

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 354.185,13 0,00 354.185,13 150.957,50 0,00 150.957,50 505.142,63

Regasificadora del Noroeste, S.A. 3.719.579,92 2.050.149,02 5.769.728,93 1.383.389,06 607.917,06 1.991.306,12 7.761.035,05

Redexis Gas Murcia, S.A. 0,00 1.366.396,52 1.366.396,52 0,00 554.605,31 554.605,31 1.921.001,83

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 10.985.404,45 1.699.103,43 12.684.507,88 4.889.222,35 530.789,88 5.420.012,23 18.104.520,11

Gas Navarra, S.A. 0,00 908.244,74 908.244,74 0,00 399.041,45 399.041,45 1.307.286,19

Redexis Gas, S.A. 5.371.390,11 13.343.378,21 18.714.768,32 2.823.802,44 5.363.246,66 8.187.049,10 26.901.817,42

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 1.247.052,07 22.497.481,41 23.744.533,48 441.875,85 6.444.322,69 6.886.198,54 30.630.732,02

Total 286.422.860,71 282.143.706,98 568.566.567,69 139.097.563,73 91.834.008,57 230.931.572,30 799.498.139,99



ENERGÉTICA Y MINAS



4.6. Cantidad total a reconocer para la actividad de transporte

Gas Natural CEGAS, S.A. 3.461.722,97 13.266,11 1.649,31 0,00 14.915,42 3.476.638,40

Enagas Transporte, S.A. 660.907.549,91 2.294.603,64 285.276,19 0,00 2.579.879,83 663.487.429,74

Enagas Transporte del Norte, S.A.U. 26.813.797,72 81.806,10 10.170,53 0,00 91.976,63 26.905.774,35

Gas Natural Andalucía S.A. 3.726.203,92 11.772,64 1.463,63 0,00 13.236,27 3.739.440,19

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 4.132.548,25 13.474,47 1.675,21 -2.502,62 12.647,06 4.145.195,31

Gas Extremadura Transportista, S.L. 6.759.294,05 22.204,95 2.760,62 0,00 24.965,57 6.784.259,62

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 6.565.487,92 19.402,51 2.412,22 -141.868,21 -120.053,48 6.445.434,44

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 505.142,63 1.788,50 222,35 0,00 2.010,85 507.153,48

Regasificadora del Noroeste, S.A. 7.761.035,05 23.592,40 2.933,12 0,00 26.525,52 7.787.560,57

Redexis Gas Murcia, S.A. 1.921.001,83 6.570,80 816,91 -6.422,23 965,48 1.921.967,31

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 18.104.520,11 64.214,67 7.983,48 0,00 72.198,15 18.176.718,26

Gas Navarra, S.A. 1.307.286,19 4.727,72 587,77 0,00 5.315,49 1.312.601,68

Redexis Gas, S.A. 26.901.817,42 96.243,08 12.059,22 -22.996,87 85.305,44 26.987.122,85

Redexis Infraestructuras, S.L.U. 30.630.732,02 81.585,61 10.143,11 -118.312,64 -26.583,92 30.604.148,10

TOTAL TRANSPORTE 799.498.139,99 2.735.253,21 340.153,67 -292.102,56 2.783.304,32 802.281.444,30

Total ajustes a

incluir

liquidación

2018

TOTAL[€]

Total retribución

RD +RCS

2019

Corrección RCS

2017

Corrección RCS

2018

Corrección RD

2018 errores

Orden

ETU/1283/2017



MINAS



5 Retribución de los almacenamientos subterráneos

5.1. Retribución por disponibilidad de instalaciones 2019 por costes inversión

En la tabla siguiente se muestra la retribución por disponibilidad en concepto de inversión de las instalaciones que cuentan con reconocimiento de retribución provisional o definitiva, relativa al año 2019 calculada por la aplicación directa de las fórmulas incluidas en el Anexo XI de la citada Ley 18/2014, de 15 de octubre. Incluye la retribución del gas colchón reconocido.

[Euros]

Valor

reconocido

inversión

Valor de

inversión netoAmortización

Retribución

financiera

Retribución total

inversión 2019

Enagas Transporte, S.A.U. 646.176.057,23 364.367.048,12 29.912.983,02 18.382.433,38 48.295.416,40

Naturgy Almacenamiento

Andalucía, S.A.53.293.114,34 34.928.883,36 3.060.705,16 1.777.880,17 4.838.585,33

TOTAL AASS 699.469.171,57 399.295.931,48 32.973.688,18 20.160.313,55 53.134.001,73

5.2. Retribución por disponibilidad de instalaciones 2019 por costes operación y mantenimiento provisionales

Se calcula la retribución en concepto de gastos de operación y mantenimiento provisionales del año 2019 considerándolos iguales a los reconocidos para años anteriores. Se incluyen los costes de operación y mantenimiento provisionales variables, calculados en base a la proporción del valor reconocido de las instalaciones que han entrado en extensión de vida útil en relación al valor reconocido total de las instalaciones para un mismo almacenamiento:

[Euros]COM 2019 fijos

provisionales

COM 2019

variables

provisionales

COM 2019 total

provisionales

Almacenamiento Subterráneo Serrablo 6.819.258,07 694.432,43 7.513.690,50

Almacenamiento Subterráneo Gaviota 19.094.824,28 2.864.223,64 21.959.047,92

Almacenamiento Subterráneo Yela 4.035.527,67 0 4.035.527,67

Almacenamiento Subterráneo Marismas 1.572.998,00 0 1.572.998,00

TOTAL ALMACENAMIENTOS 31.522.608,02 3.558.656,07 35.081.264,09

A este concepto hay que adicionar los costes provisionales de mantenimiento y operatividad derivados de las obligaciones indicadas en el artículo 3.2 del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, de ENAGAS Transportista, S.A. que ascienden (con carácter provisiona) en el año 2019 a 8.730.906 €, valores que se han calculado en base a los costes auditados para el año 2017 pendientes de aprobación.

La cantidad incluye un margen industrial del 5% y se han eliminado las partidas de “Gastos generales de la empresa” y “Otros servicios”. Los primeros por considerarse que los costes indirectos se recuperan mediante los valores unitarios estándar que en su momento ya fueron diseñados así y los segundos por carecer del grado de detalle necesario.

5.3. Derecho de cobro relativo a las instalaciones afectas al artículo 1 del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre

En el artículo 5 de la orden que la presente memoria acompaña, en virtud de la disposición adicional primera de la misma, se reconoce a ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., la cantidad de 8.730.906 € para el año 2019, con cargo a los ingresos por peajes y cánones del sistema gasista, en concepto de costes



MINAS



de mantenimiento y operatividad del almacenamiento subterráneo Castor. También se reconocen por el mismo concepto las cantidades que fueron reconocidas en anteriores disposiciones y que no han sido abonadas, como consecuencia de la Sentencia 152/2017, del Tribunal Constitucional en relación con la norma citada, que declaró inconstitucionales y nulos, entre otros, los artículos que hacían referencia a estos costes, al no acreditarse “la existencia de una situación de extraordinaria y urgente necesidad a la que debiera hacerse frente dictando un decreto-ley”, sin que se pusiera en duda la licitud del reconocimiento de estos costes que se vuelven a recoger en la orden que en la presente acompaña.

En la disposición adicional única, también se reconocen a ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., los costes de mantenimiento y operatividad del almacenamiento subterráneo Castor correspondientes a los años 2017 y 2018, al haber sido detraídos y no haberse abonado, respectivamente. Ambos se reconocen por igual importe que el dispuesto para el ejercicio 2019.

La cantidad reconocida, 8.730.906 €, corresponde al valor incluido en la auditoria de costes del año 2017 a la que se han detraído (al igual que se hizo en ejercicios anteriores) las partidas correspondientes a “costes de gestión”, “servicios directizados” y “margen industrial” y después de adicionarle un 5% en concepto de beneficio industrial.

5.4. Minoración de la retribución del año 2019

La disposición adicional séptima de la Orden ITC/3802/2008 establece lo siguiente:

Durante 30 años a partir del 1 de enero de 2010, la retribución de las inversiones titularidad de Enagás, S.A. se minorará en una treintava parte de la diferencia entre la retribución provisional de estas inversiones, percibida por Enagás, S.A. durante los años 2007 y 2008, y la retribución definitiva que le corresponda en aplicación de los parámetros indicados en el anexo III, de acuerdo con lo dispuesto en la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre.

Dicha cantidad asciende a 705.329 €.

5.5. Revisión de la retribución por continuidad de suministro de los años 2016 y 2017

En la orden que la presente memoria acompaña se reconocen las diferencias respecto a las cantidades de RCS 2016 y RCS 2017 expuestas en la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre, como consecuencia del nuevo valor de RCS 2017 total derivado de la diferencia entre la estimación de demanda de la que se disponía en el momento de publicación de la orden, y la conocida real de la que se dispone en el momento presente, y del nuevo valor de reposición tras la aprobación de dos resoluciones en el año 2018 por las que se reconoce la retribución por gas Colchón de Yela inyectado en los años 2015 y 2016.

De acuerdo a los valores de reposición reconocidos, los coeficientes α de reparto del término RCS y las cantidades a reconocer para el año 2016 a la actividad de almacenamiento subterráneo básico son las siguientes:

Valor de

reposición [€]

coeficiente de

reparto α [%]

Reparto RCS

2016 [€]

RCS 2016 en

Orden

ETU/1283/2017(

€)

Diferencia a

reconocer (a

incluir 2017) (€)

Enagas Transporte, S.A.U. 638.636.931,58 92,29790% 4.286.840,35 4.260.746,58 26.093,77


Andalucía, S.A.53.293.114,34 7,70210% 357.729,19 383.822,96 -26.093,77

TOTAL ALMACENAMIENTOS 691.930.045,92 100,00000% 4.644.569,54 4.644.569,54 0,00

Como incremento de demanda se considera la variación del gas útil almacenado a 1 de noviembre del año correspondiente, incluyendo la parte de gas colchón extraíble mecánicamente.



MINAS



2016 2017

MWh MWh

Volumen gas almacenado 01/11* 21.646.270 25.006.600


(*) El valor mínimo considerado es de 22.000.000 MWh por Anexo XI.3 Ley 18/2014

2017

RCSn-1 (2016) 4.644.569,56

fi 0,97


RCSn (2017) 5.120.933,93

De acuerdo a los valores de reposición reconocidos, los coeficientes α de reparto del término RCS y las cantidades a reconocer para el año 2017 a la actividad de almacenamiento subterráneo básico son las siguientes:

Valor de

reposición [€]

coeficiente de

reparto α [%]

Reparto RCS

2017 [€]

RCS 2017 en

Orden

ETU/1283/2017(

€)

Diferencia a

reconocer (a

incluir 2017) (€)

Enagas Transporte, S.A.U. 638.636.931,58 92,29790% 4.726.514,70 4.697.744,65 28.770,05


Andalucía, S.A.53.293.114,34 7,70210% 394.419,23 423.189,28 -28.770,05

TOTAL ALMACENAMIENTOS 691.930.045,92 100,00000% 5.120.933,93 5.120.933,93 0,00

5.6. Revisión de la retribución por continuidad de suministro del año 2018

En la orden que la presente acompaña se reconocen las diferencias respecto a las cantidades de RCS 2018 expuestas en la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre, como consecuencia del nuevo valor de RCS 2018 total derivado de la diferencia entre la estimación de demanda de la que se disponía en el momento de publicación de la orden, y la previsión de demanda de la que la Dirección General de Política Energética y Minas dispone en el momento presente. Como incremento de demanda se considera la variación del gas útil almacenado a 1 de noviembre del año correspondiente, incluyendo la parte de gas colchón extraíble mecánicamente.

2017 2018

MWh MWh

Volumen gas almacenado 01/11 25.006.600 23.549.800


2018

RCSn-1 (2017) 5.120.933,93

fi 0,97


RCSn (2018) 4.677.927,46

De acuerdo a los valores de reposición reconocidos, los coeficientes α de reparto del término RCS y las cantidades a reconocer para el año 2018 relativa a la actividad de almacenamiento subterráneo básico son las siguientes:



MINAS



Valor de

reposición [€]

coeficiente de

reparto α [%] Reparto RCS 2018 [€]

RCS 2018 en

Orden

ETU/1283/2017(

€)

Diferencia a

reconocer (a

incluir 2018) (€)

Enagas Transporte, S.A.U. 638.636.931,58 92,29790% 4.317.629,01 4.602.380,43 -284.751,42


Andalucía, S.A.53.293.114,34 7,70210% 360.298,45 414.598,54 -54.300,09

TOTAL ALMACENAMIENTOS 691.930.045,92 100,00000% 4.677.927,46 5.016.978,97 -339.051,51

5.7. Retribución por continuidad de suministro en el año 2019

De acuerdo al escenario de nivel de llenado propuesto por el Gestor Técnico del Sistema para el año 2019 la variación del término RCS es la siguiente:

2018 2019

MWh MWh

Volumen gas almacenado 01/11 23.549.800 26.388.841


2019

RCSn-1 (2018) 4.677.927,46

fi 0,97


RCSn (2019) 5.084.617,77

En consecuencia, el término RCS correspondiente al año 2019 es el siguiente:

Valor de

reposición [€]

coeficiente de

reparto α [%]

Reparto RCS

2019 [€]

Enagas Transporte, S.A.U. 638.636.931,58 92,29790% 4.692.995,64


Andalucía, S.A.53.293.114,34 7,70210% 391.622,13

TOTAL ALMACENAMIENTOS 691.930.045,92 100,00000% 5.084.617,77

5.8. Retribución total 2019 para la actividad de almacenamiento subterráneo básico

La tabla resumen de retribución del año 2019 es la siguiente:



ENERGÉTICA Y MINAS



Retribución 2019 actividad almacenamiento subterráneo básico

[Euros]

RD 2019 por

inversión

RD 2019 por

Costes de

Operación y

mantenimiento

RCS 2019

Minoración por

D.A 7ª Orden

ITC/3802/2008

TOTAL 2019

Enagas Transporte, S.A.U. 48.295.416,40 33.508.266,09 4.692.995,64 -705.329,00 85.791.349,13


Andalucía, S.A.4.838.585,33 1.572.998,00 391.622,13 0,00 6.803.205,46

TOTAL ALMACENAMIENTOS 53.134.001,73 35.081.264,09 5.084.617,77 -705.329,00 92.594.554,59

Cantidad total a reconocer para la actividad de almacenamiento subterráneo básico

Corrección

RCS 2016

Corrección

RCS 2017

Corrección

RCS 2018

A incluir

liquidación 2018

total

Enagas Transporte, S.A.U. 85.791.349,13 26.093,77 28.770,05 -284.751,42 -229.887,60 85.561.461,53

Naturgy Almacenamiento Andalucía, S.A. 6.803.205,46 -26.093,77 -28.770,05 -54.300,09 -109.163,91 6.694.041,55

TOTAL ALMACENAMIENTOS 92.594.554,59 0,00 0,00 -339.051,51 -339.051,51 92.255.503,08

[Euros] Total 2019

2018

TOTAL



MINAS



6 Retribución de plantas de regasificación

La retribución de las plantas de regasificación tiene carácter provisional y se ha calculado aplicando los valores unitarios de operación y mantenimiento publicados en la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre. Una vez se hayan publicado los nuevos valores unitarios, en base al informe encomendado al respecto a la CNMC, se procederá a publicar las nuevas retribuciones, que serán incorporadas al sistema de liquidaciones.

6.1. Retribución por disponibilidad de instalaciones (RD) para el año 2019

En la tabla siguiente se muestra la retribución en concepto de disponibilidad de instalaciones (RD) calculada por la aplicación directa de las fórmulas incluidas en el Anexo XI de la Ley 18/2014



MINAS



[Euros]

Valor reconocido

inversión

Valor de


Retribución

financieraCOEV

Costes de

explotaciónTalón

Retribución

total sin OPEX

variables

ENAGAS Transporte, S.A.U. 1.812.473.677,67 511.753.067,83 52.475.886,91 26.048.231,17 9.009.632,66 82.142.643,69 1.250.379,33 170.926.773,76

ENAGAS Transporte, S.A.U. El Musel 381.944.592,90 0,00 0,00 19.440.979,78 0,00 4.164.544,80 0,00 23.605.524,58

Bahía de Bizkaia Gas, S.L. 454.831.384,54 156.977.495,69 13.036.616,70 7.990.154,53 650.240,00 16.538.099,55 192.873,71 38.407.984,49

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 625.005.220,00 234.343.070,94 20.080.220,39 11.928.062,31 762.000,00 21.205.675,40 193.693,97 54.169.652,07

Regasificadora del Noroeste, S.A. 320.367.148,00 136.044.747,54 11.654.373,86 6.924.677,64 314.553,60 10.831.305,70 130.257,76 29.855.168,56

TOTAL REGASIFICACIÓN 3.594.622.023,11 1.039.118.382,00 97.247.097,86 72.332.105,43 10.736.426,26 134.882.269,14 1.767.204,77 316.965.103,45



MINAS



6.2. Costes de operación y mantenimiento de la planta de regasificación de El Musel.

La retribución provisional por costes de operación y mantenimiento del año 2019 de la planta de regasificación de El Musel se ha calculado en base al informe de auditoría de 31 de julio de 2014 elaborado por Deloitte, S.L. y presentado por el titular a la Dirección General de Política Energética y Minas el 31 de julio de 2014, eliminándose costes que no se consideran convenientemente justificados, en consonancia con el informe de la CNMC sobre la propuesta de Orden de la DGPEM por la que se establece la retribución de los costes de operación y mantenimiento para los años 2013, 2014 y 2015 de la planta de regasificación de El Musel, aprobado el 9 de julio de 2015 por la Sala de Supervisión Regulatoria. El importe total justificado asciende a 5.205.681 €, desglosado en las siguientes partidas:

Concepto reconocido €

Aprovisionamientos 305.792

Arrendamientos técnicos 8.392

Reparación y conservación 517.948

Actividades de Soporte 77.078

Tributos y Seguros 3.495.210

Servicios Exteriores 291.003

Personal 510.258

Total 5.205.681 De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 8 de la Orden ITC/3994/2006, de 29 de diciembre, la retribución provisional a percibir por ENAGAS Transporte, S.A.U. en este concepto, para los años 2014 y sucesivos será un 80% de la cantidad anterior: 4.164.545 €.

