INFORME SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES Y CÁNONES ASOCIADOS AL...

INFORME SOBRE 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 2016

IPN/DE/019/15

3 de diciembre de 2015

IPN/DE/0019/15 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia

C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona www.cnmc.es

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Índice

1. Antecedentes 4

2. Fundamentos Jurídicos 5

3. Contenido de la propuesta de Orden 8

4. Consideraciones generales 10

4.1. Sobre el escenario de demanda previsto para el cierre de 2015 y

2016 10

4.2. Sobre los ingresos previstos para el cierre de 2015 y 2016 16

4.3. Sobre el Desajuste previsto para el cierre del ejercicio 2015 19

4.4. Sobre los aspectos retributivos para el ejercicio 2016 contenidos en

la Propuesta de Orden 21

4.5. Sobre la retribución de la Actividad de Transporte 23

4.6. Sobre la retribución de la Actividad de Almacenamiento

Subterráneo 25

4.7. Sobre la retribución de la Actividad de Regasificación 27

4.8. Sobre la retribución de la Actividad de Distribución 29

4.9. Sobre la sostenibilidad económica prevista para 2016 34

4.10. Sobre los peajes y cánones de la propuesta de Orden 35

4.10.1. Sobre los peajes del Grupo 3 35

4.10.2. Sobre peaje temporal para antiguos usuarios de la tarifa para

materia prima 37

5. Consideraciones particulares sobre la Propuesta de Orden 39

5.1. Artículo 2. Revisión de la retribución de los años 2014 y 2015 39

5.2. Artículo 3. Costes de O&M de la planta de regasificación de El

Musel 41

5.3. Artículo 4. Reconocimiento retribuciones de conformidad con el

Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre 43

5.4. Artículo 5. Cuotas destinadas a fines específicos 46

5.5. Artículo 7. Adquisición de gas de operación, gas talón y gas

colchón 47

5.6. Artículo 8. Municipios de gasificación reciente 49

5.7. Disposición Adicional Tercera. Número de clientes en municipios

de gasificación reciente. 51

5.8. Disposición Adicional Quinta. Acreditación de puesta en servicio de

los proyectos con retribución específica pendiente de cobro 52

5.9. Disposición Adicional Séptima. Propuesta de margen de

comercialización. 53



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5.10. Disposición Transitoria Primera. Precio del gas de operación a

aplicar en los mecanismos de incentivos a la reducción de mermas. 54

5.11. Disposición Transitoria Tercera. Tipos de interés provisionales del

sistema gasista. 56

5.11.1. Déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 57

5.11.2. Laudo de Sagane 62

5.12. Disposición Transitoria Cuarta. Almacenamiento operativo incluido

en el peaje de transporte y distribución. 64

5.13. Disposición Transitoria Quinta. Gas de maniobra. 64

5.14. Disposición Transitoria Sexta. Retribución del Operador de

Mercado de gas. 67

5.15. Disposición Final Primera. Modificación de la norma de gestión

técnica del sistema NGTS-09. 69

5.16. Disposición Final Segunda. Modificación de la Orden

ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la

metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural. 71

5.17. Disposición Final Tercera. Modificación de la Orden IET/2446/2013,

de 27 de diciembre, 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. 90

5.18. Disposición final cuarta. Aplicación de la orden. 92

5.19. Disposición final quinta. Entrada en vigor. 92

6. Otras consideraciones 93

6.1. Sobre la actualización de parámetros para el cálculo de la tarifa de

último recurso 93

6.2. Sobre la armonización de las solicitudes de información

relacionadas con las previsiones de la CNMC de demanda,

ingresos y retribución 93



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INFORME SOBRE 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 2016 Expediente nº: IPN/DE/019/15 SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA Presidenta Dª. María Fernández Pérez Consejeros D. Eduardo García Matilla D. Josep Maria Guinart Solà D. Diego Rodríguez Rodríguez Secretario de la Sala D. Miguel Sánchez Blanco, Vicesecretario del Consejo En Madrid, a 3 de diciembre de 2015 En el ejercicio de las competencias que le atribuye el artículo 5.2.a, 5.3 y 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA, acuerda emitir el siguiente informe relativo a 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 2016”: 1. Antecedentes En cumplimiento de lo establecido en los artículos 63 y 64 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, y de los mandatos establecidos en la Disposición adicional undécima de la Orden ITC/3520/2009, y en el artículo 13 de la Orden ECO/2692/2002, relativos a la remisión al Ministerio de Industria, Energía y Turismo de la propuesta de retribución para 2016 de las actividades reguladas del sector de gas natural, la previsión del desvío del ejercicio 2015 y la previsión de facturación para el año siguiente a los efectos de su consideración para establecer para 2016 la retribución de las actividades reguladas, las tarifas de último recurso y los peajes de acceso del gas natural, esta Comisión remitió, el pasado 29 de octubre de 2015, Informe de previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 (en adelante, Informe de previsión CNMC, incluido en el Anexo I del presente informe). El 23 de noviembre de 2015 se recibió en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la Propuesta de Orden por la que se establecen



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los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas del sector gasista para el año 2016, junto con una Memoria justificativa, para que, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5.2.a) de la Ley 3/2013, se emita el correspondiente informe mediante trámite de urgencia. La Disposición transitoria décima de dicha Ley establece que los órganos de asesoramiento de la Comisión Nacional de Energía previstos en la Disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, seguirán ejerciendo sus funciones hasta que se constituya el Consejo Consultivo de Energía. Teniendo en cuenta que no se ha producido la constitución de dicho Consejo, la propuesta de Orden y la Memoria justificativa fue remitida el 24 de noviembre del 2015 al Consejo Consultivo de Hidrocarburos para alegaciones. Esta Comisión, considera que se debería disponer de mayor tiempo, para analizar, la propuesta de Orden ministerial, tanto por parte de los miembros del Consejo Consultivo como por parte de esta Comisión, al objeto de dar adecuado cumplimiento a las funciones que tienen encomendadas. En el Anexo II del presente informe se adjuntan las alegaciones recibidas por escrito de los miembros del Consejo Consultivo. 2. Fundamentos Jurídicos La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece en su artículo 7, que entre las funciones de la CNMC se encuentra la de establecer mediante circular, previo trámite de audiencia y con criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas: transporte y distribución, regasificación, almacenamiento y carga de cisternas, dentro del marco tarifario y retributivo definido en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y en su normativa de desarrollo. Adicionalmente, el artículo 92.4 de la Ley 34/1998, establece que el Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, aprobará los valores de dichos peajes de acuerdo con la metodología establecida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. No obstante lo anterior, se ha de indicar que mediante el reciente Artículo. 3.13, de la Ley 8/2015, de 1 de mayo, se amplía el citado artículo 92, disponiendo que el Gobierno establecerá la estructura y condiciones de aplicación de los peajes y cánones de acceso a las instalaciones gasistas Teniendo en cuenta que en el momento de emisión del presente informe no se ha aprobado la Circular de la CNMC por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de acceso a las infraestructuras



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gasistas, resulta de aplicación la Disposición Transitoria Primera .2 del Real Decreto-ley 13/2012, la cual establece:

“2. Hasta que la Comisión Nacional de Energía establezca la metodología para el cálculo de los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso a las instalaciones gasistas, de acuerdo con lo dispuesto en la disposición adicional undécima tercero.1.decimonovena.iv de la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, serán de aplicación los criterios recogidos en la citada Ley así como los 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 ordenes de desarrollo.”

El Real Decreto 949/2001, en su capítulo IV, introduce los criterios generales para la determinación de las tarifas, peajes y cánones, los elementos de cálculo de dichos precios regulados, así como las estructuras de tarifas de venta y de peajes y cánones de gas natural. El Real Decreto-ley 8/2014, de 4 de julio, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, fue convalidado por el Congreso de los Diputados mediante la resolución de la Presidencia del Congreso de los Diputados de 10 de julio de 2014. Dicho Real Decreto-Ley fue tramitado posteriormente en forma de ley mediante trámite de urgencia, resultando aprobada finalmente la Ley 18/2014, de 15 de octubre. Ambas, normas introducen diversas novedades en relación con la sostenibilidad económica del sector de gas natural. En primer lugar, dicha Ley, al igual que el Real Decreto- ley 8/2014, adoptan una serie de medidas dirigidas a garantizar la sostenibilidad y accesibilidad en los mercados de hidrocarburos, estableciendo el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista, como un principio rector de las actuaciones de las Administraciones Públicas y demás sujetos del sistema gasista y enumerando los costes del sistema que serán financiados mediante los ingresos del sistema gasista. En segundo lugar, se establece una metodología de cálculo común para todas las instalaciones de la red básica, que toma como base el valor neto anual de los activos eliminando cualquier actualización del mismo durante el periodo regulatorio. Esta retribución se compone de un término fijo por disponibilidad de la instalación y un término variable por continuidad de suministro. En tercer lugar, se establecen límites a los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, así como la imposibilidad de revisar a la baja los peajes y cánones, mientras existan anualidades pendientes de amortizar de años anteriores.



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En cuarto lugar, se incorporan dos nuevos conceptos de costes al sistema: el coste de la anualidad correspondiente a la recuperación del déficit acumulado del sistema gasista a 31 de diciembre de 2014, que se determinará en la liquidación definitiva de 2014 y el coste asociado a la recuperación del desvío correspondiente a la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia y suministrado a través del gasoducto del Magreb, como consecuencia del Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París el día 9 de agosto de 2010. En quinto lugar, se determina que el Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, aprobará la retribución de cada una de las empresas que realizan actividades reguladas. El Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, por el que se adoptan medidas urgentes en relación con el sistema gasista y la titularidad de centrales nucleares, establece la hibernación de las instalaciones del almacenamiento subterráneo “Castor”, la extinción de la concesión de explotación de almacenamiento subterráneo y la asignación de la administración de las instalaciones asociadas a ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U. Asimismo, dicho Real Decreto-Ley reconoce el derecho de cobro, con cargo a la facturación por peajes de acceso y cánones del sistema gasista durante 30 años y que comenzará abonarse a partir de la primera liquidación del sistema gasista correspondiente a la facturación mensual por peajes de acceso y cánones devengados desde el 1 de enero de 2016. 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, introduce dos nuevos artículos en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, que establecen las bases para la creación de un mercado organizado de gas natural. El Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre de 2015, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones de gas natural, regula en su Título II el funcionamiento de este mercado, y en particular, establece en su artículo 14 los productos que se podrán negociar. El apartado 2 de dicho artículo indica que previa habilitación por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, se podrán negociar diferentes productos, en concreto, en el apartado a) se incluyen productos de adquisición de gas necesario para el funcionamiento del sistema gasista, como el gas de operación, el gas talón, el gas colchón de los almacenamientos subterráneos, el gas para el mantenimiento de las existencias estratégicas de gas natural o la parte de gas para el suministro a consumidores de último recurso que se determine por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo. El anexo del Real Decreto 984/2015, establece la lista de servicios estándar de contratación de capacidad.



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Finalmente, la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos dispone en su artículo 3.1.c) la competencia del Gobierno para determinar las tarifas de último recurso. Asimismo en su artículo 93.3 estable que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de la tarifa de último recurso de gas natural o un sistema de determinación y actualización automática de la misma. 3. Contenido de la propuesta de Orden La Propuesta de Orden consta de una exposición de motivos, ocho artículos, seis disposiciones adicionales, seis disposiciones transitorias, una disposición derogatoria única, cinco disposiciones finales y un anexo. En particular, en el artículo 1 se establece que el objeto de la propuesta de Orden es determinación de la retribución de las actividades reguladas y de los peajes y cánones aplicables, mientras que en el resto de artículos establecen:

Artículo 2, la revisión de la retribución de los años 2014 y 2015;

Artículo 3, los costes de O&M de la Planta de El Musel

Artículo 4, las retribuciónes de conformidad con el Real Decreto-ley 13/2014 relativas al AASS de Castor

Artículo 5, las cuotas con destinos específicos

Artículo 6, régimen aplicable a los gases manufacturados en los territorios insulares.

Artículo 7, régimen de adquisición de gas de operación, gas talón y gas colchón

Artículo 6, Municipios de gasificación reciente En las seis disposiciones adicionales se establece:

El cumplimiento de la sentencia firme del Tribunal Supremo relativa al recurso 51/2013.

Los valores unitarios de inversión y operación y mantenimiento para el año 2016.

La posibilidad de incorporar a la retribución reconocida en años posteriores, las correcciones derivadas de la detección de errores en los valores de puntos de suministro en municipios de reciente gasificación utilizado en el cálculo de la retribución.

Los derechos de acometida y tarifas de alquiler de contadores y equipos de medida.

La acreditación de puesta en servicio de los proyectos con retribución específica pendiente de cobro

Un mandato a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, para que elabore una propuesta sobre el margen comercial que



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corresponde aplicar a la actividad de comercialización para el suministro a tarifa de último recurso.

En las seis disposiciones transitorias se establece:

El precio del gas de operación a aplicar en los mecanismos de incentivos a la reducción de mermas.

El peaje temporal para usuarios de la tarifa de materia prima hasta el 31 de diciembre de 2018.

Los tipos de interés provisionales aplicar (1) a un eventual desajuste temporal entre los ingresos y gastos del sistema gasista en 2015; (2) al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014; y (3) al coste reconocido como consecuencia del Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de Paris el 9 de agosto de 2010.

El volumen máximo de gas de maniobra permitido entre el 1 de enero y 1 de octubre de 2016, y con posterioridad a esta fecha.

La retribución del Operador de Mercado de Gas para 2016 En la disposición derogatoria se derogan cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo dispuesto en la Orden. Por último, la propuesta de Orden incluye cinco disposiciones finales:

La disposición final primera modifica el apartado 9.6.2 de la NGTS-09 aprobada por la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista.

La disposición final segunda modifica la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural.

La disposición final tercera modifica el artículo 14 de la Orden IET/2446/2013 sobre mermas en las redes de distribución

La disposición final cuarta establece que la Secretaría de Estado de Energía dictará las resoluciones precisas para la aplicación de esta orden.

La disposición final quinta establece la entrada en vigor de la Orden a las cero horas del 1 de enero de 2016.

Finalmente, en el Anexo se establece la retribución de las actividades reguladas.



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4. Consideraciones generales 4.1. Sobre el escenario de demanda previsto para el cierre de 2015 y 2016 Escenario de demanda considerado en la propuesta de Orden

En el Cuadro 1 se compara la demanda prevista para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 por el Ministerio (según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden), por el GTS, por las empresas y por la CNMC. Se indica que para el cierre 2015 la previsión de demanda para generar electricidad de las empresas recogida en la memoria de orden (56,6 TWh) no coincide con la previsión facilitada a la CNMC (54,6 TWh). Análogamente, la previsión para el 2016 de la demanda convencional de los Grupos 1 y 2 del GTS que se recoge en la Memoria (195,5 TWh) difiere de la que facilitada por el GTS a esta Comisión (195,7 TWh). Al respecto, se indica que la previsión de la demanda de la CNMC para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 se ha elaborado tras contrastar las variables de facturación previstas en cada uno de los escenarios proporcionados por los agentes con la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas y con la información remitida por los agentes en aplicación de la Circular 5/2008, de 22 de diciembre, de la Comisión Nacional de Energía (actualmente CNMC), de información para el mercado minorista español de gas natural. Como resultado de dichas comprobaciones se detectaron diversas incoherencias en la información comunicada por los agentes. Dichas incoherencias fueron puestas en conocimiento de los agentes implicados, los cuales remitieron nuevos ficheros de previsión con la revisión, en su caso, de la previsión inicial y/o justificación de las citadas previsiones. En el Cuadro 1 se muestra la información disponible por la CNMC. Se observa que la demanda prevista para el cierre del ejercicio 2015 (311,8 TWh) de la propuesta de Orden es similar a la prevista por la CNMC (312, 3 TWh) e inferior a la prevista por el GTS (319,4 TWh) y por las empresas (317,6 TWh), mientras que para el ejercicio 2016 la demanda de la propuesta de Orden (316,0 TWh) es inferior a la prevista por la CNMC, el GTS y las empresas (320,3 TWh, 325,9 TWh y 327,6 TWh, respectivamente). No obstante lo anterior, en la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden se indica que por un criterio de prudencia ha optado por considerar el escenario de previsión de demanda de la CNMC de los años 2015 y 2016. Respecto de la composición de la demanda, de acuerdo con la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden, la demanda de gas natural de 2015 alcanzará los 311,8 TWh, de los cuales 184,7 TWh corresponden a la demanda industrial convencional de gas natural y 60,0 TWh a la demanda de gas natural de las centrales de generación eléctrica de ciclo combinado, lo que supone una variación del -2,2% y del 15,8%, respectivamente, sobre la demanda de ambos



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colectivos prevista para el cierre de 2014, según la información disponible en la base de datos de Liquidaciones. Adicionalmente, se prevé que la demanda convencional del Grupo 3 alcance los 67,1 TWh un 8,2% superior a la registrada en 2014. En cuando a la demanda prevista para el año 2016, la demanda destinada a la generación eléctrica se mantendrá en 60 TWh, inferior en 7,7 TWh a la prevista por la CNMC, y la demanda convencional aumentará un 1,7% hasta alcanzar los 256,0 TWh (3,4 TWh superior a la prevista por la CNMC). Al respecto, cabe señalar los siguientes aspectos puestos de manifiesto en el Informe de previsión de la CNMC1 (véase Anexo I):

1. Se espera un incremento de la demanda de gas natural destinada a la generación eléctrica para el 2016 derivado del impacto de la Directiva de emisiones industriales sobre las centrales de generación de carbón.

2. Se espera una contracción de la demanda del grupo 3 motivada por pasar de un año climatológico frío a un año climatológico medio.

Cuadro 1. Demanda de gas natural prevista el cierre de 2015 y 2016 según la Memoria

que acompaña a la propuesta de Orden. Comparación con el escenario de demanda de las empresas, el GTS y la CNMC (1)

(1) Incluye el GNL a cliente final, Materia prima e Interrumpibles

Fuente: Memoria que acompaña a la propuesta de Orden, GTS, Empresas y CNMC

En el Cuadro 2 se comparan las variables de facturación por grupo tarifario previstas en la propuesta de Orden y las previstas por la CNMC para el cierre

1 Informe sobre las previsiones de demanda de ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2016 aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria de 29 de octubre de 2015

TWh

2014

Real

Previsión de

cierre 2015Previsión 2016 2015 vs 2014 2016 vs 2015 2015 vs 2014 2016 vs 2015

Demanda en generación eléctrica

Previsión OM 60,0 60,0 15,8% 0,0%

Previsión GTS 60,1 62,4 16,0% 3,8% 0,2% 4,1%

Previsión empresas 54,6 57,0 5,5% 4,3% -8,9% -5,0%

Previsión CNMC 60,0 67,7 15,8% 12,7% 0,0% 12,8%

Demanda convencional

Grupo 1 y 2 (1)

Previsión OM 184,7 188,1 -2,2% 1,8%

Previsión GTS 195,7 197,0 3,6% 0,7% 6,0% 4,7%

Previsión empresas 191,7 196,7 1,5% 2,6% 3,8% 4,6%

Previsión CNMC 184,7 185,8 -2,2% 0,6% 0,0% -1,2%

Grupo 3

Previsión OM 67,1 67,9 8,2% 1,2%

Previsión GTS 63,6 66,5 2,6% 4,6% -5,2% -2,1%


Previsión CNMC 67,6 66,75 9,1% -1,3% 0,8% -1,7%

TOTAL

Previsión OM 311,8 316 3,0% 1,3%

Previsión GTS 319,4 325,9 5,5% 2,0% 2,4% 3,1%


Previsión CNMC 312,3 320,24 3,2% 2,5% 0,2% 1,3%

Tasa de variación respecto de la

previsión de la propuesta OMTasa de variación s/ año anterior

51,8

302,7

188,9

62,0



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del ejercicio 2015. Se observa que las diferencias en el número de clientes y el consumo entre ambas previsiones se registran en el grupo 3. Cabe señalar que según las estimaciones de la propuesta de Orden se espera un mayor número de clientes en todos los peajes del Grupo 3, con la excepción del peaje 3.5, mientras que el consumo previsto en la propuesta de Orden es inferior al previsto por la CNMC con la excepción de los peajes 3.2 y 3.5. Respecto de la previsión de la capacidad facturada por peaje de acceso se observa que la previsión de la propuesta de Orden se corresponde con la previsión de capacidad contratada de la CNMC, lo que implica un factor de utilización de la capacidad contratada para todos los consumidores del 100%. Al respecto se indica que, en términos medios, el factor de utilización de la capacidad es del 96%. Cuadro 2. Demanda, número de clientes y capacidad previstos para el cierre de 2015 por

el MIET y la CNMC

Fuente: Información que acompaña a la Propuesta de Orden y CNMC

En el Cuadro 3 se comparan las variables de facturación por grupo tarifario previstas en la propuesta de Orden y por la CNMC para 2016. Se observan diferencias tanto en las previsiones del número de clientes como sobre las previsiones de capacidad y consumo.

Previsión propuesta OM Previsión CNMC% variación propuesta de Orden

sobre CNMC

Clientes

Capacidad

facturada

(MWh/día)

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(MWh/día)

Capacidad

facturada

(MWh/día)

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

facturada Volumen

Grupo 1 Firme 103 531.702.067 113.789.231 104 531.702.067 501.216.265 113.789.230 -0,5% 6,1% 0,0%

1.1 31 11.424.610 1.956.653 31 11.424.610 11.431.136 1.956.653 0,6% -0,1% 0,0%

1.2 35 144.057.410 20.160.299 35 144.057.410 130.811.725 20.160.299 -0,7% 10,1% 0,0%

1.3 37 376.220.047 91.672.279 37 376.220.047 358.973.404 91.672.279 -1,2% 4,8% 0,0%

Grupo 2 Firme 3.722 498.616.617 116.567.760 3.724 498.616.617 483.991.271 116.567.760 0,0% 3,0% 0,0%

2.1 779 1.800.942 177.776 779 1.800.942 1.889.773 177.776 0,0% -4,7% 0,0%

2.2 1.308 11.835.380 2.816.126 1.308 11.835.380 12.427.149 2.816.126 0,0% -4,8% 0,0%

2.3 1.017 72.303.166 13.446.338 1.017 72.303.166 74.588.445 13.446.338 0,0% -3,1% 0,0%

2.4 365 82.647.236 18.031.587 365 82.647.236 80.891.695 18.031.587 -0,1% 2,2% 0,0%

2.5 227 182.553.497 46.917.881 227 182.553.497 175.129.378 46.917.881 0,0% 4,2% 0,0%

2.6 26 147.476.396 35.178.052 26 147.476.396 139.064.832 35.178.052 -0,6% 6,0% 0,0%

Grupo 2 Interrumpible 1 435.000 456.750 24.910 -100,0% -100,0% -100,0%

Grupo 3 7.615.690 23.774.913 67.053.829 7.545.143 23.774.913 23.466.551 67.620.003 0,9% 1,3% -0,8%

3.1 4.378.488 10.727.296 4.329.938 - - 11.143.002 1,1% -3,7%

3.2 3.167.082 29.928.925 3.145.408 - - 29.840.414 0,7% 0,3%

3.3 23.267 1.475.128 22.933 - - 1.498.555 1,5% -1,6%

3.4 46.567 20.489.480 46.563 - - 20.791.463 0,0% -1,5%

3.5 286 23.774.913 4.433.000 301 23.774.913 23.466.551 4.346.569 -4,8% 1,3% 2,0%

Materia prima 2 20.100.000 5.034.883 2 20.100.000 18.921.258 5.034.883 0,0% 6,2% 0,0%

Total 7.619.517 1.074.193.597 302.445.703 7.548.973 1.074.628.598 1.028.052.096 303.036.786 0,9% 4,5% -0,2%



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Cuadro 3. Demanda, número de clientes y capacidad previstos para 2016 por el MIET y la CNMC


Al respecto se señalan las siguientes consideraciones: Nº de consumidores Según el escenario de demanda previsto para 2016 de la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden el número de clientes previstos para 2016 se mantiene para todos los peajes de acceso, excepto para los del Grupo 3. En particular, según la previsiones de la propuesta de Orden en 2016 se espera un incremento de consumidores en el Grupo 3 de 163.683 clientes (superior, aproximadamente, en 49.000 clientes al incremento previsto por la CNMC), motivado fundamentalmente por el incremento del número de clientes acogidos al peaje 3.2, parcialmente compensado por la contracción del número de clientes acogidos al peaje 3.1, en línea con la previsiones de esta Comisión. Cabe destacar que la previsión del número de consumidores se corresponde con la remitida por las empresas a la CNMC. Al respecto, esta Comisión se remite al informe de previsiones (véase Anexo I). Caudal facturado Según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden, en 2016 se mantendrá la capacidad facturada prevista para el cierre de 2015. Cabe señalar que, como se ha comentado anteriormente, la capacidad facturada prevista por el Ministerio se corresponde con la capacidad contratada prevista por la CNMC para el ejercicio 2015, lo que implica una utilización del 100% de capacidad contratada. Al mantener la previsión de capacidad facturada en 2016, la diferencia entre la previsión de la Orden y la previsión de la CNMC se reduce respecto de 2015.

Previsión propuesta OM Previsión CNMC% variación propuesta de Orden sobre

CNMC

Clientes

Capacidad

facturada

(MWh/día)

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(MWh/día)

Capacidad

facturada

(MWh/día)

Volumen (MWh) Clientes Capacidad

facturada Volumen

Grupo 1 Firme 104 531.702.067 114.984.202 104 573.347.584 540.313.394 121.456.908 0,0% -1,6% -5,3%

1.1 31 11.424.610 1.984.936 31 12.104.222 12.071.247 2.048.887 0,0% -5,4% -3,1%

1.2 35 144.057.410 20.447.072 35 156.459.252 141.858.383 21.072.758 0,0% 1,6% -3,0%

1.3 37 376.220.047 92.552.194 37 404.784.110 386.383.764 98.335.263 0,0% -2,6% -5,9%

Grupo 2 Firme 3.724 498.616.617 118.809.566 3.724 503.309.996 488.170.701 117.714.073 0,0% 2,1% 0,9%

2.1 779 1.800.942 181.331 779 1.815.031 1.904.567 178.665 0,0% -5,4% 1,5%

2.2 1.308 11.835.380 2.872.448 1.308 11.841.319 12.433.385 2.830.207 0,0% -4,8% 1,5%

2.3 1.017 72.303.166 13.715.250 1.017 72.315.045 74.600.918 13.513.610 0,0% -3,1% 1,5%

2.4 365 82.647.236 18.392.023 365 82.651.368 80.896.034 18.122.275 0,0% 2,2% 1,5%

2.5 227 182.553.497 47.855.590 228 183.006.976 175.565.554 47.179.270 -0,3% 4,0% 1,4%

2.6 26 147.476.396 35.792.924 26 151.680.256 142.770.244 35.890.046 0,0% 3,3% -0,3%

Grupo 2 Interrumpible - - - -

Grupo 3 7.779.373 23.774.913 67.926.322 7.659.541 23.925.661 23.615.343 66.753.387 1,6% 0,7% 1,8%

3.1 4.376.495 10.839.366 4.236.255 - - 10.084.075 3,3% 7,5%

3.2 3.330.471 30.151.295 3.351.221 - - 30.426.471 -0,6% -0,9%

3.3 24.476 1.550.708 24.124 - - 1.491.113 1,5% 4,0%

3.4 47.642 20.575.834 47.638 - - 20.283.961 0,0% 1,4%

3.5 289 23.774.913 4.809.119 303 23.925.661 23.615.343 4.467.766 -4,5% 0,7% 7,6%

Materia prima 2 20.100.000 5.034.883 2 20.100.000 18.921.258 5.085.232 0,0% 6,2% -1,0%

Total 7.783.202 1.074.193.597 306.754.973 7.663.371 1.120.683.241 1.071.020.697 311.009.600 1,6% 0,3% -1,4%



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En particular, dicha capacidad facturada es un 0,3% superior a la prevista por esta Comisión para dicho ejercicio (1.071.021 MWh/día), No obstante, se indica que la capacidad facturada prevista para 2016 (1.074.1942 MWh/día), es un 4% superior a la capacidad facturada promedio registrada entre julio de 2014 y junio de 2015 (1.032.994 MWh/día), de acuerdo con la información disponible en la base de datos de liquidaciones, y que la media móvil registrada en el periodo julio 2015-junio 2016 es del -5%. Demanda La demanda prevista para 2016 en la propuesta de Orden es un 1,4% inferior a la prevista por esta Comisión para dicho ejercicio, concentrándose las discrepancias en la demanda del grupo 1 (5,4% inferior) y grupo 3 (1,8% superior) y, en menor medida en el Grupo 2 (0,9% superior). Dichas diferencias son consecuencia, aunque no únicamente, de la diferente previsión de la demanda de los ciclos combinados y de la demanda de los consumidores acogidos al grupo 3. Previsión de las variables de facturación en la regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo En el Cuadro 4 y en el Cuadro 5, se comparan las previsiones de las variables de facturación de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo de la propuesta de Orden y de la CMNC previstas para el cierre de 2015 y 2016. Se observa que, a pesar de que la demanda nacional, así como las importaciones y exportaciones y las variaciones de los almacenamientos subterráneos previstas en la propuesta de Orden se corresponden, con carácter general, con las previstas por la CNMC para el cierre de 2015, no sucede lo mismo con la previsión de las entradas al sistema. En particular, parece que éstas se han ajustado para hacerlas coincidir con la demanda nacional prevista en la propuesta de Orden. Análogamente, en la previsión del ejercicio 2016 se han ajustado las variables de la regasificación y almacenamiento subterráneo a la demanda nacional prevista para 2016. Al respecto se indica que se considera fundamental que se garantice la coherencia del escenario de demanda, regasificación y almacenamiento subterráneo. En este sentido, los escenarios de regasificación previstos para 2015 y 2016 por la CNMC son coherentes con los escenarios de demanda previstos para dichos años.

2 La capacidad contratada del Grupo 3, se corresponde con la del peaje 3.5.



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Cuadro 4. Previsiones de variables de facturación en la regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo para el cierre de 2015. Propuesta de Orden vs

CNMC


Propuesta de Orden Escenario CNMCTasa de variación:

Propuesta de Orden vs CNMC

Entrada al Sistema

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratadoVolumen

Factor de

carga

Entrada al Sistema 1.100.695 311.758 78% 1.128.763 313.208 76% -2,5% -0,5% 2,1%

GN 637.130 186.042 80% 659.806 186.098 77% -3,4% 0,0% 3,5%

GNL 463.565 125.717 74% 468.956 127.110 74% -1,1% -1,1% 0,1%

Actividad de Regasificación

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

regasificado

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

regasificado

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

Volumen

regasificado

Factor de

carga

Regasificación 463.565 125.717 74% 468.956 127.110 74% -1% -1% 0%

Nº de buques

Volumen

descargado

(GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buques

Volumen

descargado

(GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buquesVolumen

descargado

Tamaño medio

del buque

Descarga de buques 154 125.717 120.206 194 158.180 120.069 -21% -21% 0%

Nº de buques Nº de buques Nº de buques

Puesta en frío 5

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

cargado en

cisternas

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

cargado en

cisternas

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

Volumen

cargado en

cisternas

Factor de

carga

Carga en cisternas 31.415 9.288 81,0% 34.407 10.111 80,5% -8,7% -8,1% 0,6%

Nº de buques

Volumen

trasvasado a

buques (GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buques

Volumen

trasvasado a

buques (GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buques

Volumen

trasvasado a

buques

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Trasvase de GNL a buque

(Volúmenes superiores a

9.000 m3 de GNL)

25 20.041 118.238 22 20.041 136.934 16% 0% -14%

nº días

capacidad

regasificación

Volumen de

gas

almacenado

(MWh /día)

nº días

capacidad

regasificación

Volumen de

gas

almacenado

(MWh /día)

nº días

capacidad

regasificación

Volumen de

gas

almacenado

Almacenamiento de GNL 13,00 6.026.348 12,87 6.034.762 1,0% -0,1%

Almacenamiento Subterráneo

Capacidad

contratada

GWh

GWh

Inyectados

/Extraidos

Capacidad

contratada

GWh

GWh

Inyectados

/Extraidos

Capacidad

contratada

GWh

GWh

Inyectados

/Extraidos

Almacenamiento de GN 25.712 17.876 25.712 17.876 0,0% 0,0%

GWh puesta en frío GWh puesta en frío GWh puesta en frío

65



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Cuadro 5. Previsiones de variables de facturación en la regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo para 2016. Propuesta de Orden vs CNMC


No obstante lo anterior, a diferencia de ejercicios anteriores, en la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden se incluye prácticamente la totalidad de las variables de facturación implicadas en la determinación de los peajes de la actividad de regasificación y almacenamiento, lo que se valora positivamente. 4.2. Sobre los ingresos previstos para el cierre de 2015 y 2016 A diferencia de ejercicios anteriores, en la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden se presentan los ingresos previstos para el cierre de los ejercicios 2015 y 2016.

Propuesta de Orden Escenario CNMCTasa de variación:

Propuesta de Orden vs CNMC

Entrada al Sistema

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratadoVolumen

Factor de

carga

Entrada al Sistema 1.115.642 316.008 78% 1.137.187 322.717 78% -1,9% -2,1% -0,2%

GN 646.561 188.796 80% 643.324 188.856 80% 0,5% 0,0% -0,5%

GNL 469.081 127.212 74% 493.863 133.861 74% -5,0% -5,0% 0,1%

Actividad de Regasificación

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

regasificado

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

regasificado

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

Volumen

regasificado

Factor de

carga

Regasificación 469.081 127.212 74% 493.863 133.861 74% -5% -5% 0%

Nº de buques

Volumen

descargado

(GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buques

Volumen

descargado

(GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buquesVolumen

descargado

Tamaño medio

del buque

Descarga de buques 156 127.212 120.206 197 160.476 120.101 -21% -21% 0%


Puesta en frío 2

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

cargado en

cisternas

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

(MWh/día)/mes

Volumen

cargado en

cisternas

(GWh)

Factor de

carga (%)

Caudal

contratado

Volumen

cargado en

cisternas

Factor de

carga

Carga en cisternas 31.229 9.233 81% 34.503 10.139 81% -9,5% -8,9% 0,6%

Nº de buques

Volumen

trasvasado a

buques (GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buques

Volumen

trasvasado a

buques (GWh)

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)

Nº de buques

Volumen

trasvasado a

buques

Tamaño medio

del buque

(m3 de GNL)



9.000 m3 de GNL)

21 17.000 119.399 17 15.409 135.954 26% 10% -12%

nº días

capacidad

regasificación

Volumen de

gas

almacenado

(MWh /día)

nº días

capacidad

regasificación

Volumen de

gas

almacenado

(MWh /día)

nº días

capacidad

regasificación

Volumen de

gas

almacenado

Almacenamiento de GNL 13,00 6.098.053 12,87 6.355.278 1,0% -4,0%


Capacidad

contratada

GWh

GWh

Inyectados

/Extraidos

Capacidad

contratada

GWh

GWh

Inyectados

/Extraidos

Capacidad

contratada

GWh

GWh

Inyectados

/Extraidos

Almacenamiento de GN 28.707 19.086 28.707 19.086 0,0% 0,0%

GWh puesta en frío GWh puesta en frío GWh puesta en frío

12



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Respecto de los ingresos previstos para el cierre de 2015 se estiman en 2.900,4 M€, cifra que supera en 3,8 M€ a los previstos por la CNMC para el mismo ejercicio, registrándose las mayores diferencias en el término de conducción de los peajes del Grupo 1 (10,8 M€) y Grupo 2 (5,8 M€) en el canon de almacenamiento subterráneo (15,0 M€) debido a que, como se ha comentado anteriormente, en el escenario de facturación de la propuesta de Orden se ha considerado un 100% de utilización de la capacidad contratada (véase Cuadro 6). Cuadro 6. Ingresos para el cierre de 2015 según la Memoria de la propuesta de Orden y la

CNMC


Respecto de los ingresos previstos para 2016, se indica que en la Propuesta de Orden se mantienen los peajes establecidos en la Orden IET/2445/2014, con la

Facturación (Millones de €)Diferencias : Propuesta de

Orden vs CNMC

Propuesta OM CNMC Miles de € %

I. Contratos de Largo Plazo

(A). Actividad de Regasificación 240,7 245,9 - 5,3 -2,1%

Peaje de descarga de buques 10,5 13,3 - 2,8 -21,0%

Peaje de carga en cisternas 11,7 12,8 - 1,1 -8,7%

Peaje de regasificación 111,6 112,9 - 1,3 -1,2%

Almacenamiento GNL 71,3 71,4 - 0,1 -0,1%

Puesta en frio 0,5

Trasvase de GNL a buques 35,7 35,1 0,5 1,5%

(B). Almacenamiento Subterráneo 130,0 130,0 - 0,0 0,0%

(C). Transporte y Distribución 2.472,4 2.460,5 12,0 0,5%

Reserva de Capacidad 129,7 133,1 - 3,4 -2,5%

Término de conducción 2.342,7 2.327,4 15,4 0,7%

Grupo 1 259,3 248,4 10,8 4,4%

Grupo 2 357,6 351,8 5,8 1,6%

Grupo 3 1.714,5 1.716,3 - 1,7 -0,1%

Materia Prima 11,4 10,9 0,5 4,6%

(D). Total Ingresos por contratos Largo Plazo

(A) + (B) + (C) 2.843,2 2.836,5 6,7 0,2%

II. Contratos de Corto Plazo

(E). Total Corto Plazo 30,0 31,5 - 1,5 -4,9%

(F). Total Ingresos (D) + (E) 2.873,2 2.868,0 5,2 0,2%

(G). Otros Ingresos 27,25 28,6 - 1,3 -4,7%

Peajes de conexiones internacionales 16,89 16,9 - 0,0 0,0%

Suministro a tarifas 1,3 - 1,3

Venta de Condesados 1,50 1,5 - 0,0%

Desbalances 8,86 8,9 - 0,0%

(H). Ingresos de actividades reguladas (F) + (G) 2.900,4 2.896,6 3,8 0,1%



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excepción del peaje temporal para antiguos usuarios del peaje de materia prima que se incrementa un 10,7% sobre los establecidos en dicha Orden. De acuerdo con la información que acompaña a la Propuesta de Orden, los ingresos previstos para 2016 ascienden a 2.947,3 M€, importe que supera en 23,8 M€ a los ingresos previstos por la CNMC (véase Cuadro 7). Las principales diferencias se registran en los peajes correspondientes a la actividad de regasificación (-10,1 M€) y en los ingresos por el término de conducción de los peajes del Grupo 3 (31,4 M€). Al respecto, se advierte de la sensibilidad de los ingresos del sistema a la demanda del Grupo 3, puesta de manifiesto en anteriores informes. En particular, un error de previsión en la demanda del Grupo 3 de un 1% supone un impacto en los ingresos del sistema del 0,5%, por lo que se recomienda especial prudencia a la hora de su previsión.



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Cuadro 7. Ingresos previstos de aplicar los peajes y cánones de la propuesta de Orden Escenario de facturación MIET vs CNMC. Año 2016


4.3. Sobre el Desajuste previsto para el cierre del ejercicio 2015 El artículo 61.2 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, establece una revisión automática de peajes y cánones en dos supuestos:

1) En el caso de que el desajuste anual de los ingresos liquidables del ejercicio supere el 10%

Facturación (Millones de €)Diferencias : Propuesta de

Orden vs CNMC

Propuesta OM CNMC Miles de € %

I. Contratos de Largo Plazo

(A). Actividad de Regasificación 237,48 247,56 - 10,1 -4,1%

Peaje de descarga de buques 10,59 13,47 - 2,9 -21,3%

Peaje de carga en cisternas 11,62 12,84 - 1,2 -9,5%

Peaje de regasificación 112,90 118,89 - 6,0 -5,0%

Almacenamiento GNL 72,12 75,16 - 3,0 -4,0%

Puesta en frio 0,16

Trasvase de GNL a buques 30,26 27,04 3,2 11,9%

(B). Almacenamiento Subterráneo 145,09 145,09 0,0 0,0%

(C). Transporte y Distribución 2.502,98 2.475,25 27,7 1,1%

Reserva de Capacidad 131,47 133,96 - 2,5 -1,9%

Término de conducción 2.371,51 2.341,29 30,2 1,3%

Grupo 1 260,01 267,02 - 7,0 -2,6%

Grupo 2 359,84 354,67 5,2 1,5%

Grupo 3 1.739,02 1.707,60 31,4 1,8%

Materia Prima 12,64 12,01 0,6 5,2%

(D). Total Ingresos por contratos Largo Plazo

(A) + (B) + (C) 2.885,6 2.867,9 17,7 0,6%

II. Contratos de Corto Plazo

(E). Total Corto Plazo 30,0 32,7 - 2,7 -8,3%

(F). Total Ingresos (D) + (E) 2.915,6 2.900,6 14,9 0,5%

(G). Otros Ingresos 31,70 22,84 8,9 38,8%

Peajes de conexiones internacionales 21,34 21,34 - 0,0 0,0%

Venta de Condesados 1,50 1,50 - 0,0%

Desbalances 8,86 8,9

(H). Ingresos de actividades reguladas (F) + (G) 2.947,3 2.923,5 23,8 0,8%



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2) En el caso de que la suma del desajuste anual y las anualidades reconocidas pendientes de amortizar supere el 15% de los ingresos liquidables del ejercicio.

Adicionalmente establece en el punto 3 que si el desajuste anual entre ingresos y retribuciones reconocidas resultase una cantidad positiva, esta cantidad se destinará a liquidar las anualidades pendientes correspondientes a desajustes de ejercicios anteriores, aplicándose en primer lugar a las referidas en el apartado 2 y a continuación a las correspondientes al déficit acumulado del sistema gasista a 31 de diciembre de 2014. En consecuencia, se hace necesario analizar la suficiencia de ingresos del ejercicio 2015 por el impacto que ello pudiera tener en el ejercicio 2016. Según la información que acompaña a la propuesta de Orden los ingresos regulados previstos para el cierre del ejercicio 2015 ascienden a 2.900,4 M€, por lo que serían suficientes para cubrir los costes previstos para el cierre del ejercicio (2.891 M€), generándose un desajuste positivo (9,4 M€). Cabe señalar que el escenario de ingresos y costes previstos por la CNMC para el cierre del ejercicio 2015 (véase Anexo I) arroja un desajuste positivo superior al previsto en la propuesta de Orden (104,4 M€), debido fundamentalmente a que en el escenario de previsión de la CNMC se ha estimado que una parte de los costes pendientes de reconocer correspondientes a los ejercicios 2014 y 2015 tendrá impacto en el ejercicio 2016, mientras que en el escenario de previsión de la propuesta de Orden se ha modificado el criterio y los costes de ejercicios anteriores se imputan en las liquidaciones de los ejercicios correspondientes. Adicionalmente, se indica que el impacto final sobre los ejercicios 2014, 2015 y 2016 dependerá de la inclusión en el régimen retributivo de las instalaciones pendientes de resolución (véase Cuadro 8). Cuadro 8. Costes, ingresos y desajuste previstos para el cierre del ejercicio 2015, según

la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden y la CNMC


Previsión de cierre del ejercicio 2015

Propuesta de

OrdenCNMC

Costes regulados sin déficit de ejercicios

anteriores (M€) (A) 2.891,0 2.792,4

Ingresos regulados (M€) (B) 2.900,4 2.896,8

Déficit (-)/Superavit de las actividades

reguladas (A) - (B) 9,4 104,4



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4.4. Sobre los aspectos retributivos para el ejercicio 2016 contenidos en la Propuesta de Orden

La Propuesta de Orden recoge en su conjunto, con los ajustes en los costes correspondientes a los ejercicios 2014 y 2015, unas necesidades retributivas para el año 2016 de 2.993,6 Millones de €, si bien en el cuadro resumen costes-ingresos para 2015 y 2016 recogido en el apartado 16 de la Memoria indica la cantidad de 2.929 Millones de €. En el cuadro adjunto, se comparan los valores recogidos en el cuadro del apartado 16 de la Memoria, con los valores resultantes de sumar los diferentes conceptos retributivos que se desarrollan en el resto de la Memoria.

Cuadro 9. Comparación Presupuesto Retribución 2016 previsto en la Memoria de la Propuesta de OM vs el agregado de las diferentes partidas recogidas en la misma

Fuente: Memoria Propuesta OM y Elaboración propia

En Millones de € € %

Actividad de Regasificación (1) 486,07 452,00 -34,07 -7,0%

Devengadas Año 2016 452,84 452,00 -0,84 -0,2%

Devengadas Año 2015 21,88 -21,88


Actividad de AASS (2) 191,27 196,00 4,73 2,5%

Devengadas Año 2016 186,74 196,00 9,26 5,0%

Devengadas Año 2015 -0,03 0,03


Actividad de Transporte 863,14 826,00 -37,14 -4,3%

Devengadas Año 2016 827,53 826,00 -1,53 -0,2%



Actividad de Distribución 1.343,45 1.337,00 -6,45 -0,5%

Devengadas Año 2016 1.408,53 1.337,00 -71,53 -5,1%



Gas de Operación 27,89 38,00 10,11 36,2%

Gestión Técnica del Sistema 22,83 22,83 0,00 0,0%

Operador del Mercado Organizado de Gas 3,42 3,30 -0,12 -3,5%

TASA MINETUR/CNMC 4,14 4,14 0,00 0,0%

Otros Costes 0,00

Anualidad por Laudo de Paris 36,30 34,33 -1,97 -5,4%

Devengadas Año 2016 34,33 34,33 0,00 0,0%


Anualidad por Deficit Acumulado a 31-dic-2014 15,25 15,25 0,00 0,0%

Desajustes Temporales 2015-2020, Art.61 Ley 18/2014 0,00

Medidas de gestión de la demanda 0,00

TOTAL 2.993,75 2.928,84 -64,92 -2,2%

TOTAL Excluido Devengos 2014 3.000,99 2.928,84 -72,15 -2,4%

(1) Incluye retribución por Hibernación Planta Regasificación EL MUSEL

(2) Incluye retribución por Hibernación AASS CASTOR

DiferenciasCuadro Resumen

Pto 16 Memoria

Agregación Partidas

Recogidas en

Memoria

Presupuesto 2016



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Las diferencias que se observan en el cuadro se corresponden principalmente con el diferente tratamiento que se da a las cantidades devengadas en los años 2014 y 2015 para el cálculo de las necesidades de 2016, que en unos casos no se consideran (transporte, regasificación y almacenamiento), y en otros casos si han sido consideradas, tal y como se observa en la distribución3. Por tanto, en lo que respecta al análisis de costes, el Presupuesto 2016 que ha considerado esta Comisión es el proveniente de agregar las partidas reflejadas en los diferentes epígrafes de la Memoria. En el cuadro siguiente, se desglosa dicho importe según los conceptos recogidos en los Artículos 59.4 y 66 de la Ley 18/2014 y el Real Decreto-Ley 13/2014, y se comparan con los valores obtenidos por esta Comisión (Valor Comprobación CNMC). La Comprobación de la CNMC se realiza aplicando los criterios enunciados en la Memoria de la Propuesta junto con la información disponible en CNMC. Para aquellas partidas que son previsiones 2016, la CNMC ha tomado preferentemente los valores indicados por el MINETUR salvo que se hayan observado magnitudes o criterios discrepantes con la información disponible en esta Comisión. Cuadro 10. Comparación Presupuesto Retribución 2016 previsto en la Propuesta de OM

vs Valor Comprobación CNMC


Debe señalarse que, tal y como se pone de manifiesto en los próximos epígrafes, las diferencias más significativas se corresponden con partidas cuyos valores son estimaciones. De hecho, en las partidas cuyos valores deben ser publicados en el BOE, o bien no existen diferencias o las que

3 Los 1.337 M€ de la actividad de distribución se corresponden principalmente con la suma de la retribución 2016 (1.398 M€) y los ajustes de retribución de 2014 y 2015 (-37 y 27,5 M€, respectivamente)

En Millones de €

Actividad de Regasificación 446,63 447,79 -1,17

Actividad de AASS 90,35 132,61 -42,26

Actividad de Transporte 863,14 869,10 -5,95

Actividad de Distribución 1.343,45 1.344,96 -1,50

Gas de Operación 27,89 27,89 0,00

Gestión Técnica del Sistema 22,83 22,83 0,00

Operador del Mercado 3,42 2,10 1,32

TASA MINETUR/CNMC 4,14 4,14 0,00

Otros (Coste Subastas) 0,00 0,00 0,00

Anualidad por Hibernación Planta Regasificación EL MUSEL 39,45 39,45 0,00

Anualidad por Hibernación AASS CASTOR 100,85 100,85 0,00

Anualidad por Laudo de Paris 36,30 36,30 0,00

Anualidad por Deficit Acumulado a 31-dic-2014 15,25 15,25 0,00

Desajustes Temporales 2015-2020, según Art.61 RD-Ley 8/2014 0,00 0,00

Medidas de gestión de la demanda 0,00 0,00

TOTAL 2.993,68 3.043,25 -49,56

Valor

Comprobación

CNMC

Retribución

Presupuestada

2016

Prop. OM (*)

Diferencia



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aparecen son por omisión de conceptos retributivos o por discrepancia en el criterio de reparto entre empresas. 4.5. Sobre la retribución de la Actividad de Transporte La Memoria de la Propuesta de Orden Ministerial 2016 recoge la retribución de la actividad de transporte en su epígrafe 5. La retribución fija a publicar en el BOE de la actividad de transporte está compuesta de cuatro conceptos: Retribución por Disponibilidad de los Activos (RD), la Retribución Financiera del Gas de Nivel Mínimo de Llenado (RFNMLL) de los gasoductos (o Gas Talón), Retribución por Continuidad de Suministro (RCS) y los ajustes de retribuciones de años pasados. Tal y como se muestra en el cuadro adjunto, no se han observado diferencias en las cantidades totales a publicar en el BOE (salvo en los ajustes y correcciones por cambios en la Tr), encontrándose las diferencias en la estimación de la retribución asociada a instalaciones y gas nivel mínimo de llenado pendiente de reconocer partidas que no han sido presupuestadas en la Propuesta4. En relación con el importe de RD a publicar en el BOE, señalar que se corresponde con el supuesto de que sean aprobadas con anterioridad las Resoluciones de inclusión en el régimen retributivo de las siguientes instalaciones que ya fueron informadas por esta Comisión:

a) Obra lineal, posiciones y ERM/EMs del gasoducto Alicante-Sant Joan-Benidorm-Altea propiedad de Gas Natural Cegas,

b) Obra lineal, posiciones y ERM/EMs del gasoducto Siero – Villaviciosa propiedad de Enagás Transporte del Norte,

c) Estación de Compresión de Denia y Ampliación de la Posición 34 de Enagás Transporte,

d) Obra lineal, posiciones y ERM/EMs de los gasoductos de Redexis Infraestructuras San Juan de Dios - Ca’s Tresorer, Ca’s Tresorer – Son Reus, Cala Gració-Ibiza-Central Térmica, Segovia –Otero de los Herreros, Otero de los Herreros – Ávila.

4 Además, se observa que han sido agregadas en un concepto equivocado la valoración de una posible adquisición de 400 GWh de gas para cubrir necesidades de nivel mínimo de llenado de la red de transporte. La retribución de dicho gas debería haberse imputado dentro de la actividad de transporte



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Cuadro 11. Comparación Retribución 2016 de la Actividad de Transporte prevista en la Propuesta de OM vs cálculos de contraste realizados por la CNMC


Por otra parte, se considera acertado que se hayan diferenciado los conceptos retributivos de 2016 (RCS, RD y RFNMLL) entre aquellos activos cuya liquidación se realiza de forma proporcional a los días del periodo de liquidación (Instalaciones puestas en servicio antes del 1 de enero de 2008) y aquellos cuya liquidación se realiza aplicando los porcentajes que se recogen en el Anexo III del Real Decreto 326/2008 (Instalaciones puestas en servicio desde el 1 de enero de 2008). En otro orden de ideas, se ha de señalar que no se considera adecuado el reparto realizado por empresa de los ajustes de retribuciones de años anteriores a publicar en el BOE (RCS2014 y RCS2015 y correcciones por Tr). La Propuesta de Orden recoge los importes por ajustes en RCS y RD que deberían satisfacer/percibir a sociedades que han sido absorbidas o fusionadas (casos de Redexis Gas Aragón, Transportista Regional de Gas o Redexis Gas Transporte), esto supone un cambio de criterio en cómo se venían tratando estas operaciones de fusión o adquisición de la totalidad de activos (p.e. adquisiciones de Distribuidora Sureuropea y Transmanchega de Gas, Septentrional de Gas); hasta ahora se consideraba que las retribuciones de ejercicios pasados las cobraba el nuevo propietario que asumía los derechos/obligaciones (casos de Redexis Gas o Redexis Infraestructura) al entender que las partes implicadas reflejarían, si lo consideraban necesario, las compensaciones oportunas en los contratos privados. De esta forma, se evitaba generar movimientos de caja en empresas que se estaban liquidando o no existían. Además, esta forma de proceder se ajustaría

En Millones de €

Retribución a Publicar en BOE 863,14 863,66 -0,51

RD 2016 595,01 595,01 0,00

RFNMLL 2016 1,64 1,64 0,00

RCS 2016 230,88 230,88 0,00

Ajustes Años Anteriores 35,61 36,12 -0,51

RD años anteriores asociado Nuevas Intalaciones A Cuenta 3,39 3,39 0,00

RD y RFNMLL Años Anteriores por cambio Tr en Ley 8/2015 25,45 25,96 -0,51

RCS Años Anteriores 6,77 6,77 0,00

Otros Ajustes/Correcciones 0,00

Retribución Estimada para Presupuesto 0,00 5,44 -5,44

Inst. Pdte Inclusión Reg. Retributivo 0,00 5,44 -5,44

Total Actividad Transporte 863,14 869,10 -5,95

Gas de Operación para Actividad Transporte (presupuesto) 16,97 16,97 0,00

Total 880,11 886,06 -5,95

Diferencia

Retribución

2016

Prop. OM

Valor

Comprobación

CNMC



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más al espíritu que emana del Articulo 16 del Real Decreto 949/2001 relativo a que es el activo el que genera el derecho a la retribución5. Por último, se ha observado que en los títulos de los cuadros del Anexo, se suele hacer referencia a “Retribución por disponibilidad” cuando en el mismo se recogen agregados los importes de Retribución por Disponibilidad (RD) y de por Retribución Financiera del Gas de Nivel Mínimo de Llenado (RFNMLL). En consecuencia, y con objeto de evitar cualquier confusión al respecto, se recomienda incluir en los títulos referencia a la RFNMLL 4.6. Sobre la retribución de la Actividad de Almacenamiento Subterráneo La Memoria de la Orden Ministerial de la Propuesta 2016 recoge la retribución de la actividad de Almacenamiento Subterráneo (AASS) en su epígrafe 6. La Memoria recoge en el mismo epígrafe tanto la retribución de las instalaciones de AASS que están en operación como aquellas que están hibernadas (Castor). Esta Comisión considera conveniente un tratamiento diferenciado de ambas tipologías de instalaciones. De hecho, la propia Propuesta de Orden, por un lado, indica en su Artículo 1.2 que el Anexo recoge las retribuciones reguladas para 2016 que han sido calculadas de acuerdo con los Anexos X y XI de la Ley 18/2014 (norma que explícitamente excluye en su aplicación al AASS Castor), mientras que, en su Artículo 46 recoge todos los costes retributivos asociados al AASS Castor salvo los costes provisionales de mantenimiento y operatividad del Almacenamiento Subterráneo Castor 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 vienen recogidos en el Anexo de la Orden En consecuencia, con objeto de evitar cualquier confusión al respecto, se recomienda eliminar del Anexo la referencia a los costes provisionales de mantenimiento y operatividad del Almacenamiento Subterráneo Castor derivados de las obligaciones indicadas en el artículo 3.2 del Real Decreto-ley 13/2014. En este sentido, además, se recomienda eliminar del Artículo 4 cualquier referencia al Anexo de la Orden (en el epígrafe 5.3 de este Informe se realiza una propuesta de modificación del artículo), y del Anexo aquellos conceptos de coste que hacen referencia al AASS de Castor.

5 Su apartado 5 indica que “la cantidad a retribuir a cada empresa se obtendrá como suma de las cantidades a retribuir para cada instalación de las que dicha empresa sea titular. La agregación del total de las retribuciones correspondientes a cada empresa o grupo de empresas determinará la retribución total de las actividades de regasificación, almacenamiento y transporte” 6 Sobre “Reconocimiento retribuciones de conformidad con el Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre”.



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En el caso de las instalaciones de AASS en operación, la retribución fija, a publicar en el BOE, de la actividad de AASS está compuesta de cuatro conceptos: la Retribución por Disponibilidad de los Activos (RD), las cantidades a devolver por aplicación de la Disposición Adicional 7ª de la Orden ITC/3802/2008 (DA 7ª O.ITC/3802/2008), la Retribución por Continuidad de Suministro (RCS) y los ajustes de retribuciones de años pasados. Tal y como se muestra en el cuadro adjunto, se observa una diferencia de 21,3 M€ en la RD a publicar en el BOE. Esta diferencia se produce porque la Propuesta de Orden recoge dentro de este concepto la RD asociada al AASS de Yela. Además, existen diferencias significativa en las estimaciones de la retribución a satisfacer por instalaciones pendiente de incluir en el Régimen Retributivo7, los ajustes a realizar por la retribución definitiva 2015 de costes de O&M8 y los costes liquidables por Condensados del GN extraído9.

Cuadro 12. Comparación Retribución 2016 de la Actividad de AASS prevista en la Propuesta de OM vs cálculos de contraste realizados por la CNMC


En relación con la inclusión de la Retribución del AASS de Yela en la Orden, hay que señalar que, a día de hoy, está en trámite de informe preceptivo de esta Comisión la Propuesta de Resolución de Inclusión en el Régimen Retributivo de la instalación. En dicha tramitación, se realizó un requerimiento de información adicional a ENAGAS cuya respuesta ha entrado recientemente en el registro de esta Comisión. En consecuencia, en tanto en cuanto no se

7 La Propuesta de OM no presupuesta la retribución 2015 de las modificaciones realizadas en el AASS de Serrablo en los años 2008, 2009 y 2010, ni presupuesta las adquisiciones de gas colchón realizadas en el AASS de Yela durante 2014. 8 La Propuesta de OM no presupuesta esta partida 9 La Propuesta de OM no presupuesta esta partida

En Millones de €

Retribución a Publicar en BOE 90,35 69,12 21,23

RD 2016 85,00 63,69 21,30

RCS 2016 6,06 6,06 0,00

Devol. por DA 7ª O.ITC/3802/2008 -0,71 -0,71 0,00

Ajustes Años Anteriores 0,07 0,07 0,00

RD y RFNMLL Años Anteriores por cambio Tr en Ley 8/2015 0,52 0,52 0,00

RCS Años Anteriores -0,45 -0,45 0,00




Ajustes de Retribución Costes O&M 2015 0,00 3,42 -3,42

Costes Condensados del GN extraído 0,00 0,27 -0,27

Total Actividad AASS 90,35 132,61 -42,26

Gas de Operación para Actividad AASS (presupuesto) 6,24 6,24 0,00

Total 96,60 138,86 -42,26

Nota: No incluye retribución por Hibernación AASS de Castor

Retribución

2016

Prop. OM

Valor

Comprobación

CNMC

Diferencia



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emita el informe por esta Comisión, no procede la inclusión de la retribución de este activo en la Orden. Es por ello por lo que las cantidades pendientes de inclusión (59,8 M€) recogidas en el valor de comprobación de la CNMC son tan elevadas. En ellas están recogidas la retribución de los ejercicios 2015 y 201610 por inversión del AASS de Yela (43,2 M€) y de la ampliación de las instalaciones de AASS Serrablo realizadas entre 2008-2010 (3,6 M€) y gas colchón adquirido en 2014 y 2015 (12,9 M€). En consecuencia, el importe de RD a publicar en el BOE sería el determinado en la comprobación por esta Comisión, y habría que reformular el reparto de RCS entre las compañías. 4.7. Sobre la retribución de la Actividad de Regasificación La Memoria de la Orden Ministerial de la Propuesta 2016 recoge la retribución de la actividad de Regasificación en su epígrafe 7. La Memoria recoge en el mismo epígrafe tanto la retribución de las instalaciones de Plantas de Regasificación que están en operación como aquellas que están hibernadas como la planta de El Musel. Esta Comisión considera conveniente un tratamiento diferenciado de ambas tipologías de instalaciones ya que tienen tratamientos retributivos diferenciados. En el caso concreto de la planta de El Musel, ésta se encuentra afectada por la Disposición Transitoria Tercera del Real Decreto-Ley 13/2012, de 30 de marzo, en lo relativo a la suspensión de la tramitación de los procedimientos relativos a nuevas plantas de regasificación en territorio peninsular, y en particular a su puesta en marcha, sin perjuicio de su derecho al cobro de:

1. Una retribución transitoria, igual a la retribución financiera del inmovilizado, hasta el restablecimiento de la tramitación suspendida de estas instalaciones, siendo ésta una retribución no prevista en el régimen general de retribución de la actividad de regasificación establecido en la ITC 3994/2006, de 29 de diciembre, ni en la Ley 18/2014. Esta retribución, tal y como dispone el citado Real Decreto-Ley, es un ingreso a cuenta hasta el reconocimiento definitivo.

2. Una retribución por los costes de operación y mantenimiento que determinará el Ministro de Industria, Energía y Turismo con objeto de

10 Esta Comisión asume que las Resoluciones de inclusión en el Régimen Retributivo de estos activos serán resueltas antes de la liquidación definitiva del año 2014 e indicarán, como está siendo habitual últimamente, que la retribución correspondiente al año 2014 y anteriores sea incluida en dicha liquidación.



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que la instalación esté disponible para iniciar su puesta en servicio cuando así se determine.

Esta circunstancia es tenida en consideración parcialmente por la propia Propuesta de Orden al señalar, por un lado, en su Artículo 1.2 que el Anexo recoge las retribuciones reguladas para 2016 que han sido calculadas de acuerdo con los Anexos X y XI de la Ley 18/2014; y, por otro lado, al recoger en su Artículo 311 las retribuciones por O&M asociadas a la Planta de El Musel. No obstante lo anterior, se produce la confusión al aparecer recogidas en el Anexo tanto la retribución transitoria financiera del El Musel como sus retribuciones por O&M desarrolladas en el Artículo 3. En consecuencia, con objeto de evitar cualquier confusión al respecto, se recomienda eliminar del Anexo la referencia a los costes de inversión y O&M de la Planta de El Musel. En este sentido, además, se recomienda incluir en el Articulo 3 la retribución transitoria de El Musel, y eliminar cualquier referencia al Anexo de la Orden (en el epígrafe 5.2 de este Informe se realiza una propuesta de modificación del artículo). En el caso de las plantas de regasificación en operación, la retribución fija a publicar en el BOE de la actividad de Regasificación está compuesta de cinco conceptos: la Retribución por Disponibilidad de los Activos (RD), la Retribución Financiera del Gas de Nivel Mínimo de Llenado (RFNMLL) de los tanques de GNL (o Gas Talón), la Retribución por Continuidad de Suministro (RCS), y los ajustes de retribuciones de años pasados. Tal y como se muestra en el cuadro adjunto, no se han observado diferencias en las cantidades totales a publicar en el BOE. Las únicas diferencias existentes se observan en la estimación de la retribución asociada a gas nivel mínimo de llenado pendiente de reconocer12. En relación con el importe de RD a publicar en el BOE, señalar que se corresponde con el supuesto de que sea aprobada con anterioridad la Resolución de inclusión en el régimen retributivo del Tercer Tanque de la Planta de Bilbao, que ya fue informada por esta Comisión

11 Sobre “Costes de operación y mantenimiento de la planta de regasificación de El Musel”. 12 La Propuesta de OM no presupuesta esta partida



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Cuadro 13. Comparación Retribución 2016 de la Actividad de Regasificación prevista en la Propuesta de OM vs cálculos de contraste realizados por la CNMC


4.8. Sobre la retribución de la Actividad de Distribución La Memoria de la Propuesta de la Orden Ministerial expone las necesidades económicas de la actividad de distribución en el Epígrafe 8. La retribución fija, a publicar en el BOE, de la actividad de distribución está compuesta de seis conceptos: la Retribución 2016 de los Activos, la Retribución 2016 del extracoste de territorios insulares13, así como los ajustes por desvíos de los dos anteriores para los ejercicios 2014 y 2015. Tal y como se muestra en el cuadro adjunto, no se han observado diferencias significativas en las cantidades totales a publicar en el BOE, todas ellas en el entorno de los cientos de miles de euros.

13 Coste diferencial del suministro de gas natural licuado o gas manufacturado y/o aire propanado distinto del gas natural en territorios insulares que no dispongan de conexión con la red de gasoductos o de instalaciones de regasificación, así como la retribución correspondiente al suministro a tarifa realizado por empresas distribuidoras, en estos territorios

En Millones de €

Retribución a Publicar en BOE 420,93 420,93 0,00

RD 2016 344,45 344,45 0,00

RFNMLL 2016 1,34 1,34 0,00

RCS 2016 57,74 57,74 0,00

Ajustes Años Anteriores 17,39 17,39 0,00

RD y RFNMLL Años Anteriores por cambio Tr en Ley 8/2015 8,87 8,87 0,00

RCS Años Anteriores 8,52 8,52 0,00



Retribución Variable 2016 25,70 25,70 0,00


Total Actividad Regasificación 446,63 447,79 -1,17

Gas de Operación para Actividad Regasificación (presupuesto) 4,68 4,68 0,00

Total 446,63 447,79 -1,17

Nota: No incluye retribuciónpor Hibernación Planta El Musel

Retribución

2016

Prop. OM

Valor

Comprobación

CNMC

Diferencia



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Cuadro 14. Comparación Retribución 2016 de la Actividad de Distribución prevista en la Propuesta de OM vs cálculos de contraste realizados por la CNMC


En un análisis detallado de los cálculos realizados, se ha observado que, a pesar de lo indicado en la Memoria, en los cálculos de la retribución del año 2015 y 2016 se ha utilizado el número medio de puntos de suministro en redes de presión<4 bar en municipios ya gasificados en 2015 y 2016 que declararon inicialmente las empresas, cuando debía haber utilizado los propuestos por esta Comisión14. En su análisis, esta Comisión consideró que había que respetar el número total declarado por la empresas si bien, atendiendo a los datos disponibles en bases de datos (también declarados por las empresas), se reclasificaron municipios de reciente gasificación y/o minoraron los números de Puntos de Suministro indicados en ellos cuando había indicios de haber sido introducido el gas con anterioridad a 2014 o el número de puntos suministro era superiores a los disponibles en la Comisión. Al utilizar la Propuesta el número de puntos de suministro en redes de presión<4 bar en municipios ya gasificados en 2015 y 2016 que declararon inicialmente las empresas, se ha minorado la captación de nuevos puntos prevista por los distribuidores y en consecuencia su retribución. En el cuadro adjunto, pueden observarse, para cada empresa distribuidora, los valores de número medio de puntos de suministros en redes de presión<4 bar para los años 2014, 2015 y 2016 declarados y propuestos por la CNMC tanto en municipios ya gasificados como en municipios de reciente gasificación.

14 Sobre las previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector de gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016

En Millones de €

Retribución a Publicar en BOE 1.333,4 1.334,9 -1,50

Retribución 2016 1.397,99 1.398,55 -0,55

Desvios Retribución 2015 -37,03 -36,39 -0,64

Desvios Retribución 2014 -27,53 -27,53 0,00

Extracoste 2016 0,43 0,56 -0,12

Desvios Extracoste 2015 -0,44 -0,33 -0,11

Desvios Extracoste 2014 -0,08 0,00 -0,08

Ajustes Años Anteriores 0,00

Retribución Estimada para Presupuesto 10,10 10,10 0,00

Suministro a Tarifa 0,10 0,10 0,00

Retribución Específica Distribución 10,00 10,00 0,00

Total 1.343,45 1.344,96 -1,50

Retribución

2016

Prop. OM

Valor

Comprobación

CNMC

Diferencia



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Cuadro 15. Comparación Nº medio de puntos de suministro en redes de presión<4 bar declarados por empresas vs comprobaciones realizadas por la CNMC


Por otra parte, se han observado diferencias en el extracoste reconocido de todos los ejercicios objeto de cálculo, tal y como puede observarse en el cuadro adjunto para las empresas distribuidoras insulares.

Definitivo

2013 2014 2015 2016 2014 2015 2016

Naturgas Energía Distribución, S.A. 918.880 928.887 937.748 931.522 928.887 937.747,5 931.837,0

Gas Directo, S.A. 4.760 5.144 5.654 6.119 5.144 5.654,0 6.119,0

Redexis Gas, S.A. 374.310 384.488 395.613 428.103 384.981 396.150,0 428.254,0

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 67.046 69.079 71.071 73.120 69.079 71.070,5 73.119,5

Tolosa Gas, S.A 4.715 4.783 4.854 4.919 4.783 4.854,0 4.919,0

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 3.029.768 3.039.941 3.056.698 3.078.988 3.040.978 3.059.278,0 3.082.942,0

Gas Natural Andalucia, S.A. 388.527 397.547 406.960 417.362 397.654 407.453,5 418.715,5

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 224.926 227.820 230.828 237.721 227.998 231.132,5 238.025,5

Gas Natural Castilla y León, S.A. 408.133 414.869 419.947 424.093 414.901 420.039,5 424.320,5

CEGAS, S.A. 639.249 645.314 654.047 666.212 646.137 658.644,8 676.046,1

Gas Galicia SDG, S.A. 233.253 241.264 246.239 249.420 241.616 246.591,0 249.419,5

Redexis Gas Murcia, S.A. 92389 91722,5 92.146 94.902 91769 92.192,0 94.901,5

Gas Navarra, S.A. 131.044 134.029 135.748 136.938 134.081 135.954,5 137.387,5

Gas Natural Rioja,S.A. 75.801 78.157 79.885 81.920 78.181 79.909,0 81.919,5

GASCAN, S.A. 8 13 36 57 13 35,5 57,0

Madrileña Red de Gas, S.A. 835.393 839.803 844.612 850.320 839.803 844.611,5 850.319,5

Gas Natural Madrid SDG, S.A. (1) 0 0 0 0 0 0,0 0,0

Total 7.428.197 7.502.856 7.582.081 7.681.713 7.506.002 7.591.318 7.698.303

Definitivo

2013 2014 2015 2016 2014 2015 2016

Naturgas Energía Distribución, S.A. 0 2 119 1.107 2 119 792

Gas Directo, S.A. 0 0 0 0 0 0 0

Redexis Gas, S.A. 0 494 3.313 8.991 0 2.775 8.840

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 0 0 0 0 0 0 0

Tolosa Gas, S.A 0 0 0 0 0 0 0

Gas Natural Distribución SDG,S .A. (2) 0 630 5.415 19.114 234 4.019 16.408

Gas Natural Andalucia, S.A. 0 116 1.946 6.416 9 1.453 5.062

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 0 470 2.609 8.236 291 2.304 7.932

Gas Natural Castilla y León, S.A. 0 63 1.305 6.717 31 1.213 6.489

CEGAS, S.A. 0 1.304 7.328 17.173 481 2.730 7.339

Gas Galicia SDG, S.A. 0 590 5.413 16.289 238 5.060 16.289

Redexis Gas Murcia, S.A. 0 46,5 375 915 0 329 915

Gas Navarra, S.A. 0 142 636 1.252 90 429 802

Gas Natural Rioja,S.A. 0 49 808 2.194 25 784 2.194

GASCAN, S.A. 0 0 0 0 0 0 0

Madrileña Red de Gas, S.A. 0 274 1.273 3.308 274 1.273 3.308

Gas Natural Madrid SDG, S.A. (1) 0 965 2.696 5.002 324 1.512 3.754

Total 0 5.143 33.233 96.711 1.997 23.996 80.122

Total Actividad 7.428.197 7.507.998 7.615.314 7.778.424 7.507.998 7.615.314 7.778.424

Declarados por Empresas Según Comprobaciones CNMC

Número Medio Puntos de Suministro (PS) conectados a P<4bar en T.M. con gas desde hace 6 años o más (ΔCImgc<4b)

Declarados por Empresas Según Comprobaciones CNMC

Número Medio Puntos de Suministro (PS) conectados a P<4bar en T.M. con gas desde hace 5 años o menos (ΔCImgrc<4b)



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Cuadro 16. Comparación Retribución 2016 de la Actividad de Distribución insular prevista en la Propuesta de OM vs cálculos de contraste realizados por la CNMC


La única razón para las tres diferencias observadas, es el extracoste unitario aplicado.

1. En el caso del extracoste de Redexis Gas en 2014, la Propuesta ha considerado el valor de 0,035 €/kWh como Precio de Cesión aplicable a las Islas Baleares para calcular el extracoste unitario. Dicho valor viene recogido en el Artículo 13 de la Orden 2446/2013 que regula el Régimen aplicable a los gases manufacturados en el archipiélago canario. Por tanto, sería de aplicación únicamente al archipiélago canario, siendo el valor a aplicar a las Islas Baleares el recogido en el Artículo 15 de la Orden IET/3587/2011, sobre Régimen aplicable a los gases manufacturados en los territorios insulares, de 0,023326 €/kWh15. En consecuencia, el extracoste unitario a aplicar pasaría de 0,027128 €/kWh a 0,038801 €/kWh y, por tanto el extracoste a considerar sería el determinado por esta Comisión (253.589,85 €) Señalar que en el año 2015 sería de aplicación el precio de cesión de 0,035 €/kWh, al estar amparado en el Artículo 3 de la Orden IET/2445/2015 sobre Régimen aplicable a los gases manufacturados en los territorios insulares

2. En el caso del extracoste de Gasificadora Regional Canaria en 2015 y 2016, la Propuesta ha considerado un precio medio de adquisición de GLP de 0,06770 €/kWh por lo que el extracoste unitario resulta ser de 0,03270 €/kWh un vez descontado el Precio de Cesión valor de 0,035 €/kWh. El precio medio de adquisición utilizado, es el resultante de considerar, según la Memoria, unas adquisiciones de 6.616.609 kWh hasta junio por un valor de 447.914 €.

15 El Articulo 14 de la Orden IET/2812/2012, también regula el régimen aplicable a los gases manufacturados en el archipiélago canario

2.014 2.015 2.016

Real previsión previsión

Gas. Reg. Canaria

Prop Orden 324.362,24 368.661,00 371.379,00

CNMC 324.362,24 238.526,80 243.958,68

Diferencia 0,00 130.134,20 127.420,32

Redexis Gas

Prop Orden 177.295,00 62.856,51 62.856,51

CNMC 253.589,85 62.856,51 62.856,51

Diferencia -76.294,85 0,00 0,00



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De acuerdo con la Auditoría presentada por Gasificadora Regional Canaria a esta Comisión, las adquisiciones de GLP hasta junio de 2015 fueron de 11.532.805 kWh por un importe de 647.625,79 €. Por tanto, el precio medio de adquisición a considerar es de 0,056155 €/kWh, y el extracoste 0,021155. En consecuencia, extracostes a considerar serían los determinados por esta Comisión (238.526,80 € para 2015 y 243.958,68 € para 2016)

Por lo demás, se ha de indicar que existen pequeñas diferencias (<100 €) en los valores a publicar en el BOE, cuyo origen radica principalmente en:

Diferencias en los valores de entrada del modelo (nº Puntos de Suministro en redes de presión<4 bar a 31 de diciembre y las demandas en la red de presión<4 bar y en la red de presión entre 4 y 60 bar) de aquellos años que se actualizan (2014, 2015 y 2016) y del año 2013.

Errores en el proceso de determinación de los desvíos de la retribución de los años 2014 y 2015 de las empresas distribuidoras.

No obstante lo anterior, se ha observado que16:

En el cálculo de la retribución del año 2015, la retribución de Redexis Gas inicial (70.765.428 €), correspondiente al ejercicio 2014, contiene el extracoste pagado en 2014. Esto implica que se haya incrementado la retribución 2015 de esta empresa en 177.295 €. El valor de Redexis Gas sin extracoste sería de 70.588.134 €

Al hacer el ajuste de la retribución del año 201517 a Naturgas Energía Distribución y Redexis Gas con motivo de la operación de compra-venta de activos entre ellos, se ha imputado a Redexis Gas el 100% de la retribución 2015 de los activos traspasados, cuando debía haberse únicamente imputado la parte proporcional al periodo que son titulares (desde el 1 de junio y el 30 de junio respectivamente).

Además, hay que señalar que en los cálculos realizados no se ha tenido en cuenta que parte del crecimiento en 2015 en los activos traspasados

16 Se hace referencia a las cantidades calculadas que aparecen en la Memoria y no a las correctas resultantes de subsanar los errores indicados anteriormente 17 Adicionalmente se ha observado otro error que no ha tenido impacto al determinar la retribución 2015 de los activos. La retribución del año 2014 de Naturgas Energía Distribución utilizada para el reparto entre los activos que son vendidos a Redexis Gas y los que retiene la empresa (169.452.429 €), difiere de la retribución correcta calculada en el proceso general (169.444.208 €). Esta diferencia (8.221 €) viene motivada porque se ha considerado que en dicho año que el nº medio de Puntos de Suministro en municipios de gasificación reciente era 119 cuando en realidad había 1,5.



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se ha realizado siendo titular de ellos Redexis Gas, y debería haberse tenido en cuenta en el reparto proporcional.

Cuadro 17. Reparto de la Retribución 2015 de Naturgas Energía entre activos traspasados y activos remanentes


4.9. Sobre la sostenibilidad económica prevista para 2016 En el Cuadro 18 se presenta el escenario de ingresos y costes previstos en la Memoria que acompaña la propuesta de Orden y por la CNMC para el ejercicio 2016. Se observa que, de acuerdo con la información que acompaña a la propuesta de Orden, los ingresos resultantes previstos para 2016 ascienden a 2.947,3 M€, mientras que los costes ascienden a 2.920,418 M€, por lo que se produciría un desajuste positivo en la liquidación de las actividades reguladas de 26,9 M€. De acuerdo con el escenario de previsión de esta Comisión de 2016, se producirá un desajuste positivo de 3,2 M€.

18 Se indica que el cuadro resumen de la página 64 no coincide con la suma de las distintas partidas de costes incluidas en la memoria, por lo que se ha tomado como previsión ésta última.

Naturgas

DistribuciónRedexis Gas

Activos Remanentes en Naturgas (1) 170.517.088,59 170.517.088,59 0,00

Activos Traspasados en Operación CV 1 junio 2015 3.655.191,37 2.143.043,71 1.512.147,66

Mdo Ampliado Tras Operación CV 1 de junio 2015 (1) 124.208,97 0,00 124.208,97

Activos Traspasados en Operación CV 30 junio 2015 782.058,13 458.521,75 323.536,38

Mdo AmpliadoTras Operación CV 30 de junio 2015 (1) 12.580,50 0,00 12.580,50

Naturgas Energía Distribución, S.A. 175.091.102,57 173.118.654,05 1.972.473,51

Ajuste Anual -4.574.013,98 4.574.038,97

Reparto Correspondiente aTotal Retribución

Año 2015



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Cuadro 18. Costes, ingresos y déficit previstos para el ejercicio 2016, según la Memoria que acompaña a la propuesta de Orden, y según la CNMC


4.10. Sobre los peajes y cánones de la propuesta de Orden

4.10.1. Sobre los peajes del Grupo 3 El artículo 66.b de la Ley 18/2014 establece que la cantidad a recuperar por el desvío correspondiente a la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia y suministrado a través del gasoducto del Magreb, como consecuencia del Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París el día 9 de agosto de 2010, se repercutirá de forma proporcional al volumen de gas consumido entre todos los niveles de consumo del grupo 3 en el peaje de conducción. En aplicación de lo anterior, la Orden IET/2445/2014 incrementó el término variable del término de conducción del peaje de transporte y distribución en 0,047353 c€/kWh. Cabe señalar que, en aplicación de lo establecido en la Disposición transitoria segunda de la citada Orden, el término de conducción de los consumidores conectados a planta satélite se calcula multiplicando el término de conducción general por unos coeficientes que se sitúan entre el 0,324 para el peaje 3.5 y el 0,612 para el peaje 3.1. Por tanto, el recargo incluido en los peajes aplicables a las plantas satélite será únicamente entre el 32,4% y el 61,2% del recargo aplicado a los consumidores no conectados a planta satélite, lo que implicará que el recargo aplicado sea diferente en función del tipo de consumidor considerado. Lo anterior determina que la recaudación en concepto de recargo prevista para 2015 sea de 712,6 miles de € inferior al coste a imputar de la amortización del principal

Previsión 2016

Propuesta de

OrdenCNMC

Costes regulados sin déficit de ejercicios

anteriores (M€) (A) 2.947,3 2.923,5

Ingresos regulados (M€) (B) 2.920,4 2.920,4

Déficit (-)/Superavit de las actividades

reguladas (A) - (B) 26,9 3,2



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(32.758.000 €), según el escenario de previsión de la CNMC19 (véase Cuadro 19).

Cuadro 19. Estimación de los ingresos recuperados por los peajes del Grupo 3 correspondiente al Laudo del ejercicio 2015, según la propuesta de Orden, y según el

escenario de demanda de la CNMC

Fuente: CNMC y Orden IET/2445/2014

Por otra parte, la disposición adicional cuarta de la Orden IET/3545/2014 establece que los desvíos de recaudación anual que sean consecuencia de valores diferentes entre las ventas reales y estimadas, se tendrán en cuenta en el cálculo del año siguiente. Teniendo en cuenta que el importe del Laudo debe recuperarse de forma proporcional al volumen de gas consumido entre todos los niveles de consumo del grupo 3 en el peaje de conducción, conforme establece el artículo 66.b de la Ley 18/2014, el importe a considerar en el ejercicio 2016 debe incluir la correspondiente anualidad (amortización de principal e intereses), más los intereses de 2015 y el desvío del ejercicio 2015. Esto es, 37.011,4 miles de €: 34.331,7 miles de € correspondientes a la anualidad 2016, 1.967,1 miles de € por intereses de 2015 y 712,6 miles de € por el desvío de 2015. La propuesta de Orden mantiene los peajes de los consumidores del Grupo 3, si bien ni la demanda de este colectivo ni el importe a recuperar se corresponden con los del ejercicio 2015. Esta Comisión considera, por una parte, que el procedimiento de cálculo utilizado en la Orden IET/2445/2014 podría vulnerar lo establecido en el Ley 18/2014, por lo se debería revisar a los efectos de garantizar que a todos los consumidores con presión igual o inferior a 4 bar se les aplica el mismo recargo y, por otra, que se hace necesario recalcular el coste unitario correspondiente al Laudo en coherencia con el coste a recuperar y la demanda del grupo 3 previstos para 2016. En consecuencia, se propone modificar los peajes de transporte y distribución aplicables a estos consumidores.

19 La memoria que acompaña a la propuesta de Orden no proporciona información sobre

Peaje General Plantas satélites Total Grupo 3

Volumen

(MWh)

Laudo

(c€/kWh)

Importe

Laudo (miles

€)

Volumen

(MWh)

Coeficiente

aplicable

Laudo

(c€/kWh)

Importe

Laudo (miles

€)

Importe total

del Laudo

(miles €)

GRUPO 3 67.620.003 32.020,1 87.060 25,3 32.045,4

3.1 11.143.002 0,047353 5.276,5 60.822 0,612 0,028980 17,6 5.294,2

3.2 29.840.414 0,047353 14.130,3 25.550 0,615 0,029122 7,4 14.137,8

3.3 1.498.555 0,047353 709,6 226 0,616 0,029169 0,1 709,7

3.4 20.791.463 0,047353 9.845,4 454 0,722 0,034189 0,2 9.845,5

3.5 4.346.569 0,047353 2.058,2 8 0,324 0,015342 0,0 2.058,2

Importe del Laudo (miles €) 32.758,0

Diferencia (miles €) - 712,6



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En particular, teniendo en cuenta las anteriores consideraciones, se propone proceder de la siguiente manera:

1) Minorar el término variable de los peajes del Grupo 3 establecidos en la Orden IET/3445/2014 por el importe del Laudo correspondiente al ejercicio 2015 (0,047353 c€/kWh).

2) Establecer el coste unitario del Laudo correspondiente al ejercicio 2016, teniendo en cuenta la anualidad del ejercicio 2016 más el desajuste y la demanda prevista para los consumidores del Grupo 3.

3) Incluir una nueva disposición transitoria en la Orden que finalmente se publique en la que se establezca que los peajes de las plantas satélites son el resultado de añadir al término de conducción del Grupo 3, descontado el Laudo, multiplicado los coeficientes C que corresponda el recargo asociado al Laudo.

Cuadro 20. Peajes del Grupo 3 para 2016

Fuente: Orden IET/2446/2013, Orden IET/2445/2014 y CNMC

4.10.2. Sobre peaje temporal para antiguos usuarios de la tarifa para

materia prima La Disposición transitoria segunda de la propuesta de Orden mantiene la redacción de la Orden IET/2445/2014 en relación al peaje temporal para antiguos usuarios de la tarifa para materia prima, el cual engloba el peaje de transporte y distribución (incluyendo el término de reserva de capacidad), el peaje de descarga de buques y el peaje de regasificación. La diferencia entre los peajes ordinarios y este peaje se reducirá anualmente de forma lineal hasta desaparecer el 31 de diciembre de 2018. En el Cuadro 21 se comparan el peaje temporal de materia prima establecido en la propuesta de Orden con el establecido en la Orden IET/2445/2014. Se observa que los términos fijo y variable del peaje de materia prima de la propuesta de Orden son un 10,7% superiores a los peajes establecidos en la Orden IET/2445/2014.

Anualidad del Laudo (miles €) (A) 34.331.694

Desvío ejercercio 2015 (B) 712.611

Ineterese ejercicio 2015 (C) 1.967.118

Coste a imputar término variable Grupo 3 (D) = (A) + (B) + (C) 37.011.423

Demanda Grupo 3 de la propuesta de Orden (MWh) (E) 67.926.322

Coste unitario del Laudo 2016 (c€/kWh) (D)/(E) 0,054488

Peaje general Planta satélite

Término

variable Orden

IET/2445/2014

(c€/kWh)

[ 1 ]

Coste unitario

del Laudo

(c€/kWh)

[2 ]

Término variable

excluido el

Laudo (c€/kWh)

[ 3 ] = [ 1 ] - [ 2 ]

Término

variable

excluido el

Laudo

(c€/kWh)

[ 3 ]

Coste unitario

del Laudo

2016

(c€/kWh)

[ 4 ]

Término

variable 2016

(c€/kWh)

[ 3 ] + [ 4 ]

Término

variable

excluido el

Laudo

(c€/kWh)

[ 3 ]

Coste

unitario del

Laudo 2016

(c€/kWh)

[ 4 ]

Coeficiente

aplicable

[ 5 ]

Término variable

2016 (c€/kWh)

[ 3 ] * [ 5 ] + [ 4 ]

3.1 2,9287 0,047353 2,881347 2,881347 0,054488 2,936 2,9287 0,054488 0,612 1,847

3.2 2,2413 0,047353 2,193947 2,193947 0,054488 2,248 2,2413 0,054488 0,615 1,433

3.3 1,6117 0,047353 1,564347 1,564347 0,054488 1,619 1,6117 0,054488 0,616 1,047

3.4 1,3012 0,047353 1,253847 1,253847 0,054488 1,308 1,3012 0,054488 0,722 0,994

3.5 0,201 0,047353 0,153647 0,153647 0,054488 0,208 0,201 0,054488 0,324 0,120



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Cuadro 21. Peaje temporal para usuarios de materia prima. Orden IET/2445/2014 vs

Propuesta de Orden.

Fuente: Orden ITC/2445/2014 y Propuesta de Orden

Al respecto, se indica que con la previsión de volumen y capacidad contratada de la CNMC (factor de carga del 69,3%) y manteniendo la metodología de cálculo de la propuesta de Orden se obtendría un término fijo de 3,904961 (c€/kWh/día /mes) y un término fijo de 0,061763, un 1% inferiores a los previstos en la propuesta de Orden. Cabe señalar que la propuesta de Orden ha considerado la previsión de demanda de la CNMC para el peaje de materia prima, si bien iguala la capacidad facturada a la capacidad contratada prevista por la CNMC 2016, no aportándose información relativa al factor de carga. Se indica que, sobre la base del escenario de demanda y de las hipótesis de facturación considerados por esta Comisión, la aplicación del peaje de materia prima considerado en la propuesta de Orden supone una aumento de los ingresos, en términos anuales, de 0,63 M€. Finalmente, esta Comisión, como ha puesto de manifiesto en sucesivos informes tarifarios, considera necesaria la supresión del peaje temporal de materia prima, en la medida en que todos los suministros deben sufragar los costes en los que hacen incurrir al sistema, independientemente de sus condiciones particulares de consumo o abastecimiento, y en cumplimiento de la normativa comunitaria vigente.

Peaje de Materia Prima

Término fijo

(c€/kWh/día

/mes)

Término variable

(c€/kWh)

Orden ITC/2445/2014 3,5469 0,0561

Propuesta de Orden 3,9297 0,0621

Tasa de variación 10,8% 10,7%



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5. Consideraciones particulares sobre la Propuesta de Orden 5.1. Artículo 2. Revisión de la retribución de los años 2014 y 2015 Descripción de la propuesta de Orden Ministerial El Artículo establece dos medidas. En primer lugar, indica que se incluirán en las liquidaciones definitivas de los ejercicios 2014 y 2015 los ajustes en las retribuciones de los años 2014 y 2015 de las actividades de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo, recogidos en esta orden, por el cambio de la tasa de retribución financiera aplicable desde el 17 de octubre de 2014 (pasa de 4,59% a 5,09%) producido por la modificación realizada en la Ley 18/2014 por la Ley 8/2015. En segundo lugar, establece el término Rn-1 del apartado 6 del anexo X de la Ley 18/2014 actualizado, por la Orden IET/2445/2014, de acuerdo con los valores definitivos de puntos de suministro y gas vehiculado del año 2013, y las retribuciones de los ejercicios 2014 y 2015 correspondientes a las empresas segregadas Gas Natural Distribución SDG, S.A. y Gas Natural Madrid SDG, S.A. Consideraciones de la CNMC En primer lugar, dado el distinto alcance de los apartados del artículo, se considera que podían haber sido dos artículos independientes. En segundo lugar, se ha de señalar que la Propuesta introduce cambios de criterios con respecto a años anteriores en relación con la liquidación de los ajustes por cambio de Tr en las retribuciones de los años 2014 y 2015 de las actividades de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo. Desde el año 2002, los importes de los pagos a cuenta de nuevas instalaciones, los ajustes y/o correcciones de retribuciones de instalaciones que correspondían a años anteriores recogidos en una Orden por la que se establecen los peajes y cánones y la retribución de las actividades reguladas para el año siguiente, se liquidaban como pago único en la primera liquidación provisional del nuevo ejercicio. Es decir, si, por ejemplo, la Orden que establecía los peajes de 2011 recogía ajustes y/o correcciones en las retribuciones del año 2010 y/o anteriores, dichos importes eran liquidados como pago único en la Liquidación 1 del año 2011. Con lo dispuesto en el Artículo 2 de la Propuesta, se cambia la citada práctica de liquidación de ajustes y/o correcciones de años anteriores. Así, los importes correspondientes al año 2014 y/o anteriores se liquidarán en la liquidación definitiva de 2014 y los del 2015 se liquidarán en la liquidación definitiva 2015.



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En relación con el nuevo criterio liquidación de ajustes y/o correcciones de años anteriores, se considera necesario realizar las siguientes consideraciones:

1. Se introduce una asimetría con el tratamiento dado a la actividad de distribución, ya que la Propuesta mantiene el criterio que ha venido practicándose desde 2002 para los ajustes/correcciones de ejercicios anteriores (se liquidan a reparto junto a la retribución del año en curso, es decir, como si fueran retribuciones de dicho año).

2. Se aplaza innecesariamente hasta la liquidación definitiva del 2015, la liquidación de los ajustes por Tr correspondientes a 2015, puesto que a la publicación de la Orden existirán liquidaciones provisionales pendientes de realizar del ejercicio 2015. Por tanto se considera más correcto adicionar dichas cantidades a la retribución ya reconocida para el año 2015, para su inclusión en el procedimiento de liquidación en curso de 2015.