La retribución provisional será sustituida por la definitiva una vez que se disponga de las correspondientes auditorias, abonándose o cargándose a la compañía los saldos que se produzcan.

6.3. Actualización de la retribución por continuidad de suministro del año 2017

En la orden se reconocen las diferencias respecto al RCS reconocido en la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre, como consecuencia de la diferencia entre la estimación de demanda de la que se disponía en el momento de publicación de la orden, y el valor real del que se dispone en el momento presente.

A efectos del término incremento de demanda, en las plantas de regasificación se considerará la variación de demanda total de gas emitida por el conjunto de las plantas del sistema.

2016 2017

MWh MWh

Volumen de gas emitido 142.130.609,980 169.549.077,40


RCSn-1 (2016) 64.514.137,00

fi 0,97


RCSn (2017) 74.650.795,00

MINISTERIO PARA LA TRASICIÓN ECOLÓGICA

POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS

HIDROCARBUROS


De acuerdo a los valores de reposición reconocidos, los coeficientes de reparto del término RCS (“α”) y las diferencias a reconocer de las cantidades para el año 2017 para la actividad de regasificación son las siguientes:

Reparto RCS

2017 [€]

Reparto RCS 2017

en la Orden

ETU/1283/2017 [€]

Diferencia (a

incluye en

liquidación

2018) [€]

ENAGAS Transporte, S.A.U. (resto actividades) 42.699.588,31 41.559.124,48 1.140.463,83

ENAGAS Transporte, S.A.U. (El Musel) 0,00 0,00 0,00

Bahía de Bizkaia Gas, S.L. 10.655.392,15 10.370.797,15 284.595,00

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 12.704.929,34 12.365.593,23 339.336,11

Regasificadora del Noroeste, S.A. 8.590.885,20 8.361.431,14 229.454,06

Total 74.650.795,00 72.656.946,00 1.993.849,00

6.4. Actualización de la retribución por continuidad de suministro del año 2018

En la orden se reconocen las diferencias respecto a las cantidades de RCS 2018 publicadas en la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre, como consecuencia del nuevo valor de RCS 2017, como consecuencia de la diferencia entre la estimación de demanda de la que se disponía en el momento de publicación de la orden, y la estimación de la que se dispone en el momento presente.

En las plantas de regasificación se considera la variación de demanda total de gas emitida por el conjunto de las plantas de regasificación del sistema. Los datos de 2018 empleados se basan en previsiones de la Dirección General de Política Energética y Minas

2017 2018

MWh MWh



RCSn-1 (2017) 74.650.795,00

fi 0,97


RCSn (2018) 69.993.259,00

De acuerdo a los valores de reposición reconocidos, los coeficientes α de reparto del término RCS y las diferencias a reconocer de las cantidades para el año 2018 relativas a la actividad de regasificación son las siguientes:


POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS

HIDROCARBUROS


Valor de

reposición a 31

diciembre de

2017 (€)

coeficiente de

reparto α [%]

Reparto RCS

2018 (€)

Reparto RCS

2018 en la

Orden

ETU/1283/2017

[€]

Diferencia (a

incluye en

liquidación

2018) [€]

ENAGAS Transporte, S.A.U. (resto actividades) 1.760.940.985 57,19911% 40.035.519,30 40.710.842,27 -675.322,97

ENAGAS Transporte, S.A.U. (El Musel) - 0,00000% 0,00 0,00

Bahía de Bizkaia Gas, S.L. 439.430.858 14,27365% 9.990.591,83 10.159.114,09 -168.522,26

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 523.954.251 17,01915% 11.912.256,40 12.113.193,48 -200.937,08

Regasificadora del Noroeste, S.A. 354.290.110 11,50810% 8.054.891,48 8.190.762,16 -135.870,68

Total 3.078.616.204 100,00000% 69.993.259,00 71.173.912,00 -1.180.653,00

6.5. Retribución por continuidad de suministro 2019

A efectos del incremento de demanda, en las plantas de regasificación se considera la variación de demanda total de gas emitida por el conjunto de las plantas de regasificación del sistema. Los datos empleados son los previstos por la Dirección General de Política Energética y Minas.

2018 2019

MWh MWh



RCSn-1 (2018) 69.993.259,00

fi 0,97


RCSn (2019) 67.243.593,00

En consecuencia, el término RCS correspondiente al año 2019 es el siguiente:

Valor de

reposición a 31

diciembre de

2018 (€)

coeficiente de

reparto α [%]

Reparto RCS

2019 (€)

ENAGAS Transporte, S.A.U. (resto actividades) 1.760.940.984,93 57,19911% 38.462.734,89

ENAGAS Transporte, S.A.U. (El Musel) 0,00 0,00000% 0,00

Bahía de Bizkaia Gas, S.L. 439.430.858,45 14,27365% 9.598.114,17

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 523.954.250,60 17,01915% 11.444.286,67

Regasificadora del Noroeste, S.A. 354.290.110,07 11,50810% 7.738.457,28Total 3.078.616.204,06 100,0000000% 67.243.593,00

6.6. Desglose del valor reposición de las plantas de regasificación

A continuación, se muestra el desglose del valor de reposición de las plantas en operación el 31 de diciembre de 2018 que son las consideradas para el cálculo del RCS 2019 y para el cálculo del RCS 2018 y 2017 dado que, durante los años 2017, 2018 y 2019 no se ha puesto en servicio ninguna instalación de regasificación.



MINAS



BBG Barcelona Cartagena Huelva Sagunto Reganosa

Parámetros

Capacidad tanques 450.000 760.000 587.000 610.000 600.000 300.000

Bombas secundarias 2.308 6.000 3.480 3.300 2.320 1.600

Vaporización 1.000.000 2.250.000 1.650.000 1.980.000 1.150.000 412.800

Agua de mar 800.000 1.950.000 1.350.000 1.500.000 1.000.000 412.800

Combustion 200.000 300.000 300.000 480.000 150.000 206.400

Compresor Boiloff 18.296 31.323 30.000 35.000 34.617 27.096

Relicuador Boiloff 10.000 20.830 19.000 32.230 25.376 13.000

Cargaderos cisternas 1 3 3 3 2 2

Odorización G2500 (ERM) G4000 (EM) G2500 (EM) G2500 MUS (EM) G6500 (EMU) G4000 MUS (EM)

G6500 (EM) MUS G6500 (EM) G1600 (EM) G1600 (EM)

G6500 (EM) MUS G1600 (EM) G650 (EM)

G1000 (EM) G2500 MUS (EM) G1000 (EM)

G400 (EM) G650 (EM)

G650 (EM)

Antorcha combustor 185.000 172.000 80.000 190.000 241.500 15.000,00

Planta nueva 172.814.694 172.814.694 172.814.694 172.814.694 172.814.694 172.814.694

Tanques GNL 206.406.000 348.596.800 269.245.160 279.794.800 275.208.000 137.604.000

Vaporizadores (agua

mar) 34.352.000 83.733.000 57.969.000 64.410.000 42.940.000 17.725.632

Vaporizadores (comb) 4.912.000 7.368.000 7.368.000 11.788.800 3.684.000 5.069.184

Compresor Boiloff 7.250.522 12.412.992 11.888.700 13.870.150 13.718.371 10.737.874

Relicuador Boiloff 13.600 28.329 25.840 43.833 34.511 17.680

Bombas secundarias 8.321.618 21.634.260 12.547.871 11.898.843 8.365.247 5.769.136

Cargadero cisterna 1.785.185 5.355.554 5.355.554 5.355.554 3.570.369 3.570.369

Odorización

572.032 619.728 491.948 649.371 986.708 818.041

986.708 747.506 379.612 379.612

986.708 379.612 276.213

311.406 649.371 311.406

253.147 276.213

276.213

Antorcha combustor 2.016.500 1.874.800 872.000 2.071.000 2.632.350 163.500

656.483.776 540.516.720 563.940.488

Total 439.430.858 1.760.940.985 523.954.251 354.290.110

% 14,27365% 17,01915% 11,50810%

Valores de reposición

57,19911%



MINAS



6.7. Retribución total 2019 y cantidad total a reconocer para la actividad de regasificación

[Euros] RD 2019 RCS 2019 Total 2019

ENAGAS Transporte, S.A.U. resto actividades170.926.773,76 38.462.734,89 209.389.508,65

ENAGAS Transporte, S.A.U. El Musel 23.605.524,58 0,00 23.605.524,58

Bahía de Bizkaia Gas, S.L. 38.407.984,49 9.598.114,17 48.006.098,66

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 54.169.652,07 11.444.286,67 65.613.938,74

Regasificadora del Noroeste, S.A. 29.855.168,56 7.738.457,28 37.593.625,84

TOTAL REGASIFICACIÓN 316.965.103,45 67.243.593,01 384.208.696,46

Corrección RCS

2017

Corrección RCS

2018

A incluir

liquidación 2018

total

ENAGAS Transporte, S.A.U. resto actividades209.389.508,65 1.140.463,83 -675.322,97 465.140,86 209.854.649,51

ENAGAS Transporte, S.A.U. El Musel 23.605.524,58 0,00 0,00 0,00 23.605.524,58

Bahía de Bizkaia Gas, S.L. 48.006.098,66 284.595,00 -168.522,26 116.072,74 48.122.171,40

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 65.613.938,74 339.336,11 -200.937,08 138.399,03 65.752.337,77

Regasificadora del Noroeste, S.A. 37.593.625,84 229.454,06 -135.870,68 93.583,38 37.687.209,22

TOTAL REGASIFICACIÓN 384.208.696,46 1.993.849,00 -1.180.652,99 813.196,01 385.021.892,47

[Euros] Total 2019

2018

TOTAL



MINAS



6.8. Previsión de retribución variable

Se han utilizado las siguientes previsiones:

2019

Regasificación (MWh) 162.328.568

Carga de cisternas (MWh) 10.600.139

Transvasados buque (MWh) 20.212

Buques descargados 190

Tamaño medio (m3 GNL) 870.144

Operaciones de transvase de buques

Número de operaciones 22

De acuerdo con dicho escenario y aplicando las retribuciones variables unitarias publicadas en la Orden IET/2446/2013, la previsión de retribución variable es la siguiente:

2019

€/kWh

GWh regasificados 0,000169

GWh cargados cisternas 0,000216

GWh trasvasados buques 0,000194

€

Variable regasificación 27.494.038

Carga de cisternas 2.287.592

Transvase de buques 3.921

29.785.551

Costes de operación y mantenimiento

Retribución estimada por operación y

mantenimiento

La retribución variable unitaria de regasificación y carga de cisternas se ha calculado multiplicando el valor publicado en el BOE (0,000162 €/kWh y 0,000194 €/kWh) por los coeficientes promedios de regasificación y carga de cisternas de extensión de vida útil, respectivamente. Estos coeficientes promedios se han calculado prorrateando los coeficientes correspondientes al año 2018, que por la presente orden se publican, en función de las cantidades regasificadas y cargadas en cisternas en cada planta, según las estimaciones del GTS para el año 2019. Se exponen a continuación:

Carga cisternasRecarga

buquesRegasificación

Regasificacion

estimación GTS

(MWh)

Carga

cisternas

estimación GTS

(MWh)

Huelva 1,06 1,00 1,07 48.515.674 2.976.618

Cartagena 1,06 1,00 1,00 5.865.739 2.930.265

Barcelona 1,27 1,00 1,03 70.682.941 3.386.500

BBG 1,00 1,00 1,07 19.176.000 437.466

Reganosa 1,00 1,00 1,15 3.807.000 1.289.430

Saggas 1,00 1,00 1,00 1.594.318 743.400

1,10577 1,05210

Actividad

Insta

lació

n

Coeficiente promedio:

7 Retribución de la actividad de distribución

Los cálculos de la retribución de la actividad de distribución se han realizado de acuerdo con el artículo 63 y el anexo X de la Ley 18/2014, teniendo en cuenta lo siguiente:



MINAS



Cálculo de las retribuciones definitivas del año 2017 utilizando los datos definitivos de clientes y ventas de dicho año comunicados al sistema de liquidaciones.

Actualización de las retribuciones del año 2018 utilizando las previsiones del CNMC.

Cálculo de la retribución de 2018, usando también el escenario de demanda de la CNM.

7.1. Nueva distribuidora

Con fechas de 8 de marzo y 11 de mayo de 2018 la dirección provincial de Cuenca de la Consejería de Economía, Empresas y Empleo de la Comunidad Autónoma de Castilla-La Mancha emitió sendas actas de puesta en marcha de redes de distribución de gas natural alimentadas mediante planta satélite de GNL en los municipios de Montilla de Palancar y Madrigueras, a favor de la distribuidora de gas Domus Mil Natural, S.A.

El 20 de noviembre dicha empresa remitió a la Dirección General de Política Energética y Minas información sobre las cifras estimadas de ventas y clientes para 2018 y 2019, que se resumen en la siguiente tabla:

Demanda

MWhClientes

Demanda

MWhClientes

Demanda

MWhClientes

3.1 0 0

3.2 0 0 349 78 4.955 604,0 39,0 341,0

3.3 0 0 403 5,0 0,0 2,5

3.4 0 0 144 1 13.000 2,0 0,5 1,5

3.5

Total 0 0 493 79 18.358 611,0 39,5 345,0

2017 2018 2019 Clientes

medios

2018

Clientes

medios

2019

Datos a 31/12

A partir de la información anterior, y de acuerdo a las fórmulas aplicables del anexo X de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, a esta sociedad le corresponden 6.031 € y 101.070 €, en concepto de retribución provisional de los años 2018 y 2019.

Ambas retribuciones se han calculado aplicando las previsiones de ventas remitidas por la empresa. Para el resto de distribuidoras se ha aplicado un coeficiente de crecimiento predeterminado, igual para todas, sin embargo, se ha entendido que en este caso el incremento de clientes y ventas será muy superior a la media prevista del sector. Como para el resto de distribuidoras, estas retribuciones son provisionales y serán ajustadas cuando se conozcan los datos de cierre de los respectivos ejercicios. La retribución del año 2018 no se incluye en la columna de desvíos 2017-2018, al no corresponder a desvíos por errores en la previsión de la demanda, por el contrario, la retribución del año 2018 se abonará en las liquidaciones del año 2018 como el resto de retribuciones de este ejercicio.

7.2. Escenario de demanda de 2017

Las cifras de clientes y ventas utilizadas para el año 2017 corresponden con los datos de cierre del ejercicio proporcionadas por el servicio de liquidaciones de la CNMC y que constan en el sistema informático SIFCO. Las cifras de caudales se han tomado de la información proporcionada por las empresas distribuidoras y transportistas.

La demanda del escalón 2.6 incluye el ciclo combinado BBE.



MINAS



Volumen Clientes Capacidad

contratada

P Código Peaje MWh Nº Qd (kWh/día)

139.580.785 125 599.611.335

139.580.785 125 599.611.335

101 1.1 <200.000 1.553.977 38 12.851.803

102 1.2 <1.000.000 21.930.433 37 101.556.209

103 1.3 >1.000.000 116.096.375 50 485.203.323

126.642.209 3.557 497.288.426

126.642.209 3.557 497.288.426

201 2.1 <500 141.611 641 1.628.878

202 2.2 <5.000 2.951.256 1.269 12.186.311

203 2.3 <30.000 14.058.784 1.008 72.219.361

204 2.4 <100.000 20.047.927 381 85.788.037

205 2.5 <500.000 52.386.545 227 193.362.076

206 2.6 >500.000 37.056.086 31 132.103.762

92.840 1 537.808

66.851.893 7.806.296 453.391.126

66.851.893 7.806.296 453.391.126

301 3.1 <5 11.372.258 4.723.353 81.110.702

302 3.2 <50 26.592.275 3.007.473 188.346.225

303 3.3 <100 1.608.147 25.655 11.143.668

304 3.4 100 < C < 30.000 22.415.309 49.550 148.733.377

305 3.5 >30.000 4.863.903 265 24.057.153

5.631.403 2 20.100.000

10.451.400 709 35.695.441

349.250.530 7.810.690 1.606.624.136

TOTAL GRUPO 2

GRUPO 2

2017 (cierre definitivo)

PEAJE DE MATERIA PRIMA

Suministro GNL Directo a cliente final

GRUPO 3

P<4

bar

MW

h

Volumen

TOTAL GRUPO 1

GRUPO 1

P>6

0

MW

h

TOTAL INTERRUMPIBLES

16<P

<60

bare

s

MW

h

TOTAL GAS DE EMISIÓN

TOTAL TARIFA / PEAJE 3.x

7.3. Previsiones de 2018 y 2019 Se han utilizado las siguientes previsiones:

Demanda (GWh) Consumidores Caudal % Demanda %ClientesDemanda

(GWh)Consumidores Caudal % Demanda %Clientes

Grupo 1 131.970,494 127 556.246 -5,45% 1,87% 130.557,393 127 577.517 -1,07% 0,34%

Grupo 2 128.893,478 3.665 478.816 1,78% 3,04% 128.330,408 3.733 998.064 -0,44% 1,86%

Grupo 3

3.1 11.776,012 4.710.405 - 3,55% -0,27% 11.465,561 4.769.173 - -2,64% 1,25%

3.2 28.805,543 3.032.162 - 8,32% 0,82% 27.429,100 3.045.618 - -4,78% 0,44%

3.3 1.710,974 25.924 - 6,39% 1,05% 1.758,914 26.867 - 2,80% 3,64%

3.4 23.603,506 50.113 - 5,30% 1,14% 24.091,008 51.539 - 2,07% 2,85%

3.5 4.841,689 299 31.022 -0,46% 12,98% 5.436,642 318 31.022 12,29% 6,05%

Interrumpible - 1 650 -100,00% 0,00% 125,233 1 650 0,00%

Materia prima 6.043,903 2 20.100 7,33% 0,00% 6.043,903 2 20.100 0,00% 0,00%

GNL final 10.390,013 -0,59% 10.600,139 2,02%

348.035,611 7.822.698 1.086.834 -0,35% 0,15% 345.838,301 7.897.378 1.627.353 -0,63% 0,95%

Variación 2019 - 2018Variación 2018 - 2017 20192018



MINAS



7.4. Actualización de la retribución del año 2017

7.4.1. Extracoste del año 2017

En el año 2017, el extracoste correspondiente al suministro de gas manufacturado a partir de propano o GNL se reconoce exclusivamente en las Islas Canarias. Se ha calculado a partir de la diferencia entre el coste real de las compras de propano realizadas en el año y el precio de cesión reconocido como coste liquidable:

Compras propano 2.426.407 kg

Equivalente en kWh 33.872.643 KWh

Coste 1.512.748,58 €

Precio medio 0,04466 €/kWh

Precio cesión 0,01710 €/kWh

Extracoste unitario 0,02756 €/KWh

Extracoste total 933.526 €

7.4.2. Clientes en municipios de gasificación reciente

La fórmula de retribución de la actividad de distribución definida en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, incluye como medida de fomento de la gasificación una retribución adicional de 20 € para cada cliente captado en los términos municipales de reciente gasificación, definidos como aquellos en los que la primera puesta en servicio de gas se haya producido durante los cinco años anteriores al de cálculo de la retribución. La disposición adicional sexta de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, estableció un mandato para que la CNMC en su propuesta de retribuciones, conforme a los artículos 63 y 64 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, incluyera una relación de municipios de gasificación reciente a 31 de diciembre del año anterior, junto con la fecha de inicio de dicha gasificación. De acuerdo a lo anterior, la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, en su sesión de 17 de octubre de 2018, aprobó el informe INFIDE/085/18 “Acuerdo por el que se establece la relación de municipios de gasificación reciente para el año 2017”, que incluye un listado de municipios y clientes con derecho a la retribución adicional. Los datos de clientes empleados para el cálculo de la retribución definitiva de 2017 son los incluidos en el informe de la CNMC INF/DE/098/18 con las previsiones de demanda, ingresos y costes:

a 31/12/2016 a 31/12/2017 Promedio 2017

Madrileña Red de Gas, S.A. 2.949,00 3.648,00 3.298,50

NED España Distribución Gas, S.A.U. 3,00 68,00 35,50

NEDGIA ANDALUCÍA, S.A. 1.030,00 1.072,00 1.051,00

NEDGIA CASTILLA LA MANCHA, S.A. 3.263,00 4.540,00 3.901,50

NEDGIA CASTILLA Y LEÓN, S.A. 5.345,00 7.091,00 6.218,00

NEDGIA CATALUNYA, S.A. 6.782,00 9.501,00 8.141,50

NEDGIA CEGAS, S.A. 5.130,00 9.067,00 7.098,50

NEDGIA GALICIA, S.A. 9.526,00 15.127,00 12.326,50

NEDGIA MADRID,S.A 2.572,00 2.909,00 2.740,50

NEDGIA NAVARRA, S.A. 582,00 568,00 575,00

NEDGIA RIOJA, S.A. 1.044,00 1.538,00 1.291,00

Nortegas Energía Distribución, S.A.U. 244,00 246,00 245,00

Redexis Gas Murcia, S.A. 388,00 524,00 456,00

Redexis Gas, S.A. 5.312,00 10.263,00 7.787,50

TOTAL 44.170,00 66.162,00 55.166,00

Esto datos corresponden con los últimos datos de clientes disponibles en el sistema de liquidaciones SIFCO para los municipios clasificados como de regasificación reciente en el informe INFIDE/085/18. Existe una



MINAS



pequeña diferencia (106 clientes más) como consecuencia de que el informe de previsiones de demanda e ingresos es posterior a este.

7.4.3. Operaciones societarias entre Naturgas-EDP

Durante el año 2017 tuvo lugar la venta de activos de distribución de Naturgas Energía Distribución, S.A. a EDP Energía Distribución, S.A. que fueron aprobadas por sendas resoluciones de la CNMC de 23 de febrero, 30 de marzo y 18 de mayo de 2017. Posteriormente se ha producido un cambio de denominación de ambas sociedades, que pasan a denominarse Nortegas Energía Distribución, S.A. y NED Energía Distribución S.A.U. respectivamente. A continuación, se incluyen los cálculos del reparto de la distribución de ambas sociedades, se han realizado a partir de la retribución del año 2013, que ha sido calculada aplicando los valores unitarios según lo dispuesto en el artículo 2º de la Orden IET/2355/2014, de 12 de diciembre:

Valor unitario por cliente: 112,182374753

Valor unitario por ventas < 4 bar: 5,067005628 cts/kWh

Valor unitario por ventas > 4 bar: 1,664343977 cts/kWh Los datos de clientes y ventas del año 2017 corresponden con los valores reales de cierre del ejercicio

Fecha

transpaso

Clientes a

31/12/2012.

2012 Peajes

3.1 a 3.5

Clientes a

31/12/2013.

Peajes 3.1 a

3.5

Clientes

Medios

2013.

Peajes 3.1 a

3.5

Ventas 3.1 y

3.2

Ventas 3.3 y

3.4Ventas 3.5

Ventas Grupo

2Retribución 2013

Nortegas 507.268 512.941 510.105 2.946.708 1.913.684 347.581 12.098.099 103.748.961,2

NED 383.415 386.852 385.134 1.781.977 1.113.927 308.879 5.479.947 68.564.360

01/01/2017 291.647 293.546 292.597 1.396.062 1.013.629 291.847 4.116.265 53.363.761

01/02/2017 51.235 52.142 51.689 246.835 66.918 10.694 1.176.864 9.401.226

29/04/2017 24.470 24.988 24.729 73.905 24.450 6.338 88.502 3.451.931

03/05/2017 16.063 16.176 16.120 65.175 8.929 - 98.317 2.347.442

Total 890.683 899.793 895.238 4.728.685 3.027.611 656.460 17.578.046 172.313.321

Datos para Cálculo retribución base 2013

A partir de dichos datos se ha calculado la retribución de 2016 de ambas sociedades que sirve de partida para su retribución de 2017:

Clientes a

31/12/2015

Clientes a

31/12/2016

Clientes

medios 2016.

Peajes 3.1 a

3.4

Clientes

medios

2016. Peajes

3.1 a 3.4 en

MGR

Ventas 3.1 y

3.2

Ventas 3.3 y

3.4Ventas 3.5

Ventas Grupo

2Ajuste Retribución 2016

Nortegas 524.318 530.225 527.030 242 2.723.035 2.037.942 296.276 11.126.747 17,70 102.217.009

NED 392.628 395.344 393.984,5 2 1.637.766 1.137.926 222.795 5.506.658 67.959.955

01/01/2017 297.747 299.450 298.598,5 1.271.265 1.009.615 222.795 4.288.278 9,15 52.839.132

01/02/2017 53.331 53.854 53.592,5 237.175 79.692 - 997.976 1,60 9.244.558

29/04/2017 25.283 25.609 25.444,5 2 70.703 39.308 - 123.572 0,62 3.566.623

03/05/2017 16.267 16.431 16.349,0 58.623 9.311 - 96.833 0,40 2.309.641

Total 916.946 925.569 921.014 244 4.360.802 3.175.868 519.071 16.633.405 170.176.964

Retribución 2016



MINAS



Retribución del año 2017 calculada en el año 2017



MINAS



Retribución del año 2017 calculada en el año 2018

Retribución

2016 2017 2016 2017 2016 2017 2.016 2.017 2016 2017 2017

Nortegas Energía Distribución, S.A.U. 102.217.009 527.029,5 532.628,5 242,0 245,0 2.723.035 2.707.623 2.037.942 2.011.996 11.423.023 11.769.955 102.698.489

NED España Distribución Gas, S.A.U. 67.959.955 393.984,5 396.147,5 1,50 35,5 1.637.766 1.671.157 1.137.926 1.155.028 5.729.453 6.723.002 69.639.808

Redexis Gas, S.A. 80.031.540 436.789,0 454.892,5 4.005,0 7.787,5 2.356.370 2.305.818 2.249.413 2.245.105 4.515.442 5.885.860 82.515.977

DC Gas Extremadura, S.A. 12.299.218 72.400,5 73.538,5 321.561 320.692 145.734 132.992 1.437.789 1.581.140 12.471.450

Tolosa Gasa S.A. 760.856 4.912,0 4.953,5 26.623 27.565 18.454 19.076 772.791

NEDGIA CATALUNYA, S.A. 392.474.074 2.176.049,0 2.179.757,5 5.319,5 8.141,5 10.005.888 10.459.900 3.984.432 4.133.875 34.887.541 36.255.162 398.644.154

NEDGIA ANDALUCÍA, S.A. 62.713.401 401.668,0 403.979,5 850,0 1.051,0 956.292 963.375 830.330 889.591 5.586.553 5.983.485 63.659.014

NEDGIA CASTILLA LA MANCHA,

S.A.44.582.433 237.568,0 244.113,5 2.289,0 3.901,5 1.614.329 1.639.088 689.396 708.376 4.112.016 4.355.594 45.598.155

NEDGIA CASTILLA Y LEÓN,

S.A.76.875.972 423.510,5 430.201,5 2.723,5 6.218,0 3.023.281 2.875.074 2.481.039 2.366.390 603.201 606.491 75.831.774

NEDGIA CEGAS, S.A. 119.497.264 647.729,0 649.463,5 4.208,0 7.098,5 1.753.304 1.894.888 831.656 871.054 20.723.967 21.524.502 122.026.164

NEDGIA GALICIA, S.A. 37.868.341 252.390,5 256.409,0 6.111,5 12.326,5 1.086.579 1.107.054 733.647 776.686 441.707 339.225 38.723.448

Redexis Gas Murcia, S.A. 15.195.594 91.882,5 93.798,0 285,0 456,0 277.595 296.008 198.996 192.691 1.113.876 1.693.731 16.137.886

NEDGIA NAVARRA, S.A. 33.416.637 138.863,0 141.958,5 528,0 575,0 1.002.078 971.285 1.214.485 1.177.212 4.949.291 5.357.843 33.686.715

NEDGIA RIOJA, S.A. 14.620.539 81.473,0 83.611,0 767,0 1.291,0 538.586 524.606 440.927 417.596 376.122 728.711 14.995.016

Gasificadora Regional Canaria,

S.A.171.628 56,0 58,0 156 164 36.213 36.304 1.105.718

Madrileña Red de Gas, S.A. 142.026.002 850.258,5 858.526,5 2.163,5 3.298,5 5.853.698 5.498.825 2.758.649 2.672.467 1.293.965 1.394.841 139.595.581

NEDGIA MADRID,S.A 149.534.959 888.885,5 893.868,5 2.072,5 2.740,5 4.806.077 4.685.406 4.279.581 4.157.215 2.443.328 2.621.373 148.597.746

NEDGIA ARAGON, S.A 5.909.912 797,5 1.620,0 15.875 16.007 10.847 14.226 5.126.042 5.669.023 6.645.956

NEDGIA REDES DISTRIBUCION 14.812.055 23,5 23,5 64.241 45.577 14.600.380 15.805.593 16.234.583

1.372.967.389 7.626.270,0 7.699.549,0 31.566,0 55.166,0 37.999.094 37.964.534 24.143.909 24.023.458 119.363.697 128.295.530 1.389.580.425

Ventas 3.5 + 4 - 60 bar

Municipios gasificados Municipios de gasificación

Retribución 2016Clientes 3.1- 3.4 Clientes 3.1- 3.4 Ventas 3.1 - 3.2 Ventas 3.3 - 3.4



MINAS



Reparto de los desvíos del año 2017 de NORTEGAS y NED España

Retribución Reparto

2016 2017 2016 2017 2016 2017 2.016 2.017 2016 2017 2017 %dias NED

Nortegas

Energía

Distribución,

S.A.

102.217.009 527.030 532.628,50 242,0 245,0 2.723.035 2.707.623 2.037.942 2.011.996 11.423.023 11.769.955 102.698.489 102.698.489

NED

01/01/2017 52.839.132 298.598,5 300.012,0 - 11,5 1.271.265 1.309.589 1.009.615 1.025.373 4.511.073 5.426.768 54.413.569 365 - 54.413.569

01/02/2017 9.244.558 53.592,5 53.947,0 - 237.175 232.497 79.692 84.673 997.976 1.054.356 9.320.083 334 791.569 8.528.514

29/04/2017 3.566.623 25.444,5 25.687,0 1,5 24,0 70.703 69.785 39.308 36.396 123.572 152.133 3.596.038 247 1.162.555 2.433.483

03/05/2017 2.309.641 16.349,0 16.501,5 - 58.623 59.286 9.311 8.586 96.833 89.745 2.310.118 243 772.149 1.537.969

Total 170.176.964 921.014 928.776 244 280,5 4.360.802 4.378.780 3.175.868 3.167.024 17.152.476 18.492.957 172.338.297 105.424.761 66.913.535

Retribucion

Nortegas

Retribucion

NEDRetribución 2016

Clientes 3.1- 3.4 Clientes 3.1- 3.4 Ventas 3.1 - 3.2 Ventas 3.3 - 3.4 Ventas 3.5 + 4 - 60 bar



MINAS



7.5. Retribución del año 2018

7.5.1. Extracoste El extracoste provisional de Regasificadora Regional Canaria para el año 2018 se ha calculado multiplicando las ventas previstas por la diferencia unitaria entre el precio de cesión y el coste real de adquisición del año 2018, datos de enero - junio.

1.752.381 kg

24.463.233 kWh

Coste 1.120.463,64 €

Precio medio 0,04580 €/kWh

Precio cesión 0,01961 €/kWh

Extracoste unitario 0,02619 €/kWh

Ventas previstas 2018 38.429.911 kWh

Extracoste provisional 2018 1.006.554 €

Compras propano enero-junio 2018:



MINAS



Retribución del año 2018 calculada en 2017

Retribución

2017 2018 2017 2018 2017 2018 2.017 2.018 2017 2018 2018

Nortegas Energía Distribución, S.A. 101.382.016 530.318 535.366 270,5 270,5 2.522.879 2.690.027 1.927.028 2.113.012 12.222.138 12.377.402 103.919.067

NED España Distribución Gas S.A. 67.402.268 396.443 400.217 1,5 1,5 1.517.383 1.617.914 1.075.995 1.179.843 6.130.266 6.208.142 68.909.619

Redexis Gas, S.A. 78.960.929 439.514 443.698 7.551,0 7.551,0 2.183.166 2.327.807 2.126.990 2.332.273 4.831.327 4.892.702 81.255.440

D y C de Gas Extremadura, S.A. 12.234.567 72.852 73.546 297.925 317.663 137.803 151.103 1.538.372 1.557.914 12.501.560

Tolosa Gas, S.A 743.192 4.943 4.990 24.666 26.300 17.450 19.134 765.379

Gas Natural Catalunya SDG,S .A. 390.011.390 2.189.625 2.210.470 10.176,0 10.176,0 9.270.406 9.884.598 3.767.581 4.131.203 36.835.428 37.303.365 397.881.314

Gas Natural Andalucia, S.A. 62.649.732 404.174 408.022 1.608,0 1.608,0 885.999 944.700 785.140 860.916 5.977.369 6.053.302 63.718.281

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 44.139.216 239.050 241.326 4.887,5 4.887,5 1.495.668 1.594.760 651.876 714.791 4.399.679 4.455.570 45.349.178

Gas Natural Castilla y León, S.A. 75.034.234 426.153 430.210 6.262,5 6.262,5 2.801.055 2.986.633 2.346.009 2.572.431 645.398 653.597 77.658.064

CEGAS, S.A. 120.608.548 651.770 657.975 8.026,0 8.026,0 1.624.427 1.732.050 786.394 862.291 22.173.745 22.455.429 122.419.607

Gas Galicia SDG, S.A. 37.820.483 253.965 256.383 14.875,5 14.875,5 1.006.710 1.073.408 693.719 760.672 472.608 478.612 38.750.397

Redexis Gas Murcia, S.A 15.148.554 92.456 93.336 694,5 694,5 257.190 274.230 188.166 206.326 1.191.799 1.206.939 15.421.008

Gas Navarra, S.A. 33.065.907 139.729 141.060 857,0 857,0 928.420 989.931 1.148.387 1.259.222 5.295.527 5.362.799 34.176.594

Gas Natural Rioja,S.A. 14.318.462 81.981 82.762 1.403,0 1.403,0 498.998 532.058 416.930 457.169 402.435 407.547 14.792.903

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 162.690 56 57 145 154 34.243 37.547 1.054.786

Madrileña Red de Gas, S.A. 138.560.183 855.563 863.708 2.999,0

2.999,0 5.423.423 5.782.741 2.608.510 2.860.267 1.384.486 1.402.074 142.817.204

Gas Natural Madrid, S.A. 146.386.010 894.431 902.946 2.897,5 2.897,5 4.452.807 4.747.818 4.046.666 4.437.224 2.614.255 2.647.465 150.823.369

Gas Natural Aragon SDG, S.A. 6.387.272 802 810 1.038,0 14.708 10.257 11.247 5.977.369 6.053.302 6.449.372

Gas Natural RDG SDG,S.A. 16.073.070 24 24 60.745 66.608 15.621.773 15.820.224 16.347.527

1.361.088.724 7.673.850 7.746.905 62.509,5 63.547,5 35.205.973 37.522.792 22.829.889 25.033.279 127.713.974 129.336.384 1.395.010.670

Retribución 2017Clientes 3.1- 3.4 Clientes 3.1- 3.4

Municipios gasificados Municipios de gasificación reciente

Ventas 3.1 - 3.2 Ventas 3.3 - 3.4 Ventas 3.5 + 4 - 60 bar



MINAS



Retribución 2018 calculada en 2018

Retribución

2017 2018 2017 2018 2017 2018 2.017 2.018 2017 2018 2018

Nortegas Energía Distribución,

S.A.U.102.698.489 532.629 535.413 245,0 349,8 2.707.623 2.894.268 2.011.996 2.120.121 11.769.955 12.268.993 105.355.241

NED España Distribución Gas,

S.A.U.69.639.808 396.148 398.218 35,5 50,7 1.671.157 1.786.355 1.155.028 1.217.099 6.723.002 7.008.052 71.244.036

Redexis Gas, S.A. 82.515.977 454.893 457.270 7.787,5 11.119,0 2.305.818 2.464.765 2.245.105 2.365.757 5.885.860 6.135.416 84.915.066

DC Gas Extremadura, S.A. 12.471.450 73.539 73.923 - 320.692 342.799 132.992 140.139 1.581.140 1.648.179 12.772.430