3. Se observan criterios diferentes entre lo recogido en este Artículo y lo que indican los cuadros del Anexo en relación con los ajustes por cambio de Tr. Según el Artículo, al no especificar nada, las correcciones en las retribuciones se liquidarían a reparto mientras en las tablas se indica que deben hacerse a pago único. El efecto de un método de liquidación u otro, es relevante para determinar el peso de déficit que soportaría cada empresa

En tercer lugar, se ha de señalar que el artículo intenta clarificar cómo proceder en la liquidación de los ajustes de retribución por disponibilidad de los ejercicios 2014 y 2015 de las actividades reguladas de transporte, regasificación y AASS por la corrección de la Tr, pero en ningún artículo se indica cómo proceder ante otro tipo de corrección de la retribución de disponibilidad (RD) ni en las correcciones de la retribución por continuidad de suministro (RCS), cuando, además estas últimas correcciones serán recurrentes a futuro. Si atendemos, a lo que recogen las tablas del Anexo, se estaría introduciendo un nuevo criterio de liquidación por ajustes de RCS y RD se realizan como pagos únicos en la liquidación definitiva 2014 (retribuciones del 2014) y en la primera disponible 2015 (retribuciones 2015) cuando en los ajustes por Tr se realizaría el pago a reparto. Se considera conveniente homogeinizar los criterios para la liquidación y por pago de los posibles ajustes por Tr, RCS y RD. Teniendo en cuenta todo lo anterior, se proponen los siguientes cambios en el artículo 2:



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Artículo 2. Revisión de la retribución de los años 2014 y 2015 1. Con carácter general, la revisión de la retribución por disponibilidad y de la retribución por continuidad de suministro de los años 2014 y 2015 de las actividades reguladas de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo se incluirán en las liquidaciones de la siguiente forma: a) La retribución correspondiente a 2014, se incluirá en la liquidación definitiva

del ejercicio 2014. b) La retribución correspondiente a 2015, se incluirá en la primera liquidación

disponible del procedimiento de liquidación del ejercicio 2015 en curso. 2. En el Anexo, junto a la retribuciones para el año 2016, se recogen los ajustes de las retribuciones de los años 2014 y 2105 contendidas en el anexo, en aplicación de 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, así como las correcciones en la retribución por disponibilidad derivadas por correcciones en la información de las instalaciones incluidas en el régimen retributivo, y las correcciones de retribución por continuidad de suministro de los años 2014 y 2015 como consecuencia de la inclusión el régimen retributivo de nuevas instalaciones y de disponer de mejor información sobre la demanda, gas regasificado y nivel de llenado de los almacenamientos subterráneos se incluirán en las liquidaciones definitivas del ejercicio del año 2014 y del año 2015 respectivamente. 32. Revisión de la retribución por traspaso de activos, fusiones y adquisiciones. […]

Adicionalmente, en las tablas de los anexo habrá que eliminar la referencia a pago único. 5.2. Artículo 3. Costes de O&M de la planta de regasificación de El Musel Descripción de la propuesta de Orden Ministerial El Artículo establece, teniendo en cuenta el informe preceptivo realizado al respecto por esta Comisión el 9 de julio de 2015, la retribución definitiva de la planta de regasificación de El Musel por los costes de O&M de 2013 (5.205.681 €), así como las retribuciones provisionales por este concepto para el año 2014 y siguientes (80% de la cifra anterior). Asimismo, establece cual será el procedimiento para reconocer la retribución definitiva por O&M y en qué ejercicio de liquidación deben ser abonadas las retribuciones establecidas. Consideraciones de la CNMC



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El procedimiento propuesto para el reconocimiento de la retribución definitiva por O&M difiere de la práctica general utilizada para el resto de instalaciones y conceptos retributivos, ya que, atendiendo al literal, no sería necesario ni propuesta, ni informe previo de esta Comisión. Además del procedimiento establecido para las instalaciones “estándar” de transporte y regasificación20, ha de recordarse que esta Comisión debe remitir, tras analizar las auditorías pertinentes, su propuesta de retribución de costes de O&M definitivos y provisionales de los AASS21 y, en el caso, de las instalaciones singulares de transporte y regasificación su reconocimiento debe ser aprobado por Orden Ministerial previo informe de la Comisión22. Tratamiento similar tienen otras instalaciones hibernadas como el AASS de Castor23, donde la retribución definitiva por O&M también necesita informe previo de esta Comisión. Por todo ello, se considera conveniente que se refleje claramente que esta Comisión participará, con propuesta o informe previo, en la determinación de la retribución definitiva de los costes de O&M de El Musel. Dicho esto, y en base a la experiencia adquirida en los procedimientos de reconocimiento de costes auditados, es preferible que esta Comisión remita propuesta de retribución como en el caso de los AASS, ya que los trabajos de análisis de la información aportada por las empresas no son interferidos por los tiempos ajustados para la información de propuestas normativas como esta Orden. Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, así como las realizadas en el epígrafe 4.6, se realiza la siguiente propuesta texto alternativo al Artículo 4:

Articulo 3 Retribución transitoria financiera y de por costes de operación y mantenimiento de la planta de regasificación de El Musel. 1. La retribución financiera de la retribución transitoria de la planta de regasificación de El Musel para el año 2016 será de 19.440.979,78 euros. 2. La retribución definitiva por costes de operación y mantenimiento durante el año 2013 de la planta de regasificación de El Musel, a percibir por ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. será de 5.205.681 euros, desglosada en las siguientes partidas:

20 La retribución de los costes de O&M se establecen aplicando valores unitarios estándar por Resolución previo informe preceptivo de esta Comisión. que 21 Tal y como se recoge en la Disposición adicional sexta O. ITC/3995/2006. Cálculo de los costes de operación y mantenimiento directos e indirectos provisionales y definitivos 22 Artículo 5 Real Decreto 326/2008 y artículo 5 de la Orden ITC/3993/2006. 23 Articulo 6 Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, por el que se adoptan medidas urgentes en relación con el sistema gasista y la titularidad de centrales nucleares.



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23. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 8 6 de la Orden ITC/3994/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de las actividades de regasificación, la retribución provisional a percibir por ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. en concepto de costes de operación y mantenimiento de la planta de regasificación de El Musel para los años 2014 y sucesivos será un 80 por ciento de la cantidad incluida en el apartado 1 anterior: 4.164.545 euros. 34. La retribución definitiva por operación y mantenimiento se aprobará, previa propuesta de la Comisión de los Mercados y la Competencia, una vez que se disponga de las correspondientes auditorias, abonándose o cargándose a la compañía los saldos que se produzcan. 45. La retribución en concepto de costes de operación y mantenimiento definitivas del año 2013 y provisional del año 2014 así como la corrección de la retribución financiera 2014 por el cambio de tasa serán abonadas en la liquidación definitiva del ejercicio 2014. La retribución de costes de operación y mantenimiento provisional del año 2015 y la corrección de la retribución financiera 2015 por el cambio de tasa se abonarán en la correspondiente liquidación del ejercicio 2015. La retribución financiera transitoria y de costes de operación y mantenimiento provisional del año 2016 se incluirá en las liquidaciones del ejercicio 2016.

5.3. Artículo 4. Reconocimiento retribuciones de conformidad con el Real

Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre Descripción de la propuesta de Orden Ministerial El Artículo establece el importe y cómo deben ser liquidados varios conceptos retributivos, definitivos y provisionales, relacionados con el AASS de Castor tal y como dispone el Real Decreto-ley 13/2014, en concreto:

1. La retribución definitiva por los costes de O&M del AASS de Castor (4.561.868,37 €) por el periodo comprendido entre la entrada en vigor del Real Decreto-ley 13/2014 y el 30 de noviembre de 2014, una vez vista la propuesta realizada por esta Comisión el 26 de mayo de 2015.

2. El importe anual de 80.664.725 € en virtud del artículo 5 del Real Decreto-ley 13/2014,

3. La retribución provisional por costes de O&M (15.718.229) para 2016 4. La diferencia entre el importe provisional reconocido en la Orden

IET/2445/2014 y el importe auditado justificado de los costes de O&M del año 2014 (-99.154 €), determinando así la retribución definitiva por este concepto para el año 2014

Concepto reconocido Euros

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



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Consideraciones de la CNMC El procedimiento propuesto para el reconocimiento de la retribución definitiva por O&M de 2014 por la hibernación del AASS Castor a reconocer a ENAGÁS TRANSPORTE en aplicación del apartado 3.2 del Real Decreto-ley 13/2014 (segundo inciso del apartado 3 del Articulo) difiere de la práctica general utilizada para el resto de instalaciones y conceptos retributivos del sector gasista, tal y como se ha explicado en las consideraciones del artículo anterior. De hecho, de todas las partidas recogidas en dicho artículo es la única que, o bien no ha sido informada previamente por esta Comisión, o bien no se ha determinado tras la elevación de una propuesta al respecto por esta Comisión. Por tanto, se considera que el reconocimiento de dichos costes debería informarse, de forma separada y con tiempo suficiente para el análisis de los importes auditados declarados por la empresa. En consecuencia, se propone su eliminación del articulado de la Propuesta de Orden y tramitación por separado. Asimismo, y en línea con lo indicado en el artículo anterior, se considera conveniente que se refleje claramente que, a futuro, esta Comisión participará con propuesta previa en la determinación de la retribución definitiva de los costes de O&M de la hibernación del AASS Castor. Por otra parte, en relación con el importe anual de 80.664.725 € en virtud del artículo 5 del Real Decreto-ley 13/2014, se ha de señalar que en dicho artículo se establece que el derecho de cobro será libremente disponible por ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., o sus ulteriores titulares y, en consecuencia, podrá ser, total o parcialmente, cedido, transmitido, descontado, pignorado o gravado a favor de cualesquiera terceros, incluyendo fondos de titulización de activos u otros vehículos o sociedades de propósito especial, nacionales o extranjeros. En fecha 17 de marzo de 2015, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, ha aprobado las resoluciones sobre la cesión del derecho de cobro relativo a la extinción de la concesión de explotación del almacenamiento subterráneo de Castor y reconocido en el artículo 5 del Real Decreto-ley 13/2014, del titular inicial (ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U.) a [INICIO CONFIDENCIAL] [FIN CONFIDENCIAL]. Dichas entidades han abonado, por cuenta de ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., el importe de 1.350.729 miles de euros a ESCAL UGS, S.L., y tienen la consideración de sujetos del sistema de liquidaciones de actividades reguladas de gas natural, de conformidad con lo establecido en el artículo 5 del Real Decreto-ley 13/2014. Por tanto, son estas entidades y no ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. quienes figuran inscritas en el registro de titulares del derecho de cobro que la CNMC



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ha de mantener de conformidad con lo establecido en el artículo 5.6 del Real Decreto-ley 13/2014. Por lo tanto, se considera necesario sustituir las referencias relativas a ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. como titular del derecho de cobro, de la propuesta de Orden y de la Memoria, por una referencia general a los titulares del derecho de cobro, que podrán cambiar a lo largo de este ejercicio y siguientes teniendo en cuenta la posibilidad de cesión sucesiva que el Real Decreto-ley 13/2014 atribuye a este derecho de cobro. Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores y las realizadas en el epígrafe 4.5, se realiza la siguiente propuesta texto alternativo al Artículo 4:

Articulo 4 Reconocimiento retribuciones de conformidad con el Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre. 1. Se reconoce, una vez vista la propuesta realizada por la Comisión de los Mercados y la Competencia, un importe de 4.561.868,37 de euros a favor de ESCAL UGS, S.L. en concepto de costes de mantenimiento y operatividad de las instalaciones, incurridos en el periodo comprendido entre la entrada en vigor del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, por el que se adoptan medidas urgentes en relación con el sistema gasista y la titularidad de centrales nucleares y el 30 de noviembre de 2014. Este importe reconocido podrá ser minorado a tenor de lo dispuesto en la disposición adicional segunda. 2 segundo párrafo del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre y el montante de tal minoración será un ingreso liquidable del sistema gasista. El importe reconocido se agregará al procedimiento de liquidación en curso y se abonará a ESCAL UGS, S.L. en un pago único. Por su parte, ESCAL UGS, S.L. constituirá las garantías a que hace referencia el artículo 14.4, último párrafo, del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo. 2. En virtud del artículo 5 del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, se reconoce un importe de 80.664.725 euros a ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U como titular a los titulares del derecho de cobro por parte del sistema gasista. 3. D En aplicación de lo dispuesto en el artículo 6.1 y de acuerdo a las obligaciones indicadas en el artículo 3.2 del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, se reconocen los costes provisionales de Operación y Mantenimiento a ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U. para el año 2016 por valor de 15.718.229 euros y se reconoce la diferencia entre el importe auditado justificado de dichos costes del año 2014 y el reconocido en la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre contenida en la siguiente tabla:

[Euros]

COM 2014

provisionales

reconocidos en

IET/2445/2014 (1)

COM 2014

Auditados excluido

Costes gestión y

Margen Industrial

Beneficio

Industrial (5%)

Ingresos

explotación

auditados

Total reconocido

(2)

Diferencia a

reconocer (2)-

(1) (se incluye

en pago único

2014)

Enagas Transporte, S.A.U. 1.592.873 1.541.764 77.088 125.133 1.493.719 -99.154



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4. En aplicación de lo dispuesto en el artículo 6.1 del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, los costes provisionales de mantenimiento, operatividad y los derivados de las obligaciones indicadas en el artículo 3.2 del citado Real Decreto-ley para el año 2016 a abonar a ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., con cargo a los ingresos por peajes y cánones del sistema gasista, se incluyen en el anexo. Los costes reales incurridos deberán justificarse con la correspondiente auditoría y se determinarán con carácter definitivo por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previa propuesta de la Comisión de los Mercados y la Competencia.

5.4. Artículo 5. Cuotas destinadas a fines específicos Descripción de la propuesta de Orden Ministerial El artículo establece la cuota destinada al GTS y la tasa de la CNMC y del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, asignando los valores de 0,778 y 0,140 respectivamente. Consideraciones de la CNMC La retribución del Gestor Técnico del Sistema de 22.825.000 euros coincide con la base de retribución de la “Propuesta de metodología para el cálculo de la retribución del Gestor Técnico del Sistema” (INF/DE/015/15), que fue aprobada por la Sala de Supervisión Regulatoria en fecha 23 de junio de 2015, y remitida al Ministerio de Industria, Energía y Turismo en fecha 1 de julio de 2015. Cabe señalar que de conformidad con esta propuesta, esta cantidad podría variar en +/- 5%, en función del nivel de cumplimiento de los objetivos que pudieran establecerse para el Gestor Técnico del Sistema, en caso de implementarse la propuesta de la CNMC. Por lo tanto, se propone que la retribución para 2016 tenga carácter provisional, hasta que se apruebe la metodología para el cálculo de la retribución del Gestor Técnico del Sistema a la que se refiere la disposición adicional sexta de la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre. Por todo lo cual se propone modificar el artículo 5.2, en los siguientes términos:

“Artículo 5. Cuotas destinadas a fines específicos […] 2. Sin perjuicio de lo anterior, la retribución provisional del Gestor Técnico del Sistema para el año 2016 será de 22.825.000 euros. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia incluirá en la liquidación 14 del año 2016 la diferencia, positiva o negativa, entre las cantidades percibidas por el Gestor



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Técnico del Sistema por la aplicación de la cuota anterior y la retribución reconocida anterior. La cantidad prevista en la presente disposición podrá modificarse una vez sea aprobada la metodología para el cálculo de la retribución del Gestor Técnico del Sistema a la que se refiere la disposición adicional sexta de la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre”.

5.5. Artículo 7. Adquisición de gas de operación, gas talón y gas colchón Descripción de la propuesta de Orden Ministerial El artículo 7 establece que las compras de gas de operación, gas colchón y gas talón se realicen en el Mercado Organizado de gas natural. Además, se encarga al Gestor Técnico del Sistema la compra del gas de operación de transporte y almacenamiento, así como la parte del gas de operación de las plantas de regasificación sufragado por el sistema gasista. En el caso del gas talón para el nivel mínimo de llenado de los tanques de GNL y gasoductos, así como para el gas colchón, y el resto del gas de operación para autoconsumo de las plantas de regasificación, se permite a los transportistas que lo adquieran directamente o a través del GTS. Las compras de gas se negociarán en el Mercado Organizado de Gas como un producto normalizado de transferencia de titularidad del gas en el Punto Virtual de Balance con un horizonte temporal hasta el último día del mes siguiente al de la realización de la transacción, en las condiciones que se desarrolle por Resolución del Secretario de Estado de Energía. Consideraciones de la CNMC La Ley 8/2015 añadió a la Ley 34/1998 una Disposición adicional trigésimo cuarta, sobre liquidez del mercado de gas, en la que se indica que El Gobierno y el Ministerio de Industria, Energía y Turismo adoptarán, en el ámbito de sus respectivas competencias, las disposiciones oportunas tendentes a garantizar la liquidez del mercado de gas. En esta misma disposición, se encarga a la CNMC la elaboración de un informe anual en el que analice y se incluyan recomendaciones en relación al nivel de liquidez, transparencia y el nivel de competencia del mercado organizado de gas. Igualmente, la Directiva europea 2009/73/CE, en su considerando 36, también hace hincapié en la necesidad de aumentar la liquidez de los mercados mayoristas, señalando que la falta de liquidez y transparencia obstaculiza la asignación eficiente de recursos, la atenuación del riesgo y la entrada de nuevos operadores.



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Por tanto, se considera muy adecuado que se articulen medidas de apoyo que fomenten la participación de los agentes y generen una liquidez inicial, para poder romper la inercia actual del mercado español, con un importante mercado OTC y favorecer la utilización del mercado organizado. Teniendo en cuenta que la regulación del sistema gasista en España ya tiene establecidos unos procedimientos específicos para la compra de gas para determinados usos (gas de operación, gas talón y gas colchón), la medida más sencilla para el fomento de la liquidez del mercado organizado es la modificación del mecanismo de compra de gas para los usos anteriores, sustituyendo la realización de una subasta por las compras de gas en el mercado organizado. El Real Decreto 984/2015, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural, en su artículo 14 establece que, previa habilitación por Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, se podrán negociar productos de adquisición de gas necesario para el funcionamiento del sistema gasista, como el gas de operación, el gas talón, el gas colchón de los almacenamientos subterráneos, el gas para el mantenimiento de las existencias estratégicas de gas natural o la parte de gas para el suministro a consumidores de último recurso que se determine. La realización de las compras centralizada por parte del GTS evita a los transportistas todos los trámites necesarios para registrarse y operar en el mercado organizado, mientras que el GTS ya tendría que hacerlo para la realización del balance del sistema. Por otra parte, la centralización de la compra en un único operador facilita el diseño del procedimiento de compra de este gas. También se considera adecuado que la compra de estas cantidades se realice a través de los productos normalizados de transferencia de titularidad estándares del Mercado Organizado de gas (artículo 14.1.a), para dar liquidez a dichos productos normalizados, y no a través de la creación de un producto específico. La utilización de un producto normalizado estándar justifica que no se conceda a la sociedad MIBGAS ninguna retribución adicional por la negociación de un nuevo producto, como indica el punto 6 de este artículo. Por tanto, la disposición parece adecuada y se informa favorablemente. Como mejoras puntuales, y para evitar dudas interpretativas, se considera recomendable incluir la siguiente aclaración al punto 5 del artículo 7:

Artículo 7. Adquisición de gas de operación, gas talón y gas colchón […]



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5 Estos productos se negociarán en el Mercado Organizado de Gas como un producto normalizado La adquisición de estas cantidades se realizará en el Mercado Organizado de Gas a través de alguno de los productos normalizados de transferencia de titularidad del gas en el Punto Virtual de Balance con un horizonte temporal hasta el último día del mes siguiente al de la realización de la transacción indicados en el artículo 14.1.a del Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, en las condiciones que se desarrolle por Resolución del Secretario de Estado de Energía. […]

En relación con el calendario de comunicaciones, se considera que debería adaptarse al resto de las programaciones anuales que se realizan en el sistema gasista. En particular, la programación de horizonte anual debería realizarse para el año natural, en coherencia con el resto de las programaciones anuales. Y en lo que se refiere al calendario de comunicaciones, podrían realizarse en el mes de septiembre de cada año para el año natural siguiente. Alternativamente, podría ser preferible que los plazos de las comunicaciones se fijen en la normativa que desarrolle el procedimiento para la adquisición del gas natural necesario para la operación de las instalaciones de transporte, almacenamiento y regasificación y el gas colchón y el gas talón. 5.6. Artículo 8. Municipios de gasificación reciente Descripción de la propuesta de Orden Ministerial Con objeto de incentivar la mayor penetración del gas natural en el territorio, el anexo X de la Ley 18/2014 establece una retribución por distribución mayor durante un periodo de 5 años en los municipios de gasificación reciente respecto a los que ya tienen asignada los municipios que ya disponían de gas natural. El citado anexo indica que se entenderá por término municipal de gasificación reciente aquel cuya primera puesta en servicio de gas se haya producido menos de cinco años antes del año de cálculo de la retribución. El artículo 8 de la Propuesta propone aclarar lo que se entiende por “puesta en servicio de gas” al indicar que ha de considerarse el suministro de los siguientes gases: gas natural, gas licuado por canalización, aire propanado, biogás o cualquier gas combustible a los efectos de determinar la fecha de primera puesta en servicio de gas en un municipio. Consideraciones de la CNMC Tradicionalmente se han reconvertido redes de distribución de gases licuados del petróleo (GLP) a gas natural, presumiblemente cuando esta modificación tenía sentido económico y era viable técnicamente (cercanía a la red de gas natural, mejor precio de materia prima…). Si bien el nivel de inversión necesario para la conversión de una red de GLP a GN es inferior que el



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correspondiente a la extensión de una red completamente nueva, lo que podría justificar la aplicación de un nivel de incentivo inferior, otros factores deben ser tenidos en cuenta al respecto, en particular: la oportunidad que supone la transformación de incrementar rápidamente la gasificación, de extender el suministro a todo el municipio y por ende aumentar los ingresos por peajes del sistema gasista. Adicionalmente, desde un punto de vista jurídico, esta Comisión entiende que el Anexo X de la Ley 18/2014 no incluía el gas licuado por canalización entre los gases a considerar a los efectos de determinar la fecha de primera puesta en servicio de gas en un municipio. El Anexo X de la Ley 18/2014 se refiere a la retribución de la actividad de distribución del gas natural, y, en su caso, a los denominados gases combustibles por canalización, definidos en el Título IV de la Ley 34/1998, entre los que no se encuentra el gas licuado por canalización. El citado Título IV, de la Ley 34/1998, se refiere únicamente a los siguientes gases combustibles: el gas natural y sus especialidades gas natural licuado y gas natural comprimido; las mezclas de gas natural, de propano o de butano con aire; el biogás y/o cualquier otro gas obtenido a partir de la biomasa; y cualquier otro tipo de gas combustible manufacturado o sintético o mezcla de gas combustible con aire. El artículo 55, de la Ley 34/1997, establece que en lo relativo a la autorización de instalación previa, las instalaciones relativas a los gases licuados del petróleo, se regirán por lo dispuesto en el Título III, relativo a los productos derivados del petróleo. No obstante, el artículo 46 bis de la Ley 34/1998 prevé que el diseño de las redes de GLP canalizado sea compatible con las redes de gas natural e incluso su posterior transformación a redes de gas natural. Si bien hay un aparente parecido entre las dos formas de realizar la gasificación canalizada de un municipio, con gas natural canalizado o con GLP canalizado, las actividades relativas a ambos combustibles tienen en la Ley 34/1998 una regulación diferenciada que, además, ha de ser llevada a cabo por sujetos diferentes. En consecuencia, se considera que el gas licuado por canalización no se ha de incluir entre los gases cuya fecha de inicio de suministro determinan la fecha de primera puesta en servicio de gas en un municipio. Sin embargo, dado que se aplicaría una retribución aumentada por cliente, la correspondiente a nuevos municipios durante cinco años, esta retribución se considera más que suficiente para que el distribuidor realice las inversiones necesarias en red de distribución, ramales, plantas satélites de GNL y acometidas sin necesidad de desarrollar ningún régimen retributivo especial para la transformación en bloque de un número importante de consumidores de GLP a gas natural.



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Finalmente, cabe precisar que la medida prevista en este artículo se considera insuficiente para determinar cuáles son los municipios con gasificación reciente, tal y como se ha puesto de manifiesto por esta Comisión en el punto 5.3.2.4 de su “Informe sobre las previsiones de demanda de ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016” aprobado el 29 de octubre de 2015, y remitido a la DGPEM, el 3 de noviembre de 2015, a la vista de las incidencias detectadas al comprobar las diferencias entre los municipios de gasificación reciente declarados por las empresas, con los municipios ya gasificados según la información disponible en esta Comisión. Por ello, se estima necesario que, una vez realizadas las comprobaciones necesarias, se publique anualmente la relación de municipios de gasificación reciente junto con la fecha de inicio de dicha gasificación. Se propone que esta Comisión comunique a la Dirección General de Política y Energética y Minas la relación de municipios de gasificación reciente en su propuesta de retribución anual En consecuencia, se propone las siguientes modificaciones en el redactado.

Artículo 8. Municipios de gasificación reciente A los efectos de la aplicación de la definición de término municipal de gasificación reciente incluida en el apartado 2 del anexo X de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, para determinar la fecha de la primera puesta en servicio de gas, se considera el suministro por canalización de gas natural, gas licuado por canalización, aire propanado, biogás o cualesquiera gas combustible y/o, en su caso, cualquier otro gas de los denominados combustibles gaseosos definidos en el artículo 54 de la Ley 34/1998. La Comisión Nacional de Mercados y Competencia realizara las verificaciones necesarias para determinar los municipios de gasificación reciente de cada año a contar desde el año 2014, propondrá a la Dirección General de Política y Energética y Minas en su propuesta de retribución de acuerdo con los artículos 63 y 64 de la Ley 18/2014, la relación de municipios de gasificación reciente a 31 de diciembre del año anterior, junto con la fecha de inicio de dicha gasificación.

5.7. Disposición Adicional Tercera. Número de clientes en municipios de

gasificación reciente. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial Esta Disposición establece que si como consecuencia de revisiones posteriores se detectasen errores en los valores de puntos de suministro en municipios de gasificación reciente del año 2014 o posteriores, empleados en el cálculo de las retribuciones publicadas en la presente orden, las diferencias positivas o negativas en la retribución como consecuencia de dichas correcciones se podrán incorporar a la retribución reconocida de años posteriores.



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Consideraciones de la CNMC Esta Disposición viene motivada por lo recomendado por esta Comisión en el punto 5.3.2.4 de su “Informe sobre las previsiones de demanda de ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016” aprobado el 29 de octubre de 2015, y remitido a la DGPEM, el 3 de noviembre de 2015, a la vista de las incidencias detectadas al comprobar diferencias entre los municipios de gasificación reciente declarados por las empresas, con la información disponible esta Comisión. Se valora positivamente esta medida sobre los datos facilitados por las empresas, al objeto de permitir realizar las correcciones oportunas en la retribución como consecuencia de verificar que el municipio es de gasificación reciente. Por otra parte, señalar que la denominación correcta de un consumidor final desde el punto de vista de la distribución es el punto de suministro. En consecuencia se proponen las siguientes modificaciones en su redactado

Disposición adicional tercera. Número de clientes puntos de suministro en municipios de gasificación reciente. Si como consecuencia de revisiones posteriores se detectasen errores en los valores de clientes puntos de suministro en municipios de gasificación reciente del año 2014 o posteriores, empleados en el cálculo de las retribuciones publicadas en la presente orden, las diferencias positivas o negativas en la retribución como consecuencia de dichas correcciones se podrán incorporar a la retribución reconocida de años posteriores

5.8. Disposición Adicional Quinta. Acreditación de puesta en servicio de

los proyectos con retribución específica pendiente de cobro Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La disposición estable un plazo para que se acredite la puesta en gas de la instalación de todos aquellos proyectos que obtuvieron retribución específica de acuerdo con la Resolución de 17 de abril de 2012 de la Dirección General de Política Energética y Minas (6ª Convocatoria). En caso contrario, se considera automáticamente desistido el derecho de cobro de retribución específica del proyecto afectado Consideraciones de la CNMC



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Visto el tiempo transcurrido desde la publicación de esta convocatoria de retribución específica, se considera conveniente la medida adoptada, de hecho, la Orden IET/849/2012, que eliminó la convocatoria prevista por la Orden IET/3587/2011, ya estableció un proceso para indicar qué proyectos mantenían los derechos de cobro, y cuáles no, entre aquellos que superaron el plazo de finalización de construcción en convocatorias anteriores y no habían solicitado el pago de la retribución. En el caso de los proyecto de la 6ª Convocatoria, señalar que han pasado más de dos años desde el plazo máximo dado para el inicio de construcción24 (30 de junio de 2012), según D.A. 2ª de la Orden ITC/3587/2011, y existen 25 proyectos que no han solicitado el pago de la retribución. Por otra parte, señalar que todavía existen 31 proyectos de las convocatorias 3ª, 4ª y 5ª cuya retribución específica está pendiente de pago por no haber sido aún solicitada. Esta circunstancia se da incluso después de que acreditaran durante el año 2012 que estaban puestos en servicio al objeto de que, en aplicación del artículo 14 de la Orden IET/3587/2011, no se considerara automáticamente desistido su derecho de cobro 5.9. Disposición Adicional Séptima. Propuesta de margen de

comercialización. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La disposición adicional séptima, en realidad sexta, incluye un mandato a la CNMC para elaborar un informe con una propuesta sobre el margen comercial que corresponde aplicar a la actividad de comercialización para realizar el suministro de gas natural a tarifa de último recurso, donde se detallen cada uno de los costes de comercialización que incorpora. Consideraciones de la CNMC En primer lugar, cabe indicar que no resulta apropiado establecer mandatos a la CNMC por Orden Ministerial. Las funciones de la CNMC en materia de gas natural vienen recogidas en el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. En relación a la revisión del importe del margen comercial de la actividad de comercialización de último recurso se considera adecuada, ya que los costes de comercialización actuales25 fueron fijados por la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, y no han sido revisados desde su aprobación.

24 D.A. 2ª de la Orden ITC/3587/2011 25 Los costes de comercialización actuales constan de un término fijo, de 1,42 €/mes y un término variable, establecido en 0,083 cent€/kWh, ambos válidos para los consumos de la tarifa TUR.1 y la TUR.2.



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Además, la CNMC ya ha recibido un encargo similar tanto para el cálculo de los costes de comercialización de electricidad para el suministro a PVPC y para el cálculo de los costes de comercialización del GLP envasado y a granel. Cabe señalar que este apartado, aunque se denomina “margen comercial”, en realidad debería constar de dos componentes: los costes razonables de la actividad de comercialización (excluidos los coste de los peajes y la materia prima, que se calculan por separado) y el margen o beneficio industrial de la actividad. Sería adecuado que esta distinción se hiciera también en la Orden ITC/1660/2009 y en el texto de la Disposición Adicional Séptima. Según se razona en los siguientes apartados, se propone también ampliar su alcance al análisis del riesgo de cantidad, a efectos de integrar este componente como parte del coste de la actividad de comercialización. En relación con el último párrafo de la Disposición Adicional séptima, se considera que no corresponde al Ministerio de Industria, Energía y Turismo dictar instrucciones a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia sobre la fecha de publicación de sus informes, por contradecir el principio de independencia de la CNMC en el ejercicio de sus funciones. Por ello, se propone la eliminación del segundo párrafo de este artículo:

Disposición Adicional Séptima Sexta. Propuesta de margen costes de comercialización. La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia elaborará y enviará al Ministerio de Industria, Energía y Turismo un informe sobre los el margen comercial que corresponde aplicar a la actividad de comercialización los costes de comercialización (excluidos los costes de peajes y materia prima) para realizar el suministro de gas natural a tarifa de último recurso, donde se detallen cada uno de los costes de comercialización que incorpora, además de una propuesta de margen o beneficio industrial de la actividad, incluyendo el margen por el riesgo de cantidad. Este informe, a salvo de la información que tenga carácter confidencial, será objeto de publicación en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia en el plazo máximo de 15 días desde su remisión.

5.10. Disposición Transitoria Primera. Precio del gas de operación a

aplicar en los mecanismos de incentivos a la reducción de mermas. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial El saldo de mermas se calcula como las mermas de gas reales menos las reconocidas administrativamente. Los propietarios de plantas de regasificación, transportistas y distribuidores tienen incentivos económicos a que las mermas reales sean menores que las reconocidas, dado que parte de este beneficio redunda en su retribución. La valoración económica del saldo de mermas se



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cuantifica con el precio del gas de operación. Por consiguiente, puesto que el proyecto de Orden modifica el modo de adquisición del gas de operación, este hecho debe ser tenido en cuenta en la valoración de las mermas. Así, el proyecto de Orden Ministerial diferencia dos periodos para el cálculo del precio del gas que se aplica como incentivo en el cálculo del saldo de mermas. El primero, corresponde al periodo que comienza a partir del 1 de octubre de 2015 y que finalizará cuando se comience a adquirir el gas de operación en el mercado organizado. Para este periodo se mantiene el precio del gas de operación calculado según el procedimiento en vigor actualmente.26 El segundo periodo comienza cuando el Gestor Técnico del Sistema proceda a realizar las adquisiciones de gas de operación en el mercado organizado de gas natural. Para este periodo se tomará como precio del gas de operación, a aplicar al saldo de mermas, la media ponderada de las adquisiciones del gas de operación realizadas en dicho mercado organizado. Consideraciones de la CNMC Conforme a lo indicado en el epígrafe previo, esta disposición viene a cubrir el transitorio que comprende el periodo desde el sistema actual hasta que entre en vigor el nuevo procedimiento de adquisición del gas de operación conforme al artículo 7 del proyecto de orden. La propuesta parece adecuada y, en consecuencia, se informa positivamente. Únicamente se propone una modificación menor. Ella es debida a que, aunque es cierto que existen incentivos en la reducción de mermas y que los saldos de mermas se valoran al precio del gas de operación, ni los incentivos en la reducción de mermas se tratan en este apartado, ni se cambia que el precio del gas de operación sea el que cuantifique económicamente los mismos. Por tanto, se propone modificar el título de la Disposición para hacerlo más claro. Asimismo, se propone clarificar en el apartado segundo que las adquisiciones son las relativas al gas de operación y no a otras transacciones.

Disposición transitoria primera. Precio del gas de operación a aplicar en los mecanismos de incentivos a la reducción de para el cálculo económico del saldo de mermas. […]

26 El precio del gas de operación es el resultante de la subasta al efecto, al que se incorpora la evolución del precio del crudo y del tipo de cambio dólar euro, junto con las posibles variaciones de los peajes asociados. Este precio se halla regulado en la Resolución de 8 de mayo de 2015 de la Dirección general de Política Energética y Minas, por la que se establecen las reglas operativas de la subasta para la adquisición del gas de operación y del gas talón para el periodo comprendido entre el 1 de julio y el 30 de septiembre de 2015.



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2. A partir de la fecha en la que el Gestor Técnico del Sistema proceda a realizar las adquisiciones de gas de operación en el Mercado Organizado de gas natural, como precio medio de gas de operación, a los efectos mencionados en el apartado 1, se tomará la media ponderada de las adquisiciones de gas de operación realizadas en dicho mercado organizado.

5.11. Disposición Transitoria Tercera. Tipos de interés provisionales del

sistema gasista. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La disposición transitoria tercera establece los tipos de interés provisionales para los siguientes derechos de cobro del sistema gasista: Déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, Laudo de Sagane, y el potencial Desajuste temporal de 2015. Consideraciones de la CNMC A continuación se realizan comentarios específicos con respecto de cada derecho de cobro, en base a los cuales se proponen las siguientes modificaciones en la disposición transitoria tercera:

Se propone eliminar el primer párrafo de la Disposición, relativo al interés aplicable al eventual desajuste temporal de 2015, porque de acuerdo con lo recogido en este informe no se espera desajuste y, en cualquier caso, no se podrá determinar hasta el último trimestre de 2016 con fiabilidad.

Se propone sustituir el tipo de interés provisional para el déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, del 2,381% al 1,700%.

En el punto 3, el tipo de interés provisional reconocido al derecho de cobro relativo al Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París el día 9 de agosto de 2010 de la propuesta de orden, que asciende al 1,201%, es el contenido en el informe de la CNMC “Previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016”. En relación al cálculo de la anualidad para 2016 de este derecho de cobro, en el apartado 15.2 (página 63) de la memoria de la propuesta de orden, se indica que se ha tenido en cuenta que los intereses se pagan en 2015. Sin embargo, el texto de la propuesta de orden no establece explícitamente el pago de los intereses de 2015 con cargo a las liquidaciones de 2015. Por otra parte, la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, únicamente incorpora en 2015 la amortización de 32.758.000 €, pero no los



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intereses, resultando por lo tanto que el término variable del peaje de conducción del grupo 3 de 2015, se calculó teniendo en cuenta únicamente la amortización. Por tanto, es necesario determinar los intereses de 2015 que deberán liquidarse en dicho año. Adicionalmente, es necesario que la anualidad de 2016 a liquidar a SAGANE, S.A., se recoja explícitamente en el Anexo I de la propuesta de orden.

5.11.1. Déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 5.11.1.1. Cálculo del tipo de interés aplicable En fecha 11 de diciembre de 2014, la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC aprobó el “Informe por el que se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro del sistema gasista” (IPN/DE/0160/14) Al no haberse publicado hasta el momento por parte del Ministerio de Industria, Energía y Turismo la orden por la que se fijan los tipos de interés definitivos, en la propuesta de orden que se informa, y tal y como se señala en la memoria que la acompaña, se ha realizado el cálculo del tipo de interés siguiendo la metodología propuesta en dicho informe de la CNMC. En ésta, se propone el reconocimiento de un tipo de interés fijo durante el plazo establecido para la satisfacción del derecho de cobro (15 años), que puede estimarse como la suma de un tipo de interés de referencia más un diferencial. La metodología considera el índice Interest Rate Swap27 (IRS) como tipo de interés de referencia, al que se añade como diferencial el Credit Default Swap28 (CDS) de cada empresa titular de derechos de cobro. El plazo de referencia se deberá adaptar a la duración del derecho de cobro29 y su plazo de recuperación. En este caso, la duración del derecho de cobro es de 8 años y su plazo de recuperación de 15 años. Por ello, se consideran adecuadas las referencias disponibles a 8-10 años. 27 IRS (Interest Rate Swap) es el tipo de la curva swap del euro, que intercambia un tipo de interés variable (Euribor), por un tipo fijo. Es una curva de tipos líquida utilizada por entidades financieras, que refleja el riesgo interbancario. Asimismo, es el tipo de interés de referencia en las emisiones a tipo fijo. 28 CDS (Credit Default Swap) es un seguro de riesgo de crédito, utilizado como cobertura de riesgo de impago de la deuda emitida por un determinado emisor. Los CDS aportan información acerca de la percepción del riesgo crediticio de un emisor de deuda en un momento concreto. La evolución de los CDS de las empresas permite observar la percepción del riesgo de los mercados con sus consecuentes implicaciones en el coste de financiación de las mismas a corto plazo y de su estructura financiera a medio y largo plazo. 29 La duración de un activo financiero compuesto de uno o varios flujos de caja es la media ponderada de los distintos vencimientos de los flujos de caja, ponderados por el valor actual de cada uno de esos flujos. La duración sería el plazo hasta el vencimiento de un bono de cupón cero equivalente, en que se devuelve el principal e intereses al vencimiento. La duración representa la longitud media del tiempo en el que se recupera el nominal.



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En el sector gasista, únicamente los grupos GAS NATURAL y NATURGÁS (a través de su matriz última EDP) disponen de CDS cotizados a fecha actual (representando estos sujetos, según la estimación realizada, tan sólo un 26% de los tenedores de la deuda acumulada a 31 de diciembre de 2014 en el sistema gasista). Atendiendo a lo anterior, se considera necesario utilizar adicionalmente datos de emisiones de deuda de las empresas, tal y como se propone en el informe aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria en fecha 11 de diciembre de 2014. Así, para aquellas sociedades de las que no se dispone de CDS cotizados, directamente o a través de sociedades de su grupo, pero para las que sin embargo se dispone de datos de emisiones de deuda de plazo equivalente, se utiliza la TIR de la emisión como representativo del coste de financiación de la sociedad. Dado que el coste de la emisión de las empresas viene mostrando una alta volatilidad, es necesario acotar a los últimos meses con respecto a la fecha de cálculo. No obstante, en este caso no hay ninguna emisión que cumpla con estos criterios en los grupos de sociedades que financian el déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014. En los casos en los que no se dispone de CDS cotizados para un determinado grupo de sociedades ni emisiones de bonos de plazo equivalente cercanos a la fecha de cálculo, pero se dispone de datos de emisiones más antiguas, se toma como mejor aproximación del diferencial el valor de la diferencia entre la TIR de la emisión y el IRS a 10 años a la misma fecha, siempre y cuando esta emisión se haya realizado en los últimos 12 meses anteriores a la fecha de cálculo. Dicho diferencial se adiciona al IRS a fecha de cálculo para obtener el coste de financiación, tal y como se aplica el diferencial cuando se calcula a partir de los CDS. Posteriormente, el coste de financiación de los grupos de sociedades se pondera por los porcentajes estimados de financiación del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 de cada uno de ellos, para obtener un coste medio de financiación, que sería el tipo de interés aplicado en el cálculo de la anualidad, igual para todas las empresas financiadoras. De este modo, en el Cuadro 22 se muestra la estimación del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 que financia cada empresa, según la mejor información disponible a fecha actual, y en el Cuadro 23, el importe total financiado por grupo empresarial, así como el porcentaje estimado de financiación del déficit acumulado que representa cada uno de ellos.



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Cuadro 22 Estimación del Déficit Acumulado a 31/12/2014 financiado por empresa

Fuente: Elaboración propia

Empresa

Grupo ENAGAS, S.A. 352.976.365,40

ENAGAS, S.A. 39.174,80

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 347.407.295,50

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 5.529.895,10

Grupo Gas Natural SDG, S.A. 220.502.008,80

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 120.583.863,30

Gas Natural Cegas, S.A. 23.214.799,10

Gas Natural Andalucía S.A. 14.034.310,30

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 8.244.947,00

Gas Natural Castilla y León, S.A. 14.416.298,20

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 4.916.383,90

Gas Galicia SDG, S.A. 6.772.843,90

Gas Navarra, S.A. 5.265.644,80

Gas Natural Rioja,S.A. 2.665.614,10

Gas Directo, S.A. 245.175,40

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 20.142.128,80

Grupo Redexis Gas, S.A. 31.656.591,50

Redexis Gas, S.A. 22.928.008,20

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 5.251.532,20

Redexis Gas Murcia, S.A. 3.477.051,10

Grupo Naturgas 33.608.916,70

Naturgas Energía Distribución, S.A. 33.448.543,80

Tolosa Gas, S.A 160.372,90

Grupo Gas Extremadura 3.615.582,90

Gas Extremadura Transportista, S.L. 1.384.321,30

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 2.231.261,60

ESCAL UGS, S.A. 300.147.682,00 Otros

Madrileña Red de Gas, S.A. 28.342.718,50 Madrileña Red de Gas

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 22.177.455,80

Gas Natural (42,5%),

Enagás (30%) y Otros

(27,5%)

Regasificadora del Noroeste, S.A. 14.124.381,30Gas Natural (11,55%) y

Otros (88,45%)

Bahía de Bizkaia Gas 9.005.057,70Enagas (50%) y Otros

(50%)

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 183.072,50 Otros

Iberdrola Distribución de Gas 200,30 Otros

TOTAL 1.016.340.033,40 -

Gas Extremadura

Enagas

Gas Natural

Redexis Gas

Naturgas

Estimación Déficit Acumulado

a 31/12/2014 (€)Grupo



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Cuadro 23 Importe total estimado financiado por grupo empresarial y porcentaje de financiación del Déficit Acumulado a 31/12/2014


Por otra parte, y dado que la Ley 8/2014, de 15 de octubre, únicamente establece que se reconoce el derecho a recuperar las anualidades correspondientes al déficit acumulado en los 15 años siguientes sin especificar la fecha exacta de devengo, la propuesta de orden establece en la Disposición transitoria tercera.2, que “el tipo de interés reconocido a dicho déficit se devengará desde el día siguiente a la aprobación de la liquidación definitiva de 2014”. En la propuesta de orden, se ha supuesto como fecha de la liquidación definitiva de 2014, el 31 de octubre de 2016. Según la metodología propuesta por la CNMC, el cálculo del tipo de interés debería realizarse con los datos disponibles en los 3 meses anteriores a esta fecha de devengo, es decir, en los meses de agosto, septiembre y octubre de 2016. En ausencia de estos datos, se toma como mejor aproximación disponible a fecha actual, los datos de los últimos 3 meses (15 de agosto al 15 de noviembre de 2015). Así, se toma como tipo de interés de referencia la media de los valores de IRS a 10 años entre el 15 de agosto y el 15 de noviembre de 2015. En cuanto al diferencial, éste se ha calculado, para el caso de NATURGAS, como la media de sus valores de CDS a 10 años entre el 15 de agosto y el 15 de noviembre de 2015, mientras que para los grupos ENAGÁS y GAS NATURAL, se han considerado los diferenciales de sus emisiones de deuda con una antigüedad inferior a 12 meses desde el 15 de noviembre de 2015, a plazos de 8-10 años. Finalmente, el coste de financiación de los grupos de sociedades considerados se ha ponderado por los porcentajes estimados de financiación del déficit acumulado a 31 de diciembre de cada uno de ellos con respecto del importe total de dicho déficit financiado por los grupos ENAGAS, GAS NATURAL y NATURGAS, que son aquellos de los que se dispone de datos del coste de

Enagas 364.132.130,99 36% 36%

Gas Natural 231.558.793,56 23% 59%

Naturgas 33.608.916,70 3% 62%

Madrileña Red de Gas 28.342.718,50 3% 65%

Redexis Gas 31.656.591,50 3% 68%

Gas Extremadura 3.615.582,90 0% 68%

Otros 323.425.299,25 32% 100%

TOTAL 1.016.340.033,40 100% -

Porcentaje

Financiación

Acumulado

Porcentaje

Financiación

Déficit

GrupoImporte Financiado

Estimado (€)



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financiación estimado según la metodología propuesta por la CNMC, obteniéndose así un coste medio de financiación. Los resultados obtenidos se detallan en el Cuadro 24, según el cual el coste de financiación de las empresas titulares del derecho de cobro sería del 1,700%, habiéndose calculado éste a partir de una muestra del 62% de los grupos de sociedades financiadoras. Este coste supone un diferencial de -20 y 8 puntos básicos con respecto a la media de cotización entre el 15 de agosto y el 15 de noviembre de 2015 del bono español a 10 y 8 años, respectivamente.

Cuadro 24 Cálculo del coste de financiación

Fuente: Bloomberg y Elaboración propia

El tipo de interés obtenido (1,700%) es inferior al incluido en la memoria de la propuesta de orden (2,381%), debido a que éste último se calculó a partir de los datos de IRS y CDS a 10 años correspondientes a los meses de agosto, septiembre y octubre de 2014, habiendo seguido los tipos de interés una tendencia decreciente durante el último año. 5.11.1.2. Estimación de la anualidad 2016 con cargo al sistema gasista

correspondiente al derecho de cobro El cálculo de la anualidad correspondiente al ejercicio 2016 del derecho de cobro se ha realizado considerando tomándose como estimación del valor del derecho de cobro el importe de 1.016.340.033,40 €, según la mejor información de esta Comisión disponible a fecha actual y el tipo de interés aplicado corresponde al tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado, calculado en el apartado anterior (1,700%). Al considerarse como fecha de devengo el 01/11/2016 (día siguiente a la fecha estimada de la liquidación definitiva correspondiente al ejercicio 2014), se ha prorrateado la anualidad calculada teniendo en cuenta el número de días restantes entre esa fecha y el 31/12/2016. En todo caso, la fecha de devengo es estimada y dependerá de cuando se realice la liquidación definitiva (véase Cuadro 25).

IRS 10Y (%)

(media 15/08-

15/11 2015)

Enagas 0,977 59,00 Diferencial Emisión 57,86% 1,567%

Gas Natural 0,977 75,00 Diferencial Emisión 36,80% 1,727%

Naturgas 0,977 198,49 CDS EDP 5,34% 2,962%

100% 1,700%

Grupo Diferencial (p.b.) Fuente Diferencial%

PonderaciónIRS + Diferencial (%)



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Cuadro 25 Cálculo de la anualidad 2016 correspondiente al Déficit Acumulado a 31/12/2014 bajo el supuesto de amortización constante, considerándose un importe de

1.016 M€ como estimación del derecho de cobro a 31/10/2016 (Escenario 1)

IPC: Importe pendiente de cobro


5.11.2. Laudo de Sagane El tipo de interés provisional reconocido al derecho de cobro relativo al Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París el día 9 de agosto de 2010 de la propuesta de orden, que asciende al 1,201%, es el contenido en el informe de la CNMC “Previsiones de demanda, ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016”.

Cuadro 26 Cálculo del coste de financiación

Fuente: Bloomberg y Elaboración propia

En relación al cálculo de la anualidad para 2016, en el apartado 15.2 (página 63) de la memoria de la propuesta de orden, se indica que se ha tenido en cuenta que los intereses se pagan en 2015. Sin embargo, el texto de la propuesta de orden no establece explícitamente el pago de los intereses de 2015 con cargo a las liquidaciones de 2015. Por otra parte, la Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, únicamente incorpora en 2015 la amortización de 32.758.000 €, pero no los intereses, resultando por lo tanto que el término variable del peaje de conducción del grupo 3 de 2015, se calculó teniendo en cuenta únicamente la amortización. Por tanto, es necesario determinar los intereses de 2015 que deberán liquidarse en dicho año.

ESCENARIO 1 Previsión Déficit Acumulado Liquidación Definitiva 1.016 M€ Amortización Constante

Tipo Interés 1,700%

Fecha Devengo 01/11/2016 31/12/2016

Plazo (años) 15

Importe Derecho (€) 1.016.340.033,40 31/10/2016

Año Tipo de Interés IPC 31/10/2016 (€) Intereses (€) Amortización (€) Anualidad Calculada (€)

2016 1,700% 1.016.340.033,40 2.887.867,94 11.323.605,85 14.211.473,79

IRS 5Y (%)CDS 5Y GAS NATURAL

(p.b.)