Tolosa Gasa S.A. 772.791 4.954 4.979 - 27.565 29.465 19.076 20.101 792.950

NEDGIA CATALUNYA, S.A. 398.644.154 2.179.758 2.191.152 8.141,5 11.624,4 10.459.900 11.180.936 4.133.875 4.356.029 36.255.162 37.792.355 407.786.649

NEDGIA ANDALUCÍA, S.A. 63.659.014 403.980 406.091 1.051,0 1.500,6 963.375 1.029.784 889.591 937.398 5.983.485 6.237.180 64.826.392


S.A.45.598.155 244.114 245.390 3.901,5 5.570,6 1.639.088 1.752.076 708.376 746.444 4.355.594 4.540.268 47.028.352

NEDGIA CASTILLA Y LEÓN, S.A. 75.831.774 430.202 432.450 6.218,0 8.878,1 2.875.074 3.073.262 2.366.390 2.493.560 606.491 632.205 78.221.243

NEDGIA CEGAS, S.A. 122.026.164 649.464 652.859 7.098,5 10.135,2 1.894.888 2.025.509 871.054 917.865 21.524.502 22.437.125 124.739.573

NEDGIA GALICIA, S.A. 38.723.448 256.409 257.749 12.326,5 17.599,8 1.107.054 1.183.367 776.686 818.425 339.225 353.607 39.937.748

Redexis Gas Murcia, S.A. 16.137.886 93.798 94.288 456,0 651,1 296.008 316.413 192.691 203.046 1.693.731 1.765.544 16.465.459

NEDGIA NAVARRA, S.A. 33.686.715 141.959 142.701 575,0 821,0 971.285 1.038.238 1.177.212 1.240.475 5.357.843 5.585.011 34.811.839

NEDGIA RIOJA, S.A. 14.995.016 83.611 84.048 1.291,0 1.843,3 524.606 560.769 417.596 440.038 728.711 759.607 15.466.360

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 172.192 58 58 - 164 175 36.304 38.255 1.187.625

Madrileña Red de Gas, S.A. 139.595.581 858.527 863.014 3.298,5 4.709,6 5.498.825 5.877.877 2.672.467 2.816.086 1.394.841 1.453.981 143.481.856

NEDGIA MADRID,S.A 148.597.746 893.869 898.541 2.740,5 3.912,9 4.685.406 5.008.387 4.157.215 4.380.624 2.621.373 2.732.517 152.480.073

NEDGIA ARAGON, S.A 6.645.956 1.620 1.628 - 16.007 17.110 14.226 14.991 5.669.023 5.909.386 6.958.548

NEDGIA REDES DISTRIBUCION 16.234.583 24 24 - 45.577 48.027 15.805.593 16.475.739 17.083.293

Domus Mil Natural, S.A. - - - - 39,5 - 349 - 144 - - 6.031

1.388.646.899 7.699.549 7.739.798 55.166,0 78.805,5 37.964.534 40.581.904 24.023.458 25.314.623 128.295.530 133.735.166 1.425.560.764

Ventas 3.3 - 3.4 Ventas 3.5 + 4 - 60 barRetribución 2017

Clientes 3.1- 3.4 Clientes 3.1- 3.4

Municipios gasificadosMunicipios de gasificación

reciente

Ventas 3.1 - 3.2



MINAS


Memoria Orden 2019 Página 34 Página 34

7.6. Retribución del año 2019

7.6.1. Extracoste El extracoste provisional de Gasificadora Regional Canaria,S.A. para el año 2019 se ha calculado multiplicando las ventas previstas por el extracoste unitario provisional del año 2018:

Ventas previstas 2019 39.231.580 kWh

Extracoste provisional 0,026192 €/kWh

Extracoste provisional (€) 1.027.551 €

MINISTERIO DE ENERGÍA, TURISMO Y AGENDA DIGITAL


MINAS



7.7. Actualización de la retribución para el año 2019

Retribución

2018 2019 2018 2019 2018 2019 2018 2019 2018 2019 2019


S.A.U.105.355.241 535.413 538.941 349,8 454,6 2.894.268 2.773.936 2.120.121 2.164.952 12.268.993 12.271.918 104.841.898


S.A.U.71.244.036 398.218 400.843 50,7 65,9 1.786.355 1.712.085 1.217.099 1.242.836 7.008.052 7.009.723 70.937.190

Redexis Gas, S.A. 84.915.066 457.270 460.284 11.119,0 14.450,5 2.464.765 2.362.290 2.365.757 2.415.783 6.135.416 6.136.879 84.757.317

DC Gas Extremadura, S.A. 12.772.430 73.923 74.410 342.799 328.547 140.139 143.102 1.648.179 1.648.572 12.703.722

Tolosa Gasa S.A. 792.950 4.979 5.012 29.465 28.240 20.101 20.526 787.316

NEDGIA CATALUNYA, S.A. 407.786.649 2.191.152 2.205.592 11.624,4 15.107,4 11.180.936 10.716.075 4.356.029 4.448.141 37.792.355 37.801.365 405.691.740

NEDGIA ANDALUCÍA, S.A. 64.826.392 406.091 408.767 1.500,6 1.950,2 1.029.784 986.969 937.398 957.220 6.237.180 6.238.667 64.761.620


S.A.47.028.352 245.390 247.007 5.570,6 7.239,6 1.752.076 1.679.231 746.444 762.228 4.540.268 4.541.350 46.752.088

NEDGIA CASTILLA Y LEÓN, S.A. 78.221.243 432.450 435.300 8.878,1 11.538,1 3.073.262 2.945.487 2.493.560 2.546.289 632.205 632.356 77.829.095

NEDGIA CEGAS, S.A. 124.739.573 652.859 657.161 10.135,2 13.172,0 2.025.509 1.941.296 917.865 937.274 22.437.125 22.442.474 124.629.689

NEDGIA GALICIA, S.A. 39.937.748 257.749 259.448 17.599,8 22.873,0 1.183.367 1.134.167 818.425 835.731 353.607 353.692 40.100.789

Redexis Gas Murcia, S.A. 16.465.459 94.288 94.910 651,1 846,2 316.413 303.258 203.046 207.340 1.765.544 1.765.965 16.431.365

NEDGIA NAVARRA, S.A. 34.811.839 142.701 143.641 821,0 1.067,0 1.038.238 995.072 1.240.475 1.266.706 5.585.011 5.586.343 34.672.035

NEDGIA RIOJA, S.A. 15.466.360 84.048 84.602 1.843,3 2.395,6 560.769 537.454 440.038 449.343 759.607 759.789 15.399.953

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 181.071 58 59 175 168 38.255 39.064 1.212.227

Madrileña Red de Gas, S.A. 143.481.856 863.014 868.702 4.709,6 6.120,7 5.877.877 5.633.497 2.816.086 2.875.634 1.453.981 1.454.328 142.300.545

NEDGIA MADRID,S.A 152.480.073 898.541 904.463 3.912,9 5.085,3 5.008.387 4.800.157 4.380.624 4.473.255 2.732.517 2.733.169 151.714.141

NEDGIA ARAGON, S.A 6.958.548 1.628 1.639 - 17.110 16.399 14.991 15.308 5.909.386 5.910.794 6.956.937

NEDGIA REDES DISTRIBUCION 17.083.293 48.027 49.042 16.475.739 16.479.667 17.092.773

Domus Mil Natural, S.A. 6.031 - - 39,5 51,3 349 4.955 144 13.403 101.070

1.424.554.210 7.739.775 7.790.780 78.766,0 102.417,3 40.581.904 38.899.281 25.314.623 25.863.178 133.735.166 133.767.050 1.419.673.510

Retribución 2018Clientes 3.1- 3.4 Clientes 3.1- 3.4

Municipios gasificados Municipios de gasificación reciente

Ventas 3.1 - 3.2 Ventas 3.3 - 3.4 Ventas 3.5 + 4 - 60 bar



MINAS



7.8. Resumen de desvíos


S.A.U. 104.841.898 105.355.241 103.919.067 1.436.174 105.425.022 104.071.591 1.353.431 2.789.605


S.A.U. 70.937.190 71.244.036 68.909.619 2.334.417 66.913.275 64.712.728 2.200.547 4.534.964

Redexis Gas, S.A. 84.757.317 84.915.066 81.255.440 3.659.626 82.515.977 78.960.929 3.555.048 7.214.674

DC Gas Extremadura, S.A. 12.703.722 12.772.430 12.501.560 270.870 12.471.450 12.234.567 236.883 507.753

Redexis Gas Aragón, S.A. 0 0 0 0 0

Redexis Gas Baleares, S.A. 0 0 0 0 0

Tolosa Gasa S.A. 787.316 792.950 765.379 27.571 772.791 743.192 29.599 57.170

NEDGIA CATALUNYA, S.A. 405.691.740 407.786.649 397.881.314 9.905.335 398.644.154 390.011.390 8.632.764 18.538.099

NEDGIA ANDALUCÍA, S.A. 64.761.620 64.826.392 63.718.281 1.108.111 63.659.014 62.649.732 1.009.282 2.117.393

NEDGIA CASTILLA LA

MANCHA, S.A. 46.752.088 47.028.352 45.349.178 1.679.174 45.598.155 44.139.216 1.458.939 3.138.113

NEDGIA CASTILLA Y LEÓN,

S.A. 77.829.095 78.221.243 77.658.064 563.179 75.831.774 75.034.234 797.540 1.360.719

NEDGIA CEGAS, S.A. 124.629.689 124.739.573 122.419.607 2.319.966 122.026.164 120.608.548 1.417.616 3.737.582

NEDGIA GALICIA, S.A. 40.100.789 39.937.748 38.750.397 1.187.351 38.723.448 37.820.483 902.965 2.090.316

Redexis Gas Murcia, S.A. 16.431.365 16.465.459 15.421.008 1.044.451 16.137.886 15.148.554 989.332 2.033.783

NEDGIA NAVARRA, S.A. 34.672.035 34.811.839 34.176.594 635.245 33.686.715 33.065.907 620.808 1.256.053

NEDGIA RIOJA, S.A. 15.399.953 15.466.360 14.792.903 673.457 14.995.016 14.318.462 676.554 1.350.011


S.A. 1.212.227 1.187.625 1.054.786 132.839 1.105.718 163.493 942.225 1.075.064

Madrileña Red de Gas, S.A. 142.300.545 143.481.856 142.817.204 664.652 139.595.581 138.560.183 1.035.398 1.700.050

NEDGIA MADRID,S.A 151.714.141 152.480.073 150.823.369 1.656.704 148.597.746 146.386.010 2.211.736 3.868.440

NEDGIA ARAGON, S.A 6.956.937 6.958.548 6.449.372 509.176 6.645.956 6.387.272 258.684 767.860

NEDGIA REDES DISTRIBUCION 17.092.773 17.083.293 16.347.527 735.766 16.234.583 16.073.070 161.513 897.279

Domus Mil Natural, S.A. 101.070 6.031 0

Total 1.419.673.510 1.425.560.764 1.395.010.669 30.544.064 1.389.580.425 1.361.089.561 28.490.864 59.034.928

Total desvíosDesvíos 2018

Retribucion 2017

(cálculo 2018)

Retribucion 2017

(cálculo 2017)Desvíos 2017

Retribucion 2018

(cálculo 2017)Retribución 2019

Retribucion 2018

(cálculo 2018)



MINAS



7.9. Tabla a publicar en el BOE

Retribución 2019

(€)

Revisión 2018 -

2017 (€)

Total retribución

2019 (€)


S.A.U. 104.841.898 2.789.344 107.631.242


S.A.U. 70.937.190 4.535.225 75.472.415

Redexis Gas, S.A. 84.757.317 7.214.674 91.971.991

DC Gas Extremadura, S.A. 12.703.722 507.753 13.211.475

Tolosa Gasa S.A. 787.316 57.170 844.486

NEDGIA CATALUNYA, S.A. 405.691.740 18.538.099 424.229.839

NEDGIA ANDALUCÍA, S.A. 64.761.620 2.117.393 66.879.013

NEDGIA CASTILLA LA MANCHA, S.A. 46.752.088 3.138.113 49.890.201

NEDGIA CASTILLA Y LEÓN, S.A. 77.829.095 1.360.719 79.189.814

NEDGIA CEGAS, S.A. 124.629.689 3.737.582 128.367.271

NEDGIA GALICIA, S.A. 40.100.789 2.090.316 42.191.105

Redexis Gas Murcia, S.A. 16.431.365 2.033.783 18.465.148

NEDGIA NAVARRA, S.A. 34.672.035 1.256.053 35.928.088

NEDGIA RIOJA, S.A. 15.399.953 1.350.011 16.749.964


S.A. 1.212.227 1.075.064 2.287.291

Madrileña Red de Gas, S.A. 142.300.545 1.700.050 144.000.595

NEDGIA MADRID,S.A 151.714.141 3.868.440 155.582.581

NEDGIA ARAGON, S.A 6.956.937 767.860 7.724.797

NEDGIA REDES DISTRIBUCION

GAS, S.A 17.092.773 897.279 17.990.052

Domus Mil Natural, S.A. 101.070 101.070

TOTAL 1.419.673.510 59.034.928 1.478.708.438



MINAS



8 Retribución del gas de operación

Conforme a lo dispuesto en la disposición transitoria segunda de la Ley 18/2014, desde el año 2018 solo se incluye dentro de las retribuciones reguladas el coste del gas de operación de instalaciones de transporte y almacenamientos subterráneos.

Como precio de referencia se ha considerado el promedio del precio de referencia diario de MIBGAS del período 14-17 de noviembre.

Transporte 826

Regasificación

Almacenamiento subterráneo 132

Total 958

Precio estimado (€/MWh)27,25

Cantidad presupuestada (€) 26.099.978

Demanda prevista

2019 (GWh)

9 Adquisición de gas colchón

Durante el año 2019 no se realizarán compra de gas natural para uso como nivel mínimo de llenado de los almacenamientos subterráneos.

10 Retribución del Gestor Técnico del Sistema

Para el ejercicio 2018 se determinó una retribución provisional de 23.966.250 €. ENAGAS GTS ha solicitado un incremento hasta 26.050.000 € (+8,7%) para poder atender a “los gastos operativos por nuevas funciones”.

La evolución de su retribución en los últimos 10 años es la siguiente:

2009 11.206.248

2010 11.206.248

2011 11.444.941

2012 11.789.434

2013 11.561.060

2014 11.561.060

2015 11.561.060

2016 23.966.250

2017 23.966.250

2018 23.966.250

Retribución del GTS

(€)

ENAGAS GTS aduce las nuevas funciones encomendadas en el período 2015-2018:

Códigos CAM y CMP

NGTS-03 “Programaciones”, PD-04 “Mecanismos de comunicación”, PD-17 “Provisión de información”,

Desarrollo de la “Plataforma de Contratación”

Implantación del RD 984/2015 en lo relativo a los servicios estándar de capacidad,



ENERGÉTICA Y MINAS



Garantías

La CNMC, de acuerdo a las nuevas funciones encomendadas solicita que se incremente la retribución en 1.665.000 € la retribución prevista para 2019 calculada de acuerdo a su propuesta de metodología (22.825.000 €) y en consecuencia ésta pasaría a 24.490.000 €.

Se propone mantener la misma cifra de retribución provisional del año 2018: 23.966.250 €

Considerando una facturación prevista por peajes y cánones en el año 2019 de 3.036 millones €, la cuota a aplicar es de 0,787%, lo que supone un decremento del 1,25% sobre la cuota en vigor en 2018 de 0,797%.

Como en los años anteriores, la CNMC incluirá en la liquidación 14 del año 2019 la diferencia, positiva o negativa, entre las cantidades percibidas por el Gestor Técnico del Sistema por la aplicación de la cuota anterior y la retribución provisional reconocida anterior.

11 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia

La tasa aplicable a la prestación de servicios y realización de actividades en relación con el sector de hidrocarburos gaseosos sobre la facturación de peajes y cánones está fijada en el 0,140%.

De acuerdo a las previsiones de facturación, la aplicación de la citada tasa produciría una recaudación de 4.250.400 €. En la liquidación 14/2017, esta misma tasa había logrado una recaudación de 4.134.940 €.