(media oct, nov, dic

2014)


2014)

Gas Natural 0,427 77,47 1,201%

Grupo IRS + CDS (%)



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5.11.2.1. Estimación de la anualidad 2016 e intereses 2015 con cargo al sistema gasista correspondiente al derecho de cobro del Laudo

Los resultados obtenidos se detallan en el Cuadro 27, según el cual la anualidad correspondiente al año 2016 (amortización principal e intereses) ascendería a un importe de 34.331.694,32 € y los intereses del ejercicio 2015, pendientes de satisfacer, que ascienden a 1.967.117,90 €.

Cuadro 27 Cálculo de la anualidad 2016 e intereses 2015 correspondiente al Laudo del Arbitraje de GAS NATURAL


Finalmente, esta Comisión considera que la Orden debe incluir el importe relativo a la anualidad del año 2016 y los intereses de 2015 asociados a este derecho de cobro, así como a la sociedad titular de este derecho, SAGANE, S.A., para así poder proceder a liquidación del mismo. En consecuencia, se propone incorporar una Disposición adicional séptima en la Propuesta de orden, que refleje la anualidad a liquidar a SAGANE, S.A., por el Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París el 9 de agosto de 2010, con el siguiente contenido:

Disposición adicional séptima. Desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia. De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 66.b de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, se reconoce a la empresa propietaria del contrato de gas natural de Argelia y suministrado a través del gasoducto del Magreb, SAGANE, S.A., al que hace referencia el artículo 15 del Real Decreto-ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios, las siguientes cantidades:

a) Intereses 2015: 1.967.117,90 €. Esta cantidad se liquidará como pago en la primera liquidación provisional disponible del año 2015.

b) Intereses 2016 1.573.694,32 €. Esta cantidad se repartirá en 12 pagos mensuales que se liquidarán como pago único.

c) Amortización 2016: 32.758.000 €. Esta cantidad se repartirá en 12 pagos mensuales que se liquidarán como pago único.

Tipo Interés 1,201%

Fecha Devengo 01/01/2015

Plazo (años) 5

Importe Derecho (€) 163.790.000 31/12/2014

El pago de los intereses de 2015 se efectúa con cargo a las liquidaciones de 2015

Año Tipo de Interés IPC 31/12/t-1 (€) Intereses (€)Amortización

(€)

Anualidad Calculada

(€)

Anualidad

Satisfecha (€)

Anualidad Pendiente

(€)

2015 1,2010% 163.790.000 1.967.117,90 32.758.000 34.725.117,90 € 32.758.000 1.967.117,90 €

2016 1,2010% 131.032.000 1.573.694,32 32.758.000 34.331.694,32 € 0 34.331.694,32 €

Total 36.298.812,22 €



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Estas cantidades se repercuten en el término variable del peaje de conducción del grupo 3 de forma proporcional al volumen de ventas previsto en este grupo. Los desvíos de recaudación anual que sean consecuencia de valores diferentes entre las ventas reales y estimadas, se tendrán en cuenta en el cálculo del año siguiente.

5.12. Disposición Transitoria Cuarta. Almacenamiento operativo incluido

en el peaje de transporte y distribución. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial En la disposición transitoria cuarta se establece que, a partir del 1 de enero de 2016 y hasta el 30 de septiembre de 2016, el almacenamiento operativo incluido en el peaje de transporte y distribución se fija en el 25 por ciento de la capacidad diaria contratada en la red de transporte. A partir del 1 de octubre de 2016 dicha capacidad de almacenamiento operativo será 0. Consideraciones de la CNMC La propuesta se considera coherente con la disposición adicional primera de la Circular 2/2015, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista, en la que se establece la desaparición gradual de la capacidad de almacenamiento en el punto virtual de balance, siendo 0 a partir del 1 de octubre de 2016. Así, en el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2016 y el 30 de septiembre de 2016, la propuesta de Orden fija el almacenamiento operativo incluido en el peaje de transporte y distribución en el 25 por ciento de la capacidad contratada, correspondiéndose con la reducción del derecho de almacenamiento fijada por la Circular; esto es, el 50 por ciento del derecho actual de capacidad de almacenamiento, establecido en medio día de la capacidad contratada de transporte y distribución. En consecuencia, la disposición propuesta parece adecuada y se informa positivamente. 5.13. Disposición Transitoria Quinta. Gas de maniobra. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La Disposición Transitoria Quinta dispone la disminución paulatina del gas de maniobra a partir del 1 de enero de 2016 hasta su total desaparición el 1 de octubre de 2016. Asimismo, establece que el exceso de mermas será destinado a gas de operación o a gas talón.



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Consideraciones de la CNMC Se valora positivamente la eliminación gradual del gas de maniobra en línea con lo establecido en la Disposición Adicional Segunda de la Circular 2/2015, de 22 de julio, de la CNMC, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista. La eliminación gradual del gas de maniobra a disposición del Gestor hasta su total desaparición el 1 de octubre de 2016 facilitará la transición del modelo actual de balance del sistema a un nuevo modelo, en el que las acciones de balance llevadas a cabo por el Gestor se realizarán a través de la compra o venta de gas en la plataforma de comercio. En la actualidad, el gas de maniobra es usado por el Gestor para facilitar la operación del sistema de una manera colectiva. Con su desaparición se pretende individualizar las responsabilidades en la gestión del sistema, esto es, que las acciones del Gestor para equilibrar el sistema sean soportadas por los agentes que causen el desequilibrio. Asimismo, se considera adecuado destinar el exceso de mermas a gas de operación o a gas talón en línea con lo que contempla la normativa vigente. Por otro lado, el gas correspondiente a las mermas reconocidas puede o no ser coincidente con el gas correspondiente a las mermas reales. Esto es, se puede acumular o decrementar el gas del sistema (tanto en regasificación como en transporte) en función de si las mermas reales son menores o mayores, respectivamente, de las mermas reconocidas. Por consiguiente, parece necesario mantener una cuenta separada para el gas resultante del saldo de mermas. En definitiva, se ha de modificar la Orden Ministerial IET/2446/2013, de 27 de diciembre, en su Disposición Final Tercera, sobre mermas en plantas de regasificación, y en su Disposición Final Cuarta30, sobre mermas en la red de transporte.

Disposición transitoria quinta. Gas de maniobra. A partir del 1 de enero de 2016 el gas de maniobra no podrá exceder la cantidad de 150 GWh. A partir del 1 de octubre de 2016 la cantidad de gas de maniobra deberá ser cero. El exceso de mermas retenidas sobre las mermas reales que se generen, se destinará preferentemente a decrementar las necesidades de compra del gas de operación, o a gas talón para alcanzar el nivel mínimo de llenado de las instalaciones de transporte.

30 Ambas disposiciones modifican la Orden ITC/3128/2011, de 17 de noviembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas; y la Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas en el sistema del gas natural.



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El defecto de mermas retenidas sobre las mermas reales incrementará las necesidades de compras de gas, adicionales al gas de operación. A partir del 1 de octubre de 2016, el Gestor Técnico del Sistema llevará cuentas separadas de los saldos de mermas en transporte y plantas de regasificación. Por Resolución de la Dirección General de Política Económica y Minas se establecerá el procedimiento de compras, ventas, repartos y liquidaciones asociadas al saldo de mermas.

Además, puesto que el gas de maniobra ha de desaparecer a partir del 1 de octubre de 2016, es preciso modificar el artículo 2 de la Orden ITC/1890/2010, de 13 de julio, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas en el sistema del gas natural. Por idéntica razón es preciso modificar el artículo 5 de la orden IET/3128/2011, de 17 de diciembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas. Por consiguiente, se propone añadir las siguientes disposiciones finales.

Disposición final cuarta. Modificación de la Orden IET/1890/2010, de 13 de julio, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas en el sistema del gas natural. Los apartados 4 y 10 del artículo 2 de la Orden IET/1890/2010, de 13 de julio, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas en el sistema del gas natural, quedan de la siguiente forma: “4. Si la cantidad de gas descontada por el titular de la planta por la aplicación de los coeficientes en vigor fuese inferior a las mermas reales (saldo de mermas positivo), la diferencia se cubrirá temporalmente mediante una disminución del saldo de gas de la cuenta del saldo de mermas de la planta de regasificación de maniobra. El Gestor Técnico del Sistema impartirá las instrucciones técnicas necesarias para lograr una ubicación adecuada de dichas cantidades de gas, de forma que no interfiera con el gas almacenado por los usuarios. El exceso de gas de maniobra que se determine de la cuenta del saldo de mermas de la planta se destinará a gas de operación o gas talón de la planta de regasificación.” “10. Cuando el saldo de mermas anual de una planta de regasificación sea negativo, durante los 30 días posteriores a la publicación del saldo, el Gestor Técnico del Sistema pondrá a disposición de cada usuario de la planta, a cuenta del gas acumulado como saldo de mermas de la planta de regasificación de maniobra, un volumen de gas diario equivalente a la mitad del saldo de mermas anual del usuario repartida proporcionalmente en dichos 30 días, en la planta en cuestión. Además, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia valorará económicamente la mitad del saldo de mermas de la planta, empleando para ello el precio medio del gas de operación del año al que corresponda el saldo. La cantidad resultante será adicionada a la retribución reconocida al titular



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de la planta en el año en curso, aplicándose en la primera liquidación disponible como un pago único.”

Disposición final quinta. Modificación de la Orden IET/3128/2011, de 17 de diciembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas Los apartados 3 y 9 del artículo 5 de la Orden IET/3128/2011, de 17 de diciembre, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el acceso de terceros y las retribuciones reguladas, quedan de la siguiente forma: “3. En caso de que el saldo de mensual de mermas de la red de transporte fuese negativo dicho saldo permanecerá temporalmente bajo titularidad del Gestor Técnico del Sistema como gas de la cuenta del saldo de mermas de transporte maniobra. Si fuera positivo, el saldo se cubrirá temporalmente mediante una disminución del volumen de la cuenta del saldo de mermas de transporte gas de maniobra. El Gestor Técnico del Sistema impartirá las instrucciones necesarias para lograr una ubicación adecuada de dicho saldo de gas, de forma que no interfiera con el gas almacenado por los usuarios. El exceso de gas de la cuenta del saldo de mermas de transporte de maniobra que se establezca se destinará a cubrir las necesidades de gas de operación o de gas talón.” “9. Cuando el saldo anual de mermas en el conjunto de las redes de transporte sea negativo (mermas reales inferiores a mermas reconocidas), el Gestor Técnico del Sistema pondrá a disposición de cada usuario la mitad de su saldo de mermas de la cuenta del saldo de mermas de transporte a cuenta del gas de maniobra, mediante la entrega en el PVB AOC de 1/ 30 parte de dicha cantidad durante 30 días consecutivos a contar desde el séptimo día en que dicho saldo haya sido comunicado a los usuarios.”

Estas disposiciones entrarán en vigor a partir del 1 de octubre de 2016, fecha en la que desaparece el gas de maniobra. 5.14. Disposición Transitoria Sexta. Retribución del Operador de

Mercado de gas. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La disposición transitoria sexta de la propuesta de orden, establece que con carácter provisional y mientras que no se disponga de la metodología de retribución a la que hace referencia la disposición transitoria segunda de la Ley 8/2014, de 21 de mayo, la retribución del Operador del Mercado de gas correspondiente al año 2016 se fija en 3.421.000 €. Asimismo, establece que una vez que se disponga de dicha metodología y de los datos necesarios para su aplicación, se procederá al cálculo de la retribución definitiva y el saldo, positivo o negativo, en relación con esta retribución provisional, se reconocerá como pago único en la primera liquidación disponible.



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Consideraciones de la CNMC En relación con esta disposición, se realizan las siguientes consideraciones: Importes distintos en la disposición con respecto a la memoria La cifra de retribución provisional establecida en la disposición transitoria sexta de la propuesta de orden, de 3.421.000 €, es superior a la cifra de 3.300.000 € del apartado 17.15 de la memoria, que según lo indicado en dicho apartado, se corresponde con el siguiente desglose de costes enviado por la empresa (MIBGAS, S.A.).

Cuadro 28 Desglose Costes MIBGAS, S.A.

Consideraciones sobre los costes presupuestados Como comentario general, se señala que el desglose de costes aportado por MIBGAS, S.A. y que se contiene en la memoria de la propuesta de orden, no está suficientemente detallado ni justificado. Por otra parte, esta Comisión, no ha recibido ninguna información sobre la propuesta de retribución de MIBGAS. Cabe recordar que La Disposición Transitoria Segunda de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, estableció que “el Operador del mercado organizado de gas remitirá al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, una propuesta de retribución (…)”. Además indica que “En el plazo de cuatro meses desde la entrada en vigor de esta Ley, La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia remitirá al Ministerio de Industria, Energía y Turismo una propuesta de metodología de retribución del Operador del mercado”. Al no disponer de información sobre la previsión de costes futuros de MIBGAS, esta metodología todavía no ha sido propuesta, por lo que parecería oportuno que la Orden, que se informa, reconozca una retribución provisional a cuenta, a la espera de la existencia de esta metodología.

Por otra parte, ha de tenerse en cuenta que MIBGAS va a percibir en 2015 una retribución provisional a cuenta de 2.000.000 €, mientras que el coste de los servicios que se prevé recibirá de OMIE en 2015 (según la previsión de cierre de esta última) ascienden únicamente a 300.000 €, y la sociedad aún no disponía del personal que prevé contratar en 2016, lo que generará menores

Concepto Miles €

Sueldos, salarios, costes sociales e

impuestos, retribución Consejo y otros1.370

Alquileres, servicios exteriores 482

Coste prestación servicios OMIE 1.400

Amortizaciones 48

TOTAL 3.300



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gastos de personal de los contemplados en el escenario de 2016. En atención a lo cual, se concluye que la retribución a cuenta de 2015 de MIBGAS es holgada, con lo que los excedentes de tesorería permitirán adicionalmente a la sociedad hacer frente a los posibles imprevistos y desviaciones que puedan surgir durante 2016. Lo que supone asimismo un argumento adicional para rebajar la cuantía de 3.421.000 € que se señala en la propuesta de Orden. A la vista de lo anterior, se propone que mientras no se disponga de un metodología de retribución del Operador del Mercado de gas y se justifiquen las partidas que engloben la retribución del año 2016, se fije la misma retribución provisional que el año anterior para el Operador de Mercado de gas, esto es 2.000.000 € de retribución provisional. Por otra parte, con la redacción actual de la propuesta de orden, la retribución provisional del Operador del Mercado de gas se reconocería a lo largo de las 12 primeras liquidaciones del ejercicio 2016. Se propone que la liquidación de la retribución provisional se realice en doce pagos mensuales a liquidar en pago único.

Disposición transitoria sexta. Retribución del Operador de Mercado de gas. Con carácter provisional y mientras que no se disponga de la metodología de retribución a la que hace referencia la disposición transitoria segunda de la Ley 8/2014, de 21 de mayo, la retribución del Operador del Mercado de gas correspondiente al año 2016 se fija en 3.421.000 € 2.000.000 €, que se abonará por el sistema de liquidaciones en doce pagos mensuales a liquidar en pago único. […]

5.15. Disposición Final Primera. Modificación de la norma de gestión

técnica del sistema NGTS-09. Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La Disposición Final Primera reduce el recargo económico a aplicar a los usuarios que se encuentren en desbalance por exceso de existencias en el AOC, ahora denominado Punto Virtual de Balance (PVB). Actualmente, la norma en vigor indica que se ha de aplicar un cargo económico equivalente al exceso de existencias multiplicado por el 10% del precio de referencia definido en el apartado 9.6.6 de la misma NGTS. La propuesta de orden Ministerial rebaja este porcentaje al 5%. Consideraciones de la CNMC En relación con el tratamiento de desbalances de los usuarios en la red de transporte del sistema gasista, debe indicarse que, con el objetivo de implementar el Reglamento (UE) Nº 321/2014 en la normativa nacional, en



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fecha 22 de julio de 2015, la CNMC aprobó la Circular 2/2015, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista. Dicha Circular, en su disposición adicional primera, prevé que, desde el 1 de enero de 2016, se reduzca a la mitad el derecho de los usuarios a almacenar gas en la red de transporte. Esta medida disminuye la flexibilidad de los usuarios para mantener su balance en equilibrio, por lo que se considera adecuado que vaya acompañada de una reducción en la penalización por desbalances. No obstante, es necesario tener en cuenta también que la Circular 2/2015 de la CNMC, en cumplimiento del citado Reglamento europeo, establece un sistema de tratamiento de los desbalances en la red de transporte gasista donde el recargo económico por los mismos se calcula en base al precio del gas en el mercado organizado para el día en el que ocurre el desbalance. Este sistema entrará en vigor el 1 de octubre de 2016. 31 En consecuencia, las penalizaciones que propone la Orden Ministerial tienen un periodo de vigencia limitado, que finalizaría el 30 de septiembre de 2016, y así se debería indicar en la propia Orden Ministerial.

“9.6.2 Desbalance por exceso de gas en el Almacenamiento para la Operación Comercial en la Red de Gasoductos (AOC). Se considera que un usuario incurre en desbalance por exceso de gas en el almacenamiento para la operación comercial en la red de gasoductos (AOC) cuando sus existencias en el AOC superen los derechos de capacidad de almacenamiento operativo incluidos en el peaje de transporte y distribución. El balance en el AOC se realizará para el conjunto de contratos de reserva de capacidad de entrada al sistema de transporte y distribución del usuario.

Cuando un usuario se encuentre en situación de desbalance por exceso de gas en el AOC, se le facturará diariamente un cargo económico equivalente al exceso de existencias multiplicado por el 5% del precio de referencia para desbalances por defecto de existencias operativas definido en el apartado 9.6.6. Los cargos económicos definidos en este apartado serán de aplicación hasta el 30 de septiembre de 2016 incluido este día.”

31 Es por ello por lo que el Gestor Técnico del Sistema, como Presidente del Grupo de Trabajo del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista para la Actualización, Revisión y Modificación de las NGTS y sus Protocolos, ha creado un subgrupo de trabajo, cuya primera reunión tuvo lugar el 28 de noviembre de 2015. Este subgrupo está elaborando una nueva propuesta de modificación de la NGTS-09, con vista a adaptar la norma a lo dispuesto en la Circular de la CNMC.



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5.16. Disposición Final Segunda. Modificación de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural.

Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La propuesta modifica tres artículos de la Orden ITC/1660/2009, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural.

a) Se modifica el artículo 6, sobre la imputación de los costes de los peajes en el cálculo de la TUR.

La modificación afecta únicamente a la imputación de los costes de los peajes del almacenamiento subterráneo, considerando que aumenta la utilización de la capacidad de almacenamiento en 12 días32 (de 48 a 60), así como la utilización de la inyección y extracción en 2 días (de 38 a 40), en la fórmula de imputación del peaje de almacenamiento. La memoria de la Orden indica que estos datos se obtienen del análisis de la estacionalidad de la demanda de los consumidores a TUR y la optimización de la utilización del almacenamiento. La influencia de esta modificación en el cálculo de la TUR es muy pequeña. Se estima en un incremento sobre el término variable de la TUR de 0,016420 cent€/kWh. Si esta propuesta se aplicase sobre la TUR vigente, sin más cambios, dicho incremento, supondría un aumento del 0,32% y del 0,37%, sobre el término variable de la TUR 1 y de la TUR 2 vigentes para el cuarto trimestre de 2015, respectivamente, y ninguna variación sobre el término fijo.

Cuadro 29. Efecto de la modificación propuesta en el término de coste de almacenamiento subterráneo sobre la TUR vigente (manteniendo el resto de parámetros

actuales)

Término Fijo

(€/cliente)/mes

Término Variable cent€/kWh

TUR Vigente

Aplicando el cambio en el término del peaje de

almacenamiento

TUR.1 4,36 5,125575 5,141995

TUR.2 8,84 4,438175 4,454595


En paralelo a esta modificación, se considera que se debería aumentar los derechos de asignación preferente de la capacidad de almacenamiento

32 En este valor existe una discrepancia con la memoria de la Orden, que indica que la capacidad de almacenamiento se incrementa en 10 días.



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subterráneo para los comercializadores con demanda del grupo 3, hasta los 60 días considerados para la imputación de peajes.

b) Se modifica el artículo 8, sobre el coste de la materia prima. Las modificaciones de este apartado son muy significativas,

i. Se modifica la ponderación del suministro del gas de base y del gas estacional, según se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro 30. Comparativa entre la ponderación del gas base y gas de invierno actual y la

propuesta de Orden.

Fórmula actual Fórmula propuesta

Trimestre Ponderación gas

base Ponderación gas

de invierno Ponderación gas

base Ponderación gas

estacional

T1 50 % 50 % 42,3 % 57,7%33

T2 50 % 50 % 100 % 0 %

T3 65 % 35 % 100 % 0 %

T4 65 % 35 % 53,3 % 46,7%

Fuente: Memoria de la Orden y elaboración propia

Según se muestra en el cuadro, en la propuesta el gas estacional se imputa únicamente en el primer y cuarto trimestre de cada año, mientras que anteriormente el gas de invierno se repartía a lo largo de todo el año. El reparto propuesto se ajusta mejor a la estacionalidad real del consumo de los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso, que es mucho mayor en los meses fríos del año, por el consumo en calefacción, como se puede ver en la siguiente figura donde se representa el consumo de todos los clientes con derecho a TUR y se detalla el consumo atendido por los comercializadores de último recurso.

33 Existe una pequeña discrepancia entre los valores de la ponderación de la demanda de gas estacional entre la memoria (57,87%) y los valores recogidos en la orden (57,7%) para el primer trimestre.



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Figura 1. Demanda de atendida por los comercializadores de último recurso.


Por ello, se considera que esta modificación es adecuada. Adicionalmente, puede observarse en la gráfica el descenso paulatino de la demanda suministrada por los CUR, que se explica por el aumento del número de consumidores que optan por ser suministrados a precio libre, reduciéndose así el número de consumidores acogidos a la TUR y por tanto el consumo suministrado por los CUR.

ii. Se modifica la metodología de cálculo de los precios del gas de base y del gas de invierno o estacional.

La fórmula propuesta calcula el precio del gas de base mediante una fórmula referenciada a la cotización del Brent, y el precio de gas de invierno (ahora llamado estacional) a partir de las cotizaciones del NBP para las entregas en el trimestre considerado. Así pues, los principales cambios en el cálculo del coste de la materia prima son:

- Se elimina la referencia al precio del HH para el cálculo del gas de invierno.

- Se elimina la referencia al precio obtenido en las subastas para la compra de gas para el suministro a TUR, tanto para el gas base como para el gas invierno.

- La referencia al precio del NBP pasa a calcularse a partir del precio de las entregas en el trimestre de referencia.

Las diferencias en la metodología se resumen en el cuadro siguiente:

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

ene-1

0

mar-

10

may-1

0

jul-10

sep-1

0

nov-1

0

ene-1

1

mar-

11

may-1

1

jul-11

sep-1

1

nov-1

1

ene-1

2

mar-

12

may-1

2

jul-12

sep-1

2

nov-1

2

ene-1

3

mar-

13

may-1

3

jul-13

sep-1

3

nov-1

3

ene-1

4

mar-

14

may-1

4

jul-14

sep-1

4

nov-1

4

ene-1

5

mar-

15

may-1

5

jul-15

sep-1

5

GWh

Demanda suministrada por los CUR Consumo grupos 3.1 y 3.2



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Cuadro 31. Comparativa entre la fórmula de cálculo del base y gas de invierno actual y la

propuesta en la Orden.


Gas de base

Referenciada a: - Precio del producto de gas de invierno

comprado en la subasta de la TUR,

ponderado por el porcentaje de gas comprado en relación con la demanda prevista de gas de invierno.

- Fórmula referenciada a la cotización del Brent: Media semestral, expresada en

$/barril, de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia “n”, ponderado por el porcentaje de gas necesario para cubrir el resto de la demanda prevista de gas de invierno.

- Fórmula referenciada a la cotización

del Brent. Media semestral expresada en

$/barril de las cotizaciones del crudo Brent en el semestre anterior al trimestre de referencia “n”, siendo

En: Cambio medio $/€

(La fórmula referenciada al Brent no sufre ninguna modificación)

Gas de invierno o estacional

Referenciada a: - Precio del producto de gas de invierno

comprado en la subasta de la TUR

(ponderado por el porcentaje de gas comprado en relación con la demanda prevista de gas de invierno).

- El resto de la demanda se referencia: o 50% al HH: media de las cotizaciones

del Henry Hub para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre “n”, publicadas por el Nymex

o 50 % al NBP: media de las cotizaciones

del National Balancing Point (NBP) del Reino Unido para entregas en los doce meses siguientes al inicio del trimestre “n”, publicadas por ICE.

o A estos efectos, las cotizaciones del HH y NBP tienen distintas ponderaciones mensuales34.

Promedio de las cotizaciones del “National Balancing Point” (NBP) del Reino Unido

para entregas en los tres meses del trimestre “n”, publicadas por ICE. (La fórmula del NBP cambia los precios de referencia de 12 meses a 3 meses, así como la ponderación de los mismos)


Consideraciones de la CNMC

Antes de realizar las consideraciones oportunas por parte de esta Comisión, cabría cuestionar la oportunidad de proponer un cambio muy relevante en la metodología de cálculo de la TUR con el escaso margen de tiempo concedido para las alegaciones, estudio e informe. En términos generales, esta Sala comparte la necesidad de revisión de la fórmula del CMP, en particular para sustituir la referencia al precio del gas en el mercado americano (HH), ya que el incremento en la producción de gas no convencional ha hecho que el precio de este mercado se desacople del

34 En la fórmula actual, las cotizaciones de los siguientes 12 meses del NBP y del HH se ponderan según los siguientes coeficientes:

n

n

nE

BrentRB

027711,0710093,0

enero febrero marzo abril a octubre noviembre diciembre

λk 0,2727 0,2727 0,1092 0 0,0727 0,2727



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mercado internacional, y por tanto, haya dejado de ser una referencia válida para los precios de gas en Europa y en España. Sin embargo, la modificación propuesta podría plantear problemas en el futuro, ya que al eliminar la referencia al precio de la subasta se pierden las referencias directas a los precios del mercado español, con lo que quedarían como únicas referencias para el cálculo del CMP la fórmula de precio de Brent (en el gas base) y el precio del mercado NBP (en el gas estacional). La nueva fórmula podría no reflejar correctamente posibles cambios en el mercado de gas en España, que podrían tener lugar por la evolución futura de los precios de los contratos de aprovisionamiento o por la evolución del mercado spot en España. Por tanto, sería conveniente mantener en la formula una referencia directa a los precios de gas en el mercado español, lo cual podría hacerse, a corto-medio plazo, mediante la sustitución progresiva de las subastas de compra de gas para la TUR por compras de gas en el mercado organizado, una vez que este mercado se consolide y tenga la suficiente liquidez. En caso de que aún así se decidiese eliminar la referencia al precio de las subastas de compra de la TUR, la eliminación parece prematura, teniendo en cuenta que ya se han celebrado las subastas de gas base hasta el 31 de junio de 2016, así como la subasta de gas de invierno 2015/2016, por lo que habría que prorrogar la fórmula actual hasta junio de 2016, momento en el que ya estará en funcionamiento el mercado spot español. En este periodo transitorio, podría sustituirse la referencia al HH por la referencia al mercado TTF, manteniendo constantes el resto de parámetros de la fórmula.

Sobre la idoneidad de la fórmula planteada La metodología de cálculo de la TUR debe reflejar, de manera realista y correcta, los costes de todos sus componentes, de forma que no se ocasionen distorsiones de la competencia en el mercado. En particular, el coste de materia prima es el componente de la TUR más difícil de calcular, ya que los comercializadores se aprovisionan a través de un mix diverso de contratos a largo plazo y compras spot. Adicionalmente, en el mercado español todavía no está en funcionamiento el Mercado Organizado de gas, que puede proporcionar una indicación clara del precio de gas en el mercado spot en España. La actual metodología de cálculo del coste de la materia prima, desarrollada a través de la Orden ITC 1660/2009, utiliza una fórmula compuesta de distintos indicadores o referencias de precios: NBP, HH, Crudo Brent, subasta de gas base y subasta de gas de invierno. La evolución histórica de cada uno de los componentes del Coste de materia prima para la TUR se muestra en la siguiente figura:



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Figura 2. Comparativa de la evolución de los componentes de la fórmula de cálculo del coste de materia prima para la TUR de gas 2010-2015.


En el periodo de 2010 a 2015, el coste de materia prima arroja un valor medio de 2,5784 cent/kWh, variando entre un máximo de 2,9637 cent€/kWh alcanzado en el tercer y cuarto trimestre de 2012 y el valor mínimo actual de 2,0234 cent€/kWh. Desde el año 2012, todas las modificaciones en el coste de materia prima han sido a la baja, acumulando un descenso del 32% hasta la fecha. Entre los componentes del coste de materia prima, destaca el precio y la evolución del Henry Hub, por ser completamente diferente a la del resto de los componentes de la TUR: desde 2010 el Henry Hub ha ido disminuyendo desde 1,5859 cent€/kWh hasta 0,8993 cent€/kWh, con un mínimo de 0,8690 cent€/kWh en el segundo trimestre de 2012. El resto de componentes siguen aproximadamente la misma evolución, que es también similar a la del coste de materia prima. La mayor diferencia se aprecia en el componente referenciado al precio de subasta de gas de invierno entre enero de 2014 y junio de 2015, periodo en el que se sitúa entre un 13% y un 31% sobre el valor del coste de materia prima. Esta diferencia se explica principalmente por los elevados precios del GNL en el mercado asiático, que afectan con más intensidad al mercado español (y por lo tanto a los precios obtenidos en la subasta) que a otros mercados europeos, como el NBP.

0,75

1,25

1,75

2,25

2,75

3,25

cent€/kWh

Coste materia prima Precio subasta gas base ajustado según fórmula TUR

Precio subasta gas invierno ajustado según formula TUR Formula de Brent

NBP HH



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- Sobre la eliminación de la referencia al precio del Henry Hub para el cálculo del gas de invierno.

El precio de referencia para aprovisionamientos de gas de invierno (Rin) busca reflejar el precio de las compras de gas a corto plazo, necesarias para cubrir la demanda durante los meses de invierno. Para su cálculo, la orden vigente, emplea una fórmula que combina el precio obtenido en la compra del gas de invierno y el precio de los dos mercados internacionales más líquidos: el mercado de gas natural en Reino Unido (NBP – National Balancing Point) y el Henry Hub en EE.UU. Sin embargo, desde el año 2010 el mercado de gas norteamericano ha sufrido una gran transformación, como consecuencia del enorme incremento de la producción de gas natural no convencional, y en particular el “shale” gas, cuya producción se ha multiplicado por cuatro, de 100 a 400 bcm, en los últimos cinco años.

Figura 3. Evolución de la producción de shale gas en USA.

Fuente: IEA World Energy Outlook, 2015

Este enorme incremento de la producción de gas ha provocado la caída de los precios del gas en EEUU por debajo de 3$/mmBtu, y su desacoplamiento de los precios del gas en los mercados europeos, como se puede apreciar en la siguiente figura.



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Figura 4. Precio spot en Estados Unidos (HH) y en el Reino Unido (NBP)

Fuente: Platts y EIA

Por tanto, se considera adecuada la eliminación en la fórmula de cálculo de la TUR de la referencia al mercado americano (Henry Hub), que ha dejado de ser representativo de los precios actuales en los mercados de gas europeos.

- Sobre la modificación de los componentes del precio del gas de base. La nueva fórmula elimina la referencia al precio de la subasta del gas de base, dejando únicamente la referencia al Brent para el cálculo del precio del gas de base. Si se compara la evolución de los dos componentes del gas de base de la TUR en el periodo de 2010 a 2015, la evolución del precio del gas base obtenido en las subastas (ajustado según la fórmula de la TUR) ha sido muy similar a la evolución de la fórmula referenciada al Brent: a lo largo del periodo, la fórmula de Brent da un precio promedio de 2,6465 cent€/kWh, mientras que el precio del gas base promedia 2,7023 cent€/kWh, un 2,1% superior.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

National Balancing Point Henry Hub

NBP

HH

€/MWh



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Figura 5. Evolución del precio de la subasta de gas base para la TUR (ajustado según la fórmula) y el precio de la fórmula referenciada al Brent en la TUR.


Si se compara la fórmula referenciada al Brent en la TUR con el coste de gas en aduanas, calculado por la CNMC, también se observa una gran correlación. No obstante, en el periodo analizado, el coste de aprovisionamiento de gas declarado en la aduana española promedia 2,4471 cent€/kWh, un 7,5% inferior al precio resultante de aplicar la fórmula referenciada al Brent. También resulta interesante observar que los costes de los aprovisionamientos de GNL han sido, en promedio, un 6,7% inferiores a los costes de aprovisionamiento por gasoducto (2,3727 y 2,5443 cent/kWh, respectivamente).

1

1,5

2

2,5

3

3,5

cent/kWh

Precio subasta gas base ajustado según la fórmula de la TUR (cent/kWh)

Formula de Brent (cent/kWh)



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Figura 6. Comparativa entre el precio de la fórmula referenciada al Brent en la TUR y el coste de gas en aduanas (GN y GNL), calculado por la CNMC.


A la vista de las gráficas anteriores, cabe concluir que la eliminación de la referencia al precio de la subasta del gas de base habría tenido, en un periodo largo (entre 2010 a 2015), un efecto pequeño, ya que la diferencia entre la fórmula referenciada al Brent y el precio del gas base (ajustado según la fórmula de la TUR) es tan solo del 2,1%. No obstante, al eliminar la referencia a los precios de la subasta de gas base, la nueva metodología no recoge ninguna referencia directa a los precios del gas en España, por lo que no sería capaz de recoger los posibles cambios futuros que pudieran tener lugar en los contratos de aprovisionamiento de gas en España, lo que podría provocar diferencias tanto a corto como a largo plazo. A título de ejemplo, en otros mercados europeos existe un tendencia a incluir en las renegociaciones de los contratos a largo plazo, además de la referencia al precio del Brent, alguna referencia al precio en los mercados spot de gas europeos, aunque con una ponderación baja. Otro posible cambio puede llegar con las exportaciones de GNL del mercado de Estados Unidos, cuyo precio de referencia no estará ligado al Brent, sino al HH incrementado por los costes de licuación y transporte hasta los mercados a los que se destine el gas.

1

1,5

2

2,5

3

3,5

cent/kWh

Formula de Brent (cent/kWh) Precio Aduana GN+GNL (cent/kWh)

Precio Aduana GN (cent/kWh) Precio Aduana GNL (cent/kWh)



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De acuerdo con el informe Wholesale Gas Price Survey (2015), de la Unión Gasista Internacional, el volumen de contratos referenciados a la cotización del Brent en la Europa mediterránea, ha pasado del 100% en el año 2005 al 64% en 2014, habiendo aumentado hasta el 35% la negociación en los mercados spot y futuros, en los que el precio del gas se determina por el equilibrio entre la oferta y la demanda. Por ello, la fórmula del gas de base debería incluir alguna referencia directa de la situación del mercado spot de gas en España.

- Sobre la modificación de los componentes del precio de gas de invierno o estacional

La nueva fórmula elimina la referencia al precio de la subasta del gas de invierno y al precio del Henry Hub, dejando únicamente la referencia al NBP para el cálculo del precio del gas estacional. Si se compara la evolución de los componentes del gas de invierno de la fórmula de la TUR actual en el periodo de 2010 a 2015, el precio del gas de invierno obtenido en las subastas (ajustado según la fórmula de la TUR) es, en promedio, de 2,7118 cent€/kWh, muy similar al precio de los futuros de NBP utilizados en el cálculo (2,7015 cent€/kWh). Figura 7. Evolución del precio de los componentes utilizados en el cálculo del precio de

gas de invierno en la tarifa TUR, según la metodología vigente.


Sin embargo, la evolución de ambos índices no es paralela, y en varios momentos del periodo de 2010 a 2015, el diferencial de precios entre la subasta de gas de invierno y el NBP es superior a 0,5 cent€/kWh (o lo que es lo

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

cent/kWh

Precio subasta gas invierno ajustado según la Formula de la TUR (cent/kWh)

HH (cent/kWh)

NBP (cent/kWh)



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mismo, 5 €/MWh). Estas diferencias se producen principalmente por la mayor influencia del precio del GNL internacional sobre el mercado español, que depende más de las importaciones de GNL que el mercado británico. Además, Inglaterra dispone de mucha capacidad de interconexión con los mercados de gas del noroeste europeo (Holanda, Bélgica), donde el peso del GNL es muy inferior. Por tanto, la evolución del NBP podría ser diferente de la evolución del mercado spot español. Al eliminar la referencia a los precios de la subasta de gas de invierno, la nueva metodología no recoge ninguna referencia directa a los precios del gas en España, por lo que no sería capaz de recoger posibles desacoplamientos de precios entre ambos mercados. Un ejemplo de estos posibles desacoplamientos se puede ver en la siguiente figura, en la que se compara la evolución del índice de precios de la zona sur de Francia (TRS), con la evolución del NBP (Gran Bretaña), el TTF (Holanda) y la evolución del precio del GNL en Asia.

Figura 8. Evolución del precio del mercado spot del sur de Francia, el NBP, el TTF y el precio del GNL en Asia, comparados con el precio de la subasta de gas de invierno

(ajustado según la TUR).


El mercado de gas de la zona sur de Francia (TRS) es posiblemente el mercado más similar al mercado spot español, por el elevado peso de los aprovisionamientos de GNL, por proximidad geográfica y por su limitada interconexión con el norte de Francia. En ausencia de congestiones en la interconexión entre España y Francia, el precio del gas spot en España no

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

€/MWh

NBP (spot) TTF (spot) TRS (spot) GNL Asia Precio subasta gas invierno ajustado según formula TUR



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debería ser superior al coste del peaje del transporte de gas entre ambos sistemas, que se sitúa en el entorno de 1 €/MWh. En la gráfica anterior se observa que el precio del mercado TRS se desacopló del NBP durante el año 2014, influenciado por los precios del GNL en el mercado internacional35, y la falta de capacidad entre las zonas norte y sur de Francia, que impedía el acoplamiento del precio del TRS con los demás mercados europeos. En estas mismas fechas, se observa que el precio de las subastas de gas de invierno en España es también muy superior al NBP y TTF. Si se comparan los costes de aprovisionamiento de gas natural y de GNL en frontera española con la evolución del NBP, también se observan desacoplamientos de precios superiores a 5 €/MWh en varios periodos, entre ellos en el 2014.

Figura 9. Comparativa entre el precio del mercado spot del NBP y el coste de gas en aduanas (GN y GNL), calculado por la CNMC.

Fuente: Agencia Tributaria, Platts y elaboración propia.

En relación con la composición de los aprovisionamientos del gas de invierno, la memoria de la propuesta de Orden señala la necesidad de establecer una referencia al precio del GNL spot en España, que cubriría el suministro invernal para la tarifa de último recurso.

35 El precio del GNL spot en los mercados internacionales ha sido tradicionalmente más volátil que el precio de los contratos a largo plazo o los precios de los mercados spot europeos.

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

€/MWh

GN aduanas GNL aduanas NBP



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Sin embargo, no está claro que el suministro de gas estacional tenga que cubrirse en su totalidad con importaciones de GNL, ni que todas ellas se realicen mediante compras spot. En la siguiente figura se muestra el porcentaje de GNL y GN en los aprovisionamientos mensuales de los últimos años, en donde no se aprecia la existencia de una marcada estacionalidad de las importaciones, que justificase referenciar el 100% del precio del gas invernal a compras de GNL spot en el mercado internacional.

Figura 10. Volumen de importaciones de gas en España.

Fuente: CNMC

Adicionalmente, el incremento de la capacidad de interconexión con Francia facilita también la realización de compras spot de gas a los mercados vecinos, lo cual podría producirse en contextos de altos precios del GNL. En definitiva, al eliminar la referencia a los precios de la subasta de gas invierno, la nueva metodología no recoge ninguna referencia directa a los precios del gas spot en España en el periodo invernal, por lo que no sería capaz de recoger posibles desacoplamientos del mercado español en relación con el mercado del NBP. En particular, en caso de que se produjesen tensiones en el mercado internacional de GNL, es muy probable que los efectos sobre el mercado español sean mayores que sobre el NBP, y una bajada del GNL spot también afectaría más al mercado español que a otros mercados europeos. Por último, cabría mencionar que la mayoría de los aprovisionamientos de GNL del mercado español se realizan mediante contratos de aprovisionamiento a largo plazo, referenciados al Brent mediante fórmulas similares a la que se utiliza para el cálculo del gas de base.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

Importaciones (MWh/mes)

GN GNL



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Por ello, podría ser adecuado incluir en la fórmula de gas estacional, además de la referencia al NBP, una referencia al coste de los contratos de aprovisionamiento de GNL (referenciados al Brent), aproximando así las fórmulas de estimación del gas de base y el gas estacional, además de una referencia al precio del gas spot en el mercado organizado español. En este sentido, y a la espera de que el mercado organizado de gas se consolide y tenga la suficiente liquidez, el precio de las subastas de compra de gas de la TUR sigue siendo el mejor indicador público disponible de la situación de precios del mercado español, por lo que sería conveniente mantener esta referencia en el cálculo de la TUR. También podría ser adecuado incluir la referencia al mercado holandés (TTF) como referencia adicional de los precios spot en Europa, puesto que ya tiene un grado de liquidez similar al NBP, y presenta la ventaja de que la negociación se realiza en €/MWh (en lugar de £/therm en las que se negocia el mercado inglés).

- Sobre la eliminación de la referencia al precio de las subastas de compra de la TUR a partir del 1 de enero de 2016.

En caso de que se decidiese eliminar la referencia al precio de las subastas de compra de la TUR, la eliminación parece prematura, teniendo en cuenta que ya se han celebrado las subastas de gas base para el periodo de 1 de enero de 2016 a 31 de junio de 2016, así como la subasta de gas de invierno 2015/2016:

- El pasado mes de junio se realizó la duodécima subasta para la adquisición de gas natural que se utilizará como referencia para la fijación de la tarifa de último recurso. Además del gas base hasta diciembre de 2015, en dicha subasta se adjudicaron 1.910 GWh de gas de invierno con un precio de cierre de la subasta de 23,67 €/MWh, con entregas entre el 1 de noviembre de 2015 y el 31 de marzo de 2016.

- El pasado mes de octubre se realizó la decimotercera subasta para la

adquisición de gas natural para la fijación de la tarifa de último recurso de gas natural para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2016. En dicha subasta se adjudicaron 1.200 GWh de gas de base (200 GWh/mes), con un precio de cierre de la subasta de 20,25 €/MWh y con entregas entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2016.

Los comercializadores de último recurso están obligados a adquirir una parte de sus necesidades de gas a los comercializadores que resultaron adjudicatarios de la subasta hasta que terminen estos periodos, por lo que la referencia al precio de las subastas debería seguir utilizándose, al menos de manera transitoria, hasta que finalicen estas compras.



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Adicionalmente, como comentario de detalle sobre la redacción de la Disposición adicional primera, en relación con el precio del término REn, para mayor claridad, debe decir “para entregas en los tres meses siguientes al inicio del trimestre “n”. También debe explicitarse que se trata de contratos de futuros mensuales, y que se considera, para cada día, la media aritmética de las tres cotizaciones (“settlement prices” publicados).

c) Se modifica el artículo 9, sobre la Prima por riesgo de cantidad La metodología incluye un coeficiente, al que llama prima de riesgo de cantidad (PRQ), que refleja el sobrecoste que para los comercializadores de último recurso supone la existencia de una correlación positiva entre el volumen real de gas natural que tienen la obligación de suministrar y el precio de la energía en el mercado. La prima por riesgo de cantidad actual se define con la fórmula PQR = M * ID * IP, donde:

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

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

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

Es decir, con la fórmula actual se cifra el riesgo de cantidad en un incremento del 30% de la demanda invernal y se estima que este exceso de demanda llevaba aparejado un incremento fijo del 30% del precio. La aplicación de la fórmula supone, aproximadamente, un margen adicional de un 3,6% sobre la fórmula del CMP La fórmula propuesta modifica el valor de los posibles desvíos máximos de la demanda TUR frente a la demanda estimada, y valora dicho coste en función de la cotización del coste de las opciones call (para cubrir un hipotético desvío al alza de la demanda) y de las opciones put (para un desvío a la baja) sobre el precio de los futuros correspondientes a cada opción en el mercado NBP para el primer y cuarto trimestre del año. De acuerdo con la estimación de la memoria, la prima de riesgo cantidad supone la aplicación de un margen adicional de un 2,01%. Para el segundo y tercer trimestre, la prima de riesgo toma un valor de 0.



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Cuadro 32. Comparativa entre la fórmula de cálculo del PRQ actual y la Propuesta en la Orden.

Prima riesgo cantidad (PRQ)


Para todo el año: PQR = M * ID * IP

M: porcentaje de demanda a suministrar mediante un producto estacional será el mismo que el término α definido en el artículo 8.

Los valores de α son de 0,5 para el T1 y T2, y 0,35 para el T3 y T4.

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

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

La aplicación de la fórmula supone, aproximadamente, la prima de riesgo cantidad supone la aplicación de un margen adicional de un 3,6% sobre la fórmula del CMP.

Para el primer y cuarto trimestre: PRQ = ( MDp x COc + MDn x COp )/F3

MDp: Máximo desvío positivo histórico respecto a la demanda estimada. Tendrá el valor de 0,26.

MDn: Máximo desvío negativo histórico respecto a la demanda estimada. Tendrá el valor de 0,34.

COc: coste medio de la opción call del gas natural del NBP

COp: coste medio de la opción put del gas natural del NBP

F3: valor medio de los futuros del gas natural del NBP,

calculados todos ellos para entregas en los tres meses siguientes al inicio del trimestre de referencia. De acuerdo con la estimación de la memoria, la prima de riesgo cantidad supone la aplicación de un margen adicional de un 2,01% Para el segundo y tercer trimestre, la prima de riesgo cantidad será 0.

Fuente: Memoria de la Orden y elaboración propia

Cuadro 33. Estimación del importe de la Prima de Riesgo Cantidad con la fórmula actual

y la propuesta.

Fórmula actual PRQ Fórmula actual con los

cambios propuestos en los valores de α

Fórmula Propuesta del

PRQ

Trimestre Valores de α (artículo 8)

Estimación del cálculo del

PRQ

Valores de α de la

propuesta

Estimación del cálculo

del PRQ

Estimación del cálculo del PRQ

(*)

T1 0,50 4,50% 0,57736 5,19% 2,10%

T2 0,50 4,50% 0 0,00% 0,00%

T3 0,35 3,15% 0 0,00% 0,00%

T4 0,35 3,15% 0,467 4,20% 2,10%

Fuente: Memoria de la Orden y elaboración propia (*) Son valores estimados en la Memoria de la Propuesta.

36 Según la Memoria, 57,87%



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Por tanto, de acuerdo con las estimaciones de la Memoria, la nueva fórmula propuesta supone una rebaja superior al 50% en los trimestres 1 y 4, y su supresión en el resto de trimestres.

Consideraciones de la CNMC La actividad de comercialización de último recurso de gas natural, al igual que el resto de la actividad de comercialización, es una actividad sujeta a riesgo. Sin embargo, el riesgo de cantidad que se contempla en este apartado, aparece en el caso de producirse errores en la predicción del consumo de los consumidores a TUR por parte de los comercializadores de último recurso, pero el riesgo es nulo si la predicción se efectúa correctamente. Además, y en función del contexto de precios y de demanda, los errores en la predicción del consumo pueden producir beneficios o pérdidas que aumenten o disminuyan el margen de comercialización. A título de ejemplo, desde el año 2008 la demanda de gas en el mercado español se ha situado por muy debajo de la mayoría de las previsiones. Sin embargo, la disminución de la demanda se ha producido en un contexto de precios internacionales del mercado de GNL muy elevados, lo que ha permitido a los comercializadores españoles vender los excedentes de GNL en el mercado internacional, a mejor precio que el que hubieran obtenido en el mercado español, durante parte del periodo considerado. De la misma manera, si el incremento no previsto de la demanda de gas coincidiera en un periodo de precios spot bajos (o al menos inferiores al margen de comercialización establecido), redundaría en un mayor beneficio del comercializador, y si coindice con un periodo de precios spot alto (superior al margen de comercialización establecido), en una disminución de sus beneficios. Sin embargo, la prima de riesgo cantidad incluida en el cálculo de la TUR pretende cubrir las posibles pérdidas en el peor de los escenarios, pero no contempla que este riesgo puede generar también beneficios a la actividad de comercialización. En conclusión, la actividad de los comercializadores es una actividad sujeta a riesgo, ya que la demanda de gas de sus clientes puede experimentar variaciones, por lo que los comercializadores deben desarrollar métodos de estimación de la demanda de sus clientes, a efectos de ajustar sus aprovisionamientos de gas. Por otra parte, los errores en la estimación de la demanda de gas, no siempre se traducen en costes adicionales, ya que puede resultar en ganancias.



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Por parte de la CNMC, se considera que este posible riesgo de cobertura debería incluirse como parte del coste de comercialización una vez realizado el estudio de estos costes como se propone en la Disposición Adicional Séptima

En resumen, dado que la propuesta de Orden encarga a la CNMC la elaboración de una propuesta del margen (coste) de comercialización (en la Disposición Adicional Séptima), se propone ampliar su alcance al análisis del riesgo de cantidad.

Como comentario de detalle, existen imprecisiones en la definición de los precios de referencia utilizados en el cálculo de la prima de riesgo por cantidad. Se debe indicar que se consideran precios de referencia (“settlement prices”) publicados en ICE para contratos de opciones sobre futuros mensuales (para el numerador) y para contratos de futuros mensuales (para el denominador), en unidades originales. Se debe indicar si se consideran en ambos casos medias aritméticas de tales settlement prices o si se considera alguna media ponderada y en ese caso, cómo se define la ponderación (por ejemplo, si se consideran todos los precios de ejercicio para cada caso o se limita la selección de los precios de ejercicio, en este último caso, debería precisarse cómo se realizaría esa selección). En especial, debe precisarse cómo se obtienen los costes medios de la adquisición de las opciones, dado que en la memoria se aprecia que dichos costes medios (medidos en porcentaje con respecto a los precios de referencia de los futuros) son muy similares entre cada Call (opción de compra) y cada Put (opción de venta). Sin embargo, realizando una simulación para las opciones Call y Put sobre el contrato Futuro Mensual ICE NBP Enero 2016 (tomando todos los “settlement prices” disponibles del 1 al 25 de noviembre de 2015, tanto para las opciones como para el subyacente (futuro mensual)) y para las opciones Call y Put sobre el contrato Futuro Mensual ICE NBP Enero 2015 (tomando todos los “settlement prices” disponibles del 1 de octubre de 2014 al 31 de diciembre de 2014, tanto para las opciones como para el subyacente (futuro mensual)) se observa que las primas de los contratos Call son en promedio mucho menores que las de los contratos Put, no infiriéndose por lo tanto que los costes medios fueran muy similares en ambos casos. Por tanto, dado que en promedio, las primas para las opciones Call resultarían muy inferiores a las de las Put, se requiere que la Orden especifique cómo se obtienen los costes medios de ambas. En el siguiente cuadro se observan los resultados de la simulación efectuada, obteniéndose porcentajes muy distintos a los proporcionados en la tabla de la página 79 de la Memoria, en la que tales porcentajes, resultaban similares para las opciones Put y Call, en un rango entre 2-4%.



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Fuentes: ICE, datos históricos extraídos de Bloomberg Terminal Pueden consultarse los precios de referencia (“Settlement Prices”) de las últimas 7 sesiones de ICE en:

End of day reports, Futures: https://www.theice.com/marketdata/reports/10

End of day reports, Options: https://www.theice.com/marketdata/reports/166

5.17. Disposición Final Tercera. Modificación de la Orden IET/2446/2013,

de 27 de diciembre, 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.

Descripción de la propuesta de Orden Ministerial La Propuesta de Orden retrasa dos meses las fechas relativas al cálculo de las mermas en las redes de distribución. Por otra parte, se elimina la segunda parte del párrafo 6 en el que se dice que el Gestor Técnico del Sistema publicará en su página web el precio del gas talón y gas de operación empleado para valorar los saldos de mermas. Por último, se incluye la opción de que antes de abril del segundo año posterior al del cálculo, los distribuidores envíen al Gestor Técnico del Sistema la información revisada de las mermas reales, reconocidas y el saldo de mermas así como el reparto de dicho saldo entre los usuarios; estableciendo que en un plazo de dos meses, el Gestor Técnico del Sistema elaborará un informe complementario que remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Los usuarios tendrán 15 días para realizar alegaciones. Una vez comunicados por el Gestor Técnico del Sistema los saldos revisados a los distribuidores y usuarios, estos deberán realizar los abonos entre las partes en el plazo de un mes. Consideraciones de la CNMC El planteamiento de retrasar dos meses las fechas en las que los agentes del sector deben dar cumplimiento a los diferentes hitos en el proceso de cálculo, supervisión y valoración de las mermas definido en la Orden IET/2446/2013, de

Periodo considerado CatalogaciónMedia aritmética

Opción (1)

Media

aritmética

Futuro (2)

(1)/(2) %

Put Jan16 16,97 38,28 44,3%

Call Jan16 1,19 38,28 3,1%

Put Jan15 9,15 58,19 15,7%

Call Jan15 1,11 58,19 1,9%

Put Jan15 9,95 56,82 17,5%

Call Jan15 0,42 56,82 0,7%

Put Jan15 11,75 54,14 21,7%

Call Jan15 0,05 54,14 0,1%

1Nov15-25nov15

1Oct14-31Oct14

1Nov14-30Nov14

1Dic14-31Dic14

M+2

M+3

M+2

M+1

https://www.theice.com/marketdata/reports/10

https://www.theice.com/marketdata/reports/166



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27 de diciembre, no supone ningún cambio sustancial al objetivo subyacente en el modelo de balance planteado en la Circular de 2/2015, de 22 de julio, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista, por lo que se considera coherente su modificación. En relación a la eliminación de la obligación del Gestor Técnico del Sistema de publicar en su página web el precio del gas talón y gas de operación empleado en la valoración de los saldos de mermas, desde el regulador se aboga por dotar de la mayor transparencia posible al proceso de cálculo del saldo de mermas de distribución y se considera positivo el hecho de hacer pública y accesible una información que afecta a los agentes del sector. Por este motivo, se propone volver a incluir el párrafo eliminado en la Propuesta de Orden Ministerial. Por último, se considera adecuada la opción de elaborar un informe de mermas revisado antes de abril del segundo año posterior al del cálculo al estar en línea con lo dispuesto en la Circular 2/2015, de 22 de julio, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista, en donde se define un cálculo final definitivo en el mes m+15. En dicha Circular, se indica que en el mes m+15 el Gestor Técnico del Sistema calculará la cantidad de desbalance final definitivo para cada día de gas del mes m y cada usuario, una vez que se dispongan de los repartos diarios del usuario para cada día de gas del mes m. Por tanto, es en el mes m+15 donde los distribuidores dispondrán de la última información revisada sobre mermas reales, mermas reconocidas y saldo de mermas así como el reparto entre los usuarios por lo que en el mes de abril del segundo año posterior al del cálculo se hace necesaria la elaboración por parte del Gestor Técnico del Sistema de un informe complementario y la correspondiente liquidación adicional entre las partes. En consecuencia, la disposición final tercera debería tener la siguiente redacción:

Disposición final tercera. Modificación de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, 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. […] 6. Antes del 1 de agosto de cada año, el Gestor Técnico del Sistema aprobará los saldos de mermas del año anterior, valorará económicamente dichos saldos y comunicará a los usuarios y distribuidores operadores el saldo y la compensación económica que les corresponde. Estas compensaciones económicas se calcularán de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 7 de este artículo. En caso de discrepancia sobre la decisión del Gestor Técnico del Sistema se podrá presentar un conflicto de gestión del sistema ante la CNMC,



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en los términos establecidos en el artículo 12.1.b.2.º de la Ley 3/2013, de 4 de junio. Asimismo, el Gestor Técnico del Sistema publicará en su página web el valor del precio medio del gas talón y gas de operación que se empleará para valorar los saldos de mermas. […] 12. Antes del 1 de abril del segundo año posterior al de cálculo, los distribuidores podrán enviar al Gestor Técnico del Sistema revisiones de la información remitida sobre las mermas reales, las mermas reconocidas, el saldo de mermas resultante y el reparto de dicho saldo entre los usuarios de acuerdo con el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema que corresponda. Teniendo en cuenta la nueva información comunicada por los distribuidores, el Gestor Técnico del Sistema supervisará la revisión de las mermas reales, las mermas retenidas, los saldos de mermas y su asignación a los usuarios, y calculará la revisión de las compensaciones económicas de usuarios y distribuidores, elaborando un informe complementario al definido en el punto 4 que remitirá a los usuarios, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia antes del 1 de junio de dicho año. Dicho informe cumplirá los requisitos establecidos en el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema correspondiente y los usuarios dispondrán de un plazo de 15 días para realizar alegaciones. El Gestor Técnico del Sistema TTS comunicará a distribuidores y usuarios la revisión de sus saldos, debiéndose realizar los abonos correspondientes entre las partes en el plazo de un mes desde dicha comunicación“

5.18. Disposición final cuarta. Aplicación de la orden. Esta disposición pasaría a ser la Disposición final sexta al haberse introducido sendas disposiciones finales adicionales tal como se ha indicado en el epígrafe sobre la Disposición Transitoria Primera. 5.19. Disposición final quinta. Entrada en vigor. Por idéntica razón esta disposición pasaría a ser la Disposición final séptima. Asimismo, se propone modificar la misma para que la entrada en vigor de las disposiciones finales relativas a las mermas de regasificación y transporte sean efectivas a partir de octubre de 2016, fecha en la que desaparece el gas de maniobra. En consecuencia, la disposición final quinta debería tener la siguiente redacción:



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Disposición final quinta séptima. Entrada en vigor. Esta orden entrará en vigor a las cero horas del 1 de enero de 2016, excepto las disposiciones finales cuarta y quinta que entrarán en vigor al comienzo del día de gas de 1 de octubre de 2016.

6. Otras consideraciones 6.1. Sobre la actualización de parámetros para el cálculo de la tarifa de

último recurso De acuerdo el artículo 10.3 de la Orden IET/1559/2009, en la redacción dada por la Orden ITC/1506/2010, los parámetros Tmbuque, Cmi, fc, %GNL, fconv, EMAX y GNd se actualizarán con carácter anual, con anterioridad al 1 de diciembre, por lo que se recomienda la actualización de los parámetros establecidos en la Disposición transitoria primera de la Orden IET/2445/2014. 6.2. Sobre la armonización de las solicitudes de información relacionadas

con las previsiones de la CNMC de demanda, ingresos y retribución Esta Comisión insiste en la necesidad, puesta de manifiesto en informes anteriores37, de armonizar los plazos establecidos a los distintos agentes en la diferente normativa para establecer los diferentes elementos que configuran un ejercicio tarifario (previsiones de demanda, ingresos y retribución), y que por definición se encuentran altamente interrelacionados. Al respecto, se propone incluir en la Orden que finalmente se publique la modificación de los plazos establecidos en la Orden ECO/2692/2002, en la Orden ITC/3520/2009 y en la Orden IET/2446/2013, y en los Protocolos de Detalle de las NGTS, adecuándolos a los plazos establecidos en la Ley 18/2014.

37 Véase “Informe sobre 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” aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria el 11 de diciembre de 2014.



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ANEXO I - INFORME PREVISIONES DE DEMANDA, INGRESOS Y

COSTES EN EL SECTOR DEL GAS NATURAL PARA EL CIERRE DEL

EJERCICIO 2015 Y 2016

ANEXO II. - ALEGACIONES DE LOS MIEMBROS DEL CONSEJO

CONSULTIVO DE HIDROCARBUROS

[CONFIDENCIAL]

INF/DE/083/15 Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia C/ Barquillo, 5 – 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona

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INFORME SOBRE LAS PREVISIONES DE DEMANDA DE INGRESOS Y COSTES EN EL SECTOR DEL GAS NATURAL PARA EL CIERRE DEL EJERCICIO 2015 Y 2016 Expediente nº: INF/DE/083/15 SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA Presidenta Dª. María Fernández Pérez Consejeros D. Eduardo García Matilla D. Josep Maria Guinart Solà Dª. Clotilde de la Higuera González D. Diego Rodríguez Rodríguez Secretario de la Sala D. Miguel Sánchez Blanco, Vicesecretario del Consejo En Madrid, a 29 de octubre de 2015 La Sala de Supervisión Regulatoria ha aprobado el presente informe sobre la «Previsiones de demanda de ingresos y costes en el sector del gas natural para el cierre del ejercicio 2015 y 2016”» El informe se aprueba en ejercicio de las competencias consultivas de la CNMC en el proceso de elaboración de normas que afecten a su ámbito de competencias en los sectores sometidos a su supervisión, en aplicación de los artículos 5.2.a), 5.3 y 7, de creación de la CNMC.


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1. Objeto del informe Esta Comisión tiene que dar cumplimiento a diversos mandatos relacionados con la determinación de los peajes y cánones. En particular, los artículos 63 y 64 de la Ley 18/20141, de 15 de octubre, establecen que la CNMC deberá remitir con anterioridad al 1 de octubre de cada año una propuesta de retribución de las actividades de distribución, regasificación, transporte y almacenamiento básico de gas, con su correspondiente desagregación por empresa. Por otra parte, el artículo 13 de la Orden ECO/2692/20022, de 28 de octubre, establece que la CNMC debe remitir antes del 1 de noviembre de cada año un informe en el que se determine las desviaciones previstas entre los ingresos netos liquidables y las retribuciones acreditadas por la aplicación del procedimiento de liquidaciones para el ejercicio en curso. Finalmente, la Disposición adicional undécima de la Orden ITC/3520/20093, de 28 de diciembre, establece que, antes del 1 de diciembre de cada año, la Comisión remitirá una previsión de facturación para el año siguiente a los efectos de su consideración en la elaboración de las tarifas de último recurso y peajes de acceso del gas natural. Los mandatos anteriores, implican establecer una previsión de demanda, ingresos y costes para el cierre del ejercicio en curso y para el ejercicio siguiente. Teniendo en cuenta la disparidad de fechas y la necesidad de que la información proporcionada sea lo más coherente posible, esta Comisión ha optado por agrupar los citados mandatos en el presente informe. En consecuencia, el objeto del presente informe es dar cumplimiento a los mandatos establecidos en los artículos 63 y 64 de la Ley 18/2014, el artículo 13 de la Orden ECO/2692/2002 y la Disposición adicional undécima de la Orden ITC/3520/2009.

1 Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia. 2 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 3 Orden ITC/3520/2009, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2010 y se actualizan determinados aspectos relativos a la retribución de las actividades reguladas del sector gasista


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Para dar cumplimiento a los citados mandatos es necesario prever los valores de las distintas variables de facturación que influyen en la determinación de los ingresos y los costes correspondientes al ejercicio 2015 y 2016. En concreto, es necesario realizar previsiones sobre:

Número de consumidores, caudal contratado y volumen de gas natural demandado, desagregado por peaje y tipo de contrato (largo y corto plazo).

Capacidad contratada y cantidades de gas inyectadas y extraídas de los almacenamientos subterráneos (en adelante AA.SS.).

Necesidades de regasificación, descarga de buques y almacenamiento de GNL asociadas al escenario de previsión considerado.

Capacidad contratada de regasificación en los puntos de entrada al sistema.

Por otra parte, se indica que los ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 se han estimado aplicando a las variables de facturación previstas los peajes y cánones establecidos en la Orden ITC/2445/2014. Por último, la previsión de los costes para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 tienen en cuenta tanto la retribución de las distintas actividades establecidas en la Orden IET/2445/2014, las retribuciones establecidas en las correspondientes Resoluciones de la Dirección General de Política Energética y Minas y la metodología de cálculo establecida en los Anexos X y XI de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia.

2. Consideraciones previas

2.1. Información utilizada para confeccionar el escenario de demanda e

ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 Como todos los años, el 6 de julio de 2015 esta Comisión solicitó a los agentes del sector gasista información relativa al número de clientes, caudales y consumos previstos para el cierre de 2015 y para 2016, desagregados por peaje de transporte y distribución y por tipo de instalación (ciclos combinados, centrales térmicas, plantas satélite y resto de instalaciones). Una vez recibida la información con el nivel de detalle solicitado, esta Comisión ha analizado la adecuación de la misma a la estructura de tarifas y peajes vigentes, así como su coherencia, de acuerdo con la información disponible en la CNMC, prestando especial atención a las previsiones realizadas para los clientes interrumpibles, las centrales térmicas y los ciclos combinados. Adicionalmente, se han contrastado las previsiones con la información


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disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas, y con la información remitida por los agentes en aplicación de la Circular 5/2008, de 22 de diciembre, de la Comisión Nacional de Energía (actualmente Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia), de información para el mercado minorista español de gas natural. Como resultado de dichas comprobaciones se detectaron diversas incoherencias en la información comunicada por los agentes. Dichas incoherencias fueron puestas en conocimiento de los agentes implicados, los cuales remitieron nuevos ficheros de previsión con la revisión, en su caso, de la previsión inicial y/o justificación de las citadas previsiones. En particular, durante dicho proceso se detectaron errores en la previsión del caudal contratado por peaje de acceso, aspecto que fue puesto en conocimiento de las empresas procediendo a subsanar dichos agentes los errores detectados.

2.2. Incertidumbre del ejercicio de previsión El ejercicio tarifario está sometido a un cierto grado de incertidumbre en la medida en que los valores de peajes y cánones se basan en determinadas previsiones sobre las variables que sirven para su cálculo, por lo que, finalmente, se producen diferencias entre las estimaciones de los distintos componentes que intervienen en el cálculo de los costes y de los ingresos regulados y los valores registrados. El ejercicio que se presenta en el presente informe presenta un elevado grado de incertidumbre derivado de diversos aspectos que dificultan la previsión de las variables de facturación. En particular, cabe destacar los siguientes: Discrepancias entre los agentes sobre la evolución de la demanda

Para la elaboración del escenario de previsión para 2016 se utiliza la información aportada por el Gestor Técnico del Sistema (GTS), el Operador del Sistema (OS) y por las empresas transportistas y distribuidoras. En relación con la previsión de funcionamiento de los ciclos combinados el artículo 19 de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, 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, establece que:

“Antes del día 31 del mes de octubre de cada año, el Gestor Técnico del Sistema Gasista y el Operador del Sistema Eléctrico remitirán a la Dirección de Política Energéticas y Minas y a la Comisión Nacional de


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Energía un documento conjunto en el que ambos operadores aportarán las previsiones que le corresponden de acuerdo con sus competencias relativas a la previsión de demanda de gas de las centrales de generación eléctrica que utilicen gas como combustible para el año siguiente. El Gestor Técnico del Sistema proporcionará al Operador del Sistema Eléctrico los escenarios probables de precios del gas natural y el Operador del Sistema realizará los escenarios de cobertura de la demanda prevista por tecnología sobre la base de la información de precios prevista por el Gestor Técnico del Sistema.”

En aplicación de lo anterior, el pasado 1 de septiembre de 2015, dichos agentes remitieron la información solicitada. No obstante, adicionalmente el GTS ha remitido un escenario de previsión de producción de ciclos combinados nacionales para el ejercicio 2016, que no coincide con el escenario más probable de previsión contenido en el citado informe conjunto. Directiva sobre emisiones industriales

La Directiva 2010/75/UE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 24 de noviembre de 2010, sobre emisiones industriales (prevención y control integrados de la contaminación) se ha transpuesto a la legislación española por medio de la Ley 5/2013, de 11 de junio, y del Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de emisiones industriales y de desarrollo de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación. El citado reglamento de emisiones industriales regula los valores límite de emisión de contaminantes a la atmósfera, procedentes de las centrales de generación eléctrica con potencia térmica nominal igual o superior a 50 MW. Las nuevas grandes instalaciones de combustión, posteriores a la entrada en vigor de la Directiva 2010/75/UE, deben cumplir con los valores límite de emisión aplicables a partir de la fecha de entrada en vigor del Real Decreto 815/2013, de 18 de octubre, mientras que las instalaciones de combustión anteriores lo deberán hacer a partir del 1 de enero de 2016. Para estas últimas, la Directiva y el Reglamento contempla la posibilidad de que las instalaciones con entrada en funcionamiento antes del 27 de noviembre de 2003, si lo desean, puedan diferir el cumplimiento de los valores límite de emisión que establece la Directiva 2010/75/UE, acogiéndose a un Plan Nacional Transitorio (PNT), aplicable al periodo comprendido entre el 1 de enero del 2016 y el 1 de julio de 2020, sometiéndose a los requisitos que el plan establece. En el PNT, tras vencer el plazo del 1 de octubre de 2015 de poder desistir de la declaración de acogerse a la opción por vida útil limitada realizada por algunas


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centrales de carbón, se encuentran incluidas las centrales peninsulares de carbón, excepto una de ellas que ha preferido la opción de vida útil limitada. El PNT ha sido aprobado por la Comisión Europea mediante Decisión del 29 de mayo de 2015. Para cada una de las centrales de carbón (como para el resto de instalaciones incluidas en el PNT), se determinaron sus contribuciones individuales, para cada contaminante SO2, NOx y partículas, a la burbuja del año 2016 y del año 2019, en toneladas anuales, resultando, por agregación, una burbuja global nacional para dichos años. Para los años intermedios, la contribución se determina por reducción lineal entre la contribución del año 2016 y del año 2019 (que es inferior a la del año 2016). Aunque el compromiso del PNT se refiere al conjunto de todas las instalaciones del mismo (burbuja global), es decir, que cada año (en el período 2016 y junio de 2020) no se superen las emisiones (en toneladas/año) de la burbuja global anual, está previsto, una vez que se apruebe el PNT por el Consejo de Ministros, establecer, mediante una Orden Ministerial, que el compromiso de cumplimiento del PNT sea por empresa. Por tanto, cada empresa propietaria de centrales de carbón deberá cumplir con los compromisos de emisiones de NOx aplicable al conjunto de sus centrales para el período 2016 hasta junio de 2020. La existencia de estos nuevos compromisos, de acuerdo con las previsiones realizadas por esta Comisión, puede motivar que la producción del año 2016 de estas centrales sea significativamente inferior a la prevista para el año 2015. Se ha considerado para realizar esta estimación que ninguno de los titulares habrá realizado en 2016 las inversiones necesarias en desnitrificadoras. Así, si en 2015 se espera que estas centrales funcionen 52 TWh, en 2016 se estima una producción de entre 37 TWh y 42 TWh, dependiendo de la optimización del conjunto de las emisiones que realicen las empresas. En consecuencia, se considera importante señalar el impacto de dicha regulación sobre la demanda de gas natural destinada a generación eléctrica. Hibernación de instalaciones

De acuerdo con la información aportada en el informe conjunto elaborado por REE y ENAGÁS, los escenarios de previsión aportados consideran el cierre tres centrales4, las cuales ya cuentan con la correspondiente resolución favorable. Se indica que, la extensión del cierre a nuevas centrales o la hibernación de algunas instalaciones de generación podrían tener un impacto sobre la

4 ELCOGAS, grupo 2 de Compostilla y del grupo 2 de Soto de Ribera


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capacidad contratada de las centrales de generación eléctrica, y en consecuencia sobre los ingresos y los costes previstos para 2016. Asimismo, es importante señalar que sigue pendiente de desarrollo la normativa que regula la hibernación de centrales de generación. Mecanismo de capacidad para la mejora medioambiental

A la fecha de elaboración del presente informe, se encuentra en proceso de trámite la “Propuesta de Orden por la que se regula el mecanismo de capacidad para la mejora medioambiental en determinadas instalaciones de producción de electricidad” con impacto en la producción de las centrales de generación con carbón autóctono y, consecuentemente, en la demanda de gas natural destinada a generación eléctrica. Puesta en marcha de la nueva interconexión eléctrica con Francia

La nueva interconexión eléctrica entre España y Francia inició su operación comercial el próximo 5 octubre, con lo que, en condiciones favorables de operación, se podrá duplicar la capacidad de intercambio de electricidad entre los dos países. Desde esa fecha, la línea ha estado funcionando en modo de pruebas técnicas, por lo que resulta difícil valorar el impacto que podrá tener en el balance de energía en 2016. Para realizar la estimación del flujo de energía que será aportado por la interconexión España–Francia en el año 2016, se ha extrapolado los resultados obtenidos en años con una hidraulicidad media. No obstante, cualquier cambio en la hidraulicidad, o en la diferencia de precios existente entre los mercados de España y Francia con respecto a los escenarios manejados, supondrá resultados diferentes a las estimaciones realizadas. El flujo que resulte definitivamente en la interconexión afectará a la demanda de gas natural destinada a generación eléctrica.


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2.3. Evolución de la actividad económica Evolución de la actividad económica para 2015

Respecto a la evolución de la actividad económica por su relación directa con la demanda de gas natural, principalmente, de consumidores industriales, se indica que la previsión del PIB para 2015, de acuerdo con el escenario macroeconómico previsto por el Gobierno en julio de 2015, considera un incremento del 3,3% para dicho año, tasa superior a las previstas por el Banco de España en junio de 2015 (3,1%), el FMI en octubre de 2015 (3,1%) y la OCDE en junio de 2014 (2,9%), y superior a las previstas por 13 de los 18 panelistas que se incluyen en el panel de previsiones de la economía española la de la Fundación de Cajas de Ahorro (FUNCAS)5 con tasas comprendidas entre 2,9% y 3,4%. De acuerdo con la información disponible en el momento de elaboración del presente informe, la tasa de variación intertrimestral del PIB del segundo trimestre de 2015 es del 1,0%, una décima superior al del trimestre anterior (0,9%), situándose la tasa de variación interanual del PIB del segundo trimestre de 2015 en 3,1%6, cuatro décimas superior a la registrada en el primer trimestre de 2015 (2,7%). Respecto al Índice de Producción Industrial el citado panel de previsión considera un incremento del 3,1% para el ejercicio 2015, situándose, según dicho panel, el máximo en 4,1% y el mínimo en un 2,5%. Evolución de la actividad económica para 2016

Para el año 2016, el intervalo de variación del PIB se encuentra entre el 2,3% y el 3,0% (BE 2,7%, CE 2,6%, FMI 2,5% y OCDE 2,8%), mientras que de acuerdo con las previsiones del Gobierno, se espera que en 2016 el PIB aumente un 3,0% respecto del 2015. Respecto al Índice de Producción Industrial el panel de previsión, anteriormente referido, considera un incremento del 3,3% para el ejercicio 2016, situándose, según dicho panel, el máximo en 4,9% y el mínimo en 2,6%. 3. Previsión de las variables de facturación para el cierre de 2015 y 2016 A continuación se presenta el escenario de demanda previsto por la CNMC para el cierre de 2015 y 2016, así como las necesidades de regasificación,

5 http://www.funcas.es/Indicadores/Indicadores.aspx?Id=1 6 El Banco de España estima que el PIB del tercer trimestre registrará una variación del 0,8%

en el tercer trimestre de 2015, tasa inferior en dos décimas a la registrada en el trimestre anterior. La tasa de variación interanual del PIB del tercer trimestre de 2015 se situaría en el 3,4%.

http://www.funcas.es/Indicadores/Indicadores.aspx?Id=1


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almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo y capacidad contratada por punto de entrada al sistema. Los escenarios han sido elaborados teniendo en cuenta la información aportada por el GTS, la información aportada por las empresas gasistas y la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasista. En el Anexo I del presente informe se describen detalladamente las hipótesis consideradas en su elaboración. 3.1. Previsión de demanda para el cierre de 2015 En el Cuadro 1 se muestra el consumo, número de clientes y capacidad contratada registrada en el ejercicio 2014, según la información de la base de datos de liquidaciones y la previsión de la CNMC para el cierre del ejercicio 2015. Se estima que la demanda prevista para el cierre del ejercicio 2015 aumentaría un 3,2% respecto de la demanda registrada en 2014, motivado fundamentalmente, por el aumento de la demanda de los grupos 1 y 3. Asimismo, se estima un incremento del número de clientes del 1,1% respecto de 2014. Por el contrario, se espera una reducción de la capacidad contratada del 3,8%, consecuencia de la reducción de la capacidad contratada por los consumidores en todos los grupos tarifarios, con la excepción de peaje 3.5 (que aumenta un 3,7%) y el peaje de materia prima (que se mantiene constante).

Cuadro 1. Previsión de la demanda nacional, número de clientes y capacidad contratada para el cierre de 2015

Fuente: Base de datos de liquidaciones (SIFCO) y CNMC

Al respecto, cabe señalar que el aumento de la demanda del Grupo 1 previsto para el cierre de 2015 está motivado por el aumento de la demanda destinada a la generación eléctrica (véase Cuadro 2).

2014 (SIFCO) (A) Previsión de cierre 2015 (B) % Variación (B) sobre (A)

Grupo tarifarioVolumen

(GWh)Nº clientes

Capacidad

(MWh/dia)

Volumen

(GWh)Nº clientes

Capacidad

(MWh/dia)Volumen Nº clientes Capacidad

Grupo 1 104.882 101 564.647 113.789 104 531.702 8,5% 2,7% -5,8%

Grupo 2 118.666 3.834 507.872 116.568 3.724 498.617 -1,8% -2,9% -1,8%

16 bar < P ≤ 60 bar 39.579 149 155.264 37.041 147 152.489 -6,4% -1,3% -1,8%

4 bar < P ≤ 16 bar 79.087 3.686 352.607 79.527 3.577 346.128 0,6% -2,9% -1,8%

Grupo 3 61.998 7.463.335 22.936 67.620 7.545.143 23.775 9,1% 1,1% 3,7%

3.1 9.260 4.128.349 - 11.143 4.329.938 - 20,3% 4,9%

3.2 26.874 3.265.859 - 29.840 3.145.408 - 11,0% -3,7%

3.3 1.412 22.939 - 1.499 22.933 - 6,1% 0,0%

3.4 20.101 45.898 - 20.791 46.563 - 3,4% 1,4%

3.5 4.350 291 22.936 4.347 301 23.775 -0,1% 3,1% 3,7%

Grupo interrumpible 174 1 1.325 25 1 435 -85,7% -31,3% -67,2%

Materia prima 6.103 2 20.100 5.035 2 20.100 -17,5% 0,0% 0,0%

GNL cliente final 10.858 - - 9.288 - - -14,5%

Total 302.681 7.467.274 1.116.880 312.325 7.548.973 1.074.629 3,2% 1,1% -3,8%


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Cuadro 2. Demanda destinada a la generación eléctrica y demanda convencional previstas para el cierre de 2015


En el Cuadro 3 se presenta el escenario de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo asociado a la demanda prevista para el cierre de 2015.

Cuadro 3. Escenario de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo asociado a la demanda prevista para el cierre de 2015


2014 (SIFCO) (A) Previsión de cierre 2015 (B) % Variación (B) sobre (A)

Volumen (GWh)Generación

eléctricaConvencional Total

Generación

eléctrica

Convencion

alTotal

Generación

eléctrica

Convencion

alTotal

P > 60 bar (1) 45.723 65.403 111.126 55.541 63.283 118.824 21,5% -3,2% 6,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 5.988 33.592 39.579 4.372 32.669 37.041 -27,0% -2,7% -6,4%

4 bar < P ≤ 16 bar 100 79.020 79.120 106 79.446 79.552 5,3% 0,5% 0,5%

P ≤ 4 bar - 61.998 61.998 - 67.620 67.620 9,1% 9,1%

Total 51.811 240.012 291.823 60.018 243.019 303.037 15,8% 1,3% 3,8%

Año 2014 (SIFCO) Previsión de cierre 2015 % variación previsión de cierre 2015 sobre 2014

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Regasificación 371.724 468.956 26,2%

Barcelona 103.285 110.862 7,3%

Huelva 70.147 80.023 14,1%

Cartagena 30.870 39.265 27,2%

Sagunto 58.067 119.513 105,8%

Mugardos 76.981 55.965 -27,3%

Bilbao 32.374 63.328 95,6%


Descarga de buques 236 194 -17,7%

Barcelona 54 44 -18,4%

Huelva 43 35 -17,8%

Cartagena 36 19 -49,0%

Sagunto 21 47 123,5%

Mugardos 55 22 -59,7%

Bilbao 27 28 1,9%




9.000 m3 de GNL)

64 22 -66,5%

Nº de buquesCaudal

(MWh/día)/mes

Caudal

(MWh/día)/mes

Puesta en frío 25 5 -78,67%

Caudal

(MWh/día)/mes

Caudal

(MWh/día)/mes

Caudal

(MWh/día)/mes

Carga en cisternas 45.091 34.407 -23,69%

nº días capacidad

regasificación

nº días capacidad

regasificación

nº días capacidad

regasificación

Almacenamiento de GNL 24,65 12,87 -47,8%

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Almacenamiento de GN 28.136 3.947 7.454 25.712 7.935 9.940 -8,62% 101,1% 33,4%

GWh regasificados

96.228

27.839

15.858

10.318

GWh descargados de

buques

16.845

8.879

16.488

18.425 33.720

36.570 19.038

175.395

36.503

34.271

21.051

28.575

6.034.762

GWh cargados en cisternas GWh cargados en cisternas

10.858 10.111

Volumen de gas

almacenado (MWh /día)

Volumen de gas


24.063

GWh descargados de

buquesGWh puesta en frío

58.851 20.041

GWh regasificados

16.926

23.272

13.143

23.351

30.664

-2,7%

-14,6%

-42,0%

83,0%

127.110

29.256

35.526

158.180

GWh descargados de

buques

19.753

16.577

41,1%

6,7%

91,4%

GWh descargados de

buques

-9,8%

GWh regasificados

32,1%

10,1%

38,6%

48,0%

-47,9%

14,3%

GWh puesta en frío

-65,9%

GWh cargados en cisternas

-6,9%

Volumen de gas


61,2%

GWh puesta en frío GWh cargados en cisternas

211 65 -69,1%


3.742.868


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Finalmente, en el Cuadro 4 se muestran el volumen y la capacidad contratada de entrada al sistema previstos para el cierre del ejercicio 2015.

Cuadro 4. Volumen y capacidad contratada de entrada al sistema previstos para el cierre de 2015


3.2. Previsión de demanda para 2016 Análogamente, en el Cuadro 5 se muestra el consumo, número de clientes y capacidad contratada prevista por la CNMC para el cierre del ejercicio 2016. Se estima que la demanda del ejercicio 2016 alcanzará los 320,2 TWh, un 2,5% superior a la demanda prevista para el cierre del ejercicio 2015, justificado, fundamentalmente, por el incremento de la demanda del grupo 1 y, en menor medida, del grupo 2, parcialmente compensado por la reducción de la demanda de los consumidores del Grupo 3. Respecto de la demanda prevista para el 2016 se señalan los siguientes aspectos:

1) Se espera un incremento de la demanda de generación eléctrica derivado del impacto de la entrada en vigor el próximo 1 de enero de la Directiva de emisiones industriales sobre las centrales de generación con carbón (véase Cuadro 6).

2) Se espera una contracción de la demanda del grupo 3 motivada por pasar de un año climatológico frío a un año climatológico medio.

Respecto al número de clientes en 2016 se estima un incremento del 1,5% respecto de la previsión de cierre de 2015, motivado por el aumento de consumidores del grupo 3. Cabe señalar que tras un año cálido, como fue el ejercicio 2014, existe una reclasificación de clientes por su volumen de

2014 Previsión 2015 % variación 2015 sobre 2014

Punto de EntradaVolumen

(GWh)

Capacidad

contratada

(MWh/día)

Factor de

carga

(%)

Volumen

(GWh)

Capacidad

contratada

(MWh/día)

Factor de

carga

(%)

Volumen CapacidadFactor de

carga

299.869 1.100.180 74,7% 313.208 1.128.763 76% 4,4% 2,6% 1,8%

Conexión Internacional 203.575 683.924 81,5% 186.042 659.621 77,3% -8,6% -3,6% -5,2%

Tarifa GME 81.777 271.626 82,5% 78.503 259.559 82,9% -4,0% -4,4% 0,5%

MEDGAZ 72.769 242.565 82,2% 71.816 239.778 82,1% -1,3% -1,1% -0,2%

VIP Pirineos 48.872 169.310 79,1% 35.723 160.284 61,1% -26,9% -5,3% -22,8%

VIP Ibérico 157 423 101,9% - - -100,0% -100,0%

Desde planta de regasificación 96.228 416.071 63,4% 127.110 468.956 74,3% 32,1% 12,7% 17,2%

Barcelona 27.839 115.344 66,1% 30.664 110.862 75,8% 10,1% -3,9% 14,6%

Cartagena 8.879 32.516 74,8% 13.143 39.265 91,7% 48,0% 20,8% 22,6%

Huelva 16.845 79.134 58,3% 23.351 80.023 79,9% 38,6% 1,1% 37,1%

Bilbao 16.488 65.889 68,6% 19.753 63.328 85,5% 19,8% -3,9% 24,6%

Sagunto 15.858 87.686 49,5% 23.272 119.513 53,3% 46,8% 36,3% 7,7%

Mugardos 10.318 35.502 79,6% 16.926 55.965 82,9% 64,0% 57,6% 4,1%

Otros 67 185 99,5% 56 185 83,5% -16,0% 0,2% -16,1%

Valdemingómez 67 185 99,5% 56 185 83,5% -16,0% 0,2% -16,1%

TOTAL


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consumo. Teniendo en cuenta lo anterior, se espera un movimiento de consumidores del peaje 3.1 al peaje 3.2 en 2016, consecuencia de la reasignación de los consumidores al peaje que le corresponda que deben realizar las empresas distribuidoras por volumen de consumo. Respecto de la capacidad contratada, se espera un incremento del 4,3%, acorde con el aumento esperado de la producción con ciclos combinados.

Cuadro 5. Previsión de la demanda nacional, número de clientes y capacidad contratada para 2016


Cuadro 6. Demanda destinada a la generación eléctrica y demanda convencional previstas para 2016


En el Cuadro 7 se presenta el escenario de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo asociado a la demanda prevista para 2016.

Previsión de cierre 2015 (A) Previsión 2016 (B) % Variación (B) sobre (A)

Grupo tarifarioVolumen

(GWh)Nº clientes

Capacidad

(MWh/dia)

Volumen

(GWh)Nº clientes

Capacidad

(MWh/dia)Volumen Nº clientes Capacidad

Grupo 1 113.789 104 531.702 121.457 104 573.348 6,7% 0,0% 7,8%

Grupo 2 116.568 3.724 498.617 117.714 3.724 503.310 1,0% 0,0% 0,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 37.041 147 152.489 37.759 147 156.675 1,9% 0,0% 2,7%

4 bar < P ≤ 16 bar 79.527 3.577 346.128 79.955 3.578 346.635 0,5% 0,0% 0,1%

Grupo 3 67.620 7.545.143 23.775 66.753 7.659.541 23.926 -1,3% 1,5% 0,6%

3.1 11.143 4.329.938 - 10.084 4.236.255 - -9,5% -2,2%

3.2 29.840 3.145.408 - 30.426 3.351.221 - 2,0% 6,5%

3.3 1.499 22.933 - 1.491 24.124 - -0,5% 5,2%

3.4 20.791 46.563 - 20.284 47.638 - -2,4% 2,3%

3.5 4.347 301 23.775 4.468 303 23.926 2,8% 0,6% 0,6%

Grupo interrumpible 25 1 288 - - - -100,0% -100,0% -100,0%

Materia prima 5.035 2 20.100 5.085 2 20.100 1,0% 0,0% 0,0%

GNL cliente final 9.288 - - 9.233 - - -0,6%

Total 312.325 7.548.973 1.074.481 320.242 7.663.371 1.120.683 2,5% 1,5% 4,3%

Previsión de cierre 2015 (A) Previsión 2016 (B) % Variación (B) sobre (A)

Volumen (GWh)Generación


Generación


Generación


P > 60 bar (1) 55.541 63.283 118.824 62.626 63.916 126.542 12,8% 1,0% 6,5%

16 bar < P ≤ 60 bar 4.372 32.669 37.041 4.926 32.832 37.759 12,7% 0,5% 1,9%

4 bar < P ≤ 16 bar 106 79.446 79.552 112 79.843 79.955 5,9% 0,5% 0,5%

P ≤ 4 bar - 67.620 67.620 - 66.753 66.753 -1,3% -1,3%

Total 60.018 243.019 303.037 67.664 243.345 311.010 12,7% 0,1% 2,6%


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Cuadro 7. Escenario de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo asociado a la demanda prevista para 2016


Finalmente, en el Cuadro 8 se muestran el volumen y la capacidad contratada de entrada al sistema previstos para 2016.

Cuadro 8. Volumen y capacidad contratada de entrada al sistema previstos para 2016


Año 2015 Año 2016% variación previsión 2016 sobre previsión cierre

2015

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Regasificación 468.956 493.863 5,3%

Barcelona 110.862 116.750 5,3%

Huelva 80.023 84.273 5,3%

Cartagena 39.265 41.351 5,3%

Sagunto 119.513 125.860 5,3%

Mugardos 55.965 58.938 5,3%

Bilbao 63.328 66.692 5,3%


Descarga de buques 194 197 1,4%

Barcelona 44 43 -2,7%

Huelva 35 37 5,1%

Cartagena 19 18 -2,3%

Sagunto 47 48 1,3%

Mugardos 22 23 4,5%

Bilbao 28 29 3,6%




9.000 m3 de GNL)

22 17 -22,6%


Puesta en frío 5 2 -62,50%

Caudal

(MWh/día)/mes

Caudal

(MWh/día)/mes

Caudal

(MWh/día)/mes

Carga en cisternas 34.407 34.503 0,28%

nº días capacidad

regasificación

nº días capacidad

regasificación

nº días capacidad

regasificación

Almacenamiento de GNL 12,87 12,87 0,0%

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Almacenamiento de GN 25.712 7.935 9.940 28.707 8.942 10.145 11,65% 12,7% 2,1%

GWh regasificados GWh regasificados

127.110 133.861

30.664 32.293

23.351 24.592

13.143 13.841

23.272 24.508

16.926 17.825

19.753 20.802

GWh descargados de

buques

GWh descargados de

buques

158.180 160.476

35.526 34.560

29.256 30.741

16.577 16.188

33.720 34.149

19.038 19.903

24.063 24.935

GWh descargados de

buques

GWh descargados de

buques

20.041 15.409

GWh puesta en frío GWh puesta en frío

65 12

Volumen de gas


Volumen de gas


6.034.762 6.355.278


10.111 10.139

5,1%

GWh regasificados

5,3%

5,3%

5,3%

5,3%

5,3%

5,3%

5,3%

GWh descargados de

buques

1,5%

-2,7%

5,3%

-2,3%

1,3%

4,5%

3,6%

GWh descargados de

buques

-23,1%

GWh puesta en frío

-81,6%


0,3%

Volumen de gas


Previsión cierre 2015 Previsión 2016 % variación 2016 sobre 2015

Punto de EntradaVolumen

(GWh)

Capacidad

contratada

(MWh/día)

Factor de

carga

(%)

Volumen

(GWh)

Capacidad

contratada

(MWh/día)

Factor de

carga

(%)

Volumen CapacidadFactor de

carga

313.208 1.128.763 76% 322.717 1.137.187 77,7% 3,0% 0,7% 2,3%

Conexión Internacional 186.042 659.621 77,3% 188.796 643.130 80,4% 1,5% -2,5% 4,1%

Tarifa GME 78.503 259.559 82,9% 81.674 259.559 86,2% 4,0% 0,0% 4,0%

MEDGAZ 71.816 239.778 82,1% 74.281 235.960 86,2% 3,4% -1,6% 5,1%

VIP Pirineos 35.723 160.284 61,1% 32.841 147.611 61,0% -8,1% -7,9% -0,2%

VIP Ibérico 0 0 0 0

Desde planta de regasificación 127.110 468.956 74,3% 133.861 493.863 74,3% 5,3% 5,3% 0,0%

Barcelona 30.664 110.862 75,8% 32.293 116.750 75,8% 5,3% 5,3% 0,0%

Cartagena 13.143 39.265 91,7% 13.841 41.351 91,7% 5,3% 5,3% 0,0%

Huelva 23.351 80.023 79,9% 24.592 84.273 79,9% 5,3% 5,3% 0,0%

Bilbao 19.753 63.328 85,5% 20.802 66.692 5,3% 5,3% -100,0%

Sagunto 23.272 119.513 53,3% 24.508 125.860 53,3% 5,3% 5,3% 0,0%

Mugardos 16.926 55.965 82,9% 17.825 58.938 82,9% 5,3% 5,3% 0,0%

Otros 56 185 83,5% 60 193 85,7% 7,1% 4,3% 2,6%

Valdemingómez 56 185 83,5% 60 193 85,7% 7,1% 4,3% 2,6%

TOTAL


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4. Previsión de los ingresos regulados para el cierre de 2015 y 2016 En este epígrafe se recoge la previsión de ingresos regulados para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 que resultan de aplicar a las variables de facturación previstas para dicho año los peajes y cánones establecidos en la Orden IET/2445/20147, para lo que se han considerado, adicionalmente, las siguientes hipótesis:

Plantas Satélite: se han aplicado las condiciones de facturación establecidas en la disposición transitoria segunda de la Orden IET/2445/2014.

Capacidad de regasificación: se ha aplicado a la previsión de capacidad contratada en cada una de las plantas el factor de utilización de la capacidad contratada de cada planta registrado entre julio de 2014 y junio de 2015, de acuerdo la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas. Se indica que la utilización promedio de las plantas en el periodo comprendido entre julio de 2014 y junio de 2015, fue del 88,9%.

Cuadro 9. Utilización de la capacidad contratada de regasificación entre julio 2014 y junio 2015

Fuente: CNMC

Reserva de capacidad: se ha supuesto en cada uno de los puntos de entrada el factor de utilización registrado entre julio de 2014 y junio de 2015, de acuerdo la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas. Se indica que la utilización media registrada en el periodo comprendido entre julio de 2014 y junio de 2015 fue del 90,5%.

7 Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, 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

% utilización

capacidad

contrada

Entrada desde planta

de regasificación88,9%

Barcelona 89,4%

Huelva 88,9%

Cartagena 95,5%

Sagunto 84,1%

Mugardos 92,7%

Bilbao 89,8%


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Cuadro 10. Utilización de la capacidad contratada de entrada a la red de transporte entre julio 2014 y junio 2015

Fuente: CNMC

Capacidad facturada por grupo tarifario: se ha supuesto para cada grupo tarifario el mismo factor de utilización que el registrado entre julio de 2014 y junio de 2015, de acuerdo la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas (véase Cuadro 11).