ENERGÉTICA Y MINAS



12 Previsión de ingresos y costes de 2018

12.1. Ingresos

MWh T. Fijo T. Variable Total

PLANTAS regasificacion 280.158.876

Regasificación efecto

contratación corto plazo20.443.314

cts/kWh/día/ cts/kWh MWh/día MWh

1,9612000 0,0116 518.294 163.887.367 121.977.440 19.010.935 140.988.374

Descarga de buques €/buque cts/kWh nº buques MWh 12.849.652

Plantas de Huelva, Cartagena y

Sagunto: 33.978 0,0069 106 61.293.875 3.603.552 4.229.277 7.832.830

Plantas de Bilbao, Barcelona y

Mugardos 16.988 0,0035 84 102.593.492 1.426.050 3.590.772 5.016.822

cts/kWh/día/

mescts/kWh

MWh/día

(facturado)

2,8806 0,0171 32.858 10.390.013 11.358.103 1.776.692 13.134.796

€/MWh/día. MWh

3,24 7.495.671 88.643.805 88.643.805

Peaje de trasvase de GNL planta a

buques

Término fijo

Tfd

(€/buque)

Tvr (cts/kWh) nº buques MWh

> 9.000 m3/GNL 176.841 0,156300 23 20.212 4.067.343 31.592 4.098.935

< 9.000 m3/GNL 87.978 0,052100

Peaje de trasvase de GNL buque a

buque

> 9.000 m3/GNL 141.473 0,125040

< 9.000 m3/GNL 70.382 0,041680

Peaje de puesta en frío 71.610 0,156300

Almacenamiento subterráneoTf

(€/kWh/mes)

Tv Inyección

(€/kWh/mes)

Tv extracción

(€/kWh)

Capacidad

contratada kWhkWh Inyectados kWh Extraidos T. Fijo T. Variable Total

0,0411 0,0244 0,0131 22.256.000.000 7.789.600.000 7.789.600.000 109.766.592 2.921.100 112.687.692

Otros peajes

Término fijo

(cent

€/kWh/día/me

s)

euro/MWh Volumen (MWh)

Capacidad

contratada Qd

(kWh/día)

37.689.939

T. Conducción gas transito 2,005990 9.694.646 37.905.585 9.124.587 9.124.587

T. Conducción gas transito

contraflujo1,002995 6.463.891 188.313.933 22.665.352 22.665.352

Penalizaciones desbalances 5.000.000

Venta condensados 900.000

cts/kWh/día/

mes

Capacidad

facturada

(MWh/día)


RESERVA DE CAPACIDAD 1,084800 1.135.762 364.194.149 147.848.997 164.112.386

Estimacion contratación corto

plazo16.263.390 16.263.390

Conexión internacional 1,084800 617.468 200.306.782 80.379.526 80.379.526

Planta de regasificación 1,084800 518.294 163.887.367 67.469.471 67.469.471

Almacenamiento GNL

PEAJES Y CANONES PEAJES DEMANDA TOTAL FACTURACIÓN MILLONES DE EURO

Regasificación

Carga de cisternas



ENERGÉTICA Y MINAS



TÉRMINO DE CONDUCCIÓN

Término Fijo

euro/consumi

dor/mes

Término caudal

cts/kwh/dia/mescts/KWh

Nº Clientes

(valores medios)

Capacidad

contratado

(Kwh/día)

MWh FIJO CLIENTEFIJO CAUDAL

FacturadoTERMINO ENERGIA TOTAL

Grupo 1 Firme 126 584.347.420 131.970.494 0 205.222.639 83.119.490 288.342.129

1.1 3,4560 0,0847 46 19.476.192 2.913.399 8.077.166 2.467.649 10.544.815

1.2 3,0875 0,0682 34 108.780.257 19.130.265 40.303.085 13.046.841 53.349.926

1.3 2,8657 0,0615 47 456.090.972 109.926.831 156.842.388 67.605.001 224.447.389

Grupo 2 Firme 3.666 501.828.740 128.893.478 0 241.903.855 130.064.633 371.968.488

2.1 25,30550 0,19340 623 1.620.456 143.745 4.920.773 278.003 5.198.776

2.2 6,86830 0,15400 1.356 12.410.377 3.033.525 10.228.583 4.671.629 14.900.212

2.3 4,49710 0,12490 1.033 73.857.559 14.354.061 39.857.380 17.928.222 57.785.602

2.4 4,12100 0,11210 386 87.388.564 19.997.100 43.215.393 22.416.749 65.632.142

2.5 3,78870 0,09830 233 195.393.420 52.877.942 88.834.446 51.979.017 140.813.463

2.6 3,48480 0,08520 35 131.158.364 38.487.104 54.847.280 32.791.013 87.638.293

Grupo 3 7.818.903 31.021.913 70.737.723 419.241.269 22.059.558 1.334.939.080 1.760.728.696

3.1 2,530 2,92870 4.710.405 0 11.776.012 143.007.892 344.884.070 487.891.962

3.2 5,790 2,24130 3.032.162 0 28.805.543 210.674.645 645.618.636 856.293.282

3.3 54,220 1,61170 25.924 0 1.710.974 16.867.089 27.575.761 44.442.850

3.4 80,970 1,30120 50.113 0 23.603.506 48.691.642 307.128.818 355.820.461

3.5 5,9258 0,20100 299 31.021.913 4.841.689 22.059.558 9.731.794 29.585.397

Materia Prima 9.478.436 3.753.264 13.231.700

Peaje 1.3 3,92970000 0,06210 2 20.100.000 6.043.903 9.478.436 3.753.264 13.231.700

Efecto contratación corto plazo 27.623.319

TOTAL T. CONDUCCION 337.645.599 419.241.269 478.664.489 1.551.876.467 2.461.894.333

TOTAL 3.056.543.225



ENERGÉTICA Y MINAS



12.2. Costes

CONCEPTOPrevisión costes

2018 [€]

Distribución 1.354.786.048

Retribucion (BOE)

Retribución 2018 1.395.010.670

Desvios 2016-2017 -40.224.622

Retribución específica pendiente

AASS 99.912.526

RD (BOE) 85.437.898

RCS (BOE) 5.016.979

Corrección RCS 2017 y 2018 -339.052

Inversiones pendiente reconocer

Inversiones pendiente poner en marcha

Saldos opex pendiente reconocer 4.148.219

Gas colchón pendiente reconocer 5.648.482

Regasificación 428.440.449

RD (sin Musel) 302.491.717

RD hibernación El Musel 23.605.525

RCS 69.993.259

Retribución O&M variable (incluida COEV) 30.165.889

Corrección RCS 2017 y 2018 813.197

OPEX El Musel años anteriores 945.187

RFNMLL pendiente reconocer 425.675

Transporte 819.736.022

RD 577.782.397

RCS 239.443.305

Corrección RCS 2017 y 2018 3.075.407

Corrección RD errores Orden peajes 2018 -292.103

Saldos opex instalaciones singulares tte -365.651

Inversiones pendiente reconocer 0


Instalaciones pendientes poner en marcha 0

OTROS

Gas de operación y gas talón 23.743.000

Suministro a tarifa (Canarias+ Baleares) 110.000

Gestor Técnico del Sistema 23.966.250

Operador mercado 3.920.000

CNMC 4.022.000

Anualidades déficit 2014 y desajustes:

Laudo contrato Argelia 33.491.779

Deficit 2014 78.068.092

Desajuste 2015 5.463.361

Desajuste 2016 18.447.904

Desajuste 2017 575.176

Sentencias

Ampliacion plantas 12.168.198

Peajes BBG-BBE 75.814.350

Devolución OPEX Castor (2018-2017) 17.461.812

saldos OPEX Castor -2.871.495

Peajes BBG-BBE por reconocer 60.000.000

Desvios anualidades -290.343

TOTAL 3.056.965.131

Ingresos previstos peajes & cánones 3.056.543.225

Saldo (Ingresos - Pagos) -421.905



ENERGÉTICA Y MINAS



13 Previsión de ingresos y costes del año 2019

13.1. Ingresos


PLANTAS regasificacion 278.128.704

Regasificación efecto

contratación corto plazo20.248.870

cts/kWh/día/ cts/kWh MWh/día MWh

1,9612000 0,0116 513.365 162.328.568 120.817.263 18.830.114 139.647.377

Descarga de buques €/buque cts/kWh nº buques MWh 12.775.272

Plantas de Huelva, Cartagena y

Sagunto: 33.978 0,0069 106 60.710.884 3.603.552 4.189.051 7.792.603

Plantas de Bilbao, Barcelona y

Mugardos 16.988 0,0035 84 101.617.683 1.426.050 3.556.619 4.982.669

cts/kWh/día/

mescts/kWh

MWh/día

(facturado)

2,8806 0,0171 33.523 10.600.139 11.587.808 1.812.624 13.400.432

€/MWh/día. MWh 2016 Previsión MINETUR

3,24 7.437.664 87.957.819 87.957.819

Peaje de trasvase de GNL planta a

buques

Término fijo

Tfd

(€/buque)

Tvr (cts/kWh) nº buques MWh

> 9.000 m3/GNL 176.841 0,156300 23 20.212 4.067.343 31.592 4.098.935

< 9.000 m3/GNL 87.978 0,052100

Peaje de trasvase de GNL buque a

buque

> 9.000 m3/GNL 141.473 0,125040

< 9.000 m3/GNL 70.382 0,041680

Peaje de puesta en frío 71.610 0,156300

Almacenamiento subterráneoTf

(€/kWh/mes)

Tv Inyección

(€/kWh/mes)

Tv extracción

(€/kWh)

Capacidad

contratada kWhkWh Inyectados kWh Extraidos T. Fijo T. Variable Total

0,0411 0,0244 0,0131 22.256.000.000 7.789.600.000 7.789.600.000 109.766.592 2.921.100 112.687.692

Otros peajes

Término fijo

(cent

€/kWh/día/me

s)

euro/MWh Volumen (MWh)

Capacidad

contratada Qd

(kWh/día)

37.518.564

T. Conducción gas transito 2,005990 8.999.558 37.701.241 9.075.398 9.075.398

T. Conducción gas transito

contraflujo1,002995 6.000.442 187.298.759 22.543.166 22.543.166

Penalizaciones desbalances 5.000.000

Venta condensados 900.000

cts/kWh/día/

mes

Capacidad

facturada

(MWh/día)


RESERVA DE CAPACIDAD 1,084800 1.124.960 360.730.150 146.442.745 162.551.447

Estimacion contratación corto

plazo16.108.702 16.108.702

Conexión internacional 1,084800 611.595 198.401.583 79.615.003 79.615.003

Planta de regasificación 1,084800 513.365 162.328.568 66.827.742 66.827.742

Almacenamiento GNL

PEAJES Y CANONES PEAJES DEMANDA TOTAL FACTURACIÓN MILLONES DE EURO

Regasificación

Carga de cisternas



ENERGÉTICA Y MINAS



TÉRMINO DE CONDUCCIÓNTérmino Fijo

euro/consumi

dor/mes

Término caudal

cts/kwh/dia/mescts/KWh

Nº Clientes

(valores medios)

Capacidad

contratado

(Kwh/día)

MWh FIJO CLIENTEFIJO CAUDAL

FacturadoTERMINO ENERGIA TOTAL

Grupo 1 Firme 127 577.516.610 130.557.393 0 202.770.135 82.195.914 284.966.049

1.1 3,4560 0,0847 46 18.891.906 2.825.997 7.834.851 2.393.619 10.228.471

1.2 3,0875 0,0682 34 106.446.709 18.619.194 39.438.506 12.698.290 52.136.796

1.3 2,8657 0,0615 48 452.177.996 109.112.202 155.496.778 67.104.004 222.600.782

Grupo 2 Firme 3.733 499.632.187 128.325.467 0 240.985.982 129.588.558 370.574.539

2.1 25,30550 0,19340 626 1.602.785 142.251 4.867.113 275.113 5.142.226

2.2 6,86830 0,15400 1.388 12.498.191 3.056.718 10.300.959 4.707.346 15.008.305

2.3 4,49710 0,12490 1.056 74.307.742 14.442.481 40.100.322 18.038.658 58.138.980

2.4 4,12100 0,11210 392 87.329.957 19.986.077 43.186.410 22.404.392 65.590.802

2.5 3,78870 0,09830 236 194.326.102 52.583.229 88.349.196 51.689.314 140.038.510

2.6 3,48480 0,08520 35 129.567.411 38.114.712 54.181.982 32.473.734 86.655.716

Grupo 3 7.893.515 33.201.221 70.203.248 423.959.657 23.609.255 1.303.565.134 1.735.657.323

3.1 2,530 2,92870 4.769.173 0 11.467.690 144.792.086 335.854.239 480.646.325

3.2 5,790 2,24130 3.045.618 0 27.436.051 211.609.565 614.924.214 826.533.779

3.3 54,220 1,61170 26.867 0 1.757.987 17.480.644 28.333.484 45.814.128

3.4 80,970 1,30120 51.539 0 24.093.323 50.077.363 313.502.323 363.579.686

3.5 5,9258 0,20100 318 33.201.221 5.448.196 23.609.255 10.950.874 32.199.204

Materia Prima 9.478.436 3.753.264 13.231.700

Peaje 1.3 3,92970000 0,06210 2 20.100.000 6.043.903 9.478.436 3.753.264 13.231.700

Efecto contratación corto plazo 27.359.114

TOTAL T. CONDUCCION 335.130.011 423.959.657 476.843.808 1.519.102.869 2.431.788.725

TOTAL 3.022.675.131

13.2. Costes

El escandallo de costes del año 2019 se ha elaborado de acuerdo a las siguientes hipótesis:

Los desvíos en la retribución de distribución de los años 2017 y 2018, siguiendo el criterio habitual se abonarán junto a la retribución del año 2019.

Los costes de operación y mantenimiento de 2018 y 2017, correspondientes a las instalaciones afectas al artículo 1 del Real Decreto-ley 12/2014, de 15 de octubre, se abonarán con cargo a la liquidación de 2018.

Los pagos pendientes de peajes BBG-BBE que se estiman en 60 millones € se abonan en la liquidación de 2018.



ENERGÉTICA Y MINAS



CONCEPTOPrevisión costes

2019 [€]

Distribución 1.478.708.438

Retribucion

Retribución 2019 1.419.673.510

Desvios 2017 y 2018 59.034.928

Retribución específica pendiente

AASS 97.739.601

RD 86.771.685

RCS 5.084.618

Corrección RCS 2017 y 2018 0

Inversiones pendiente reconocer 998.720

Inversiones pendiente poner en marcha 0

Saldos opex pendiente reconocer 4.148.219

Gas colchón pendiente reconocer 736.359

Regasificación 416.673.139

RD activos en servicio (sin El Musel) 293.359.579

RD hibernación El Musel 23.605.525

RCS 67.247.699

Retribución O&M variable prevista 2019 29.785.551

Retribución COEV variable prevista 2019 1.587.706


OPEX El Musel años anteriores 945.187


Transporte 805.219.690

RD 568.566.568

RCS 230.946.743


Corrección RD errores Orden peajes 2018 0

Saldos opex instalaciones singulares tte -365.651

Inversiones pendiente reconocer 3.840.993

RFNMLL pendiente reconocer 2.231.037

Instalaciones pendientes poner en marcha 0

OTROS

Gas de operación y gas talón 26.099.978

Suministro a tarifa (Canarias+ Baleares) 110.000

Gestor Técnico del Sistema 23.966.250

Operador mercado 3.920.000

CNMC 3.543.733

OPEX Castor 2019 8.730.906

saldos OPEX Castor 0

Anualidades déficit 2014 y desajustes:

Laudo contrato Argelia 33.151.424

Deficit 2014 78.068.092

Desajuste 2015 5.578.354

Desajuste 2016 18.507.477

Desajuste 2017 5.130.642

Minoración anualidades

Sentencias

Ampliacion plantas 12.168.198

TOTAL 3.017.315.922

Ingresos previstos peajes & cánones 3.022.675.131

Saldo (Ingresos - Pagos) 5.359.209



ENERGÉTICA Y MINAS



14 Otras disposiciones incluidas en la propuesta

14.1. Artículo 3. Régimen aplicable a los gases manufacturados en los territorios insulares.

En aplicación de lo dispuesto en la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, se reconoce a la empresa distribuidora titular de las redes de distribución donde se lleve a cabo este suministro la retribución en concepto de “suministro a tarifa” calculada por aplicación del artículo 21 de la Orden ITC/3993/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de determinadas actividades reguladas del sector gasista.

Asimismo, se reconoce el precio de cesión a considerar como coste liquidable de las empresas distribuidoras que suministren gases manufacturados en los territorios insulares de 0,01961€/kWh, mismo valor que el publicado en la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre.

14.2. Artículo 4. Reconocimiento de los costes de operación y mantenimiento provisionales de la planta de regasificación de El Musel

Se mantienen los mismos valores provisionales empleados en la orden precedente, lo que incluye 19.440.979,78 € en concepto de retribución financiera y 4.164.544,80 € por costes de operación y mantenimiento. La retribución definitiva será aprobada, una vez que se disponga de las correspondientes auditorias y se haya recibido la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, abonándose o cargándose a la compañía los saldos que se produzcan

14.3. Artículo 5. Reconocimiento de los costes de operatividad y mantenimiento de las instalaciones afectas al artículo 1 del Real Decreto 13/2014, de 3 de octubre

Conforme con lo dispuesto en la disposición adicional primera de la presente orden, se reconoce a ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. la cantidad de 8.730.906,45 € en concepto de costes de operatividad y mantenimiento correspondientes al año 2019.

14.4. Artículo 6. Desajuste entre ingresos y costes del año 2017

En este apartado se incluye la cifra del desajuste entre ingresos del año 2017 publicada en la liquidación definitiva de las actividades reguladas del sector del gas natural correspondiente al ejercicio 2017 aprobada el 28 de noviembre de 2018 por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia: 24.781.115,56 €. Como el resto de ejercicios la cantidad se repartirá entre los titulares en función de su participación en el desajuste y se abonará durante los ejercicios en forma de doce pagos únicos.

14.5. Artículo 7. Tipo de interés aplicable

El artículo establece la metodología del tipo de interés a aplicar en el cálculo de las anualidades de los derechos de cobro, en base a lo dispuesto en el informe de la CNMC INF/DE/0160/14 “Informe por el que se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro del sistema gasista”. El tipo de interés aplicable “T” se calculará como la suma de un tipo de interés de referencia (Ref) más un diferencial (Dif), conforme a la siguiente expresión:



ENERGÉTICA Y MINAS



T = Ref + Dif

Aplicando esta metodología al coste de financiación de una sociedad, el tipo de interés de referencia se identifica con el “Interest rate swap” (IRS), que refleja el riesgo interbancario y es habitualmente utilizado como tipo de interés de referencia en las emisiones a tipo fijo. En lo referente al diferencial, se emplea como referencia el “Credit default swap” (CDS) de cada sociedad titular del derecho de cobro, que refleja la percepción del riesgo crediticio sobre un emisor de deuda en un momento determinado. Por tanto, el tipo de interés (T) se define según la siguiente expresión: T = IRS + CDS Donde:

- IRS: “Interest rate swap” - CDS: Media del “Credit default rate” de cada titular de derecho de cobro, ponderado por el

volumen de su derecho. El IRS se calcula como la media de las cotizaciones diarias de IRS durante los tres meses anteriores al inicio del devengo, para un plazo similar al de la devolución del derecho de cobro. El término CDS se calcula como la media de las cotizaciones diarias de los CDS de cada empresa titular del derecho de cobro durante los tres meses anteriores al inicio del devengo, para un plazo similar al de la devolución del derecho de cobro. Como consecuencia de lo anterior, en el caso del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, se consideran IRS, CDS y bonos a plazos de 10 años. Para los desajustes anuales entre ingresos y costes y para el desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia se considerarán plazos de 5 años. En caso de no disponerse de CDS cotizados para todas las empresas titulares del derecho de cobro, se procede del siguiente modo: 1. En el caso de no disponer de CDS para el titular determinado, se sustituirá el valor de la fórmula

anterior por el tipo de interés de emisiones de bonos de plazo equivalente cercanos a la fecha de cálculo emitidos por el mismo sujeto.

2. Por último, si no se dispone de emisiones de bonos próximas a la fecha de cálculo, pero sí que se dispone de emisiones de los mismos plazos realizadas en los 12 meses anteriores, se procederá a aplicar la fórmula del tipo de referencia “T” sustituyendo el término CDS por la diferencia entre el TIR de la emisión y el IRS.