Cuadro 11. Factor de utilización del caudal contratado considerado en el escenario de facturación

Fuente: CNMC

Punto de entrada% utilización de la

capacidad contrada

Entrada por conexión

internacional91,7%

Tarifa GME 90,1%

MEDGAZ 91,7%

VIP Pirineos 94,5%

VIP Ibérico

Entrada por planta de

regasificación88,9%

Barcelona 89,4%

Huelva 95,5%

Cartagena 88,9%

Sagunto 89,8%

Mugardos 84,1%

Bilbao 92,7%

Otros 100,2%

Valdemingómez 100,2%

Total 90,5%

Demanda destinada

a generación

eléctrica

Demanda

Convencional

93,9% 95,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 88,1% 98,1%

4 bar < P ≤ 16 bar 105,0% 98,2%

Grupo A n.a. 105,0%

Grupo B n.a. n.a.

Grupo 1

Gru

po 2

Gru

po 4

(Inte

rrum

pib

le)


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Demanda de corto plazo: en la estimación de los ingresos previstos para el cierre de 2015 y 2016 se ha tenido en cuenta el impacto de los contratos de corto plazo.

Peajes internacionales: de acuerdo con la información aportada por las empresas transportistas y por el GTS, la capacidad con destino a Francia se ha considerado en contraflujo, por lo que le resulta de aplicación las condiciones de establecidas en la Resolución de 30 de julio de 2010, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifica la Resolución de 25 de julio de 2006, por la que se regulan las condiciones de asignación y el procedimiento de aplicación de la interrumpibilidad en el sistema gasista.

En el Anexo II del presente informe se muestran con mayor grado de desagregación los ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2015 y 2016. 4.1. Previsión ingresos para el cierre 2015 En el Cuadro 12 se muestran los ingresos previstos para el ejercicio 2015 resultado de aplicar a las variables de facturación previstas para dicho año los peajes y cánones establecidos en la Orden IET/2445/2014. Cabe señalar que los ingresos netos por venta de condensados (1.510 miles de €) y desbalances (8.861 miles €) se corresponde con la previsión remitida por las empresas a efectos del cumplimiento del mandato establecido en la Orden ITC/2692/2002.


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Cuadro 12. Ingresos previstos 2015 resultado de facturar las variables de facturación previstas para el cierre de 2015 a los precios de la Orden IET/2445/2014.

Fuente: CNMC

En el Cuadro 13 se comparan los ingresos totales para la financiación de los costes del sistema previstos para el cierre del ejercicio 2015 según la Orden IET/2445/20148 y los previstos por la CNMC.

8 Los ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2014 según la Orden IET/2446/2014 se han

obtenido como resultado de aplicar a los ingresos previstos para 2015 según la información que acompañó a la propuesta de Orden las tasas de variación por peaje de acceso de la Orden IET/2445/2014 respecto de la propuesta de Orden.

Ingresos previstos resultantes

de aplicar los peajes y cánones

vigentes al escenario de

demanda previsto CNMC

(miles €)

Actividad de Regasificación (A) 256.886

Peaje de descarga de buques 13.256

Peaje de carga en cisternas 12.971

Peaje de regasificación 123.666

Almacenamiento GNL 71.367

Trasvase de GNL a buque 35.142

Puesta en frío 484

Almacenamiento Subterráneo (B) 130.049

Transporte y Distribución (C) 2.498.072

Reserva de Capacidad 139.518

Término de conducción 2.341.667

Peajes de exportaciones 16.887

Ingresos de peajes y cánones

(D) = (A) + (B) + (C)2.885.007

Otros Ingresos regulados (E) 10.371

Ingreso neto por venta de condesados 1.510

Ingresos por desbalances 8.861

Ingresos de actividades reguladas

(D) + (E)2.895.378


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Cuadro 13. Ingresos totales previstos en la Orden IET/2445/2014 para 2015 e ingresos previstos por la CNMC para el cierre de 2015

Fuente: CNMC, Orden IET/2445/2014 y Memoria que acompañó a la propuesta de Orden

Se observa que los ingresos de peajes y cánones de acceso previstos para el cierre del ejercicio 2015 resultan 119,6 M€ inferiores a los previstos en la Orden IET/2445/2014, motivado, fundamentalmente, por el menor número de trasvase de GNL a buques al inicialmente previsto para 2015 y una demanda y capacidad contratadas inferiores a las implícitas en la Orden IET/2445/2014.

4.2. Previsión de ingresos para 2016 Análogamente, en el Cuadro 14 se muestran los ingresos previstos para el ejercicio 2016 resultado de aplicar a las variables de facturación previstas para dicho año los peajes y cánones establecidos en la Orden IET/2445/2014. Se indica que como mejor previsión de los ingresos por venta de condensados se ha considerado el importe previsto por las empresas para el cierre del ejercicio 2015. No se han considerado ingresos por penalizaciones por desbalances de GNL en planta, AOC y EO, ni ingresos y costes derivados de la subasta de almacenamiento subterráneo debido a que en el momento de elaboración del presente informe su importe es desconocido o de difícil previsión.

Ingresos regulados

Previsión 2015 Orden

IET/2445/2014

(miles €)

[ 1 ]

Previsión CNMC cierre

2015

(miles €)

[ 2 ]

Diferencia

(miles €)

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Actividad de Regasificación (A) 347.172 256.886 - 90.770 -26,0%

Peaje de descarga de buques 15.454 13.256 - 2.198 -14,2%

Peaje de carga en cisternas 16.715 12.971 - 3.743 -22,4%

Peaje de regasificación 112.612 123.666 11.054 9,8%

Almacenamiento GNL 88.671 71.367 - 17.304 -19,5%

Trasvase de GNL a buque 113.720 35.142 - 78.578 -69,1%

Puesta en frío 484

Almacenamiento Subterráneo (B) 151.760 130.049 - 21.711 -14,3%

Transporte y Distribución (C) 2.509.400 2.498.121 - 11.279 -0,4%

Reserva de Capacidad 130.540 139.518 8.978 6,9%

Término de conducción 2.364.145 2.341.716 - 22.429 -0,9%

Peajes de exportaciones 14.715 16.887 2.172 14,8%


(D) = (A) + (B) + (C) 3.008.332 2.885.057 - 123.275 -4,1%

Otros Ingresos regulados (E) 8.000 11.718 3.718 46,5%

Ingresos por suministro a tarifa 1.348

Ingreso neto por venta de condesados 1.000 1.510 510 51,0%

Ingresos por desbalances 7.000 8.861 1.861 26,6%


(D) + (E) 3.016.332 2.896.775 - 119.557 -4,0%


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Los ingresos previstos de peajes y cánones para 2016 se estiman en 2.922 M€, cifra que supera en 37 M€ (1,3%) a los ingresos previstos para el cierre del ejercicio 2015, sin tener en cuenta otros ingresos regulados.

Cuadro 14. Ingresos previstos para 2016 resultado de facturar las variables de facturación previstas para 2016 a los precios de la Orden IET/2445/2014.

Fuente: CNMC

5. Previsión de costes para el cierre del ejercicio 2015 y 2016 5.1. Previsión de costes para el cierre 2015 En el Cuadro 15 se comparan los costes regulados previstos para 2015, según la Orden IET/2445/2014, con las modificaciones introducidas por Orden IET/389/2015, y la información que acompañó a la propuesta de Orden y la previsión de cierre del ejercicio, elaborada teniendo en cuenta la última información disponible por la CNMC y las siguientes hipótesis.

La estimación de la retribución de las distintas actividades tiene en cuenta las retribuciones establecidas en la Orden IET/2445/2014, de 19 de

Ingresos regulados

Previsión de cierre

2015

(miles €)

[ 1 ]

Previsión 2016

(miles €)

[ 2 ]

Diferencia

(miles €)

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Actividad de Regasificación (A) 256.886 259.081 2.195 0,9%

Peaje de descarga de buques 13.256 13.468 212 1,6%

Peaje de carga en cisternas 12.971 13.019 47 0,4%

Peaje de regasificación 123.666 130.234 6.568 5,3%

Almacenamiento GNL 71.367 75.158 3.790 5,3%

Trasvase de GNL a buque 35.142 27.040 - 8.101 -23,1%

Puesta en frío 484 162 - 322 -66,5%

-

Almacenamiento Subterráneo (B) 130.049 145.093 15.044 11,6%

-

Transporte y Distribución (C) 2.498.121 2.517.824 19.703 0,8%

Reserva de Capacidad 139.518 140.581 1.063 0,8%

Término de conducción 2.341.716 2.355.900 14.184 0,6%

Peajes de exportaciones 16.887 21.343 4.456 26,4%


(D) = (A) + (B) + (C) 2.885.057 2.921.998 36.942 1,3%

-

Otros Ingresos regulados (E) 10.371 1.510 - 8.861 -85,4%

Ingresos por suministro a tarifa 1.348

Venta de Condesados 1.510 1.510 - 0,0%

Ingresos por desbalances 8.861 - 8.861 -100,0%

-


(D) + (E) 2.895.427 2.923.508 28.081 1,0%


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diciembre, así como las modificaciones aprobadas en la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo. Adicionalmente, se han considerado las retribuciones establecidas en las correspondientes Resoluciones de la Dirección General de Política Energética y Minas publicadas hasta la aprobación de la última liquidación provisional 8/2015.

Las retribuciones variables resultan de aplicar, respectivamente, los costes unitarios establecidos en la Orden IET/2445/2014 a los volúmenes de regasificación, carga en cisternas, trasvase de GNL a buque y de puesta en frío de buques previstos por la CNMC para el cierre del ejercicio.

Los costes asociados al suministro de los gases manufacturados en los territorios insulares, se obtienen de aplicar los valores indicados en la Orden IET/2445/2014 a los volúmenes del suministro a tarifa previstos para el cierre del ejercicio.

Según dichas hipótesis, los costes de acceso previstos para el cierre del ejercicio 2015 (2.792,4 M€) son 258,6 M€ inferiores a los previstos en la Orden IET/2445/2014 (3.051,0 M€), motivado, fundamentalmente, por el cambio del régimen retributivo de los almacenamientos subterráneos incluido la disposición en la disposición adicional segunda de la Ley 8/2015. En particular dicha disposición establece que para los almacenamientos subterráneos de carácter básico que se incluyan en el régimen retributivo durante el año 2015, las cantidades pendientes de reconocer, devengadas durante el periodo comprendido entre la fecha de puesta en servicio provisional y el 31 de diciembre de 2014, se incluirán en la liquidación definitiva del ejercicio 2014.


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Cuadro 15. Comparación de los costes regulados previstos para el cierre de 2015 y los costes previstos en la Orden IET/2445/2014

Fuentes: CNMC, Orden IET/2445/2014, memoria que acompañó a la propuesta de Orden por la que se establecen los peajes y cánones de acceso para 2016 y Orden IET/389/2015 5.2. Previsión de desvío para el cierre 2015 (mandato Orden

ECO/2692/2002)

En el Cuadro 16 se comparan los costes de acceso e ingresos previstos por la CNMC para el cierre del ejercicio 2015. Según dicho escenario de previsión en 2015 se produciría un desajuste positivo estimado en 104,4 M€.

Costes regulados

Previsión 2015

Orden

IET/2445/2014

(miles €)

[ 1 ]

Previsión CNMC

cierre 2015

(miles €)

[ 2 ]

Diferencia

(miles €)

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Retribución de regasificación 461.251 448.689 - 12.562 -2,7%

Retribución reconocida 421.257 421.257 - 0,0%

Retribución pendiente 6.844 - - 6.844 -100,0%

Retribución variable 33.150 27.433 - 5.718 -17,2%

Retribución de AA.SS 276.274 82.260 - 194.013 -70,2%

Retribución fija 68.354 41.969 - 26.384 -38,6%

Retribución pendiente 66.524 14.820 - 51.704 -77,7%

Retribución Castor 141.396 25.471 - 115.925 -82,0%

Retribución de transporte 811.365 804.628 - 6.736 -0,8%

Retribución fija 790.365 790.365 - 0,0%

Retribución pendiente 21.000 14.264 - 6.736 -32,1%

Retribución de distribución 1.383.066 1.382.650 - 416 0,0%

Retribución Distribución 1.377.792 1.377.795 3 0,0%

Retribución Específica Distribución 5.275 4.856 - 419 -7,9%

Costes de gas de operación y NMLL 51.796 22.222 - 29.574 -57,1%

GTS 26.076 11.561 - 14.515 -55,7%

Tasa CNMC y MINETUR 4.279 3.972 - 307 -7,2%

Suministro a Tarifas 100 102 2 1,9%

Laudo Paris 34.805 32.758 - 2.047 -5,9%

Operador del Mercado 2.000 - 2.000 -100,0% -

Total costes acceso (A) 3.051.012 2.788.844 - 262.168 -8,6%

Otros ingresos (-) o costes regulados (+) (B) - 3.572 3.572

Desvíos de ejercios anteriores - - 0

Coste de adquisición del gas - 1.123 1.123

Coste asociado a gas colchón - 1.788 1.788

Coste tasas e impuestos no deducibles - 661 661

Total costes regulados (C) = (A) + (B) 3.051.012 2.792.416 - 258.597 -8,5%


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Cuadro 16. Previsión del desvío de ingresos y costes para el cierre de 2015 de la Orden IET/2445/2014 y de la CNMC

Fuentes: CNMC, Orden IET/2445/2014, memoria que acompañó a la propuesta de Orden por la que se establecen los peajes y cánones de acceso para 2016 y Orden IET/389/2015

Finalmente, se indica que el desajuste final del ejercicio dependerá, además, de la inclusión en el régimen retributivo de las instalaciones pendientes de resolución con anterioridad a la Liquidación 14/2015. 5.3. Previsión de costes para 2016 (mandatos artículos 63 y 64 de la Ley

18/2014 y DA2ª del RD/326/2008) La Propuesta de retribución de las actividades reguladas del sector gas natural para el año 2016, ha sido calculada de manera homogénea y acorde con las disposiciones aplicables, de acuerdo con lo dispuesto en los artículo 16.1 y 20.2 del Real Decreto 949/2001, en los Anexos X y XI de la Ley 18/2014. Además, en la Propuesta se han tenido en cuenta tanto las operaciones societarias de compra venta de activos materializadas hasta la fecha del presente informe como la información técnica y económica asociada a aquellas instalaciones que han sido incluidas de forma definitiva en el régimen retributivo, o cuya solicitud de inclusión haya sido informada por esta Comisión. En el caso de las actividades de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo, los cálculos se han realizado instalación a instalación, tal y como indica el artículo 16.1 del Real Decreto 949/2001, teniendo en cuenta el momento de la puesta en servicio de cada una de estas instalaciones. Los valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento utilizados para 2016 han sido, en aplicación del último párrafo del Artículo 60.2

Costes e ingresos del sistema

Previsión 2015

Orden

IET/2446/2013

(miles €)

[ 1 ]

Previsión CNMC

cierre 2015

(miles €)

[ 2 ]

Diferencia

(miles €)

[ 2 ] - [ 1 ]

% variación

[ 2 ] sobre [ 1 ]

Ingresos regulados (A) 3.016.332 2.896.775 - 119.557 -4,0%

Ingresos por peajes y cánones 3.008.332 2.885.057 - 123.275 -4,1%

Otros ingresos regulados 8.000 11.718 3.718 46,5%

Costes regulados (B) 3.051.012 2.792.416 - 258.597 -8,5%

Costes de acceso 3.051.012 2.788.844 - 262.168 -8,6%

Otros costes regulados - 3.572 3.572

Desajuste de actividades reguladas

(A) - (B)- 34.680 104.359 139.040 -400,9%


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de la Ley 18/20149, los publicados en al Orden Ministerial IET/2446/2013, en sus Anexos V, VI y VI, para las actividades de transporte, almacenamiento subterráneo y regasificación (el Anexo III de este documento recopila los valores citados). Posteriormente, para determinar la retribución anual que, por cada actividad regulada, le corresponde a cada compañía se ha agregado la retribución de todas las instalaciones de las que son titulares. Por su parte, la retribución de la actividad de distribución se ha determinado para el conjunto de las instalaciones de cada empresa distribuidora, tal y como indica el artículo 20.2 del Real Decreto 949/2001. 5.3.1. Propuesta Retribución de las Actividades Reguladas en 2016 La Propuesta de retribución para las actividades reguladas de Transporte, Regasificación, Almacenamiento Subterráneo Básico, Distribución, GTS y otros costes regulados del sistema gasista para el año 2016 alcanza la cifra de 3.021 M€. De ellos, 2.864 M€ corresponden a activos/actividades cuya retribución ha de ser establecida mediante Orden Ministerial, el resto (156 M€) se corresponde con retribuciones asociadas a activos pendientes de incluir/reconocer en el régimen retributivo y/o coste/retribuciones variables que se materializan a lo largo del año en función de variables operativas (kWh regasificados, kWh consumidos, etc.).

Cuadro 17. Propuesta Retribución de las Actividades Reguladas para el año 2016

Fuente: Elaboración Propia

9 “Durante el periodo regulatorio no se podrá modificar la tasa de retribución financiera ni se aplicarán fórmulas de actualización automática a valores de inversión, retribuciones, o cualquier parámetro utilizado para su cálculo, incluyendo los costes unitarios de inversión, de operación y mantenimiento y cualquier otro precio o tarifa por la prestación de servicios asociados al suministro de gas natural regulado por la Administración General del Estado”

En Millones de €

Actividad de Regasificación 426,15 41,77 467,92

Actividad de AASS 67,65 73,85 141,50

Actividad de Transporte 861,13 30,08 891,21

Actividad de Distribución 1.326,18 5,37 1.331,56

Gestión Técnica del Sistema 22,83 1,14 23,97

Operador del Mercado Organizado de Gas 2,00 0,00 2,00

TASA MINETUR/CNMC 0,00 4,09 4,09

Otros Costes 0,00 0,00 0,00

Anualidad por Hibernación Planta Regasificación EL MUSEL 25,91 0,00 25,91

Anualidad por Hibernación AASS CASTOR 96,38 0,00 96,38

Anualidad por Laudo de Paris 36,30 0,00 36,30

Anualidad por Deficit Acumulado a 31-dic-2014 0,00 0,00 0,00

Desajustes Temporales 2015-2020, Art.61 Ley 18/2014 0,00 0,00 0,00

Medidas de gestión de la demanda 0,00 0,00 0,00

TOTAL 2.864,53 156,31 3.020,84

Propuesta Retribución CNMC 2016

Reconocida a

Publicar en

BOE

Pte Reconocer

y/o NO Public.

en BOETotal


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La Propuesta de retribución para 2016, tal y como puede observarse en el Cuadro 18, es prácticamente similar (30,1 M€ inferior) al presupuesto de 2015 recogido en la Memoria de la Orden IET/2445/2014, con las siguientes variaciones significativas:

Incremento en la Retribución por Continuidad de Suministro (RCS) en 34,1 M€.

Pagos de 80,7 M€ asociados los derechos de cobro reconocidos por la retribución financiera de la inversión reconocida para de Castor (1.350 M€) en aplicación del Real Decreto-Ley 13/2014.

Pagos de 3,4 M€ por los intereses a satisfacer en 2015 y 2016 por el Laudo de Paris, ya que hasta la fecha sólo se ha pagado el principal.

Pagos de 38,1 M€ asociados a las correcciones de la retribución financiera correspondiente a los ejercicios 2014 y 201510, al establecerse una nueva Tr (5,09% en lugar de 4,59%) para aplicar desde el 17 de octubre de 2014 como consecuencia del nuevo redactado del artículo 65.2 de la Ley 18/2014 establecido por la Disposición Final Cuarta de la Ley 8/2015.

Reducción de 207 M€ de la retribución asociada a activos de AASS pendientes de incluir en el régimen retributivo, al cambiar el criterio de pago por la Disposición Adicional Segunda de la Ley 8/201511, pasando a imputarse al déficit a 31 de diciembre de 2014.

Reducción en la retribución de la distribución en 51,6 M€ por menor demanda prevista.

En los siguientes epígrafes se recogen (i) las partidas del presupuesto que han de ser publicadas en la Orden Ministerial por la que se aprueben los peajes y cánones asociados al acceso de terceros y las retribuciones reguladas del sistema de gasista para el año 2016; (ii) una estimación del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 y (iii) una propuesta de medidas de sostenibilidad económica de la retribución a implementar en la futura Orden Ministerial. Por su parte, en los Anexos IV, V y VI se recogen todos los costes considerados en el Presupuesto 2016.

10 Recogidas en las Ordenes IET/2355/2014, IET/2446/2014 e IET/389/2015 11 “En el caso de almacenamientos subterráneos de carácter básico que se incluyan en el régimen retributivo durante el año 2015, las cantidades pendientes de reconocer, devengadas durante el periodo comprendido entre la fecha de puesta en servicio provisional y el 31 de diciembre de 2014, se incluirán en la liquidación definitiva del ejercicio 2014.”


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Por último, en los Anexo VII, VIII y IX se recogen, para las actividades de Regasificación, Almacenamiento Subterráneo y Transporte, el detalle individualizado de la retribución de cada una de las instalaciones consideradas; y en el Anexo X, la información sobre las cantidades asignadas, pagadas y pendientes de pago de los proyectos con retribución específica de distribución.


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Cuadro 18. Comparación de la Propuesta Retribución 2016 vs Presupuesto 2015


En Millones de € Millones € %

Actividad de Regasificación 454,96 15% 426,15 41,77 467,92 15% 13,0 3%

RCS 50,30 2% 72,91 72,91 2% 22,6 45%

RD 352,61 12% 342,55 1,90 344,45 11% -8,2 -2%

Retrib. Financiera Gas NMLL 1,74 0% 1,34 0,58 1,92 0% 0,2 11%

Gas de Operación 17,16 1% 9,05 9,05 0% -8,1 -47%

Retribución 2015 asociada Activos pendientes incluir Régimen Retributivo 0,00 0% 2,53 2,53 0% 2,5

Retrib. Variable O&M 33,15 1% 27,70 27,70 1% -5,4 -16%

Por Regasificación 18,42 1% 22,75 22,75 1% 4,3 23%

Por Carga en cisternas 2,10 0% 1,97 1,97 0% -0,1 -6%

Por Transvase de buques 12,62 0% 2,99 2,99 0% -9,6 -76%

Correcciones de RD y RFNMLL Años Anteriores por cambio Tr en Ley 8/2015 0,00 0% 9,35 9,35 0% 9,4

Actividad de AASS 266,19 9% 67,65 73,85 141,50 5% -124,7 -47%

RCS 6,05 0% 4,21 4,21 0% -1,8 -30%

RD 43,59 1% 63,62 30,28 93,90 3% 50,3 115%

Minoración por Disposición Adicional 7ª Orden ITC/3802/2008 -0,71 0% -0,71 -0,71 0% 0,0 0%

Ajustes de Retribución Costes O&M (2015) 0,00 0% 3,42 3,42 0% 3,4

Gas de Operación 9,33 0% 7,37 7,37 0% -2,0 -21%


Retribución 2013 asociada Activos pendientes incluir Régimen Retributivo 207,65 7% 0,00 0,00 0% -207,6 -100%

Costes Liquidables por Condensados del GN extraído 0,27 0% 0,27 0,27 0% 0,0 0%


Actividad de Transporte 836,44 27% 861,13 30,08 891,21 30% 54,8 7%

RCS 227,96 7% 241,28 241,28 8% 13,3 6%

RD 581,51 19% 592,24 8,45 600,69 20% 19,2 3%

Retrib. Financiera Gas NMLL 1,89 0% 1,64 0,45 2,09 0% 0,2 11%

Gas de Operación 25,07 1% 20,03 20,03 1% -5,0 -20%



Actividad de Distribución 1.383,17 45% 1.326,18 5,37 1.331,56 44% -51,6 -4%

Retribución Activos 1.377,37 45% 1.325,96 1.325,96 44% -51,4 -4%

Extracoste GLP 0,42 0% 0,23 0,23 0% -0,2 -46%

Suministro a Tarifa en Territorios insulares 0,10 0% 0,10 0,10 0% 0,0 0%

Retribución Específica Distribución 5,27 0% 5,27 5,27 0% 0,0 0%

Gestión Técnica del Sistema 26,08 1% 22,83 1,14 23,97 1% -2,1 -8%

Retribución Base 11,56 0% 22,83 22,83 1% 11,3 97%

Retribución por Incentivos 0,00 0% 1,14 1,14 0% 1,1

Retribuciones Pendientes de Reconocer 2015 14,51 0% 0,00 0,00 0% -14,5

Operador del Mercado Organizado de Gas 2,00 0% 2,00 2,00 0% 0,0 0%

TASA MINETUR/CNMC 4,28 0% 4,09 4,09 0% -0,2 -4%

Otros Costes 0,24 0% 0,00 0% -0,2 -100%

Anualidad por Hibernación Planta Regasificación EL MUSEL 23,45 1% 25,91 0,00 25,91 1% 2,5 11%

Retribución Financiera 17,53 1% 19,44 19,44 1% 1,9 11%

Retribución O&M 5,92 0% 4,16 4,16 0% -1,8 -30%

Correcciones de RD y RFNMLL Años Anteriores por cambio Tr en Ley 8/2015 0,00 0% 2,31 2,31 0% 2,3Anualidad por Hibernación AASS CASTOR 19,42 1% 96,38 0,00 96,38 3% 77,0 396%

Pago Anual 0,00 0% 80,66 80,66 3% 80,7

Retribución O&M 19,42 1% 15,72 15,72 1% -3,7 -19%

Anualidad por Laudo de Paris 34,81 1% 36,30 0,00 36,30 1% 1,5 4%

Anualidad Devolución Principal Financiado 32,76 1% 32,76 32,76 1% 0,0 0%

Intereses 2,05 0% 3,54 3,54 0% 1,5 73%

Anualidad Financiación Deficit Acumulado a 31-dic-2014 0,00 0% 0,00 0,00 0,00 0% 0,0

Anualidad Devolución Principal Financiado 0,00 0% 0,00 0,00 0% 0,0

Intereses 0,00 0% 0,00 0,00 0% 0,0

Desajustes Temporales 2015-2020, según Art.61 RD-Ley 8/2014 0,00 0% 0,00 0,00 0% 0,0

Medidas de gestión de la demanda 0,00 0% 0,00 0% 0,0

TOTAL 3.051,01 100% 2.864,53 156,31 3.020,84 100% -30,17 -1%

Millones

€%

Reconocida

a Publicar

en BOE

Pte Reconocer

y/o NO

Publicados en

BOE

Total

(B)%

Retribución 2015

Memoria Orden

IET/2445/2014

(A)

Variación

(B) s/ (A)

Propuesta Retribución CNMC 2016


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5.3.2. Retribución a publicar en el BOE 5.3.2.1. Retribución de la actividad de regasificación En el Cuadro 19 se recogen los valores a publicar en el BOE de la retribución de las empresas por la actividad de regasificación. La información a publicar es:

El valor de la actualización de la Retribución por Continuidad de Suministro (RCS) de 2015 y el valor de la RCS correspondiente a 2016

El reparto entre empresas de la RCS de 2016 y las correcciones del reparto de la RCS de 2015 por tener una mejor información sobre el volumen de gas regasificado en 2014 (dato real) y 2015 (previsión cierre).

La corrección de Retribución por Disponibilidad (RD) y la Retribución Financiera del gas de nivel mínimo de llenado (RFNMLL) correspondientes a 2014 y 2015, por la modificación de la Tr introducida por la Ley 8/2015

El valor de la RD de 2016 excluidos los costes O&M Variables, la RFNMLL de 2016 y la cantidad total a reconocer una vez adicionados la RCS 2016

En el Anexo IV se estiman, junto a los valores de retribución reconocida recogida en el Cuadro 19, las previsiones, bajo el criterio de devengo, de las retribuciones pendientes de reconocer asociadas a instalaciones y gas talón de regasificación, las previsiones de retribución por costes variables de operación y mantenimiento para 2016 y la previsión de coste de gas de operación para la actividad de regasificación. Por su parte, en el Anexo VII se recogen los detalles individualizados por instalación de la retribución calculada.


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Cuadro 19. Detalle de la Retribución 2016 por la actividad de regasificación a publicar en BOE


Actualización de la retribución por continuidad de suministro (RCS) de 2015 y calculo de la correspondiente a 2016

En GWh

Gas Regasificado1er

Calculo

RCS2015

Tipo Dato2º Calculo

RCS2015

Tipo Dato

2014 100.257,847 Previsión Cierre 99.938,109 Real

2015 107.843,699 Estimación 127.109,752 Previsión Cierre

ΔDT 0,075663426 0,271884707

RCS2014 48.211.976,00 € 48.211.976,00 €

fA 0,97 0,97

1+ΔDT 1,075663426 1,271884707

RCS2015 50.304.063,49 € 59.480.472,72 €

En GWh

Gas Regasificado1er

Calculo

RCS2015

Tipo Dato

2015 127.109,752 Previsión Cierre

2016 140.403,460 Estimación

ΔDT 0,104584484

RCS2015 59.480.472,72 €

fA 0,97

1+ΔDT 1,104584484

RCS2016 63.730.171,05 €

Retribución por Continuidad de Suministro en 2016

En Euros VI BrutoValor Reposición

VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 1.829.703.192,79 1.760.940.984,93 57,2% 36.453.088,90

BBG 437.878.902,99 439.430.858,45 14,3% 9.096.620,66

Reganosa 323.241.715,50 354.290.110,07 11,5% 7.334.129,30

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 627.476.097,74 523.954.250,60 17,0% 10.846.332,18

Total General 3.218.299.909,02 3.078.616.204,06 100% 63.730.171,05

Corrección Reparto RCS 2015

En Euros Valor Reposición α Reparto RCS

2015RCS 2015 Valor Reposición

α Reparto RCS

2015RCS 2015

Ajuste RCS2015

[1]

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 1.760.940.984,93 57,2% 28.773.475,23 1.760.940.984,93 57,2% 34.022.299,39 5.248.824,16

BBG 439.430.858,45 14,3% 7.180.225,25 439.430.858,45 14,3% 8.490.033,66 1.309.808,41

Reganosa 354.290.110,07 11,5% 5.789.039,95 354.290.110,07 11,5% 6.845.069,94 1.056.029,99

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 523.954.250,60 17,0% 8.561.323,06 523.954.250,60 17,0% 10.123.069,73 1.561.746,68

Total General 3.078.616.204,06 100% 50.304.063,49 3.078.616.204,06 100% 59.480.472,72 9.176.409,23

Corrección Retribución por Disponibilidad de 2014 y 2015, por modificación de la Tr por la Ley 8/2015

En Euros

Valor Neto a

31/12 año

anterior (1)

Ajuste

[2]

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U.

Año 2014 869.300.171,81 20.920.363,59 21.820.625,13 900.261,55

Año 2015 783.463.668,47 35.960.982,38 39.878.300,72 3.917.318,34

BBG

Año 2014 117.789.259,96 2.834.687,29 2.956.671,78 121.984,49

Año 2015 192.171.480,95 8.820.670,98 9.781.528,38 960.857,40

Reganosa

Año 2014 219.640.899,54 5.285.823,73 5.513.287,46 227.463,73

Año 2015 202.374.096,88 9.288.971,05 10.300.841,53 1.011.870,48

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A.

Año 2014 399.301.859,00 9.609.500,08 10.023.023,65 413.523,57

Año 2015 360.223.776,79 16.534.271,35 18.335.390,24 1.801.118,88(1) Incluye Instalaciones y adquisiciones de gas talón.

Retribución por disponibilidad 2016 y cantidad total a reconocer excluidos costes O&M Variables

En Euros

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016

RCS 2016

Retribución

Financiera Gas

Talón

Total Retribución

Anual

Ajustes

[1]+[2]Total

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 190.407.603,77 36.453.088,90 876.982,16 227.737.674,83 10.066.404,05 237.804.078,88

BBG 38.264.358,47 9.096.620,66 192.873,71 47.553.852,84 2.392.650,31 49.946.503,15

Reganosa 37.373.754,15 7.334.129,30 146.315,49 44.854.198,94 2.295.364,20 47.149.563,14

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 76.504.305,84 10.846.332,18 125.767,63 87.476.405,65 3.776.389,13 91.252.794,78

Total 342.550.022,23 63.730.171,05 1.341.938,98 407.622.132,26 18.530.807,69 426.152.939,95

Ret. Finan

Ordenes

IET/2355/2014 y

IET/2445/2014

Nuevo Cálculo

Actualización del RCS2015

Calculo RCS2016

O IET/2445/2014 Nuevo Calculo


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5.3.2.2. Retribución de la actividad de almacenamiento subterráneo En el Cuadro 20 se recogen los valores a publicar en el BOE de la retribución de las empresas por la actividad de AA.SS. La información a publicar es:

El valor de la actualización de la RCS de 2015 y el cálculo de la RCS correspondiente a 2016

El reparto entre empresas de la RCS de 2016.

Las correcciones del reparto de la RCS de 2014 por haber sido incluidas en el régimen retributivo de forma definitiva instalaciones que fueron puestas en servicio en 2012 (Instalaciones y gas colchón del AASS de Marismas).

Las correcciones del reparto de la RCS de 2015 por la inclusión en el régimen retributivo de nuevas instalaciones con puesta en servicio en 2012 y por tener una mejor información sobre el volumen de gas almacenado en 2014 (dato real) y 2015 (previsión cierre).

La corrección del valor de la RD correspondiente a 2014 y 2015, por la modificación de la Tr introducida por la Ley 8/2015

El valor de la RD de 2016 excluidos los costes de O&M provisionales, y la cantidad total a reconocer una vez adicionados la RCS 2016 y los pagos únicos asociados a las correcciones descritas.

Los costes de O&M provisionales de los AASS en servicio.

La cantidad a minorar durante 30 años en aplicación de la Disposición Adicional 7ª de la Orden ITC/3802/200812

En el Anexo IV se estiman, junto a los valores de retribución reconocida recogidas en el Cuadro 20, las previsiones, bajo el criterio de devengo, de las retribuciones por costes de inversión pendientes de reconocer asociadas a instalaciones y gas colchón de AASS, las previsiones de retribución por costes de operación y mantenimiento pendientes de reconocer, y la previsión de coste de gas de operación para la actividad de almacenamiento subterráneo. Por su parte, en el Anexo VIII se recogen los detalles individualizados por instalación de la retribución calculada.

12 La Disposición Adicional 7ª estableció que ENAGAS, S.A., vería minorada durante 30 años la retribución por la actividad de almacenamiento subterráneo por la parte proporcional de la diferencia que hubo durante los años 2007 y 2008 entre la retribución provisional percibida por ENAGAS, S.A. y la retribución definitiva de sus instalaciones de almacenamiento subterráneo básico. A día de hoy, la cantidad pendiente de devolver es de 16.927.896 €, correspondientes a 24 deducciones de 705.329 € a aplicar en los ejercicios de 2016 a 2039, ambos incluidos.


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Cuadro 20. Detalle de la Retribución 2016 por la actividad de almacenamiento subterráneo a publicar en BOE



En GWh

Nivel Llenado a

1 de nov

1er

Calculo

RCS2015


RCS2015

Tipo Dato


2015 27.648,66 Esticimación 24.756,13 Previsión Cierre

ΔDT -0,034298892 -0,139789584

RCS2014 6.457.394,00 € 6.457.394,00 €

fA 0,97 0,97

1+ΔDT 0,965701108 0,860210416

RCS2015 6.048.835,16 € 5.388.076,05 €

En GWh

Nivel Llenado a

1 de nov

1er

Calculo

RCS2016

Tipo Dato


2016 23.089,42 Estimación

ΔDT -0,067325063

RCS2015 5.388.076,05 €

fA 0,97

1+ΔDT 0,932674937

RCS2016 4.874.563,79 €

Retribución por Continuidad de Suministro

En Euros VI BrutoValor

Reposición VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 292.443.057,99 292.443.057,99 84,6% 4.123.179,62

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 53.293.114,34 53.293.114,34 15,4% 751.384,17

Total 345.736.172,33 345.736.172,33 100% 4.874.563,79

Corrección Repartos RCS 2014 y 2015

En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS

2014RCS 2014

Valor

Reposición

α Reparto RCS

2014RCS 2014

Ajuste RCS2014

Prorata 180 días

[1]

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 183.917.454,20 100,0% 6.457.394,00 292.443.057,99 84,6% 5.462.026,25 -490.866,29

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 0,0% 0,00 53.293.114,34 15,4% 995.367,75 490.866,29

Total 183.917.454,20 1,00 6.457.394,00 345.736.172,33 100% 6.457.394,00 0,00

En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS

2015RCS 2015

Valor

Reposición

α Reparto RCS

2015RCS 2015

Ajuste RCS2015

[2]

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 183.917.454,20 100,0% 6.048.835,16 292.443.057,99 84,6% 4.557.537,12 -1.491.298,05


Total 183.917.454,20 1,00 6.048.835,16 345.736.172,33 100% 5.388.076,05 -660.759,11


En Euros

Valor Neto a

31/12 año

anterior

Ret. Financiera

(Tr5-7-14=5,09% y

Tr17-10-14=4,59%)

Ajuste

[3]


Año 2014 98.332.276,06 2.366.440,31 2.468.274,83 101.834,52

Año 2015 84.068.079,70 3.858.724,86 4.279.065,26 420.340,40

Retribución por disponibilidad 2016 y cantidad total a reconocer excluidos costes O&M

En Euros

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016 sin

Costes O&M

RCS 2016

Minoración

por D.A. 7ª

Orden

ITC/3802/2008

Total

Retribución

Anual

Ajustes

[1]+[2]+[3]Total

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 28.091.118,19 4.123.179,62 -705.329,00 31.508.968,81 -1.459.989,42 30.048.979,40

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 5.233.938,34 751.384,17 5.985.322,51 1.321.405,23 7.306.727,73

Total 33.325.056,53 4.874.563,79 -705.329,00 37.494.291,32 -138.584,19 37.355.707,13

Retribución Provisional por costes de operación y mantenimiento

En Euros RCI O&Min RCD O&Min

Total

Retribución

Provisional

AASS Serrablo 3.703.798,73 4.068.546,55 7.772.345,28

AASS Gaviota 416.006,05 17.282.729,20 17.698.735,25

AASS Yela 0,00 4.003.944,90 4.003.944,90

AASS Marismas 5.088,23 816.578,31 821.666,54

Nuevo Cálculo

Ret. Financiera

(Tr=5,09%)


Calculo RCS2016



Ordenes IET/2355/2014 y

IET/2445/2014


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5.3.2.3. Retribución de la actividad de transporte En el Cuadro 21 se recogen los valores a publicar en el BOE de la retribución de las empresas por la actividad de transporte. La información que es necesario publicar es:

El valor de la actualización de la RCS de 2015 y el cálculo de la RCS correspondiente a 2016

El reparto entre empresas de la RCS de 2016.

Las correcciones del reparto de la RCS de 2014 por haber sido incluidas en el régimen retributivo instalaciones puestas en servicio antes del 1 de enero de 2014.

Las correcciones del reparto de la RCS de 2015 por la inclusión en el régimen retributivo de nuevas instalaciones y por tener una mejor información sobre demanda de gas suministrada por la red de transporte en 2014 (dato real) y 2015 (previsión cierre).

La corrección de la RD correspondiente a 2014 y 2015, por la modificación de la Tr introducida por la Ley 8/2015

La retribución a cuenta a reconocer a las instalaciones de trasporte puestas en servicio desde diciembre de 2014 que deben ser incluidas en el régimen retributivo por la próxima Orden Ministerial

La RD de 2016, la RFNMLL de 2016, y la cantidad total a reconocer una vez adicionados la RCS 2016 y los pagos únicos asociados a las correcciones descritas

Al objeto de facilitar la aplicación por el Sistema de Liquidaciones, la Retribución Anual y sus componentes (RD, RCS y RFNMLL) se desglosan entre:

Retribución del año 2016 correspondiente a activos cuya liquidación se realiza de forma proporcional a los días del periodo de liquidación (Instalaciones puestas en servicio antes del 1 de enero de 2008).

Retribución del año 2016 correspondiente a activos cuya liquidación se realiza aplicando los porcentajes que se recogen en el Anexo III del Real Decreto 326/2008 (Instalaciones puestas en servicio desde el 1 de enero de 2008).

En el Anexo IV se estiman, junto a los valores de retribución reconocida recogidas en el Cuadro 21, las previsiones, bajo el criterio de devengo, de las retribuciones por empresa transportista pendientes de reconocer asociadas a instalaciones y gas de nivel mínimo de llenado de transporte, y la previsión de coste de gas de operación para la actividad de transporte. Por su parte, en el Anexo IX se recogen los detalles individualizados por instalación de la retribución calculada


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Cuadro 21. Detalle de la Retribución 2016 por la actividad de transporte a publicar en BOE



En GWh

Demanda Gas

por Red Tpte

1er Calculo

RCS2015


RCS2015

Tipo Dato



ΔDT 0,007934623 0,039798583

RCS2014 233.164.337,00 € 233.164.337,00 €

fA 0,97 0,97

1+ΔDT 1,007934623 1,039798583

RCS2015 227.963.975,80 € 235.170.628,78 €

En GWh

Demanda Gas

por Red Tpte

1er

Calculo

RCS2016

Tipo Dato


2016 310.123,271 Estimación

ΔDT 0,026110661

RCS2015 235.170.628,78 €

fA 0,97

1+ΔDT 1,026110661

RCS2016 234.071.756,55 €

Retribución por Continuidad de Suministro

En EurosValor

Reposición VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

Valor Reposición

VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

ENAGAS, S.A. 0,00 0,0% 0,00 0,00 0,00


ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 127.524.132,16 1,5% 3.572.725,44 125.188.908,30 1,5% 3.507.301,64 7.080.027,08

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 0,00 58.820.952,05 0,7% 1.647.932,11 1.647.932,11

Cegas, S.A. 19.223.760,91 0,2% 538.574,30 21.515.179,28 0,3% 602.770,84 1.141.345,14

Gas Andalucía S.A. 1.238.746,60 0,0% 34.704,82 35.045.174,48 0,4% 981.828,18 1.016.532,99

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T) 13.461.891,93 0,2% 377.149,35 28.067.145,36 0,3% 786.331,20 1.163.480,55

Reganosa 50.514.787,36 0,6% 1.415.225,99 21.804.100,85 0,3% 610.865,29 2.026.091,28

Gas Extremadura Transporte, S.L. 29.141.442,46 0,3% 816.428,79 39.295.393,61 0,5% 1.100.902,63 1.917.331,42

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 16.135.203,96 0,2% 452.045,06 203.063.772,18 2,4% 5.689.049,53 6.141.094,59

Redexis Gas, S.A. 103.111.831,54 1,2% 2.888.788,63 189.541.747,74 2,3% 5.310.215,51 8.199.004,14

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.495.234,40 0,1% 153.954,89 0,00 153.954,89

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 179.830.738,00 2,2% 5.038.151,15 19.391.231,72 0,2% 543.266,17 5.581.417,32

Gas Navarra, S.A. 0,00 14.571.095,52 0,2% 408.224,88 408.224,88

Redexis Gas Murcia, S.A. 0,00 20.251.547,63 0,2% 567.368,84 567.368,84

Total 5.079.164.287,99 60,8% 142.298.239,21 3.275.745.184,47 39,2% 91.773.517,34 234.071.756,55


En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS


α Reparto RCS

2014RCS 2014

Ajuste RCS2014

Prorata 180 días

[1]

ENAGAS, S.A. 0,0000% 0,00 0,00 0,0000% 0,00 0,00

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 6.765.042.040,00 84,7984% 197.719.667,37 7.010.799.557,27 85,2382% 198.744.994,18 505.640,62

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 251.992.426,47 3,1587% 7.364.900,10 251.992.426,47 3,0638% 7.143.583,68 -109.142,34

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 237.812.710,47 2,9809% 6.950.474,18 23.978.767,62 0,2915% 679.759,85 -3.092.407,07

Cegas, S.A. 40.812.831,19 0,5116% 1.192.823,26 40.738.940,19 0,4953% 1.154.884,04 -18.709,75

Gas Andalucía S.A. 36.283.921,08 0,4548% 1.060.458,27 36.283.921,08 0,4411% 1.028.591,35 -15.715,19

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T) 41.529.037,29 0,5206% 1.213.755,56 41.529.037,29 0,5049% 1.177.282,02 -17.986,95

Reganosa 72.318.888,21 0,9065% 2.113.640,45 72.318.888,21 0,8793% 2.050.125,23 -31.322,58

Gas Extremadura Transporte, S.L. 68.298.495,78 0,8561% 1.996.137,75 68.436.836,06 0,8321% 1.940.075,23 -27.647,27

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.495.234,40 0,0689% 160.607,42 5.495.234,40 0,0668% 155.781,13 -2.380,09

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 177.639.525,49 2,2267% 5.191.812,21 180.006.848,29 2,1885% 5.102.907,28 -43.843,53

Redexis Gas, S.A. 260.316.158,62 3,2630% 7.608.175,07 259.420.159,43 3,1541% 7.354.148,08 -125.273,59

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 0,0000% 0,00 199.130.719,05 2,4211% 5.645.038,52 2.783.854,61

Gas Navarra, S.A. 0,0000% 0,00 14.571.095,52 0,1772% 413.067,34 203.704,44

Redexis Gas Murcia, S.A. 20.251.547,63 0,2538% 591.885,34 20.251.547,63 0,2462% 574.099,10 -8.771,30

Total 7.977.792.816,65 100,0000% 233.164.336,98 8.224.953.978,53 100,0000% 233.164.337,00 0,01


Calculo RCS2016

Activos PEM antes 2008

(Liquidación proporcional a los días del periodo de

liquidación)

Activos PEM desde 2008

(Liquidación por porcentajes predefinidos en Anexo III RD

326/2008)

Total RCS 2016



www.cnmc.es

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Cuadro 21. Detalle de la Retribución 2016 por la actividad de transporte a publicar en BOE (continuación)



En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS


α Reparto RCS

2015RCS 2015

Ajuste RCS2015

[2]

ENAGAS, S.A. 0,0000% 0,00 0,00 0,00000% 0,00 0,00



Gas Natural Transporte SDG, S.L. 237.812.710,48 2,9518% 6.729.018,00 53.010.240,91 0,63617% 1.496.078,71 -5.232.939,29

Cegas, S.A. 40.812.831,19 0,5066% 1.154.818,00 40.738.940,19 0,48890% 1.149.752,57 -5.065,43

Gas Andalucía S.A. 36.283.921,09 0,4504% 1.026.670,00 36.283.921,08 0,43544% 1.024.021,03 -2.648,97


Reganosa 72.318.888,21 0,8976% 2.046.296,00 72.318.888,21 0,86789% 2.041.015,98 -5.280,02


Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.495.234,40 0,0682% 155.490,00 5.495.234,40 0,06595% 155.088,96 -401,04

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 201.295.992,23 2,49854% 5.695.760,00 203.663.315,03 2,44413% 5.747.877,08 52.117,08

Redexis Gas, S.A. 293.549.578,49 3,6436% 8.306.118,00 292.653.579,28 3,51209% 8.259.400,08 -46.717,92

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 0,00 199.130.719,05 2,38974% 5.619.956,13 5.619.956,13

Gas Navarra, S.A. 0,00 14.571.095,52 0,17487% 411.231,97 411.231,97


Total 8.056.558.600,37 100,0% 227.963.975,00 8.332.751.235,54 100,0% 235.170.628,78 7.206.653,78


En Euros

Valor Neto a

31/12 año

anterior (1)

Ajuste

[3]

ENAGAS, S.A.

Año 2014 0,00 0,00 0,00 0,00

Año 2015 0,00 0,00 0,00 0,00


Año 2014 3.594.474.453,40 86.503.735,89 90.226.232,72 3.722.496,83

Año 2015 3.473.036.782,88 159.412.388,33 176.777.572,25 17.365.183,91

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U.

Año 2014 182.600.411,99 4.394.416,49 4.583.520,48 189.103,99

Año 2015 176.314.181,63 8.092.820,94 8.974.391,85 881.570,91

Gas Natural Transporte SDG, S.L.

Año 2014 16.604.368,52 399.596,64 416.792,40 17.195,76

Año 2015 16.141.839,45 740.910,43 821.619,63 80.709,20

Cegas, S.A.

Año 2014 19.027.545,68 457.912,22 477.617,46 19.705,24

Año 2015 18.475.504,94 848.025,68 940.403,20 92.377,52

Gas Andalucía S.A.

Año 2014 26.842.687,50 645.989,50 673.788,23 27.798,73

Año 2015 26.053.448,31 1.195.853,28 1.326.120,52 130.267,24

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T)

Año 2014 29.247.402,65 703.860,78 734.149,87 30.289,09

Año 2015 28.359.548,65 1.301.703,28 1.443.501,03 141.797,74

Reganosa

Año 2014 56.618.253,30 1.362.560,92 1.421.195,72 58.634,79

Año 2015 54.960.099,92 2.522.668,59 2.797.469,09 274.800,50

Gas Extremadura Transporte, S.L.

Año 2014 44.469.140,06 1.070.183,36 1.116.236,33 46.052,97

Año 2015 43.195.548,62 1.981.029,76 2.198.653,42 217.623,67


Año 2014 3.371.846,79 81.146,03 84.637,97 3.491,94

Año 2015 3.271.129,28 150.144,83 166.500,48 16.355,65

Redexis Gas Infraestructuras, S.L.

Año 2014 165.952.288,89 3.993.766,86 4.165.629,78 171.862,92

Año 2015 185.029.853,57 8.492.870,28 9.418.019,55 925.149,27

Redexis Gas, S.A.

Año 2014 148.055.559,88 3.563.068,60 3.716.397,37 153.328,77

Año 2015 165.555.627,93 7.599.003,32 8.426.781,46 827.778,14

Gas Natural Distribución SDG, S.A.

Año 2014 75.997.414,19 1.828.935,03 1.907.639,20 78.704,17

Año 2015 72.197.622,29 3.313.870,86 3.674.858,97 360.988,11

Gas Navarra, S.A.

Año 2014 8.975.874,71 216.011,19 225.306,75 9.295,56

Año 2015 8.726.497,87 400.546,25 444.178,74 43.632,49

Redexis Gas Murcia, S.A.

Año 2014 13.153.693,11 316.553,54 330.175,72 13.622,18

Año 2015 12.812.695,58 588.102,73 652.166,21 64.063,48

Total

Año 2014 4.385.390.940,67 105.537.737,05 110.079.320,00 4.541.582,95

Año 2015 4.284.130.380,94 196.639.938,56 218.062.236,39 21.422.297,83


Ret. Finan

Ordenes

IET/2355/2014 y

IET/2445/2014

Nuevo Cálculo


www.cnmc.es

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Retribución a Cuenta de Instalaciones de Trasporte

Empresa Fecha P.E.MVAI a valores

unitarios2014 2015 2016

ENAGAS TRANSPORTE

DEL NORTE, S.A.U.15-ene.-15 828.706,10 0,00 100.590,42 179.539,68

Redexis Gas

Infraestructuras, S.L.25-jun.-15 11.280.260,79 0,00 109.966,53 1.076.104,86

Redexis Gas

Infraestructuras, S.L.25-jun.-15 569.611,80 0,00 0,00 43.233,54

Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas

Infraestructuras, S.L.25-jun.-15 279.226,00 0,00 24.907,50 73.335,14

Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Gas Natural

Transporte SDG, S.L.17-dic.-14 20.406.465,65 0,00 1.946.718,90 1.920.751,67

Gas Natural

Transporte SDG, S.L.17-dic.-14 1.111.469,16 0,00 84.360,51 82.946,16

Gas Natural

Transporte SDG, S.L.17-dic.-14 599.089,76 0,00 45.470,91 44.708,57

Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural

Transporte SDG, S.L.12-ene.-15 2.910.015,33 0,00 52.008,95 277.607,20

Gas Natural


Gas Natural

Transporte SDG, S.L.16-mar.-15 264.818,00 0,00 32.400,75 65.507,50

Gas Natural

Distribución SDG, S.A.3-mar.-15 104.938,27 0,00 0,00 8.839,30

Total 51.311.489,91 0,00 3.492.621,64 5.467.636,27

Instalacion

ERM G-4000 en Pos 45.02 (BARAKALDO) del Gto Arrigoriaga-Barakaldo-

Santurtzi

Gasoducto SON REUS-INCA-ALCUDIA

Posición SANSO-02 (PALMA DE MALLORCA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-01 (SANTA MARIA DEL CAMI) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-02 (CONSELL) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-03 (INCA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-04 (SA POBLA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-05 (ALCUDIA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-01 (SANTA MARIA DEL CAMI) del Gto Son Reus-

Inca-Alcudia

Gto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense) - Tramo entre Pos 001 y Pos 002


ERM G-250 en pos. SONALCU-02 (CONSELL) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-03 (INCA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-04 (SA POBLA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-05 (ALCUDIA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

EM G-2500 en pos. SONALCU-05 (ALCUDIA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. 006 Cervo del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 007 Alcoa del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)


Pos. 001 Inicial (Ribadeo) del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 002 Ribadeo del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

ERM G-100 en Pos. 009 Viveiro del gto Mariña Lucense

Tercera Linea ERM G-400 (ERP-03-28) en Pos Juneda del Gto Subirats-Manresa-

Lleida

Retribución Disponibilidad

ERM G-160 en Pos. 005 Burela del gto Mariña Lucense

ERM G-160 en Pos. 006 Cervo del gto Mariña Lucense

EM G-1000 en Pos. 007 Alcoa del gto Mariña Lucense

ERM G-400 en Pos. 007 Alcoa del gto Mariña Lucense

ERM G-65 en Pos. 008 Xove del gto Mariña Lucense

Pos. 008 Xove del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 009 Viveiro del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

ERM G-100 en Pos. 002 Ribadeo del gto Mariña Lucense

ERM G-160 en Pos. 003 Barreiros del gto Mariña Lucense

ERM G-100 en Pos. 004 Foz del gto Mariña Lucense

Pos. 003 Barreiros del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 004 Foz del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 005 Burela del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)


www.cnmc.es

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Retribución por disponibilidad y cantidad total a reconocer

En Euros

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016

RCS 2016

Retribución

Financiera Gas

Talón

Total Retribución

Anual

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016

RCS 2016

Retribución

Financiera Gas

Talón

Total Retribución

Anual

ENAGAS, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 262.970.210,83 127.010.490,80 1.346.113,61 391.326.815,24 223.205.808,52 70.017.460,52 209.581,92 293.432.850,95 28.033.712,52 712.793.378,72

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 9.779.321,51 3.572.725,44 2.659,54 13.354.706,48 11.165.144,94 3.507.301,64 18.105,33 14.690.551,91 1.043.725,83 29.088.984,22

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 0,00 0,00 0,00 0,00 5.427.893,30 1.647.932,11 389,54 7.076.214,94 -5.102.574,10 1.973.640,84

Cegas, S.A. 741.977,00 538.574,30 607,13 1.281.158,42 1.480.421,00 602.770,84 2.375,75 2.085.567,60 88.307,59 3.455.033,60

Gas Andalucía S.A. 102.392,30 34.704,82 72,65 137.169,77 2.748.923,83 981.828,18 1.666,90 3.732.418,91 139.701,81 4.009.290,49

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T) 1.259.259,12 377.149,35 544,05 1.636.952,51 1.871.243,28 786.331,20 1.593,79 2.659.168,28 151.067,93 4.447.188,72

Reganosa 3.865.158,64 1.415.225,99 0,00 5.280.384,63 2.141.698,08 610.865,29 0,00 2.752.563,37 296.832,70 8.329.780,70

Gas Extremadura Transporte, S.L. 1.800.117,82 816.428,79 5.273,85 2.621.820,47 3.270.979,00 1.100.902,63 332,46 4.372.214,09 234.947,34 7.228.981,89

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 366.781,13 153.954,89 2.451,81 523.187,83 0,00 0,00 0,00 0,00 17.066,46 540.254,29

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 1.289.916,01 452.045,06 832,32 1.742.793,39 21.018.072,41 5.689.049,53 10.049,26 26.717.171,20 1.372.449,65 29.832.414,24

Redexis Gas, S.A. 5.605.895,75 2.888.788,63 5.499,43 8.500.183,81 13.001.907,89 5.310.215,51 17.992,69 18.330.116,09 809.115,41 27.639.415,31

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 11.626.217,83 5.038.151,15 15.124,04 16.679.493,01 1.721.928,98 543.266,17 1.102,19 2.266.297,34 8.843.503,03 27.789.293,37

Gas Navarra, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 945.188,84 408.224,88 1.100,39 1.354.514,11 667.864,46 2.022.378,57

Redexis Gas Murcia, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 1.341.545,97 567.368,84 0,00 1.908.914,81 67.435,59 1.976.350,40

Total 299.407.247,94 142.298.239,21 1.379.178,42 443.084.665,57 289.340.756,03 91.773.517,34 264.290,23 381.378.563,59 36.663.156,20 861.126.385,36

Ajustes

[1]+[2]+[3]Total 2016


(Liquidación por porcentajes predefinidos en Anexo III RD 326/2008)


(Liquidación proporcional a los días del periodo de liquidación)


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5.3.2.4. Retribución de la actividad de distribución El Cuadro 22 recoge, para cada empresa distribuidora, los valores de retribución anual, así como los ajustes de los años 2014 y 2015 por los desvíos en las previsiones de demanda y puntos de suministro, los cuales determinan la retribución final a publicar en el BOE. Cuadro 22. Detalle de la Retribución 2016 por la actividad de distribución a publicar en BOE


Las retribuciones indicadas han sido determinadas teniendo en cuenta los datos reales de demanda 2014 aplicable a la distribución son los obtenidos del Sistema de Liquidaciones (SIFCO) y los escenarios de demanda previstos por esta Comisión para los años 2015 y 2016. Como puede verse en el cuadro adjunto, los escenarios previstos por la CNMC son, respectivamente, un 1,7% y un 2,3% inferiores a los resultantes de agregar las previsiones de demanda de transportistas y distribuidores, siendo más amplias las diferencias en los distintos escalones de presión y consumo. Por este motivo, en el cálculo de la retribución se han de aplicar unos Factores Correctores a las previsiones de variaciones de la demanda realizadas por las distribuidoras (Para mayor información, ver el Anexo V donde se recogen los factor aplicados así como todos los cálculos relacionados con la Retribución de la Actividad de Distribución a publicar en el BOE).

En €

Retribución

Provisional Año

2016

Ajuste

Retribución de

2015

Ajuste

Retribución de

2014

Retribución a

Publicar en O.

Ministerial

Naturgas Energía Distribución, S.A. 170.689.404,14 -4.545.101 -3.713.472 162.430.831

Gas Directo, S.A. 1.571.794,18 -8.084 78.351 1.642.062

Redexis Gas, S.A. 80.991.991,63 -870.178 -3.399.843 76.721.971

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 12.047.115,71 127.940 121.826 12.296.882

Tolosa Gas, S.A 757.099,66 -26.315 -37.800 692.985

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 585.809.442,77 -19.359.691 -13.166.775 553.282.977

Gas Natural Andalucia, S.A. 64.679.284,46 -122.603 -126.421 64.430.260

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 41.824.165,98 -1.443.727 -1.112.746 39.267.693

Gas Natural Castilla y León, S.A. 77.155.394,92 -3.564.962 -2.145.884 71.444.549

CEGAS, S.A. 120.248.811,45 -1.127.371 -418.460 118.702.981

Gas Galicia SDG, S.A. 38.195.879,41 233.179 -106.715 38.322.343

Redexis Gas Murcia, S.A. 15.488.405,55 -413.394 -192.070 14.882.942

Gas Navarra, S.A. 26.986.515,91 -1.326.503 -803.119 24.856.894

Gas Natural Rioja,S.A. 14.174.732,95 -492.559 -337.879 13.344.296

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 564.541,17 -150.656 9.938 423.823

Madrileña Red de Gas, S.A. 138.020.312,67 -2.432.940 -2.148.062 133.439.310

TOTAL 1.389.204.893 -35.522.965 -27.499.129 1.326.182.799


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Cuadro 23. Comparación Escenarios Demanda 2015 y 2016 previstos por CNMC vs los agregados de las Empresas


Adicionalmente, se han adecuado las cifras comunicadas por las empresas relativas al número de nuevos puntos de suministro en municipios de gasificación reciente (aquellos dónde se distribuye gas natural desde el 1 de enero de 2014)13, porque al analizarlas se han observado discrepancias con la información que dispone esta Comisión en sus Bases de Datos: (1) Información de Proyectos de Retribución Específica, (2) Sistema de Liquidaciones (SIFCO), y (3) Sistema de Información de Consumidores y Puntos de Suministro (SIPS) de gas y de electricidad14. De acuerdo con la información de estas Bases de Datos, se ha observado que:

38 de los 354 municipios informados por las empresas (6 de ellos se informan por dos distribuidoras a la vez) tenían consumidores con suministro anterior a 2014 y/o habían percibido Retribución Específica tras acreditar la puesta en servicio de la antena y red de distribución con anterioridad a dicho año. En consecuencia, se ha valorado la captación de nuevos puntos de suministro en estos municipios como cualquier otro punto de suministro ubicado en municipios con distribución de gas natural con anterioridad a 2014.

El número de puntos de suministro en los peajes 3.1-3.4 comunicado por las empresas en los municipios que iniciaron el suministro en 2014 (42), era sensiblemente superior existente en las bases de datos de la CNMC por sus sistemas de información (7.188 vs 3.904). Por ello, y por el impacto en la retribución, se ha considerado, provisionalmente, la cifra menor de las que tiene conocimiento la CNMC.

6 de los 274 municipios donde estaba previsto iniciar el suministro en 2015 y 2016, ya contaban con puntos de suministro en 2014. Por lo que,

13 La retribución de estos puntos de suministro es 20 €/año superior al del resto de puntos de suministro durante los primeros 5 años de desarrollo de la red de distribución en el municipio. 14 Base de datos creada con objeto de cumplir las competencias atribuidas a la CNMC establecidas en la DT 3ª de la Ley 24/2013, y las funciones establecidas en el artículo 3 del Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio, por el que se regula la Oficina de Cambios de Suministrador, de forma que pueda disponerse de una base de datos consolidada para hacer frente a las solicitudes de información que se realicen por parte de los comercializadores, y todo ello conforme a las especificaciones recogidas en las Disposiciones finales segunda y tercera de dicho Real Decreto.

En GWh Cias CNMC Dif % Cias CNMC Dif %

Peaje 3.1-3.2 (P<4bar y Cons<50MWh/año) 41.541 40.983 -1,3% 43.460 40.511 -6,8%

Peaje 3.3-3.4 (P<4bar y Cons>50MWh/año) 24.446 22.290 -8,8% 25.001 21.775 -12,9%

Peaje 3.5 (P<4bar y Cons>8 GWh/año) 5.233 4.347 -16,9% 5.407 4.468 -17,4%

Peajes Grupo 2 e Interrumpible (P entre 4bar y 60 bar) 119.783 116.593 -2,7% 122.908 117.714 -4,2%

Peajes Grupo 1, Mat Prima e Interr (P entre 4bar y 60 bar) 117.904 118.824 0,8% 122.173 126.542 3,6%

Suministros GNL Directo a Consumidor Final 8.793 9.288 5,6% 8.743 9.233 5,6%

Demanda Nacional 317.699 312.325 -1,7% 327.692 320.242 -2,3%

Previsión Demanda Año 2015 Previsión Demanda Año 2016


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se ha tenido en cuenta dicho número de puntos en el cálculo de la retribución 2014 (95 PS en los peajes 3.1-3.4 y 3 PS en el resto).

En el cuadro adjunto, se recoge el número de puntos de suministro en municipios de reciente gasificación a considerar en el cálculo de la retribución inicialmente comunicado por las empresas distribuidoras, y el valor finalmente utilizado en el cálculo, una vez realizadas las comprobaciones indicadas.

Cuadro 24. Comparación Escenarios Nº Punto de Suministro en Municipios de Reciente Gasificación declarado por las Empresas y Resultante de las Comprobaciones CNMC

[INICIO CONFIDENCIAL]

Fuente: Elaboración Propia (1) En los cálculos se agrega a GN distribución

[FIN CONFIDENCIAL]

En cualquier caso, a la vista de las incidencias detectadas, se considera que la retribución 2014 de la actividad de distribución debería declararse provisional, en tanto en cuanto no se verifiquen y concilien mediante pruebas adicionales cuáles son los municipios que deben declararse de reciente gasificación en 2014 y cuáles son los puntos de suministro que se conectaron en los mismos. En el Anexo V se recogen los valores de todos los cálculos relacionados con la Retribución de la Actividad de Distribución a publicar en el BOE, así como la previsión de coste por la actividad de suministro a tarifa para 2016 en territorios insulares, y la previsión de pagos a efectuar en concepto de retribución específica. Por su parte, en el Anexo X se recoge información detallada de las cantidades asignadas, pagadas y pendientes de pago por empresa, el estado de los proyectos con retribución específica y los proyectos con retribución específica caducada. 5.3.2.5. Retribución del Gestor Técnico del Sistema – ENAGAS GTS,

S.A.U. Con fecha 23 de junio de 2015, la Sala de Supervisión Regulatoria aprobó la “Propuesta de metodología para el cálculo de la retribución del Gestor Técnico del Sistema” (INF/DE/015/15), que fue remitida al Ministerio de Industria, Energía y Turismo en fecha 1 de julio de 2015. De conformidad con dicha propuesta, la base de retribución a ENAGAS GTS, S.A.U. prevista para el año 2016 sería de 22.825.000 euros. Esta cantidad podría variar en +/- 5%, en función del nivel de cumplimiento de los objetivos


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que pudieran establecerse para el Gestor Técnico del Sistema, en caso de implementarse la propuesta de la CNMC de retribución por incentivos 5.3.2.6. Retribución del Operador del Mercado Organizado de Gas –

MIBGAS, S.A. El operador del mercado organizado de gas (MIBGAS, S.A.) es la sociedad responsable de la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de gas en el mercado organizado de gas natural. De acuerdo con la redacción dada por la Ley 8/201515, de 21 de mayo, al apartado 3 del Articulo 65.ter de la Ley 38/1998, “la retribución del operador del mercado organizado de gas será asumida por todos los agentes que operen en dicho mercado en las condiciones que se fijen por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo”. Por su parte, la Disposición Transitoria Segunda de la citada Ley 8/2015, sobre financiación del operador del mercado, indicó que la retribución del operador del mercado se incluirán entre los costes del sistema gasista a los que hace referencia el artículo 59 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, “hasta que por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo se determine que se han alcanzado las condiciones suficientes de liquidez en el mercado organizado de gas”. Durante dicho periodo transitorio la retribución del operador del mercado será fijada por Orden del Ministro. Por su parte, el proyecto de Real Decreto por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural, informado por esta Comisión el 30 julio de 2016 (IPN/DE/013/15), reconoce en su Disposición Transitoria Tercera una retribución provisional a cuenta al Operador del Mercado de 2.000.000 € hasta la aprobación de la retribución transitoria establecida en la DT2ª de la Ley 8/2015. Se considera conveniente establecer una retribución provisional a cuenta para el año 2016 idéntica a la propuesta por el proyecto de Real Decreto, dado que esta Comisión no dispone de información suficiente para proponer una retribución provisional del mercado organizado de gas y aún no se ha publicado el citado Real Decreto, ni MIBGAS, S.A. ha remitido aún su propuesta de retribución, Adicionalmente, se considera necesario que se establezca que dicha retribución provisional se abone por el sistema de liquidaciones y que, posteriormente, se liquide la diferencia entre la retribución provisional a cuenta,

15 Ley 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


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y la retribución transitoria que se establezca de conformidad con la D.T. 2ª de la Ley 8/2015, de 21 de mayo. 5.3.2.7. Hibernación de la Planta de Regasificación de El Musel La planta de regasificación del Puerto de El Musel está afectada por la Disposición Transitoria Tercera del Real Decreto-Ley 13/201216, de 30 de marzo, en lo relativo a la suspensión de la tramitación de los procedimientos relativos a nuevas plantas de regasificación en territorio peninsular, y en particular a su puesta en marcha, sin perjuicio de su derecho al cobro de una retribución transitoria, igual a la retribución financiera del inmovilizado, hasta el restablecimiento de la tramitación suspendida de estas instalaciones, siendo ésta una retribución no prevista en el régimen general de retribución de la actividad de regasificación establecido en la ITC 3994/2006, de 29 de diciembre, ni en la Ley 18/2014. Asimismo, la disposición transitoria tercera del Real Decreto-ley 13/2012, establece que con objeto de que la instalación esté preparada para iniciar su puesta en servicio cuando así se determine, el Ministro de Industria, Energía y Turismo determinará la retribución por costes de operación y mantenimiento a percibir. Mediante Resolución de la DGPEyM de 31 de julio de 2014, se reconoce una retribución financiera transitoria, de carácter provisional, a la planta de regasificación para los años 2012, 2013 y 2014 y se establece un el valor bruto de inversión en 381.944.592,90 € para el cálculo de anualidades futuras de retribución financiera transitoria, Con fecha 9 de julio de 2015, esta Comisión emitió informe sobre la Propuesta de Orden Ministerial (INF/DE/0028/15) que establecía la retribución por costes O&M de la planta para los años 2013, 2014 y 2015. La misma determinaba el carácter definitivo de la retribución del año 2013 (5.205.681 €) y el carácter provisional de las correspondientes a los años 2014 y 2015 (80% del valor reconocido en 2013) hasta disponer de los valores definitivos una vez conocidas las correspondientes auditorias. Atendiendo a lo recogido en la Resolución de la DGPEyM y en la propuesta de Orden informada para el año 2016, se propone reconocer a ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U una retribución financiera de 19.440.979,78 € (resultante de aplicar la Tr de 5,09% al Valor Bruto recogido en la Resolución) y una retribución provisional de O&M de 4.164.544,8 € (80% del valor reconocido en 2013) por la hibernación de la Planta de Regasificación de El Musel

16 Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista.


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Además es necesario reconocerle la cantidad de 2.305.271,06 € (395.548,10 € del 2014 y 1.909.722,96 € del 2015) por las correcciones a efectuar en la retribución financiera de los ejercicios 2014 y 201517 al establecerse una nueva Tr (5,09% en lugar de 4,59%) a aplicar desde el 17 de octubre de 2014 como consecuencia del nuevo redactado del Artículo 65.2 de la Ley 18/2014 establecido por la Disposición Final Cuarta de la Ley 8/2015. En consecuencia, el Cuadro 25 recoge las cantidades a publicar en el BOE en concepto de retribución por la hibernación de la Planta de Regasificación de El Musel Cuadro 25. Detalle Retribución 2016 por la hibernación de la Planta de Regasificación de

El Musel a publicar en BOE


5.3.2.8. Hibernación del almacenamiento subterráneo “CASTOR” El Real Decreto-ley 13/2014, de 4 de octubre, por el que se adoptan medidas urgentes en relación con el sistema gasista y la titularidad de centrales nucleares, estableció la hibernación de las instalaciones y la extinción de la concesión a ESCAL, reconociéndose un valor neto de inversión sin incluir el gas colchón18 de 1.350.729.000 €, y sin perjuicio de los derechos retributivos –retribución financiera y costes de O&M– incurridos desde la fecha de puesta en marcha hasta la fecha de entrada en vigor del citado Real Decreto-ley (art. 4.3). Además, el artículo 5 del Real Decreto-ley 13/2014 establece que el titular del derecho de cobro por parte del sistema será ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. a quien se le reconoce el derecho de cobro de dicho pago a partir del año 2016

17 Recogidas en las Ordenes IET/2355/2014, IET/2446/2014 e IET/389/2015

18 La Resolución de 3 de abril de 2013 de la DGPEM que estableció las reglas operativas para el desarrollo de la subasta para la adquisición durante el año 2013 de gas colchón de Yela y Castor, autoriza, en su condicionado segundo el acuerdo por el que ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. se subroga en los derechos y obligaciones de ESCAL relativos a la inyección del gas colchón en Castor. La retribución de dicho gas fue objeto de otro expediente.

En Euros

ENAGAS

TRANSPORTE,

S.A.U.

Retribución Anual Provisional

Retribución Financiera Provisional 19.440.979,78

Retribución O&M Provisional 4.164.544,80

Total 23.605.524,58

Ajustes

Corrección 2014 por Tr 395.548,10

Corrección 2015 por Tr 1.909.722,96

Total 2.305.271,06

Total Anual 25.910.795,64


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durante un periodo 30 años, permitiendo ser, total o parcialmente, cedido, transmitido, descontado, pignorado o gravado a favor de terceros Señalar que, en fecha 17 de marzo de 2015, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó las resoluciones sobre la cesión del derecho de cobro relativo a la extinción de la concesión de explotación del almacenamiento subterráneo de Castor y reconocido en el artículo 5 del Real Decreto-ley 13/2014, del titular inicial (ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U.) a [INICIO CONFIDENCIAL] [FIN CONFIDENCIAL] Dichas entidades abonaron, por cuenta de ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., el importe de 1.350.729 miles de euros a ESCAL UGS, S.L. Asimismo, el citado artículo 5 señala que la Orden Ministerial “en la que se aprueben los peajes y cánones asociados al acceso de terceros y las retribuciones reguladas en el sistema de gas natural reconocerá de forma expresa la anualidad correspondiente para hacer frente a dicho derecho de cobro”, recogiendo su fórmula de cálculo19 y el tipo de interés fijo del 4,267% a aplicar. Por aplicación de los mismos, la cantidad anual a pagar en 2016 para hacer frente al derecho de cobro reconocido será de 80.664.725 €. Por otra parte, el Real Decreto-ley también establece20 que corresponde a ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U., la administración y el mantenimiento de las instalaciones durante la hibernación, y que los costes incurridos deberán justificarse mediante auditoría, al objeto de que se determine su pago con carácter definitivo por Orden del Ministro, previo informe de la CNMC. No obstante, provisionalmente, se reconocerá anualmente una retribución provisional en la Orden en la que se aprueben los peajes y cánones de ATR y las retribuciones reguladas del sistema gasista teniendo en cuenta el Plan de costes estimados del ejercicio siguiente que debe enviar ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U al MINETUR antes del 31 de octubre de cada año Al no disponer en estos momentos del citado plan, se propone presupuestar en 2016 un importe idéntico al establecido por la Orden IET/2445/2014 en 2015 (15.718.229 €) en concepto de retribución a ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U.

19 Se aplicará la siguiente fórmula:

Donde, Ri es la cantidad anual a pagar el año «i», expresada en miles de euros. Tr es la tasa financiera de retribución igual a un tipo de interés anual fijo, expresado en tanto

por uno, de 0,04267.

Ct es la compensación del importe 1.350.729 miles de euros.

20 Artículos 3 y 6


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por los costes provisionales de mantenimiento y operación derivados de las obligaciones indicadas en el citado Real Decreto-ley. Además, se considera conveniente establecer en la propia Orden que, posteriormente, se liquidará la diferencia entre la retribución provisional reconocida y la retribución definitiva que se establezca en concepto de costes de O&M asociados a la hibernación del AASS de Castor. Para resumir, el Cuadro 26 recoge las cantidades a publicar en el BOE en concepto de retribución provisional de O&M por la hibernación del AASS de Castor Cuadro 26. Detalle Retribución 2016 por la hibernación del AASS de CASTOR a publicar en BOE


5.3.2.9. Pago Laudo de Paris El Artículo 66 de la Ley 18/2014 establece que a los costes del sistema gasista enumerados en el artículo 59.4 de la citada Ley, se les adicionará “el desvío correspondiente a la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia y suministrado a través del gasoducto del Magreb, como consecuencia del Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París el día 9 de agosto de 2010.” Y a continuación añade que “la cantidad total a recaudar por este recargo se cuantifica en 163.790.000 euros, que se recuperarán en un periodo de 5 años. Anualmente, a partir del año 2015 y hasta el 31 de diciembre de 2019 incluido, se recuperarán 32.758.000 euros, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado que será aprobado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.” El derecho de cobro generado por el desvío correspondiente a dicho Laudo al que se refiere el artículo 66.b de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, es titularidad de SAGANE, sociedad del grupo GAS NATURAL. Al no haberse publicado la Orden Ministerial por la que se fijan los tipos de interés definitivos hasta el momento, se ha realizado el cálculo del tipo de interés, ver epígrafe 2 del Anexo VI, siguiendo la metodología propuesta en el informe de la CNMC, aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria en fecha 11 de diciembre de 2014 (IPN/DE/0160/14).

En Euros

Dcho Extinción

Concesión AASS

Castor

Retribución

O&M

Provisional

Total

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 15.718.229,00 15.718.229,00

Cesionarios Dcho Cobro por Extinción

Concensión AASS CASTOR80.664.725,00 80.664.725,00

Total 80.664.725,00 15.718.229,00 96.382.954,00


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En dicho informe se propone que, en el cálculo del tipo de interés a reconocer al titular del derecho de cobro, en condiciones equivalentes a las del mercado, se tenga en cuenta exclusivamente el coste de financiación del grupo GAS NATURAL, a un plazo de 5 años, y que el tipo de interés que se reconozca sea fijo. El coste de financiación de la empresa titular resultante de aplicar la metodología sería del 1,201%. Este coste supone un diferencial de 23 puntos básicos respecto a la media de cotización de octubre, noviembre y diciembre de 2014 del bono español a 5 años. No obstante, el tipo de interés final se ajustará, en su caso, en función de la metodología de determinación del tipo de interés que se establezca. Los intereses a satisfacer en 2016 serían 1.574.033,28 € y, por tanto, el importe correspondiente al año 2016 (anualidad e intereses) ascendería a un importe de 34.332.033,28 €. Adicionalmente, es necesario tener en cuenta que los intereses devengados durante el año 2015 (1.967.541,60 €) no se han pagado aún con cargo a las liquidaciones del ejercicio 2015 por no haberse reconocido todavía. Para resumir, el Cuadro 27 recoge las cantidades a publicar en el BOE asociada al Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París. Cuadro 27. Detalle de la Retribución 2016 asociada al Laudo dictado por la Corte Internacional de

Arbitraje de París a publicar en BOE


En cualquier caso, esta Comisión recomienda que se fije en la próxima Orden por la que se determina la retribución de las instalaciones gasistas: (1) la metodología definitiva para determinar el tipo de interés aplicable, (2) el tipo de interés aplicable a los 163.790.000 euros, (3) las cantidades pendientes de reconocer por intereses a satisfacer desde el 1 de enero de 2015 y (4) el ejercicio de liquidación en el que deben ser pagados. 5.3.2.10. Resumen de la Propuesta de retribución a publicar en el BOE Finalmente, en el Cuadro 28 se recoge la Propuesta de Retribución Anual a publicarse en la Orden Ministerial (2.858 M€), desglosada por empresa y actividad regulada, para el año 2016, así como una comparación con los

En Euros SAGANE

Anualidad 32.758.000,00

Intereses 2016 1.574.033,28

Importe 2016 34.332.033,28

Ajustes

Intereses Ejercicio 2015 1.967.541,60

Total Año 2016 36.299.574,88


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valores de retribución 2015 publicados en la Orden IET/2445/2014 y actualizados por la Orden IET/389/2015.


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Cuadro 28. Propuesta de Retribución Fija Reconocida Anual por Empresa y Actividad Regulada para 2016 y comparación con Retribución 2015 publicada en O. IET/2445/2014


EmpresaDesvíos

2014-2015Año 2016 Total € %

ENAGAS GTS 22.825.000,00 22.825.000,00 11.561.060,00 11.263.940,00 97,4%

MIBGAS 2.000.000,00 2.000.000,00

ENAGAS, S.A. 0,00 0,00 0,00 -

ENAGAS TRANSPORTE, S.A. 237.804.078,88 712.793.378,72 59.524.004,82 25.910.795,64 15.718.229,00 1.051.750.487,06 969.468.146,26 82.282.340,80 8,5%

ENAGAS TRANSPORTE NORTE, S.A. 29.088.984,22 29.088.984,22 31.132.528,65 -2.043.544,43 -6,6%

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 91.252.794,78 540.254,29 91.793.049,06 85.925.788,15 5.867.260,91 6,8%

Regasificadora del Noroeste, S.A. 47.149.563,14 8.329.780,70 55.479.343,83 51.017.531,96 4.461.811,87 8,7%

Bahía Bizkaia Gas, S.L 49.946.503,15 49.946.503,15 45.277.729,00 4.668.774,15 10,3%

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 8.128.394,27 8.128.394,27 8.128.394,27

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 1.973.640,84 1.973.640,84 22.560.921,72 -20.587.280,88 -91,3%

Gas Extremadura Transporte, S.L. 7.228.981,89 7.228.981,89 6.837.960,40 391.021,49 5,7%

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 29.832.414,24 29.832.414,24 29.832.414,24

Redexis Gas, S.A. 27.639.415,31 -4.270.021,01 80.991.991,63 104.361.385,92 114.637.497,18 -10.276.111,26 -9,0%

Redexis Gas Murcia, S.A. 1.976.350,40 -605.463,75 15.488.405,55 16.859.292,20 16.537.487,43 321.804,77 1,9%

Naturgas Energía Distribución, S.A. -8.258.573,43 170.689.404,14 162.430.830,71 176.763.921,00 -14.333.090,29 -8,1%

Tolosa Gas, S.A -64.114,96 757.099,66 692.984,70 814.975,00 -121.990,30 -15,0%

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 249.766,78 12.047.115,71 12.296.882,49 11.713.748,00 583.134,49 5,0%

Gas Directo, S.A. 70.267,50 1.571.794,18 1.642.061,68 1.274.712,00 367.349,68 28,8%

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 27.789.293,37 -32.526.466,15 585.809.442,77 581.072.269,99 583.688.146,00 -2.615.876,01 -0,4%

Gas Natural Andalucia, S.A. 4.009.290,49 -249.024,29 64.679.284,46 68.439.550,67 63.254.758,64 5.184.792,03 8,2%

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 4.447.188,72 -2.556.472,85 41.824.165,98 43.714.881,85 45.490.434,65 -1.775.552,80 -3,9%

Gas Natural Castilla y León, S.A. -5.710.845,60 77.155.394,92 71.444.549,32 78.690.661,00 -7.246.111,68 -9,2%

CEGAS, S.A. 3.455.033,60 -1.545.830,88 120.248.811,45 122.158.014,17 123.752.495,11 -1.594.480,94 -1,3%

Gas Galicia SDG, S.A. 126.463,97 38.195.879,41 38.322.343,38 37.018.014,00 1.304.329,38 3,5%

Gas Navarra, S.A. 2.022.378,57 -2.129.621,83 26.986.515,91 26.879.272,65 27.610.243,00 -730.970,35 -2,6%

Gas Natural Rioja,S.A. -830.437,24 14.174.732,95 13.344.295,71 14.439.395,00 -1.095.099,29 -7,6%

Gasificadora Regional Canaria, S.A. -140.717,90 564.541,17 423.823,27 -339.358,00 763.181,27 -224,9%

Madrileña Red de Gas, S.A. -4.581.002,36 138.020.312,67 133.439.310,31 134.918.462,00 -1.479.151,69 -1,1%

Iberdrola Distribución de Gas, S.A. 3.048,00 -3.048,00 -100,0%

SAGANE 36.299.574,88 36.299.574,88 36.299.574,88 -

Cesionarios Dcho Cobro Hibernación Castor 80.664.725,00 80.664.725,00 80.664.725,00 -

426.152.939,95 861.126.385,36 67.652.399,09 22.825.000,00 2.000.000,00 25.910.795,64 96.382.954,00 36.299.574,88 -63.022.094,01 1.389.204.892,56 2.864.532.847,47 2.654.050.306,15 208.482.541,32 7,9%

Propuesta OM

Regasificación Transporte

Almacenami

ento

Subterráneo

Gestión

Técnica del

Sistema

Distribución

Actividades Reguladas 2016

Hibernación

Planta

Regasificación

El Musel

Hibernación

AASS CASTORLaudo de Paris

Valores a

O.IET/2445/2014

Retribución

Año 2015

DiferenciasOperación

Mercado

Organizado

de Gas


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5.3.3. Estimación del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 El Artículo 66 de la Ley 18/2014 establece que, a los costes del sistema gasista enumerados en el artículo 59.4 de la citada Ley, se les adicionará “la cantidad correspondiente al déficit acumulado del sistema gasista a 31 de diciembre de 2014 que se determinará en la liquidación definitiva de 2014”. Y a continuación añade que “los sujetos del sistema de liquidaciones tendrán derecho a recuperar las anualidades correspondientes a dicho déficit acumulado en las liquidaciones correspondientes a los 15 años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado.” Por último indica que “la cantidad de déficit reconocido, la anualidad correspondiente y el tipo de interés aplicado serán aprobados por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y previo informe favorable de la Comisión Delegada de Asuntos Económicos” teniendo este déficit la misma prioridad de cobro que las referidas en el artículo 61.2 (desajustes anuales posteriores al 1 de enero de 2015). La Ley 8/2015, de 21 de mayo, añadió una nueva DA 36ª a la Ley 34/1998, sobre la liquidación definitiva, indicando que “la liquidación definitiva de los ingresos y costes del sistema gasista de cada ejercicio, a partir de la correspondiente al año 2015, deberá ser realizada con anterioridad al día 1 de diciembre del año siguiente al que corresponda.” En consecuencia, antes del 1 de diciembre de 2016 debería estar también aprobada la liquidación definitiva de los ingresos y costes del sistema gasista del ejercicio 2014. El déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 está compuesto de dos partidas: el déficit del Sistema de Liquidaciones y las cantidades pendientes de incluir en el régimen retributivo, que por tanto no han sido contempladas por el Sistema de Liquidaciones. En cuanto al déficit del Sistema de Liquidaciones, señalar que la Liquidación 14/2014 estableció un déficit provisional de 538.837.218,27 €. Por su parte, y de acuerdo con la mejor información disponible en esta Comisión las cantidades pendientes de incluir en el régimen retributivo anteriores al 1 de enero de 2015 ascienden a 497.261.124 €, de los cuales 53.306.076 € son definitivos al estar recogidos en Resoluciones de la DGPEyM, y 442.665.987 € son previsiones al estar asociados a Propuestas de Resolución que han sido informadas por la CNMC, o están en trámite. En consecuencia, se prevé que el déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, alcanzaría una cifra de 1.034.809.282 €. En el Cuadro 29 se recoge el detalle sobre la Previsión de déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014.


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Cuadro 29. Detalle sobre la Previsión de déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014


5.3.4. Propuesta de medidas de sostenibilidad económica de la retribución a implementar en la futura Orden Ministerial

El nuevo sistema retributivo del sector gasista de la Ley 18/2014 estableció principios de sostenibilidad económica y financiera porque, en el contexto actual del sector, y según su exposición de motivos, se hacía “necesaria una reforma del régimen retributivo del sector de gas natural basado en el principio de la sostenibilidad económica del sistema gasista y el equilibrio económico a largo plazo, que tenga en consideración las fluctuaciones de la demanda, el grado de desarrollo de las infraestructuras gasistas existentes en la actualidad sin menoscabo del principio de retribución adecuada de las inversiones en activos regulados ni de la seguridad de suministro”. En este contexto, se propone que la próxima Orden Ministerial recoja las siguientes medidas que han sido tenidas en cuenta en la elaboración de la

EmpresaRetribución a

Reparto

Retribución a

Pago ÚnicoTotal

Grupo ENAGAS, S.A. 208.468.827,3 -623.471,9 29.114.257,7 28.490.785,8 115.966.992,4 352.926.605,4

ENAGAS, S.A. 39.174,8 39.174,8

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 203.141.019,8 -623.471,9 29.114.257,7 28.490.785,8 115.729.682,2 347.361.487,8

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 5.288.632,7 237.310,2 5.525.942,9

Gasificadora Canaria, S.A. 0,0

Grupo Gas Natural SDG, S.A. 199.331.602,5 0,0 19.350.266,3 19.350.266,3 1.826.657,9 220.508.526,7

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 120.563.355,5 20.236,1 120.583.591,6

Cegas, S.A. 22.240.877,4 980.943,1 23.221.820,5

Gas Andalucía S.A. 14.034.310,3 14.034.310,3

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T) 8.230.831,7 14.017,6 8.244.849,3

Gas Natural Castilla y León, S.A. 14.416.298,2 14.416.298,2

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 4.896.651,1 19.598,6 4.916.249,7

Gas Galicia SDG, S.A. 6.772.843,9 6.772.843,9

Gas Navarra, S.A. 5.265.644,8 5.265.644,8

Gas Natural Rioja,S.A. 2.665.614,1 2.665.614,1

Gas Directo, S.A. 245.175,4 245.175,4

Gas Natural Madrid SDG, S.L. 0,0

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 19.350.266,3 19.350.266,3 791.862,5 20.142.128,8

Grupo Redexi Gas, S.A. 26.251.573,1 -78.890,7 -296.113,3 -375.004,0 5.768.240,2 31.644.809,2

Redexis Gas, S.A. 18.068.080,8 -78.890,7 -296.113,3 -375.004,0 5.233.882,1 22.926.958,9

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 4.777.582,3 464.598,1 5.242.180,3

Redexis Gas Murcia, S.A. 3.405.910,0 69.760,0 3.475.670,0

Grupo Naturgas 33.608.916,7 0,0 0,0 0,0 0,0 33.608.916,7

Naturgas Energía Distribución, S.A. 33.448.543,8 33.448.543,8

Tolosa Gas, S.A 160.372,9 160.372,9

Grupo Gas Extremadura 3.601.064,8 0,0 0,0 0,0 14.518,2 3.615.583,0

Gas Extremadura Transporte, S.L. 1.369.803,2 14.518,2 1.384.321,3

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 2.231.261,6 2.231.261,6

Otros 67.575.234,0 0,0 5.840.028,0 5.840.028,0 319.089.578,8 392.504.840,8

ESCAL UGS, S.A. 318.671.954,7 318.671.954,7

Madrileña Red de Gas, S.A. 28.342.718,5 28.342.718,5

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 20.820.257,4 999.169,0 999.169,0 358.029,4 22.177.455,8

Reganosa 10.701.987,3 3.422.394,0 3.422.394,0 14.124.381,3

BBG 7.526.998,0 1.418.465,0 1.418.465,0 59.594,7 9.005.057,7

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 183.072,5 183.072,5

Iberdrola Distribución de Gas 200,3 200,3

TOTAL 538.837.218,3 -702.362,6 54.008.438,8 53.306.076,1 442.665.987,4 1.034.809.281,8

Acumulado a 31 de

diciembre de 2014

(LIQ 14/2014)

Total

Importes Reconocidos por Resolución a liquidar

en LIQUIDACIÓN DEFINITIVA 2014

Retribuciones

Instalaciones

Pendientes de

Incluir Regimen

Retributivo


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propuesta de retribución y se consideran beneficiosas a la hora de mitigar posibles desajustes entre ingresos y gastos.

La anulación de los dos procesos abiertos, y no resueltos, para la asignación de retribución específica para las instalaciones cuya construcción se inicie entre los años 2010 y 2012 (Ordenes ITC/3520/2009 e ITC/3354/2010).

Establecer el 31 de diciembre de 2016 como fecha límite para solicitar el pago de la retribución específica asignada a los 41 proyectos, de las convocatorias, 3ª, 4ª, 5ª y 6ª (18.855.637 €) y acreditar los requisitos establecidos en cada convocatoria para su cobro. Superada dicha fecha, se consideraría automáticamente desistido el derecho de cobro de retribución específica del proyecto que no hubieran acreditado los requisitos.

En relación con la primera medida, señalar que visto el tiempo transcurrido desde la publicación de las convocatorias de retribución específica, se considera conveniente anular ambas; según las previsiones de esta Comisión, suponen la retribución específica conjunta pendiente de asignar de 35.456.391 €. A este respecto, indicar que la Orden IET/849/2012 ya eliminó la convocatoria prevista por la Orden IET/3587/2011, y que, además, estableció, mediante la modificación del artículo 14 de esta última Orden, un proceso para establecer qué proyectos mantenían los derechos de cobro, y cuáles no, de todos aquellos que superaron el plazo de finalización de construcción y no habían solicitado el pago de la retribución. De hecho, como resultado del mismo, con fecha 9 de septiembre de 2013, la DGPEM dictó Resolución por la que se establecía la caducidad de proyectos contenidos en las convocatorias anteriores a la Orden ITC/3520/2009 con una Retribución Especifica asociada de 29.850.803 € pendiente de cobro, por considerar que habían superado el plazo para la finalización de la construcción del proyecto. En relación con la segunda medida, señalar que de los 41 proyectos que todavía no han solicitado el pago de su retribución específica:

16 proyectos son de las convocatorias 3ª, 4ª y 5ª, y tendrían que haber acreditado durante el año 2012 que estaban puestos en servicio al objeto de que, en aplicación del artículo 14 de la Orden IET/3587/2011, no se considerara automáticamente desistido su derecho de cobro. Se considera que ha existido plazo suficiente para obtener la acreditación del resto de requisitos necesarios para el cobro de la retribución específica.

25 proyectos son de la 6ª convocatoria cuyo plazo de inicio de construcción máximo era el 30 de junio de 2012 según D.A. 2ª de la Orden ITC/3587/2011. Se considera que, habiendo transcurrido más de tres años, ha habido tiempo suficiente para terminar su construcción y recopilar la información justificativa, de hecho para tener derecho a la retribución específica deberán acreditar que la puesta en servicio de las instalaciones se ha realizado con anterioridad al 30 de octubre de 2013.


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ANEXO I. ESCENARIO DE DEMANDA EN CONSUMIDOR FINAL PREVISTO PARA EL CIERRE DE 2015 Y 2016


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ANEXO I. ESCENARIO DE DEMANDA EN CONSUMIDOR FINAL PREVISTO PARA EL CIERRE DE 2015 Y 2016 1. Previsión de demanda para el cierre de 2015

Para realizar la previsión de cierre del ejercicio 2015 se ha contrastado la información sobre el número de clientes, volumen y caudal contratado aportada por el GTS y por las empresas transportistas y distribuidoras con la información disponible en la base de datos de liquidaciones. Al respecto, se señala que el informe conjunto remitido por REE y el OS en cumplimiento de lo establecido en el artículo 19 de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, no incluye escenario de previsión para 2015. 1.1. Demanda destinada a la generación eléctrica

En el Cuadro 30 se resumen la previsión de la demanda destinada a generación eléctrica para el cierre de 2015, remitida por el GTS y por las empresas transportistas/distribuidoras.

Cuadro 30. Previsión de la demanda destinada a generación eléctrica para 2015

Fuente: Base de datos de liquidaciones (SIFCO), GTS y empresas

Se observa que tanto el GTS como las empresas estiman para el cierre del ejercicio 2015 que la demanda de gas destinada a la generación será superior a la demanda registrada en 2014 (51,8TWh). Sin embargo, según la previsión de GTS la demanda de gas destinada a la generación será superior a la demanda registrada en los últimos doce meses (julio 2014-junio 2015) (57,4 TWh), mientras que las empresas estiman que será inferior. En particular, el GTS estima que demanda de gas destinada a generación eléctrica alcanzará 60,1 TWh en 2015, un 16,0% superior a la registrada en 2014 y un 4,6% superior a la registrada en los últimos doce meses. Por otra parte, las empresas transportistas y distribuidoras estiman que la demanda de dicho

Previsión 2015 Tasa de variación respecto 2014

Volumen (MWh)Año 2014

(SIFCO)

Últimos doce

meses

(jul 14- jun 15)

GTS Empresas GTS Empresas

P > 60 bar 45.722.949 51.726.628 55.627.036 50.626.613 21,7% 10,7%

16 bar < P ≤ 60 bar 5.987.577 5.595.727 4.371.681 3.910.439 -27,0% -34,7%

4 bar < P ≤ 16 bar 100.449 136.544 122.824 105.738 22,3% 5,3%

P ≤ 4 bar - - - -

TOTAL 51.810.974 57.458.898 60.121.541 54.642.790 16,0% 5,5%


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colectivo será de 54,6 TWh, un 5,57% superior a la registrada en 2014 y un 4,9% inferior a la registrada en los últimos 12 meses. En el Gráfico 1 se muestra la tasa de variación de la demanda destinada a generación eléctrica entre enero de 2005 y septiembre de 2015. Se observa que la media móvil de 12 meses inicio, a partir de enero de 2014 una tendencia alcista, pasando a registrar tasas positivas a partir de febrero de 2015. En septiembre de 2015 la media móvil de 12 meses registró una tasa del 9,8%.