El diferencial, tanto si se dispone del CDS como del tipo de interés de emisiones de bonos, es un valor único para el conjunto de los titulares del derecho de cobro, ponderándose los diferenciales de cada titular por los porcentajes de participación en cada una de las tipologías de derecho de cobro. En caso de no disponerse de un diferencial para el período de análisis de alguna de las compañías con participación en la financiación, se realiza la ponderación entre el resto.

14.6. Artículo 8. Liquidación de las diferencias

El artículo establece que las diferencias positivas o negativas entre las anualidades provisionales y las publicadas en el anexo de la orden serán liquidadas como pago único en la primera liquidación disponible.



ENERGÉTICA Y MINAS



14.7. Artículo 9. Información a incluir en la liquidación definitiva

La entidad responsable de las liquidaciones publicará en la liquidación definitiva las cantidades abonadas en concepto de anualidades de déficits anteriores, así como el saldo neto pendiente de abonar. Asimismo, en toda liquidación definitiva en la que resulte un desajuste temporal entre ingresos y costes se incluirá su cuantía en euros, así como su reparto, en porcentaje con cinco decimales, entre los sujetos de liquidaciones del sistema gasista con derecho a cobro.

14.8. Artículo 10. Amortización anticipada

Cuando los ingresos de un ejercicio sean superiores a los costes, el superávit se aplicará a la amortización de desajustes anteriores, conforme a lo dispuesto en el artículo 61.3 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, aplicándose en primer lugar a los desajustes temporales y, una vez que estos hayan sido completamente amortizados, al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014.

En caso de que existieran varios desajustes temporales con saldos pendientes de amortizar, la amortización anticipada se aplicará en primer a los que tengan asociado un tipo de interés más elevado. El reparto de la amortización anticipada entre los tenedores del derecho será proporcional a la cuantía del derecho del que sean titulares.

14.9. Artículo 11. Cesión a terceros de los derechos de cobro

Se determina que los derechos de cobro correspondientes al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, serán libremente disponibles por los titulares iniciales o sucesivos, y, en consecuencia, podrán ser total o parcialmente cedidos, transmitidos, descontados, pignorados o gravados a favor de terceros. La cesión del derecho de cobro será plena, irrevocable e incondicionada y los nuevos tenedores del derecho de cobro se constituirán como sujetos del sistema de liquidaciones.

14.10. Artículo 12. Desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia.

Se publica la anualidad de 2019 correspondiente al contrato de gas natural de Argelia y suministrado a través del gasoducto del Magreb, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 66.b de la Ley 18/2014, de 15 de octubre. El año 2019 será el último año en que haya que abonar estos pagos, tal como dispone el artículo. La anualidad incluye 32.758.000 € y 393.423,58 € en concepto de amortización e intereses respectivamente, estos últimos calculados aplicando el tipo de interés definitivo obtenido mediante la aplicación de la metodología descrita: 1,201%. En el anexo II se incluyen las diferencias entre las anualidades provisionales y las definitivas. Este saldo se abonará al titular del derecho como pago único en la primera liquidación disponible.

14.11. Artículo 13. Anualidades del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 y de los desajustes entre ingresos y costes de los años 2015, 2016 y 2017

En esta disposición se incluyen las anualidades correspondientes al año 2019 del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, así como de los desajustes entre ingresos y costes de los años 2015 y 2016.



ENERGÉTICA Y MINAS



El déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 (1.025.052.945,66 €), así como el desajuste entre ingresos y costes del año 2015 (27.231.873,55 €) fueron publicados en los artículos 4 y 5 de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, mientras que el desajuste del año 2016 (90.014.120,64 €) se fijó en la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre. Para calcular las anualidades de 2019 se han aplicado los tipos de interés definitivos obtenidos mediante la metodología establecida:

La anualidad correspondiente al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 asciende a 78.068.092,25 €, que incluye 68.336.863,04 € en concepto de principal y 9.731.229,21€ en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 1,104%.

La anualidad correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2015 asciende a 5.578.354,25 €, que incluye 5.446.374,71 € en concepto de principal y 131.979,54 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 0,836%.

La anualidad correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2016 asciende a 18.507.477,32 €, que incluye 18.002.824,13 € en concepto de principal y 504.653,19 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 0,716%.

La anualidad del año 2018 correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2017 asciende a 464.138,75 € que incluye 448.096,88 € en concepto de principal y 16.041,87 € en concepto de intereses, la anualidad del año 2019 es de 5.130.447,52 € e incluye 4.956.223,11 € y 174.418,86 € en concepto de principal e intereses respectivamente. Ambos intereses se han calculado aplicando un tipo de interés definitivo de 0,863%.

Se considera como fecha de inicio del devengo de intereses el día siguiente al reconocimiento del derecho, es decir, a la fecha de aprobación por la CNMC de la liquidación definitiva. Conforme a la metodología descrita en el apartado anterior, se toma como IRS la media de los valores de IRS a 5 años en el período comprendido entre el 30 de agosto y el 30 de noviembre. Se procede de igual modo para el CDS, aunque en este caso sólo se dispone de CDS cotizado del Grupo Gas Natural. Para ENAGAS se considera el interés de una emisión de deuda a diez años realizada en octubre de 2016 puesto que, a pesar de ser superior al plazo de devolución de cinco años, acumula el 44% de la financiación del desajuste correspondiente a este ejercicio. Por último, para NATURGAS ENERGÍA DISTRIBUCIÓN se tiene en cuenta una emisión de deuda a cinco años realizada en septiembre de 2017. Se han ponderado los tipos anteriores en función del peso de cada compañía en la financiación del desajuste. No se consideran emisiones de Madrileña Red de Gas ni Redexis puesto que los plazos de las emisiones realizadas en el período analizado son superiores al plazo de devolución. El reparto de las cantidades anteriores entre los titulares del derecho de cobro se incluye en el anexo II de la orden. Dicho anexo contiene también las diferencias entre las anualidades provisionales y las definitivas, que se abonarán/cobrarán a los titulares iniciales de los derechos, en función de sus coeficientes de reparto.

14.12. Artículo 14. Coeficientes de extensión de vida útil aplicables a los costes de operación y mantenimiento variable de las plantas de regasificación

Conforme con lo dispuesto en el artículo 4 de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, se procede a publicar los coeficientes de extensión de vida útil a aplicar en el año 2018 a los costes de operación y mantenimiento variables de las plantas de regasificación:



ENERGÉTICA Y MINAS



Carga cisternasRecarga

buquesRegasificación

Huelva 1,06 1,00 1,05

Cartagena 1,06 1,00 1,02

Barcelona 1,29 1,00 1,03

BBG 1,00 1,00 1,07

Reganosa 1,00 1,00 1,15

Saggas 1,00 1,00 1,00

Actividad

Insta

lació

n

Se incluyen las tablas de cada una de las plantas, los días de operación no corresponden con valores reales, sino que son el resultado de aplicar los criterios establecidos en la fórmula. Huelva

PEMCoef.

ExtensiónV. Reconocido Capacidad

Capacida

acumulada% uso

Ampliación de la capacidad de

emisión nominal desde 1.200.000

hasta 1.350.000 m3 (n)/h en la red

de 72 bar en Planta de Huelva

(vaporizador de agua de mar PA-

116 J)

29/03/2007 1,15 20.085.757 150.000 150.000 365 100,00% 3.012.864

Planta de Huelva. Ampliación

vaporizacion desde 1.050.000

m3(n)/h hasta 1.200.000 m3(n)/h

26/06/2006 1,15 22.593.814 150.000 300.000 365 100,00% 3.389.072

Planta de Huelva. Ampliación

vaporizacion de 900.000 m3(n)/h

hasta 1.050.000 m3(n)/h

30/11/2005 1,15 19.737.956 150.000 450.000 303 83,01% 2.457.781

Planta Huelva. Ampliación hasta

900.000 m3(N)/h20/12/2004 1,15 70.889.187 450.000 900.000 163 44,66% 4.748.604

Planta de Huelva. Vaporización 2

(300.000 m3/h)01/01/1993 1,30 43.079.951 300.000 1.200.000 10 2,74% 354.082

Planta de Huelva. Vaporización 1 (150.000 m3/h)01/01/1989 1,42 21.334.833 150.000 1.350.000 -

155.041.927 7.560.467

1,0488

Dias

operación

V.

Reconocido*Coe

f*% uso

Cartagena

PEMCoef.


Capacida

acumulada% uso

Ampliación capacidad de emisión

nominal desde 1.200.000 hasta

1.350.000 m3 (n)/h en Planta de

Cartagena (vaporizador de agua de

mar PA-243 C)

25/06/2008 1,1500 20.721.000 150.000 150.000 365 100,00% 3.108.150

Planta de Cartagena. Ampliación


m3(n)/h hasta 1.200.000 m3(n)/h

22/06/2006 1,1500 52.368.518 150.000 300.000 30 8,22% 645.639

Planta de Cartagena. Ampliación

vaporizacion desde 900.000 m3(n)/h

hasta 1.050.000 m3(n)/h

22/06/2006 1,1500 150.000 450.000

Planta Cartagena. Ampliación hasta

900.000 m3(N)/h28/03/2005 1,1500 31.559.295 300.000 750.000

Planta Cartagena. Ampliación hasta

600.000 m3(N)/h24/09/2003 1,1600 14.188.222 150.000 900.000

Planta de Cartagena. Vaporización

2 (150.000 m3/h)01/01/2001 1,1800 29.528.145 150.000 1.050.000


3 (150.000 m3/h) OM 200202/11/2000 1,1900 20.708.700 150.000 1.200.000


1 (150.000 m3/h OM198701/01/1998 1,2200 14.096.702 150.000 1.350.000

183.170.582 3.753.789

1,0205

Dias

operación

V.

Reconocido*Coe

f*% uso



ENERGÉTICA Y MINAS



Barcelona

PEMCoef.


Capacida

acumulada% uso

Ampliación capacidad de emisión


1.800.000 m3 (n)/h en la Planta de

Barcelona. (Nuevo vaporizador de

agua de mar E - 2200 H)

15/06/2009 1,0000 19.748.796 150.000 150.000 365 100,00% -

Ampliación capacidad emisión


1.950.000 m3 (n)/h en la Planta de

Barcelona (nuevo vaporizador de

agua de mar E - 2200 I)

15/06/2009 1,0000 20.253.851 150.000 300.000 365 100,00% -

Planta de Barcelona. Ampliación


m3(n)/h hasta 1.650.000 m3(n)/h

31/03/2006 1,1500 19.513.564 150.000 450.000 322 88,22% 2.582.205,87

Planta de Barcelona. Ampliación


m3(n)/h hasta 1.500.000 m3(n)/h

05/12/2005 1,1500 59.628.849 300.000 750.000 245 67,12% 6.003.726,58

Planta de Barcelona. Vaporización

(300.000 m3/h)19/11/2002 1,1600 59.417.400 300.000 1.050.000 38 10,41% 989.747,38

Planta de Barcelona. Vaporización

3 (300.000 m3/h)01/01/2002 1,1600 59.056.290 300.000 1.350.000 8 2,19% 207.101,51

Planta de Barcelona. Vaporización 2

(300.000 m3/h)01/01/1996 1,2400 23.259.020 300.000 1.650.000 1 0,27% 15.293,60

Planta de Barcelona. Vaporización 1-

a (300.000 m3/h) OM pone 198101/01/1982 1,6300 23.259.020 300.000 1.950.000 - 0,00% -

284.136.789 9.798.075

1,03448

Dias

operación

V.

Reconocido*Coe

f*% uso

BBG

PEMCoef.


Capacida

acumulada

Dias

funcionami

ento

% uso

Vaporizador (200.000 m3/h) (1 de 4) 05/12/2003 1,15 37.818.725,25 200.000 200.000 365 100,00% 5.672.808,79

Vaporizador (200.000 m3/h) (2 de 4) 05/12/2003 1,15 37.818.725,25 200.000 400.000 292 80,00% 4.538.247,03

Vaporizador (200.000 m3/h) (3 de 4) 05/12/2003 1,15 37.818.725,25 200.000 600.000 52 14,25% 808.180,98


151.274.901,00 11.081.404,56

1,0733

V.

Reconocido*Coe

f*% uso

REGANOSA

PEMCoef.


Capacida

acumulada% uso

Regasificadora de Mugardos.

Capacidad de emisión de 412.800

m3 (n)/h

07/11/2007 1,1500 56.124.288 412.800 412.800 362 99,18% 8.349.448,87

56.124.288 8.349.449

1 1,1488

Dias

operación

V.

Reconocido*Coe

f*% uso



ENERGÉTICA Y MINAS



SAGGAS

PEMCoef.


Capacida

acumulada% uso

Vaporizador (200.000 m3/h) (5º) 28/11/2008 1,00 25.466.117,50 200.000 200.000 365 100,00% -



Vaporizador (200.000 m3/h) (3 de 4) 01/04/2006 1,15 41.128.125,00 200.000 800.000 - 0,00% -

Vaporizador (200.000 m3/h) (4 de 4) 01/04/2006 1,15 41.128.125,00 200.000 1.000.000 - 0,00% -

189.978.617,50 1.000.000 135.215,75

1,0007

Dias

operación

V.

Reconocido*Coe

f*% uso

14.13. Disposición adicional primera. Abono de los costes de operatividad y mantenimiento de las instalaciones afectas al artículo 1 del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre.

La Sentencia 152/2017, del Tribunal Constitucional, en relación con los recursos 7848-2014, 7874-2014 y 21-2015 interpuestos por el Parlamento de Cataluña, el Gobierno de la Generalitat de Cataluña y más de cincuenta diputados del Grupo Parlamentario Socialista del Congreso, en relación con el Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, declaró inconstitucionales y nulos, entre otros, los artículos 4 a 6, dejando sin efectos el procedimiento de pago de los costes incurridos por ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. en el mantenimiento de la concesión “CASTOR”, al considerar que la forma jurídica por la que se reconocían los mismos (Real Decreto-ley) no era conforme a derecho, al no quedar acreditada “la existencia de una situación de extraordinaria y urgente necesidad a la que debiera hacerse frente dictando un decreto-ley”, sin objetar nada respecto a la licitud del reconocimiento de dichos costes. Privar a la empresa responsable de las instalaciones afectas a este almacenamiento de los medios económicos necesarios para su supervisión, operación y control implicaría riesgos de difícil previsión para el medioambiente, el tráfico marítimo, e incluso, las estructuras geológicas y, por lo tanto, se hace necesario implementar los medios legales que permitan el abono de estas cantidades. De acuerdo a la habilitación general de desarrollo a favor del Ministro de Industria, Energía y Turismo, que en la actualidad se debe entender referida a la Ministra para la Transición Ecológica, incluida en la disposición final segunda del citado Real Decreto-ley 13/2014, se procede a replicar en esta disposición adicional la redacción del artículo 6 anulado por la citada sentencia del Tribunal Constitucional.



ENERGÉTICA Y MINAS



14.14. Disposición adicional segunda. Reconocimiento de costes de diversas instalaciones

1. Estación de compresión de Denia.

Se reconocen los costes de operación y mantenimiento definitivos de los años 2012 a 2015 y los provisionales de los años 2016 a 2018. La cantidad pendiente de liquidar a ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. correspondiente a cada ejercicio, por diferencia entre lo que se ha de reconocer en base a la nueva auditoría presentada por la empresa titular, y lo reconocido en la Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, de 22 de noviembre de 2016, se incluye en la siguiente tabla:

[Euros]

Retribución

2012-2015

reconocida

Orden 22

NOV 2016

Retribución

2012-2015 a

reconocer

A LIQUIDAR

Estación Compresión de Denia 25.975.521,74 26.831.201,74 855.680,00

2. Gasoducto submarino Denia - Ibiza – Mallorca.

Costes reconocidos de operación y mantenimiento definitivos del año 2015.

[Euros]

OPEX 2015

DEFINITIVOS

RECONOCIDOS

OPEX 2015

RECONOCIDOS

ORDEN 20

FEBRERO 2015

A LIQUIDAR

Gasoducto Submarino Denia-Ibiza-

Mallorca2.655.449,00 3.876.780,00 -1.221.331,00

3. Planta de regasificación de El Musel.

[Euros]

OPEX 2015

DEFINITIVOS

RECONOCIDOS

OPEX 2015

PROVISIONALES

RECONOCIDOS

ORDEN

IET/2736/2015

A LIQUIDAR

Planta regasificación El Musel 5.109.732 4.164.545 945.187

14.15. Disposición adicional tercera. Gasolina de protección

1. Contenido de la medida. El Real Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, establece en el apartado 1 de su disposición transitoria segunda que, hasta el 31 de diciembre de 2013, deberán estar disponibles en el mercado, en todas las instalaciones de suministro a vehículos, siendo las de menor índice de octano gasolinas con contenido máximo de oxígeno de 2,7 por ciento en masa y un contenido máximo de etanol de 5 por ciento en volumen. La Orden IET/2458/2013, de 26 de diciembre, amplía el plazo previsto en la citada disposición del Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, prorrogando hasta el 31 de diciembre de 2016, la obligación de suministrar gasolina de protección en el producto con menor índice de octano, en todas las instalaciones de suministro de dicho producto a vehículos. Posteriormente, la disposición final tercera de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la



ENERGÉTICA Y MINAS



retribución de las actividades reguladas para 2017, ampliaba hasta el 31 de diciembre de 2018 el plazo en el que deberán estar disponibles dichas gasolinas. A la vista del envejecimiento del parque móvil, cuya manifestación es el elevado porcentaje de vehículos que todavía necesitan gasolina de protección y las limitaciones logísticas existentes, se considera necesario prorrogar según lo previsto en la disposición transitoria segunda del Real Decreto Real Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, durante seis meses más, hasta el 30 de junio de 2019, la obligación actual de suministrar gasolina de protección en el producto con menor índice de octano en todas las instalaciones de suministro a vehículos. El objetivo es proteger a los consumidores de gasolina con vehículos más antiguos, normalmente de menor poder adquisitivo. Esta posibilidad está recogida en la Directiva 98/70/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 1998, relativa a la calidad de la gasolina y el gasóleo y por la que se modifica la Directiva 93/12/CEE del Consejo, que en el apartado 3 del artículo 3, establece que los Estados miembros exigirán a los proveedores que garanticen la comercialización de gasolina con un contenido máximo de oxígeno de 2,7 % y un contenido máximo de etanol de 5 % hasta 2013 y podrán exigir la comercialización de este tipo de gasolina durante un período más prolongado si lo consideran necesario. En caso de mantener la obligatoriedad de suministrar en todos los puntos de venta gasolina de protección, pero eliminar el requisito de que esta sea la de menor índice de octano, la gasolina de protección pasaría a tener un precio más elevado que la gasolina de 95 octanos. Esto tendría una repercusión negativa en los usuarios de los vehículos más antiguos, normalmente asociados a un menor poder adquisitivo. 2. Impacto de la medida. El impacto de no prorrogar la vigencia de la obligación de gasolina de protección sería relevante ya que, según datos provisionales de la DGT, a 31 de diciembre de 2017, existían matriculados en España 23,34 millones de turismos. De estos turismos, 10 millones utilizan gasolina y cerca de 3,54 millones fueron matriculados antes del año 2000 (ver datos desglosados en las tablas 1, 2 y 3).

Esto supone que el 35% de los coches de gasolina necesitan usar gasolina de protección, o lo

que es lo mismo, el 15% del parque de turismos matriculados.

Los porcentajes anteriores eran del 41% y 18% respectivamente, cuando se realizó la prórroga

de la gasolina de protección, en el año 2016.

Tipo de VehículoTOTAL Parque

31/12/2017Gasolina Gasóleo

% gasolina

s/parque

% tipo de

vehículo

TURISMOS 23.339.423 10.016.654 13.292.874 42,9% 67,3%

CAMIONES Y

FURGONETAS4.896.433 487.142 4.401.051 9,9% 14,1%

CICLOMOTORES Y

MOTOCICLETAS5.274.404 5.196.832 62.585 98,5% 15,2%

REMOLQUES Y

SEMIRREMOLQUES459.090 n.d. n.d. - 1,3%

TRACTORES

INDUSTRIALES216.460 0 216.460 0,0% 0,6%

AUTOBUSES 63.239 238 60.986 0,4% 0,2%

OTROS VEHÍCULOS 435.284 123.447 290.146 28,4% 1,3%

TOTAL 34.684.333 15.824.313 18.324.102 45,6% 100,0%



ENERGÉTICA Y MINAS



Tabla 1. Parque nacional a 31/12/2017, desglosando los vehículos que usan gasolina y gasóleo (datos

provisionales). Fuente: DGT.

Tipo de Vehículo TURISMOSCAMIONES Y

FURGONETAS

CICLOMOTORES Y

MOTOCICLETAS

REMOLQUES Y

SEMIRREMOLQUE

S

TRACTORES

INDUSTRIALESAUTOBUSES

OTROS

VEHÍCULOSTOTAL

Antigüedad Matriculación Total Total Total Total Total Total Total Total

Antes 1990 1.994.426 559.842 570.666 41.167 12.372 7.108 34.778 3.220.359

1990 126.833 66.659 65.897 6.905 1.252 260 5.891 273.697

1991 128.576 69.611 67.889 6.978 910 323 5.746 280.033

1992 161.327 77.375 60.354 7.180 740 400 4.958 312.334

1993 142.392 59.383 30.568 5.302 388 281 3.504 241.818

1994 195.526 68.825 21.854 7.014 608 315 3.510 297.652

1995 199.167 76.087 19.957 8.154 1.321 466 4.836 309.988

1996 267.644 92.832 19.159 8.304 1.379 570 5.296 395.184

1997 371.618 120.126 28.100 10.506 2.102 764 6.734 539.950

1998 528.609 148.504 38.645 12.992 2.756 958 9.537 742.001

1999 747.593 185.690 266.519 14.920 3.900 1.340 12.907 1.232.869

2000 837.712 195.081 516.266 17.693 4.758 1.344 14.753 1.587.607

2001 969.036 198.467 355.357 18.132 5.558 1.957 17.323 1.565.830

2002 974.028 194.325 212.685 18.820 5.929 2.253 20.274 1.428.314

2003 1.125.973 230.638 172.669 20.911 6.964 2.513 27.546 1.587.214

2004 1.326.205 267.410 212.367 22.846 8.936 3.155 41.696 1.882.615

2005 1.419.697 311.783 297.724 23.452 11.066 3.702 48.708 2.116.132

2006 1.440.859 325.759 356.820 26.030 12.614 3.547 45.576 2.211.205

2007 1.417.803 324.848 362.895 28.053 14.469 3.900 39.733 2.191.701

2008 1.011.121 180.071 274.541 21.345 11.028 3.704 16.266 1.518.076

2009 895.030 116.865 169.208 10.929 4.019 2.891 9.649 1.208.591

2010 894.120 127.501 164.953 11.412 5.867 2.510 8.521 1.214.884

2011 703.572 116.946 139.968 12.495 8.717 2.794 6.189 990.681

2012 604.985 85.373 115.758 10.057 8.244 1.755 4.381 830.553

2013 647.441 86.300 106.653 10.642 9.344 1.716 3.910 866.006

2014 799.171 113.204 126.995 14.008 13.031 2.041 4.794 1.073.244

2015 1.001.381 150.940 152.830 19.367 18.958 2.914 6.919 1.353.309

2016 (Provisionales) 1.136.304 163.170 178.572 22.466 20.135 3.746 8.564 1.532.957

2017 (Provisionales) 1.271.274 182.818 168.535 21.010 19.095 4.012 12.785 1.679.529

TOTAL 23.339.423 4.896.433 5.274.404 459.090 216.460 63.239 435.284 34.684.333

Tabla 2. Parque a 31/12/2017 por año de matriculación. Fuente: DGT

Fecha de matriculación Turismos gasolina

Antes de 2000 3.543.157

Después de 2000 (hasta 2017 incluido) 6.473.497

Total 10.016.654

Tabla 3. Parque de gasolina a 31/12/2017 por fecha de matriculación. Fuente: DGT (provisional).

Estos vehículos anteriores al año 2000 no admitirían necesariamente la gasolina actualmente regulada en las especificaciones, con un contenido máximo de oxígeno del 3,7% en volumen y un 10% máximo de etanol, presentando problemas para funcionar sin gasolina de protección.

Si consideramos el parque circulante, según datos de ANFAC, el porcentaje de vehículos que requerirían gasolina de protección, sobre el parque total de vehículos gasolina y sobre el parque total de vehículos, ha evolucionado de la siguiente forma en los últimos años:

Tabla 4. Porcentaje de vehículos de gasolina. Fuente: ANFAC.

Según las estimaciones de la industria (ANFAC) el porcentaje total es todavía muy elevado (30,63%).

Los datos muestran una tendencia de disminución casi constante, con una media de 2,5 puntos porcentuales por año. Así, atendiendo a esta evolución el porcentaje de parque circulante de vehículos



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que requerirían gasolina de protección en 2019 sobre el total de gasolina, podría situarse en torno al 27,5% y el porcentaje sobre el total del parque podría estimarse en el 10%.

Si no se mantiene como gasolina de protección la de menor índice de octano, los usuarios de los vehículos más antiguos, normalmente asociados a un menor poder adquisitivo, tendrían que adquirir la gasolina de mayor octanaje.

En el año 2017 el PVP medio de la gasolina de 95 I.O. fue de 121,8 c€/l y el de la gasolina de 98 I.O. de 135,2 c€/l, lo que implica una diferencia de 13,4 c€/l.

Considerando un consumo medio de gasolina por vehículo de 7 litros/100 km y una distancia media anual de 15.000 km, el ahorro por usuario sería de 140,7 €/año. Teniendo en cuenta la medida afecta a unos 3,5 millones de vehículos, el ahorro total, de que la gasolina de protección sea la de menor índice de octano, sería de 492,5 millones de euros al año.

14.16. Disposición transitoria única. Retribución del operador del mercado organizado de gas

Se mantiene para el año 2019, con carácter provisional, y hasta que se publique la metodología para el cálculo de la retribución, el mismo valor fijado para el año 2018: 3.920.000 € e inferior a la cantidad solicitada por la empresa (916.000 € adicionales).

Una vez que se establezca la retribución definitiva de todos los ejercicios se procederá a liquidar la diferencia con las retribuciones provisionales, procediéndose a abonar o cargar los saldos correspondientes.

14.17. Disposición derogatoria única. Derogación normativa

Se derogan todas las disposiciones de igual o inferior rango en lo que se opongan a lo dispuesto en la orden. Se derogan en particular, el artículo 1.6 y la disposición transitoria primera de la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre. El primero hace referencia al precio de alquiler de contadores, que pasan a ser sustituidos por los valores del anexo III, mientras que la disposición transitoria incluía el peaje temporal para antiguos usuarios de la tarifa para materia prima, que tal como establecía la propia disposición ETU/1283/2017, de 22 de diciembre, dejaban de ser de aplicación a partir del 1 de enero de 2019.

14.18. Disposición final primera. Modificación de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre

Al objeto de facilitar los procedimientos de titulación de los derechos de cobro, se modifica el apartado 3 del artículo 2 de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de la retribución de las actividades reguladas del sector gas natural y de las cuotas con destinos específicos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas, al objeto de incluir como sujetos del sistema de liquidaciones a los tenedores de los derechos de cobro del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014.

14.19. Disposición final segunda. Modificación de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre.

Mediante esta disposición se modifican diversos apartados de la orden: 1. Artículo 14 “Mermas en las redes de distribución”. Al objeto de dar más transparencia al

procedimiento de cálculo de las diferencias de medición se establece la obligación de que el Gestor Técnico del Sistema publique en su web el Informe anual sobre mermas reales, mermas retenidas y los saldos de mermas.



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Para proteger la confidencialidad de los datos de los comercializadores, la versión publicada deberá agrupar los datos individuales, de tal forma que sea imposible deducir el grado de penetración en las diferentes redes de distribución de cada uno de los comercializadores.

2. Se modifican dos apartados que hacen referencia a los peajes de descarga y carga de buques.

Mientras que el artículo 7.d de la Ley 3/2013, de 4 de junio, otorga a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la competencia para establecer la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas, sigue siendo competencia ministerial la fijación de los valores de aplicación, por lo tanto es de aplicación el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, que en su artículo 25.1 determina que el Ministro de Economía, mediante Orden ministerial, 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, los precios de cesión de gas natural para los distribuidores, y de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso por terceros. Las Órdenes ministeriales establecerán los valores concretos de dichas tarifas y precios, o un sistema de determinación y actualización automático de los mismos.

A continuación, en apartados separados se justifican las modificaciones propuestas:

14.20. Peaje de descarga de buques

Los actuales peajes de descarga de buque en vigor se publicaron en el anexo I de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, llevan invariables, por lo tanto, 5 años. Se estructuran en dos modalidades en función de la planta donde se realice la descarga: Plantas de Huelva, Cartagena y Sagunto:

Tfd: Término fijo del peaje descarga de GNL 33.978 €/buque. Tvd: Término variable de peaje de descarga de GNL: 0,0069 cent/kWh.

Plantas de Bilbao, Barcelona y Mugardos:

Tfd: Término fijo del peaje de descarga de GNL: 16.988 €/buque. Tvd: Término variable del peaje de descarga de GNL: 0,0035 cent/kWh.

Para un buque de tamaño medio (118.053 m3 de GNL), la diferencia de coste de descarga entre un peaje y otro es de 45.000 €. La diferencia de valores se justificó en su momento en función del nivel de utilización de la planta, de tal forma que encareciendo las plantas que tenían una utilización más elevada se intentaba fomentar el uso de las restantes. Sin embargo, las actuales utilizaciones de las plantas difieren de la que se daba en el momento de publicarse el peaje. En la tabla siguiente se pone en relación la capacidad contratada diaria media de regasificación con la capacidad nominal, en el año 2017:



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Capacidad emisión nominal

(m3/h)

Capacidad contratada

media (GWh/día)

%

Barcelona 1.950.000 197,00 36%

Huelva 1.350.000 165,00 44%

Cartagena 1.350.000 29,00 8%

Bilbao 800.000 100,00 45%

Sagunto 1.000.000 74,00 27%

Mugardos 412.800 38,00 33%

Se puede observar la paradoja de que entre las plantas más caras se encuentran precisamente las dos de menor grado de utilización: Cartagena y Sagunto, mientras que la de Barcelona, que tiene un nivel de uso alto figura dentro de las plantas con el peaje más barato. No se puede obviar que la falta de descargas de buques en una planta puede ponerla en una situación crítica, pudiendo poner en riesgo incluso el nivel mínimo de llenado de los tanques, lo que pondría en riesgo la continuidad de la operación. Por otra parte, un nivel de descargas de GNL insuficiente lleva asociado una regasificación reducida, y la incapacita para relicuar el boil-off, lo que se traduce en la necesidad de quemar el gas en la antorcha o la necesidad de usar compresores para poder emitirlo a la red. El GTS ya puso de manifiesto esta problemática en su Nota de Operación 8 de este año, que textualmente decía:

La ausencia de descargas programadas en la planta de regasificación de Sagunto desde el pasado 22-feb-2018 hasta la segunda quincena de mayo, da lugar a una situación de muy bajas existencias en la planta a finales de abril, a pesar de las medidas operativas implementadas por la planta en coordinación con el GTS, durante todo este tiempo. Por ello, el operador de la planta de regasificación ha solicitado al GTS el desvío de la descarga de un buque inicialmente programado en la planta de Barcelona con reconocimiento comercial en esta última.

Aunque el ahorro que obtiene un usuario por usar una planta u otra es reducido, se considera que la actual distribución de los peajes constituye un elemento distorsionador que debe ser solucionado, por lo que se propone igualar al alza los peajes de todas las plantas. La opción de igualar los peajes a la baja no es viable conforme a lo dispuesto en el artículo 61.3 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, que impide reducir los peajes mientras existan anualidades pendientes de amortizar de años anteriores. Según las previsiones enviadas por el GTS, para el año 2019, se espera que, en las plantas de Barcelona, Bilbao y Mugardos se descarguen 114 buques, por lo que la unificación de los peajes podría suponer al sistema unos ingresos adicionales de 5.130.000 €.

14.21. Peaje de carga de buques

Los actuales peajes de carga de buque en vigor se publicaron también en el anexo I de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre y se estructuran en torno a dos tramos: Buques con capacidad de GNL superior a 9.000 m3

Término fijo: 176.841 €/operación. Término variable: 0,1563 cent/kWh

Buques con capacidad de GNL inferior a 9.000 m3

Término fijo: 87.978 €/operación. Término variable: 0,0521 cent/kWh.

Aunque en los años 2013 y 2014 se realizaron numerosas operaciones de esta naturaleza, que alcanzaron en 2014 un volumen de 60,18 TWh, a partir del año 2015 comenzó una tendencia descendente en este tipo de operaciones, bajando el volumen de GNL trasvasado a 16 TWh, pasando



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a 1,3 TWh en el año 2016, 1,07 TWh en el año 2017, mientras que en la liquidación 9 del año 2018 se ha registrado un ligero repunte, totalizando 5 TWh. Un análisis de los actuales peajes y su comparación con los valores aplicables por países de nuestro entorno da como resultado un coste unitario por kWh exageradamente elevado en el caso de los buques pequeños, mientras que para los buques de mayor capacidad el precio solo es competitivo en determinadas circunstancias de mercados internacionales con diferenciales de precios elevados. Esto se puede ver claramente en la siguiente tabla, donde el coste unitario para cargas pequeñas es desproporcionado en comparación con el propio precio del gas (2,7 cts/kWh en MIBGAS en el momento de redactar la presente memoria).

VolumenT.fijo

€/operación

T. variable

cts/kWh

coste unitario

cts/kWh

Bunkering Multicombustible 800 87.978 0,0521 1,6322

Bunkering Multicombustible 1.000 87.978 0,0521 1,3162

Bunkering Estandar 5.000 87.978 0,0521 0,3049

Small Scale Multigas Pequeño 7.500 87.978 0,0521 0,2206

Small Scale Multigas Grande 10.000 176.841 0,1563 0,4104

Small Scale Large 15.000 176.841 0,1563 0,3257

Transporte Internacional 140.000 176.841 0,1563 0,1744

Peajes en vigor

Esta circunstancia ha sido puesta de manifiesto por diferentes agentes del sector que han destacado las importantes diferencias en relación con los peajes aplicados para el mismo servicio por parte de plantas de nuestro entorno. Asimismo, es importante destacar los requerimientos a favor de unos peajes más competitivos realizados por Puertos del Estado. En este sentido hay que recordar que en cumplimiento de la Directiva 2014/94/UE, de 22 de octubre de 2014, relativa a la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, en el año 2016 el Grupo Interministerial coordinado por la Secretaria General de Industria y de la Pequeña y Mediana Empresa elaboró el documento “Marco de Acción Nacional de Energías Alternativas en el Transporte”. El documento destaca la idoneidad del gas natural licuado para reducir las emisiones en el transporte marítimo y dar cumplimiento a las limitaciones de emisiones de NOx y SOx impuestas por la Organización Marítima Internacional (OMI) en las zonas de control de emisiones (zonas ECA) y por la Directiva 2016/802/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de mayo de 2016, relativa a la reducción del contenido de azufre de determinados combustibles líquidos. En este sentido, el Convenio internacional para prevenir la contaminación por los buques (MARPOL) de la OMI establece en su Anexo IV límites de las emisiones de SOX y NOX de los escapes de los buques y establece unas zonas de control de emisiones (comúnmente denominadas ECA por sus siglas en ingles Emission Control Area), donde la restricción es todavía más estricta en relación con la emisión de SOx, NOx y PM, así como unas zonas de control de emisiones de azufre (SECA) en las que exclusivamente se establecen restricciones para la emisión de SOx. Para cumplir todas estas restricciones el GNL es una alternativa real, siempre que se den las condiciones regulatorias adecuadas. El Marco de Acción Nacional incluye entre sus recomendaciones la siguiente:

Desde este punto de vista, se hace necesario analizar el régimen económico que regula la utilización de las infraestructuras de almacenamiento pertenecientes al sistema, particularmente en lo que se refiere al nivel del peaje de carga a buques desde dichas infraestructuras cuando se trata de pequeños buques (menos de 9.000 m3), bien de suministro, o bien consumidores. En este sentido, se va a estudiar la adecuación de dicho peaje a los pequeños volúmenes de suministro requeridos para el consumo de GNL.



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En la propuesta de orden anual de peajes y retribuciones del año 2017 se realizó un intento de modificación de dicho peaje creando dos escalones diferentes en función del volumen descargado:

a) Servicio anual de carga en buques a partir de plantas de regasificación para volúmenes superiores a 15.000 m3 de GNL:

Término fijo: 144.000 €/operación Término variable: 0,388 €/MWh

b) Servicio anual de carga en buques a partir de plantas de regasificación para volúmenes iguales o inferiores a 15.000 m3 de GNL:

Término fijo: 45.000 €/operación Término variable: 0,388 €/MWh

Esta propuesta finalmente no fue recogida en la orden publicada en el BOE. Posteriormente, mediante el Real Decreto 335/2018, de 25 de mayo, por el que se modifican diversos reales decretos que regulan el sector del gas natural se procedió a cambiar la estructura del actual peaje, definiendo tres tramos en función del volumen de GNL cargado: menor o igual a 5.000 m3, superior a 5.000 m3 e igual o inferior a 15.000 m3 y superior a 15.000 m3, habilitando al Ministro para modificar dichos tramos en función de las condiciones y evolución del mercado. En la misma disposición se introdujo la posibilidad de establecer descuentos en función del número de operaciones realizadas, a semejanza de los coeficientes que se aplican a los peajes anuales, trimestrales, mensuales o diarios. Una vez elaborada la estructura del peaje, se estaría pendiente de la fijación de la correspondiente metodología de cálculo (competencia de la CNMC) y el establecimiento de los valores de acuerdo a la misma (competencia del Ministerio). Teniendo en cuenta la necesidad de contar con unos peajes adecuados al mercado potencial, por las razones anteriormente expuestas, en la propuesta de orden se proponen unos valores numéricos para este peaje. Estos valores no prejuzgan el resultado final de la metodología elaborada por la CNMC. La propuesta incluida en la orden se basa en el establecimiento de un término fijo basado en un coste horario de descarga más un término variable en función de la retribución variable que recibe la planta por este servicio. En ningún caso los peajes propuestos contradicen el mandato de no bajar peajes y cánones establecido en el artículo 61.3 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, ya que los peajes originales, aplicables a los servicios “spot” se mantienen en vigor y la presente disposición se limita a establecer los valores a aplicar a los nuevos servicios definidos en el Real Decreto 335/2018, de 25 de mayo, es decir los servicios en 365 días, en 90 días y en 30 días. Una vez calculado el precio del peaje se ha realizado un análisis de facturación con un escenario de demanda y se ha comparado con los flujos retributivos asociados a los activos involucrados. A fecha de hoy, los activos utilizados en la prestación del servicio tienen el siguiente valor neto:

Puesta en servicio VAI bruto VN 31 dic 2018 OPEx fijos

Planta de Bilbao Obra civil portuaria y terrestre BBG 1 05/12/2003 46.661.942 33.596.598 1.256.944

Planta de Barcelona. Obra civil portuaria y terrestre Barcelona 1 01/01/1970 20.634.724 1.238.083 1.256.944

Planta Barcelona. Nuevo Atraque de 140.000 m3 Barcelona 2 16/12/2003 36.582.701 26.339.545 1.256.944

Planta de Cartagena. Obra civil portuaria y terrestre Cartagena 2 01/01/2001 9.729.214 6.615.865 0

Planta de Cartagena. Obra civil portuaria y terrestre Cartagena 1 01/01/1990 12.780.871 5.879.201 1.256.944

Ampliacion del atraque de buques metaneros hasta 250.000 m3 en la Planta de CartagenaCartagena 3 30/06/2009 2.987.469 2.509.474 0

Planta de Huelva. Obra civil portuaria y terrestre Huelva 2 01/01/1997 30.214.814 18.128.889 0

Planta de Huelva. Obra civil portuaria y terrestre Huelva 1 01/01/1990 24.721.212 11.371.757 1.256.944

Ampliación atraque de buques metaneros hasta 260.000 m3 en la Planta de SaguntoSagunto 2 30/04/2010 1.573.901 1.353.555 0

Planta de Sagunto. Obra civil portuaria y terrestre Sagunto 1 01/04/2006 54.129.757 42.221.210 1.256.944

Regasificadora de Mugardos. Atraque de buques 145.000 m3Reganosa 07/11/2007 51.925.638 41.540.510 1.256.944

Obra civil tercer tanque de almacenamiento de G.N.L de 150.000 m3 en la planta de BilbaoBBG 2 17/11/2014 29.080.500 27.335.670 0

321.022.742 218.130.358 8.798.608



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a. Costes

Se ha calculado la retribución, incluyendo amortización, retribución financiera y costes de operación, aplicando lo dispuesto en el anexo XI de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, y considerando el tipo de interés aplicado a las retribuciones reguladas en vigor (5,09%). Se ha tenido en cuenta también la aplicación de la extensión de vida útil a los costes de operación y mantenimiento. Se han analizado todos los flujos hasta que la última instalación se amortiza, que es la obra civil correspondiente al tercer tanque de BBG. Aplicando un el mismo tipo de descuento aplicado a la financiación del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, el VAN de los pagos es de 712.507.984 €.



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Año fin vida útil 2019 2028 2038 2048 2058 2066

Barcelona O.C. 1

VNI 1.238.083 - - - - -

Amortizacion 412.694 - - - - -

R. Financiera 63.018 - - - - -

OPEX fijos 1.256.944 1.483.194 1.747.152 2.124.235 2.501.319 2.802.985

Total 1.732.657 1.483.194 1.747.152 2.124.235 2.501.319 2.802.985

Barcelona O.C. 2

VNI 26.339.545 19.754.659 12.438.118 5.121.578 - -

Amortizacion 731.654 731.654 731.654 731.654 - -

R. Financiera 1.340.683 1.005.512 633.100 260.688 - -

OPEX fijos 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.445.486 1.583.749

Total 3.329.281 2.994.110 2.621.698 2.249.286 1.445.486 1.583.749

Cartagena O.C. 1

VNI 5.879.201 3.578.644 1.022.470 - - -

Amortizacion 255.617 255.617 255.617 - - -

R. Financiera 299.251 182.153 52.044 - - -

OPEX fijos 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.483.194 1.747.152 2.048.819

Total 1.811.813 1.694.714 1.564.605 1.483.194 1.747.152 2.048.819

Cartagena O.C. 2

VNI 6.615.865 4.864.607 2.918.764 972.921 - -

Amortizacion 194.584 194.584 194.584 194.584 - -

R. Financiera 336.748 247.608 148.565 49.522 - -

OPEX fijos - - - - - -

Total 531.332 442.193 343.149 244.106 - -

Cartagena O.C. 3

VNI 2.509.474 1.971.730 1.374.236 776.742 179.248 -

Amortizacion 59.749 59.749 59.749 59.749 59.749 -

R. Financiera 127.732,22 100.361 69.949 39.536 9.124 -


Total 187.482 160.110 129.698 99.286 68.873 -

Huelva O.C.1

VNI 11.371.757 6.921.939 1.977.697 - - -

Amortizacion 494.424 494.424 494.424 - - -

R. Financiera 578.822 352.327 100.665 - - -

OPEX fijos 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.483.194 1.747.152 2.048.819

Total 2.330.191 2.103.695 1.852.033 1.483.194 1.747.152 2.048.819

Huelva O.C.2

VNI 18.128.889 12.690.222 6.647.259 - - -

Amortizacion 604.296 604.296 604.296 - - -

R. Financiera 922.760 645.932 338.345 - - -


Total 1.527.057 1.250.229 942.642 - - -

Sagunto O.C. 1

VNI 42.221.210 36.782.544 30.739.581 24.696.618 - -

Amortizacion 604.296 604.296 604.296 604.296 - -

R. Financiera 2.149.060 1.872.231 1.564.645 1.257.058 - -

OPEX fijos 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.445.486 1.508.333

Total 4.010.300 3.733.472 3.425.885 3.118.298 1.445.486 1.508.333

Sagunto O.C. 2

VNI 1.353.555 1.070.253 755.472 440.692 125.912 -

Amortizacion 31.478 31.478 31.478 31.478 31.478 -

R. Financiera 68.896 54.476 38.454 22.431 6.409 -


Total 100.374 85.954 69.932 53.909 37.887 -

Reganosa

VNI 41.540.510 32.193.896 21.808.768 11.423.640 - -

Amortizacion 1.038.513 1.038.513 1.038.513 1.038.513 - -

R. Financiera 2.114.412 1.638.669 1.110.066 581.463 - -

OPEX fijos 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.445.486 1.495.763

Total 4.409.869 3.934.126 3.405.523 2.876.920 1.445.486 1.495.763

BBG 1

VNI 33.596.598 25.197.449 15.865.060 6.532.672 - -

Amortizacion 933.239 933.239 933.239 933.239 - -

R. Financiera 1.710.067 1.282.550 807.532 332.513 - -

OPEX fijos 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.256.944 1.445.486 1.583.749

Total 3.900.250 3.472.733 2.997.714 2.522.696 1.445.486 1.583.749

BBG 2

VNI 27.335.670 22.101.180 16.285.080 10.468.980 4.652.880 -

Amortizacion 581.610 581.610 581.610 581.610 581.610 581.610

R. Financiera 1.391.386 1.124.950 828.911 532.871 236.832 -

OPEX fijos

1.972.996 1.706.560 1.410.521 1.114.481 818.442 581.610

TOTAL 25.843.599 23.061.090 20.510.552 17.369.605 12.702.767 13.653.828

VAN (1,2%) 712.507.984



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b. Propuesta de peajes Se aplica una hipótesis de coste horario de 3.000 €/hora de carga, y un coste variable equivalente a la retribución variable que recibe la planta (0,194 €/MWh) multiplicado por un factor de seguridad de 2 (0,388). El término fijo de cada uno de los tramos se ha calculado promediando el coste fijo de diversos buques tipo:

Volumen

[m3]

Caudal

llenado

Horas

llenado

Horas

Ram-upTOTAL T. fijo

Valor

promedioMWh €/MWh Facturación

Bunkering Multicombustible 800 200 4 4 8 24.000 5.280 0,388 2.049 27.549

Bunkering Multicombustible 1.000 200 5 4 9 27.000 6.600 0,388 2.561 28.061



Bunkering Estandar 4.000 500 8 4 12 36.000 26.400 0,388 10.243 40.243

Small Scale Multigas Pequeño 5.000 1.000 5 4 9 27.000 33.000 0,388 12.804 55.804

Small Scale Multigas Grande 10.000 1.000 10 4 14 42.000 43.000 66.000 0,388 25.608 68.608

Small Scale Large 15.000 1.500 10 10 20 60.000 99.000 0,388 38.412 81.412

Transporte Internacional 70.000 3.500 20 10 30 90.000 90.000 462.000 0,388 179.256 269.256

T. Fijo

30.000

T. variableFacturación

total (€)

25.500

Los peajes a aplicar, para el servicio de 365 días (anual), que supone a realizar 12 cargas en 365 días, tal como se define en el Real Decreto 335/2018, de 35 de mayo. sería:

1. Volumen igual o inferior a 2.000 m3

- Término fijo: 25.500 €/operación

- Término variable: 0,388 €/MWh

2. Volumen de GNL superior a 2.000 m3 e igual o inferior a 5.000 m3



3. Volumen de GNL superior a 5.000 m3 e igual o inferior a 15.000 m3



4. Volumen de GNL superior a 15.000 m3



Para los servicios de 90 y 30 días (definidos en el mismo Real Decreto 335/2018, de 25 de mayo) se

aplican por analogía los coeficientes de corto plazo trimestrales y mensuales. Teniendo en cuenta el

grado de infrautilización de las instalaciones involucradas durante todos los periodos del año, carece de

sentido encarecer unos meses/trimestres respecto a otros, en consecuencia, se toma como coeficiente

aplicable al producto de 90 días el que corresponde al trimestre con el coeficiente más bajo, que es el

de julio a septiembre. La misma filosofía se aplica al servicio de 30 días, donde se ha aplicado la media

de los coeficientes mensuales del mismo periodo:



ENERGÉTICA Y MINAS



intradiario diario mensual trimestral

Enero 0,25 0,15 2,30

Febrero 0,22 0,13 2,00

Marzo 0,21 0,13 1,90

Abril 0,16 0,09 1,40

Mayo 0,16 0,09 1,20

Junio 0,13 0,08 1,00

Julio 0,14 0,08 1,20

Agosto 0,11 0,07 1,00

Septiembre 0,13 0,08 1,20

Octubre 0,15 0,09 1,30

Noviembre 0,16 0,09 1,40

Diciembre 0,18 0,11 1,60

Promedio 1,39

1,13 1,08 promedio julio-agosto

1,91

1,21

1,08

1,36

Finalmente, el coeficiente a aplicar al servicio durante 30 días es de 1,13, mientras que en el caso del

servicio durante 90 días el coeficiente es de 1,08.

En relación con el producto diario, se ha tenido en cuenta lo dispuesto en el artículo 61.3 de la Ley

18/2014, que textualmente establece que: En todo caso, mientras existan anualidades pendientes de

amortizar de años anteriores, los peajes y cánones no podrán ser revisados a la baja. En consecuencia

se mantienen los valores vigentes, que fueron publicados en la Orden IET/2446/2013, de 27 de

diciembre:

Volumen de GNL cargado Igual o inferior a 9.000 m3

Término fijo: 176.841 €/operación

Término variable: 1,563 €/MWh

Volumen de GNL cargado superior a 9.000 m3

Término fijo: 87.978 €/operación

Término variable: 0,521 €/MWh

c. Suficiencia de ingresos. A continuación, se plantea un escenario de demanda de servicios que se han facturado con la hipótesis más desfavorable a nivel de ingresos, es decir que todos correspondiesen a 12 servicios en 365 días. Lo mismo que en el caso de los costes, se han descontado con un tipo de interés del 1,2%.



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2019 2028 2038 2048 2058 2066

Escenario oiperaciones Tamaño carga

m3 GNL

Bunkering Multicombustible 2.000 1 28 28 28 28 28

Bunkering Estandar 3.500 1 14 14 14 14 14

Small Scale Multigas Pequeño 7.500 1 14 14 14 14 14

Small Scale Large 20.000 1 14 14 14 14 14

Transporte Internacional 70.000 1 2 2 2 2 2

Escenario Facturación Facturación

Bunkering Multicombustible 2.000 30.915 865.618 865.618 865.618 865.618 865.618

Bunkering Estandar 3.500 39.476 552.666 552.666 552.666 552.666 552.666

Small Scale Multigas Pequeño 7.500 63.306 886.284 886.284 886.284 886.284 886.284

Small Scale Large 20.000 144.149 2.018.090 2.018.090 2.018.090 2.018.090 2.018.090

Transporte Internacional 70.000 940.304 1.880.608 1.880.608 1.880.608 1.880.608 1.880.608

Total ingresos brutos Facturación peajes (€) 1.218.150 6.203.265 6.203.265 6.203.265 6.203.265 6.203.265

Retribución variable Retribución variable (€) 139.075 - 850.651 - 850.651 - 850.651 - 850.651 - 850.651 -

Total ingresos netos Ingresos netos (€) 1.079.076 5.352.614 5.352.614 5.352.614 5.352.614 5.352.614

VAN(1,2%) VAN (1,2%) 179.368.933 €

Numero de operaciones

Facturación

Los peajes propuestos dan como resultado unos ingresos que vienen a ser un 25% de los costes del sistema durante la duración considerada del estudio. Se considera que este grado de cobertura es suficiente, habida cuenta que estas operaciones se consideran accesorias respecto a la actividad principal, que no es otra que la descarga de buques para su regasificación. Por otra parte, todos los servicios han sido facturados utilizando los peajes más baratos, los que corresponden al servicio anual. Por otra parte, se ha considerado un número de operaciones de transporte internacional muy bajo y hay que recordar que cada una de dichas operaciones genera más de 500.000 € de ingresos.

14.22. Peaje de entrada al Punto Virtual de Balance desde la red de distribución

Este servicio está incluido en el catálogo de servicios susceptibles de ser prestados por el sistema gasista español enumerados en el anexo del Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, y su estructura fue definida en el artículo primero del Real Decreto 335/2018, de 25 de mayo. Aunque este servicio no cuenta con la metodología de cálculo para elaborar los peajes, competencia actual de la CNMC desde este año, se considera necesario fijar un valor concreto de aplicación para reducir la incertidumbre de los agentes que tienen la intención de inyectar biometano en la red de distribución. El biometano se define como metano de gas renovable, con propiedades físicas y químicas similares al gas natural, que puede obtenerse a partir de distintos orígenes: o bien la valorización de los residuos sólidos urbanos o la biomasa procedente de actividades agrícolas, ganaderas e industriales, o bien a partir de la combinación del hidrógeno con dióxido de carbono utilizando energía eléctrica de origen renovable (power to gas). Presenta una serie de ventajas frente al gas natural: permite aumentar la penetración de las energías renovables en el mix energético utilizando la misma red de transporte y distribución, y facilita la consecución de los objetivos de emisiones de gases de efecto invernadero. En España existe una única instalación que inyecta biometano en la red de transporte, con una producción total de 92 GWh en 2017, sin que existan hasta la fecha instalaciones que inyecten biometano a la red de distribución, habiéndose identificado como barreras que dificultan la materialización de nuevos proyectos los requerimientos técnicos sobre el biometano previo a la inyección, y la inexistencia de un peaje de entrada a la red. En relación con la primera, se modificó recientemente el Protocolo de Detalle PD-01 “Medición, calidad y odorización de gas” rebajando el contenido de metano mínimo que ha de cumplir el gas que se inyecta en la red de distribución. Con ello se hizo técnicamente viable la consecución de la calidad



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exigida. El nuevo límite inferior, junto con otros parámetros que no se modificaron, asegura la calidad necesaria para garantizar la seguridad de las personas, las redes y los aparatos de consumo. En lo referente a la segunda barrera, se ha optado por un peaje nulo de inyección en la red de distribución. De este modo se reconoce que el biometano inyectado en la red de distribución no utiliza la red de transporte, dado que se consume localmente en la cercanía al punto de inyección, esta medida contribuye a eliminar potenciales barreros al desarrollo de la inyección de biometano en distribución.

memoria de la propuesta de orden · la presente memoria acompaña y justifica la propuesta de orden...

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