Gráfico 1. Tasa de variación de la demanda destina a generación eléctrica

Fuente: GTS

Teniendo en cuenta tanto la previsión de los distintos agentes, como la evolución registrada en los últimos meses, esta Comisión considera como escenario más probable para el cierre de 2015 de la demanda destinada a la generación eléctrica 60,0 TWh, resultado de considerar la previsión de demanda de los ciclos combinados del GTS y la demanda de gas de las centrales térmicas prevista por las empresas (véase Cuadro 31).

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

ene

.-0

9

abr.

-09

jul.-

09

oct

.-0

9

ene

.-1

0

abr.

-10

jul.-

10

oct

.-1

0

ene

.-1

1

abr.

-11

jul.-

11

oct

.-1

1

ene

.-1

2

abr.

-12

jul.-

12

oct

.-1

2

ene

.-1

3

abr.

-13

jul.-

13

oct

.-1

3

ene

.-1

4

abr.

-14

jul.-

14

oct

.-1

4

ene

.-1

5

abr.

-15

jul.-

15

Media móvil 12 meses Sobre el mismo mes del año anterior


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Cuadro 31. Previsión de la CNMC para el cierre de 2014 de la demanda destinada a la generación eléctrica, desagregada por grupo tarifario


En relación con la previsión del caudal contratado por las centrales de generación eléctrica, se indica que se dispone de dos fuentes de información. Por una parte, la previsión del GTS, elaborada a partir de la información que previamente le han proporcionado las empresas gasistas, y por otra parte la previsión de las empresas gasistas, que han aportado a la CNMC en respuesta a su solicitud de información (véase Cuadro 32). Cuadro 32. Capacidad contratada de la demanda de gas natural destinada a la generación eléctrica

previsto por el GTS y las empresas transportistas y distribuidoras para el cierre de 2015


Cabe señalar que la diferente previsión en el caudal contratado por las centrales de generación conectadas a redes de presión de diseño superior a 60 bar y a redes de presión de diseño comprendida en 4 y 16 bar se debe a las correcciones que la CNMC ha solicitado a las empresas gasistas tras el análisis de la información recibida. Según la previsión aportada por las empresas a la CNMC, el caudal contratado promedio para el cierre del ejercicio 2015 se reducirá en torno al 3,1% respecto del registrado en 2014. Se indica que la previsión de cierre aportada por las empresas es superior a la media móvil registrada en el periodo comprendido

Volumen (MWh)Año 2014

(SIFCO)

Previsión CNMC

2015

% variación

2015 sobre 2014

P > 60 bar 45.722.949 55.540.667 21,5%

16 bar < P ≤ 60 bar 5.987.577 4.371.681 -27,0%

4 bar < P ≤ 16 bar 100.449 105.738 5,3%

P ≤ 4 bar - -

TOTAL 51.810.974 60.018.086 15,8%

Previsión 2015 Tasa de variación respecto 2014

Capacidad contratada

(kWh/día)

Año 2014

(SIFCO)

Últimos doce

meses

(jul 14- jun 15)


P > 60 bar 355.494.143 329.362.069 338.620.041 343.705.066 -4,7% -3,3%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.000.000 33.000.000 33.000.000 33.000.000 0,0% 0,0%

4 bar < P ≤ 16 bar 1.641.075 1.057.611 990.886 1.217.886 -39,6% -25,8%

P ≤ 4 bar - - - -

TOTAL 390.135.218 363.419.680 372.610.927 377.922.952 -4,5% -3,1%


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entre julio 2014-junio 2015 (-14,1%), según la base de datos de liquidaciones del sector gasista. En el Gráfico 2 se muestra la evolución registrada de la capacidad contratada de la demanda destinada a la generación eléctrica desde 2006 hasta 2014, resultado de considerar desde 2006 hasta 2014 la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasista y para el ejercicio 2015 las previsiones remitidas por las empresas transportistas y distribuidoras. Gráfico 2. Evolución de la capacidad contratada de la demanda destinada a la generación eléctrica.

Fuente: Base de datos de liquidaciones (SIFCO) y empresas

Se observa que desde el año 2011 se ha reducido significativamente la capacidad contratada por las centrales eléctricas, como consecuencia de la modificación de la operativa de contratación. En particular, dichos agentes han procedido a optimizar la capacidad contratada en sus instalaciones, pasando de formalizar contratos a largo plazo a contratos a corto plazo. El cambio en la contratación se deriva, fundamentalmente, de la elevada incertidumbre existente sobre la demanda de electricidad y del exceso de capacidad de generación en el sistema eléctrico. Teniendo en cuenta las previsiones remitidas por los agentes y la evolución de la capacidad contratada por las centrales de generación, se ha optado por un escenario inferior al considerado por las empresas. En particular, el escenario de previsión de la capacidad contratada por las centrales de generación con ciclos combinados tiene en cuenta la capacidad real registrada en el periodo enero-junio de 2015 y se proyecta al resto del año aplicando la media móvil registrada en los últimos doce meses (julio 2014-junio 2014), con la excepción de una instalación para las que se ha mantenido la capacidad contratada registrada en la primera parte del año, mientras que para las centrales térmicas se ha adoptado la previsión de las empresas (véase Cuadro 33).

694.025

808.827

970.091 1.010.081

1.044.340

959.403

770.016

521.989

390.135 363.420

377.923

53%

17%20%

4% 3%

-8%

-20%

-32%

-25% -13,2%

-3,1%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

-

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 jul 14-jun15

2015 (p)

Tasa

de

var

iaci

ón

(%

)

Cap

acid

ad c

on

trat

ada

gen

era

ció

n e

léct

rica

(M

Wh

/día

)

Capacidad contratada generación eléctrica (kWh/día)

Capacidad contratada (MWh/día) Tasa de variación sobre año anterior (%)


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Cuadro 33. Capacidad contratada de la demanda de gas natural destinada a la generación eléctrica

prevista por la CNMC para el cierre de 2015


1.2. Previsión de demanda convencional

En el Cuadro 34 se compara la previsión de la demanda convencional (esto es, excluidos ciclos combinados y centrales térmicas) prevista por el GTS y las empresas gasistas para el cierre de 2015. Se observa que, excluyendo el suministro de GNL directo a cliente final, el GTS estima que la demanda aumentará un 4,6% sobre la registrada en 2014, consecuencia del incremento de la demanda en todos los niveles de presión, si bien más acusado en los niveles de presión de diseño inferiores a 16 bar. Por otra parte, las empresas transportistas y distribuidoras estiman que la demanda convencional aumentará un 6,7%, motivado por el incremento de demanda en todos los grupos tarifarios, con la excepción del colectivo de consumidores conectados entre 16 y 60 bar. La principal diferencia entre ambas previsiones se concentran en la demanda de los consumidores conectados a niveles de presión inferiores a 4 bar. En particular, mientras que el GTS estima que la demanda de este colectivo aumentará un 5,5% respecto de la registrada en 2014, las empresas transportistas estiman que aumentará un 18,2%.

Capacidad contratada

(kWh/día)

Año 2014

(SIFCO)

Previsión CNMC

2015

% variación

2014 sobre 2015

P > 60 bar 355.494.143 323.632.015 -9,0%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.000.000 33.000.000 0,0%

4 bar < P ≤ 16 bar 1.641.075 1.217.886 -25,8%

P ≤ 4 bar - -

TOTAL 390.135.218 357.849.900 -8,3%


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Cuadro 34. Previsión de la demanda convencional (excluidos ciclos combinados y centrales térmicas)


Demanda de los consumidores conectados a presión inferior a 4 bar

En el Cuadro 35 se muestra la previsión del número de clientes y demanda del grupo 3 del GTS y de las empresas gasistas para el cierre de 2015, así como el número de clientes y la demanda registrados en 2013, 2014 y en los últimos doce meses (julio 2014-junio 2015). En relación con la previsión del número de clientes, se señala que tanto el GTS como las empresas estiman que el número de clientes se incrementará en 2015 respecto de 2014 por encima de las tasas de variación registradas en los últimos doce meses (un 2,0% y un 1,7%, respectivamente). Al respecto se indica que, mientras el GTS y las empresas estiman una reducción del número de consumidores en los peajes 3.3 y 3.4 y un aumento en el peaje 3.5, según la información de la base de datos de liquidaciones, tanto en términos de media móvil como de tasa acumulada, se ha registrado un incremento en el número de consumidores acogidos a los peajes 3.3 y 3.4 y una reducción del número de consumidores acogidos al peaje 3.5. En relación con la demanda prevista para el cierre de 2015, se observa que tanto el GTS como las empresas estiman un incremento de la demanda respecto del ejercicio 2014 (5,5% y 18,2%, respectivamente), pero inferior respecto de la demanda registrada en los últimos doce meses (0,2% y 12,2%, respectivamente). En ambos casos, se estima un aumento de demanda en todos los grupos tarifarios, respecto del ejercicio 2014 con la excepción del peaje 3.3.

Demanda (GWh) Tasa de variación s/ año 2014

Año 2014

(SIFCO)

Últimos doce

meses

(jul 14- jun 15)


P > 60 bar 65.403 64.082 67.902 67.277 3,8% 2,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.592 33.450 33.940 33.416 1,0% -0,5%

4 bar < P ≤ 16 bar 79.020 78.855 83.832 82.351 6,1% 4,2%

P ≤ 4 bar 60.274 63.468 63.600 71.219 5,5% 18,2%

TOTAL 238.288 239.855 249.274 254.263 4,6% 6,7%

Suministro GNL

Directo a cliente final10.858 10.668 10.042 8.702 -7,5% -19,9%

TOTAL 249.146 250.522 259.316 262.965 4,1% 5,5%


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Al respecto se indica que, según la información disponible en la base de datos de liquidaciones, en términos de media móvil la demanda de los consumidores acogidos a los peajes 3.1, 3.3 y 3.4 presentan tasas positivas (5,1%, 2,1% y 0,5%, respectivamente), mientras que la demanda de los consumidores acogidos a los peajes 3.2 y 3.5 presentan tasas negativas (-2,7% y -5,0%). En términos de tasa acumulada, la demanda registra tasas positivas para todos los peajes, con la excepción del peaje 3.5 (-2,9%). Por último, se observa que los consumos medios por cliente resultantes de las previsiones remitidas por el GTS y las empresas distribuidoras para el ejercicio 2015 son superiores a los registrados durante los últimos 12 meses para los peajes 3.2, 3.4 y 3.5 e inferiores para el peaje 3.3. El consumo medio del peaje 3.1 se reducirá respecto de 2014 según la previsión del GTS y aumentará según la previsión de las empresas.

Cuadro 35. Previsión para el cierre de 2015 del número de clientes y la demanda del grupo 3 del GTS y de las empresas


SIFCO Previsión cierre 2015Tasas de variación sobre

2014

Tasas de variación sobre

Últimos 12 meses

2013 2014

Últimos 12

meses

(julio 2014 -

junio 2015)

GTS Empresas GTS Empresas GTS Empresas

A) Nº Clientes

Grupo 3 7.396.750 7.488.985 7.531.511 7.640.883 7.615.689 2,0% 1,7% 1,5% 1,1%

3.1 3.891.355 3.974.136 4.056.940 4.387.989 4.378.488 10,4% 10,2% 8,2% 7,9%

3.2 3.433.520 3.439.087 3.397.443 3.182.426 3.167.082 -7,5% -7,9% -6,3% -6,8%

3.3 24.458 26.108 26.867 23.361 23.267 -10,5% -10,9% -13,0% -13,4%

3.4 47.142 49.374 49.991 46.821 46.567 -5,2% -5,7% -6,3% -6,9%

3.5 275 280 270 287 286 2,3% 2,0% 6,0% 5,7%

B) Energía (MWh)

Grupo 3 67.027.779 60.273.650 63.467.912 63.600.000 71.219.294 5,5% 18,2% 0,2% 12,2%

3.1 9.429.025 8.909.591 9.906.946 9.154.895 10.241.888 2,8% 15,0% -7,6% 3,4%

3.2 31.253.345 26.875.949 28.213.174 27.941.058 31.298.639 4,0% 16,5% -1,0% 10,9%

3.3 1.442.507 1.436.307 1.498.964 1.048.212 1.173.274 -27,0% -18,3% -30,1% -21,7%

3.4 20.287.032 18.702.514 19.568.806 20.759.585 23.272.302 11,0% 24,4% 6,1% 18,9%

3.5 4.615.871 4.349.289 4.280.022 4.696.249 5.233.190 8,0% 20,3% 9,7% 22,3%

C) Consumo por Cliente (kWh/cliente)

Grupo 3 9.062 8.048 8.427 8.324 9.352 3,4% 16,2% -1,2% 11,0%

3.1 2.423 2.242 2.442 2.086 2.339 -6,9% 4,3% -14,6% -4,2%

3.2 9.102 7.815 8.304 8.780 9.882 12,3% 26,5% 5,7% 19,0%

3.3 58.980 55.014 55.793 44.871 50.426 -18,4% -8,3% -19,6% -9,6%

3.4 430.341 378.792 391.443 443.381 499.764 17,1% 31,9% 13,3% 27,7%

3.5 16.784.985 15.533.175 15.837.270 16.390.533 18.328.495 5,5% 18,0% 3,5% 15,7%


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A la hora de valorar las anteriores previsiones, se debe tener en cuenta que la demanda de este tipo de consumidores está muy influida por el efecto temperatura, es este sentido la Agencia Estatal de Meteorología ha calificado el año 2013 como un año medio, el año 2014 como un año extremadamente cálido y el invierno 2014-2015 (1 diciembre de 2014 a 31 marzo de 2015) como frío21. Teniendo en cuenta las discrepancias existentes entre las previsiones realizadas por los agentes y la evolución registrada durante los últimos 12 meses para el colectivo considerado, se ha optado por elaborar para el cierre del ejercicio 2015 un escenario coherente con dicha evolución. En particular, la previsión del número de clientes se ha confeccionado aplicando al número de clientes registrados en 2014, la tasa acumulada a junio, mientras que la previsión de la demanda resulta del producto del número de consumidores por el consumo medio estimado teniendo en cuenta el consumo real en el periodo enero-junio de 2015 y el promedio de los consumos registrados para segundo semestre en el periodo 2010-2015. Demanda de los consumidores conectados a presión superior a 4 bar

En el Cuadro 36 se muestra las previsiones de la demanda convencional (esto es, excluidos ciclos combinados y centrales térmicas) de los consumidores conectados a redes de presión superior a 4 bar.

21 Informes disponibles en: http://www.aemet.es/es/serviciosclimaticos/vigilancia_clima/resumenes?w=0&datos=0

http://www.aemet.es/es/serviciosclimaticos/vigilancia_clima/resumenes?w=0&datos=0


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Cuadro 36. Previsión de la demanda convencional de los consumidores conectados a redes de presión superior a 4 bar

Fuente: GTS, empresas gasistas y CNMC El GTS estima que la demanda de este colectivo aumentará un 4,3% sobre la registrada en 2014, mientras que las empresas transportistas y distribuidoras estiman que aumentará un 2,8%, en ambos casos consecuencia de un incremento de la demanda de todos los grupos tarifarios, con la excepción de la demanda prevista por las empresas para los consumidores conectados en redes de presión de diseño comprendida entre 16 y 60 bar. Respecto de la capacidad contratada, se indica que la previsión del GTS se corresponde con la información que le ha sido remitida por las empresas, mientras que la previsión de las empresas se corresponde con la información que éstas han remitido a la CNMC y sobre la que se han pedido correcciones una vez analizada dicha información.

Año 2014

Volumen (MWh) Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 65.402.756 64 230.002.840

16 bar < P ≤ 60 bar 33.591.827 148 122.264.128

4 bar < P ≤ 16 bar 79.019.704 3.686 351.541.321

TOTAL 178.014.287 3.897 703.808.288

Prevision cierre 2015 Tasa de variación sobre 2014


Capacidad

contratada

(kWh/día)

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 67.901.829 61 140.455.640 3,8% -4,1% -38,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.940.228 145 20.050.249 1,0% -2,2% -83,6%

4 bar < P ≤ 16 bar 83.831.566 3.632 126.827.545 6,1% -1,4% -63,9%

TOTAL 185.673.623 3.838 287.333.434 4,3% -1,5% -59,2%

Prevision cierre 2015 Tasa de variación sobre 2014 Año 2013


Capacidad

contratada

(kWh/día)

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 67.277.178 62 235.244.385 2,9% -2,5% 2,3%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.415.921 145 118.481.488 -0,5% -2,2% -3,1%

4 bar < P ≤ 16 bar 82.350.572 3.583 364.316.235 4,2% -2,8% 3,6%

TOTAL 183.043.671 3.789 718.042.108 2,8% -2,8% 2,0%

GTS

Empresas

SIFCO


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Se observa que según la previsión de las empresas la capacidad contratada de los consumidores conectados en redes de presión de diseño superior a 60 bar y de los consumidores conectados en redes de presión de diseño entre 4 y 16 bar, aumentará aunque en menor medida que el consumo. Por el contrario, la capacidad contratada de los consumidores conectados en redes de presión de diseño comprendida entre 16 y 60 bar se reducirá, en mayor medida que el consumo. En relación con lo anterior se indica que durante los últimos meses se ha registrado una recuperación del consumo de la demanda convencional conectada a presión superior a 4 bar, si bien aún presentan tasas de crecimiento negativas (véase Gráfico 3). Gráfico 3. Variación de la demanda convencional por nivel de presión. Media móvil de 12

meses

Fuente: CNMC Asimismo, de acuerdo con la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas, la media móvil de la capacidad contratada de la demanda convencional con presión superior a 4 bar a junio de 2015 es del - 5,7%, valor muy inferior al previsto por las empresas transportistas y distribuidoras (+2,0%). Análogamente a la demanda convencional inferior a 4 bar, dada la discrepancia entre las previsiones del GTS y las empresas y teniendo en cuenta la evolución registrada en los últimos meses, se ha confeccionado un escenario de demanda para 2015 continuista con la evolución registrada por nivel de presión durante los últimos 12 meses, inferior al previsto tanto por el GTS como por las empresas transportistas y distribuidoras para 2015.

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

ene.-

11

mar.

-11

may.-

11

jul.-1

1

sep

.-11

nov.-

11

ene.-

12

mar.

-12

may.-

12

jul.-1

2

sep

.-12

nov.-

12

ene.-

13

mar.

-13

may.-

13

jul.-1

3

sep

.-13

nov.-

13

ene.-

14

mar.

-14

may.-

14

jul.-1

4

sep

.-14

nov.-

14

ene.-

15

mar.

-15

may.-

15

>60 bares 16-60 bares 4-16 bares


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Demanda convencional prevista para 2015

En el Cuadro 37 se compara el escenario de previsión de la demanda convencional de la CNMC con el escenario de previsión facilitado por el GTS y por las empresas transportistas y distribuidoras. Según el escenario de previsión de la CNMC la demanda convencional en 201522 alcanzará los 243,0 TWh, un 2,5% y un 4,4% inferior a las demandas previstas por el GTS y las empresas, respectivamente, y un 2,0% superior a la registrada en 2014. La capacidad contratada prevista por la CNMC para el cierre del ejercicio 201523 se reducirá un 1,4% respecto de la registrada en 2014 e inferior a la capacidad contratada prevista por el GTS y las empresas distribuidoras, que estiman crecimientos de la capacidad contratada para el ejercicio 2015 (2,0% y 1,7%, respectivamente).

22 Excluido el GNL directo a cliente final. 23 La capacidad contratada de los consumidores conectados a presión inferior a 4 bar, incluye,

únicamente, la del peaje 3.5.


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Cuadro 37. Escenario de previsión de la demanda convencional para el cierre de 2015 (1)

Fuente: GTS, empresas gasistas y CNMC Nota: (1) La capacidad contratada de los consumidores conectados a presión inferior a 4 bar incluye

únicamente la del peaje 3.5 en los tres escenarios de previsión.

Prevision cierre 2015 Tasa de variación respecto real 2014 Año 2014

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)

Volumen Clientes Capacidad

contratada

P > 60 bar 67.901.829 61 140.455.640 3,8% -4,1% -38,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.940.228 145 20.050.249 1,0% -2,2% -83,6%

4 bar < P ≤ 16 bar 83.831.566 3.632 126.827.545 6,1% -1,4% -63,9%

P ≤ 4 bar 63.600.000 7.640.883 34.109.255 5,5% 2,0% 48,7%

TOTAL 249.273.623 7.644.721 321.442.689 4,6% 2,0% -55,8%

GNL directo a cliente final 10.042.146 -7,5%

TOTAL 259.315.768 7.644.721 321.442.689 4,1% 2,0% -55,8%

Prevision cierre 2015 Tasa de variación respecto real 2014

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)


contratada

P > 60 bar 67.277.178 62 235.244.385 2,9% -2,5% 2,3%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.415.921 145 118.481.488 -0,5% -2,2% -3,1%

4 bar < P ≤ 16 bar 82.350.572 3.583 364.316.235 4,2% -2,8% 3,6%

P ≤ 4 bar 71.219.294 7.615.689 29.848.610 18,2% 1,7% 30,1%

TOTAL 254.262.965 7.619.478 747.890.718 6,7% 1,7% 2,9%


TOTAL 262.965.110 7.619.478 747.890.718 5,5% 1,7% 2,9%

Prevision cierre 2015 Tasa de variación respecto real 2014

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)


contratada

P > 60 bar 63.283.446 63 228.170.053 -3,2% -0,2% -0,8%

16 bar < P ≤ 60 bar 32.669.152 146 119.488.985 -2,7% -1,3% -2,3%

4 bar < P ≤ 16 bar 79.446.100 3.577 345.197.246 0,5% -3,0% -1,8%

P ≤ 4 bar 67.620.003 7.545.143 23.774.913 12,2% 0,7% 3,7%

TOTAL 243.018.701 7.548.929 716.631.197 2,0% 0,7% -1,4%


TOTAL 252.306.585 7.548.929 716.631.197 1,3% 0,7% -1,4%

GTS

Empresas

CNMC


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1.3. Previsión demanda interrumpible

Según la información aportada por los agentes, el GTS estima que la capacidad contratada interrumpible será 575 MWh/día, mientras que las empresas transportistas y distribuidoras estiman que será de 431 MWh/día. En el Cuadro 38 se resumen las capacidades interrumpibles ofertadas y asignadas por zona de interrumpibilidad en el periodo octubre 2014–septiembre 2015 y en el periodo octubre 2015–septiembre 2016, según la información publicada por el GTS.

Cuadro 38. Capacidades ofertadas y asignadas por zonas de interrumpibilidad. (GWh/día)

Fuente: GTS y CNMC.

Al respecto se indica que el acta de puesta en marcha del gasoducto Musel-Llanera (prevista para diciembre de 2014) es de 25 de noviembre de 2014, si bien la puesta en operación, según información proporcionada por el GTS, no se produjo hasta junio 2015. En consecuencia, se estima para el cierre de 2015 la capacidad contratada en la parte proporcional al periodo enero-junio de 2015 (287,5 MWh/día) y la demanda igual a la demanda real registrada en el periodo enero-junio de 2015, según la información disponible en la base de datos de liquidaciones (24,9 GWh). Por último, se indica que las previsiones de consumo, caudal y número de clientes de los peajes interrumpibles previstas para el cierre de 2015, se han descontado de las previsiones de los peajes firmes asociados.

Oct 14 - Sep 15 Oct 15 - Sep 16

Zonas Interrumpibilidad TipoOfertado

GWh/día

Asignado

GWh/día

Ofertado

GWh/día

Asignado

GWh/díaCondición

Fecha prevista en la

que entrada en

servicio la

infraestructura

1.-Red de distribución de Avilés-Gijón A 4,000 0,580

Hasta la puesta en servicio del

Gasoducto Musel - Llanera (Dic-2014) y La

interconexión Llanera - Otero (Jun- 2014)

Diciembre - 2014

2.- Red prelitoral 45 bar A 2,000 2,000

Hasta la construcción del ramal norte del

gasoducto “Martorell-Figueresˮ y

gasoducto Figueres-Figueres.

3.-Red de Pamplona A 3,000 3,000

Localizándose 2 GWh/día en las

inmediaciones de Egües (G03.02), hasta

la construcción del gasoducto Puente la

Reina-Muruarte de Reta, y 1 GWh/día en

las inmediaciones de Beriaín (E05), hasta

la incorporación de la duplicación

Sansoaín-Lumbier

4.-Red de distribución de Valle de Arratia A 1,000

TOTAL 10,000 0,580 5,000 -


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1.4. Demanda nacional

En el Cuadro 39 se resume el escenario de demanda nacional previsto por la CNMC para el cierre de 2015, resultado de la agregación de los escenarios de demanda destinada a la generación eléctrica y convencional. Se estima que la demanda de gas natural aumentará en 2015 un 3,2% respecto de la registrada en 2014, tasa superior a la media móvil de la demanda transportada a septiembre de 2015 (0,5%) e inferior a la tasa acumulada a septiembre de 2015 (5,1%). Cuadro 39. Escenario de demanda nacional previsto por la CNMC para el cierre de 2015


En el Cuadro 40 se muestra el escenario de demanda desagregado por peaje de acceso y tipo de consumidor.

GWhTasa de

variación

Año 2014

(SIFCO)

Previsión cierre

2015

% variación

2015 sobre 2014

P > 60 bar 111.125.705 118.824.113 6,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 39.579.403 37.040.832 -6,4%

4 bar < P ≤ 16 bar 79.120.153 79.551.838 0,5%

P ≤ 4 bar 61.997.599 67.620.003 9,1%

TOTAL 291.822.860 303.036.786 3,8%

GNL directo a cliente final 10.858.072 9.287.885 -14,5%

TOTAL 302.680.932 312.324.671 3,2%


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Cuadro 40. Escenario de demanda nacional previsto por la CNMC para el cierre de 2015 desagregado por peaje de acceso


CONSUMO POR TARIFA/PEAJE. TOTAL SISTEMA (MWh)

Año 2015

Ciclos combinados Centrales térmicas Plantas Satélite Resto TOTAL

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)P

resió

n

Cód. Peaje Volumen MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día)

55.006.182 39 313.982.933 534.485 3 9.649.082 0 0 0 58.248.563 61 208.070.053 113.789.230 104 531.702.067

55.006.182 39 313.982.933 534.485 3 9.649.082 0 0 0 58.248.563 61 208.070.053 113.789.230 104 531.702.067

101 1.1 <200.000 518.533 11 5.178.470 24.012 1 44.303 0 0 0 1.414.109 19 6.201.838 1.956.653 31 11.424.610

102 1.2 <1.000.000 5.311.152 8 83.624.178 510.473 2 9.604.779 0 0 0 14.338.673 26 50.828.454 20.160.299 35 144.057.410

103 1.3 >1.000.000 49.176.497 21 225.180.286 0 0 0 0 0 0 42.495.781 17 151.039.761 91.672.279 37 376.220.047

4.371.681 1 33.000.000 105.738 1 1.217.886 0 0 0 112.090.342 3.722 464.398.732 116.567.760 3.724 498.616.617

4.371.681 1 33.000.000 0 0 0 0 0 0 32.669.152 146 119.488.985 37.040.832 147 152.488.985

201 2.1 <500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 850 10 26.344 850 10 26.344

202 2.2 <5.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 72.807 30 300.171 72.807 30 300.171

203 2.3 <30.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 539.185 39 2.874.471 539.185 39 2.874.471

204 2.4 <100.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 920.119 17 4.449.394 920.119 17 4.449.394

205 2.5 <500.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8.993.314 34 33.852.282 8.993.314 34 33.852.282

206 2.6 >500.000 4.371.681 1 33.000.000 0 0 0 0 0 0 22.142.876 15 77.986.323 26.514.557 16 110.986.323

0 0 0 105.738 1 1.217.886 0 0 0 79.421.190 3.576 344.909.746 79.526.928 3.577 346.127.632

201 2.1 <500 0 0 0 1 0 237.209 0 0 0 176.924 769 1.537.389 176.926 769 1.774.598

202 2.2 <5.000 0 0 0 4 0 100.000 0 0 0 2.743.314 1.278 11.435.208 2.743.319 1.278 11.535.208

203 2.3 <30.000 0 0 0 746 0 200.000 0 0 0 12.906.407 978 69.228.695 12.907.153 978 69.428.695

204 2.4 <100.000 0 0 0 9.749 0 69.565 0 0 0 17.101.718 348 78.128.277 17.111.467 348 78.197.842

205 2.5 <500.000 0 0 0 32.454 1 311.111 0 0 0 37.892.114 192 148.390.104 37.924.568 193 148.701.216

206 2.6 >500.000 0 0 0 62.782 0 300.000 0 0 0 8.600.713 10 36.190.072 8.663.496 10 36.490.072

0 0 0 0 0 0 0 0 0 24.910 1 435.000 24.910 1 435.000

0 0 0 0 0 0 0 0 0 24.910 1 435.000 24.910 1 435.000

401 4.1 <= 200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

402 4.2 <= 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

403 4.3 > 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

404 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

405 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

407 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

404 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

405 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 24.910 1 435.000 24.910 1 435.000

407 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

411 4.1 <= 200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

412 4.2 <= 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

413 4.3 > 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

414 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

415 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

416 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

417 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

414 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

415 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

416 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

417 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 804.988 87.060 838.875 66.815.015 7.458.083 22.936.038 67.620.003 7.545.143 23.774.913

0 0 0 0 0 0 804.988 87.060 838.875 66.815.015 7.458.083 22.936.038 67.620.003 7.545.143 23.774.913

301 3.1 <5 0 0 0 0 0 0 144.758 60.822 0 10.998.244 4.269.116 0 11.143.002 4.329.938 0

302 3.2 <50 0 0 0 0 0 0 233.294 25.550 0 29.607.121 3.119.859 0 29.840.414 3.145.408 0

303 3.3 <100 0 0 0 0 0 0 17.914 226 0 1.480.641 22.707 0 1.498.555 22.933 0

304 3.4 100 < C < 30.000 0 0 0 0 0 0 266.011 454 0 20.525.452 46.109 0 20.791.463 46.563 0

305 3.5 (4) >30.000 0 0 0 0 0 0 143.011 8 838.875 4.203.558 292 22.936.038 4.346.569 301 23.774.913

0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.034.883 2 20.100.000 5.034.883 2 20.100.000

450/451 P < 60 bar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.034.883 2 20.100.000 5.034.883 2 20.100.000

450/451 16<P<60 bares 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

450/451 4<P<16 bares 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 9.287.885 0 0 0 0 0 9.287.885 0 0

59.377.863 40 346.982.933 640.223 4 10.866.967 10.092.872 87.060 838.875 242.213.713 7.461.868 715.939.822 312.324.671 7.548.973 1.074.628.598

P<

4 b

ar

(3)

MW

h

PEAJE DE MATERIA PRIMA

Suministro GNL Directo a cliente final (5)

TOTAL GAS DE EMISIÓN

GRUPO 3

16<

P<

60

bare

s

GW

h/a

ño

4<

P<

16

bare

s

GW

h/a

ño

GRUPO B

P>

60

bare

s

GW

h/a

ño

16<

P<

60

bare

s

GW

h/a

ño

4<

P<

16

bare

s

GW

h/a

ño

TOTAL TARIFA / PEAJE 3.x

TOTAL GRUPO 1

GRUPO 1

P>

60

bare

s

MW

h

P>

60

bare

s

GW

h/a

ño

TOTAL GRUPO 2

GRUPO 2

16<

P<

60 b

are

s

MW

h

GRUPO 2

4<

P<

16 b

are

s

MW

h

TOTAL INTERRUMPIBLES

GRUPO A


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1.5. Previsión de exportaciones

En el Cuadro 41 se muestra las previsiones de las exportaciones de gas natural para el cierre de 2015 remitidas por el GTS y las empresas transportistas. Cabe indicar que la previsión de cierre de 2015 del GTS incluye el consumo asociado al antiguo contrato de tránsito, mientras que la previsión de las empresas no lo incluye. No obstante lo anterior, se observa que tanto el GTS como las empresas prevén un fuerte incremento de las exportaciones para el cierre de 2015, más acusado en la interconexión con Francia.

Cuadro 41. Previsión de exportaciones para el año 2015 remitida por el GTS y las empresas transportistas (MWh)

Fuente: GTS, Empresas distribuidoras y CNMC. (1) Incluye el volumen asociado al antiguo contrato de tránsito.

Teniendo en cuenta que, si bien los peajes de acceso aplicables al extinto contrato de tránsito son equivalentes a los del resto de los agentes, los ingresos no se incluyen en las liquidaciones del sistema, se hace necesario excluir el volumen asociado al citado contrato, a efectos de valorar las previsiones de exportaciones de los distintos agentes. Al respecto se indica que en caso de minorar la previsión del GTS por el volumen de demanda asociado al tránsito correspondiente a 2015 (25.071 GWh), la exportación por la interconexión de Portugal ascendería a 10.557 GWh, un 68% superior a la registrada en 2014. En el Cuadro 42 se muestra la evolución de las exportaciones según la información publicada por el GTS para los ejercicios 2013 y 2014 y la evolución durante 2015 resultado de minorar la información publicada por el GTS con la mejor estimación del consumo asociado al antiguo contrato de tránsito24. Se observa que desde el inicio del año se ha producido un cambio de tendencia en la evolución de las exportaciones, que presenta un incremento acumulado a septiembre de 2015 cercano al 150%.

24 [CONFIDENCIAL: Se considera que el consumo es equivalente a las nominaciones de GALP].

Año 2015 Tasa de variación 2015 sobre 2014

Año 2014 GTS (1) Empresas GTS Empresas

Francia 405.027 8.681.750 5.802.760 2043,5% 1332,7%

Portugal 6.276.497 35.628.875 8.703.070 467,7% 38,7%

TOTAL 6.681.524 44.310.625 14.505.830 563,2% 117,1%


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Cuadro 42. Evolución de las exportaciones

Fuente: GTS.

Esta Comisión ha considerado como mejor previsión de la demanda de exportaciones la prevista por las empresas para el cierre de 2015. En relación con la previsión de la capacidad contratada en las exportaciones, se indica que la misma se ha confeccionado tomando en consideración la información que sobre la capacidad contratada en las conexiones internacionales publica ENAGAS, es su página web25. Esto es, se considera que a la fecha de emisión el presente informe, la mejor previsión de la capacidad contratada de exportación a Francia es de 91,4 GWh/día, lo es un 10% superior a la capacidad contratada en dicha conexión internacional entre julio 2014 y junio de 2015, de acuerdo con la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas. Análogamente, se considera que la mejor previsión de la capacidad contratada de exportación Portugal es de 24,5 GWh/día, un 6% superior a la capacidad contratada en dicha conexión internacional entre julio 2014 y junio de 2015, de acuerdo con la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasistas. 2. Previsión de demanda 2016

2.1. Demanda destinada a la generación eléctrica

En aplicación de lo establecido en el artículo 19 de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, el OS y el GTS han remitido un informe conjunto sobre la previsión de demanda de gas natural por las centrales de generación eléctrica

25 http://www.enagas.es/enagas/es/Transporte_de_Gas/CapacidadesTransporte/CapacidadDeInstalaciones

% Variación % Variación % Variación

GWh s/mismo mes s/acumulado s/últimos 12

año anterior anual meses

14 s/ 13 15 s/ 14 14 s/ 13 15 s/ 14 14 s/ 13 15 s/ 14

Enero 1.172 475 678 693 42,69 2,19 42,69 2,19 37,41 -37,16

Febrero 1.024 329 447 550 35,66 23,13 39,81 10,51 52,35 -36,89

Marzo 666 507 695 1.325 37,16 90,71 38,78 41,14 58,49 -32,29

Abril 551 1.662 634 959 -61,88 51,38 -17,49 43,79 24,15 -22,15

Mayo 434 2.277 651 1.274 -71,43 95,76 -40,89 54,68 -15,13 0,18

Junio 504 927 590 2.015 -36,38 241,60 -40,21 84,53 -21,83 21,89

Julio 674 817 425 2.756 -48,01 548,95 -41,12 132,42 -26,62 58,23

Agosto 659 853 368 2.209 -56,86 500,36 -42,83 162,60 -32,46 94,23

Septiembre 738 1.048 362 2.499 -65,49 591,01 -45,50 194,56 -40,58 147,15

Octubre 826 766 668 -12,75 -42,91 -41,14

Noviembre 735 501 650 29,76 -39,33 -38,47

Diciembre 581 444 612 37,70 -36,10 -36,10

Anual 475 10.607 6.778 14.280

Mes 2013 2014 20152012

http://www.enagas.es/enagas/es/Transporte_de_Gas/CapacidadesTransporte/CapacidadDeInstalaciones

http://www.enagas.es/enagas/es/Transporte_de_Gas/CapacidadesTransporte/CapacidadDeInstalaciones


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que utilizan como combustible gas natural para el año 2016. En particular, el OS ha elaborado los escenarios de cobertura de la demanda por tecnologías, teniendo en cuenta los escenarios de precios de gas natural más probables remitidos por el GTS. El OS señala en la información remitida a la CNMC que en la previsión de la cobertura de la demanda por tecnología se han tenido en cuenta los distintos escenarios de precios del gas aportados por el GTS y un modelo de coordinación hidrotérmica que, teniendo en cuenta la estocasticidad de las aportaciones hidráulicas y del fallo fortuito del equipo térmico, minimiza los costes variables del sistema al tiempo que se procura la fiabilidad del suministro eléctrico. Asimismo, indica que se ha considerado un funcionamiento mínimo de las centrales de ciclo combinado por restricciones técnicas zonales que supone un producción mínima de 15.000 GWh y que no se incluye el consumo de gas en las centrales de cogeneración con régimen primado y tampoco se incluye el consumo de gas en el arranque de centrales térmicas de carbón o el utilizado como combustible de apoyo. El informe pone de manifiesto que la producción de los ciclos combinados para el ejercicio 2016 dependerá:

1. De la relación de precios entre el coste del gas y el coste del carbón, que determinará la competitividad relativa de precios entre el gas natural y el carbón.

2. De la producción hidráulica del año, que dependerá de la hidraulicidad del año y del agua embalsada.

Respecto de la relación de precios entre el coste del gas y el coste del carbón se indica que en el informe conjunto del OS y el GTS se han considerados los siguientes escenarios de precios de gas en frontera26 para un único escenario de precios del carbón que presenta una evolución alcista (creciendo linealmente de 60 $/t en enero hasta 80 $/t en diciembre).

Escenario de precios bajos (13 €/MWh) que reflejaría una ventaja competitiva de la generación con gas vs carbón.

Escenario de precios continuista (23 €/MWh) que supone una ventaja competitiva de la mayoría de las centrales de carbón sobre las de ciclo combinado.

Escenario de subida progresiva de precios del gas natural hasta los 30 €/MWh, con ventaja absoluta de los precios de generación con carbón sobre los de generación con gas.

Respecto de la producción hidráulica, se indica en el informe que se han considerados tres escenarios de hidraulicidad: seco, medio y húmedo.

26 A los precios se añade una estimación del coste de los peajes y cánones de los ciclos.


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Como resultado de lo anterior, para el año 2016 en el citado informe se proporcionan 9 escenarios de previsión de consumo de gas por los ciclos combinados peninsulares y un escenario de demanda de gas de los ciclos combinados de Baleares (1,9 TWh). Según la información aportada en el informe conjunto del OS y el GTS, en el escenario más probable el consumo de gas por los ciclos combinados peninsulares asciende a 42,9 TWh, en una situación de ventaja competitiva del carbón27 y con pluviosidad media. Adicionalmente, en respuesta a la solicitud de información de la CNMC, el GTS aporta el escenario de previsión de la demanda de gas natural para el ejercicio 2015 adelantado, en cumplimiento del calendario propuesto en el Protocolo de Detalle PD-07. “Programaciones y nominaciones de infraestructura de transporte”. En el citado escenario se incluye como mejor previsión de la demanda de gas natural correspondiente a la generación eléctrica 62,4 TWh. Según la información aportada por el GTS este escenario se corresponde con un escenario de precios continuista (23 €/MWh) y una pluviosidad media. Por otra parte, se dispone los escenarios de cobertura de demanda remitidos a esta Comisión por el OS en respuesta a la solicitud de información para la elaboración del correspondiente informe sobre la propuesta de Orden por la que se establecen los peajes de electricidad 2016. Los escenarios analizados para el territorio peninsular resultan de considerar un funcionamiento mínimo de los ciclos combinados por restricciones técnicas zonales (con una producción mínima de 15.000 GWh), tres escenarios de precios del gas (13 €/MWh, 23 €/MWh y 30 €/MWh) y tres escenarios de hidraulicidad. En el escenario más probable (considerando un precio del gas de 23 €/MWh e hidraulicidad media) el OS estima que la producción de los ciclos combinados alcanzará los 20,1 TWh. En Baleares el OS contempla igualmente tres escenarios que resultan de considerar, entre otros aspectos, tres escenarios de actividad económica. Finalmente, se dispone de la previsión de la demanda de los ciclos combinados proporcionada por las empresas transportistas y distribuidoras. Demanda destinada a la generación eléctrica peninsular

En el Gráfico 4 se muestran los escenarios de previsión de los consumos de gas de los ciclos combinados peninsulares según el informe conjunto del OS y el GTS, el previsto por el GTS y los previstos por el OS para 2016.

27 Se supone una precedencia en coste de las centrales de carbón sobre las de ciclo

combinado, excepto para aquellas centrales más alejadas de puerto, obsoletas o de muy reducida eficiencia.


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Gráfico 4.Consumo de gas de los ciclos combinados peninsulares previsto para 2016

Fuente: GTS y OS

En el Cuadro 43 se comparan los escenarios de cobertura de electricidad previstos para el 2016 en el informe conjunto del OS y el GTS28, con hidraulicidad media y la cobertura registrada en los últimos 12 meses.

2828 A diferencia de ejercicios anteriores, los escenarios de cobertura de la demanda peninsular prevista por el OS para 2016 en la información aportada para la actualización de los peajes de electricidad coinciden con los escenarios considerados en el informe conjunto del OS y GTS.

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20,00

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Precio spot gas 23 €/MWh Precio spot gas 13 €/MWh Precio spot gas 23 €/MWh Precio spot gas 30 €/MWh

GTS OS - GTS

Co

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)

Escenario más probable según el GTS (62 TWh)

Escenario más probable según el OS (41 TWh)


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Cuadro 43. Escenario de cobertura de la demanda eléctrica peninsular prevista según el informe conjunto del OS y GTS para el 2016 y la cobertura de la demanda registrada durante los últimos 12

meses (GWh)

Fuente: GTS, OS y CNMC.

Al respecto, se formulan las siguientes observaciones: 1. La demanda prevista para el ejercicio 2016 asciende a 246,7 TWh, un 0,6%

inferior a la demanda registrada en los últimos 12 meses. Al respecto, se indica que demanda en b.c. peninsular registra una tasa móvil a 12 meses de 1,9%. Teniendo en cuenta tanto las previsiones aportadas por los distintos agentes a efectos de la elaboración del informe sobre la propuesta de Orden de revisión de peajes eléctricos para 2016, como la evolución de la demanda y la previsión de evolución económica, esta Comisión estima la demanda en b.c. del sistema peninsular para 2016 en 251,0 TWh, un 1,7% superior a la prevista por el OS.

2. En los escenarios de precios del gas natural, en los que existe una ventaja competitiva de la generación con carbón respecto del gas, no parece haberse tenido en cuenta el impacto de la entrada en vigor el próximo 1 de enero de 2016 de la Directiva de emisiones industriales sobre las centrales de carbón. Según estimaciones de esta Comisión, la producción con centrales de carbón que agotarían las emisiones permitidas de NOx estaría en el entorno de 36,5 TWh, pudiéndose alcanzar hasta los 42 TWh, suponiendo la optimización del funcionamiento de las centrales. Esta Comisión considera que el escenario más probable de funcionamiento de las centrales de carbón estaría próximo a los 40 TWh, inferior a los considerados por el OS, en los escenarios de ventaja competitiva del gas con hidraulicidad media.

Escenarios de cobertura de la demanda del OS

Escenarios de precio del gas

13 €/MWh 23 €/MWh 30 €/MWh

Cobertura

Seca

Cobertura

Media

Cobertura

Humeda

Cobertura

Seca

Cobertura

Media

Cobertura

Humeda

Cobertura

Seca

Cobertura

Media

Cobertura

Humeda

Hidráulica 16.598 30.421 47.078 18.448 31.738 48.004 18.815 31.883 47.981 27.677 27.423

Nuclear 53.262 52.611 51.673 53.564 52.612 51.304 53.587 52.605 51.269 55.356 56.073

Carbón 34.883 29.381 21.397 56.329 46.227 32.357 59.381 48.592 34.976 49.839 49.990

Fuel - Gas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CCGT'S 47.717 38.366 29.180 24.212 20.151 17.760 21.170 17.919 15.271 25.250 25.374

Régimen Especial 101.097 103.276 105.639 101.118 103.283 105.650 101.116 103.282 105.651 98.615 98.667

Generación 253.557 254.055 254.967 253.671 254.011 255.075 254.069 254.281 255.148 256.737 257.528

Consumos Bombeos -2.909 -3.408 -4.319 -3.023 -3.364 -4.427 -3.421 -3.633 -4.501 -4.459 -4.568

Enlace Baleares -1.402 -1.402 -1.402 -1.402 -1.402 -1.402 -1.402 -1.402 -1.402 -1.361 -1.366

Saldo Físico Internacional -2.500 -2.500 -2.500 -2.500 -2.500 -2.500 -2.500 -2.500 -2.500 -2.559 -2.577

Demanda 246.746 246.745 246.746 246.746 246.745 246.746 246.746 246.746 246.745 248.358 249.018

Consumo Ciclos 97.931 78.931 61.931 50.931 42.931 37.931 44.931 37.931 32.931 56.299 56.682

Factor eficiencia 48,7% 48,6% 47,1% 47,5% 46,9% 46,8% 47,1% 47,2% 46,4% 44,9% 44,8%

Ago 2014 -

Jul 2015

Sep 2014 -

Ago 2015

Últimos 12 meses


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3. El informe conjunto del OS y el GTS señala como escenario más probable

el que corresponde al escenario de precios de gas natural de 23 €/MWh, situación en la que se produce una precedencia de alguna de las centrales de carbón importado (las que se encuentran localizadas a pie de puerto o en la proximidad) sobre las de ciclo combinado de gas natural y una hidraulicidad media.

El consumo de gas natural previsto en el escenario más probable (42.931 GWh) y con un precio de gas natural similar al actual (23 €/MWh), es un 24,3% inferior al consumo de gas registrado por los ciclos combinados peninsulares en los últimos 12 meses (56.682 GWh).

4. El factor de eficiencia de las centrales de generación de ciclo combinado previsto para el año 2016 es, aproximadamente, del 47%, superior al registrado durante los últimos 12 meses a agosto de 2014 (44,8%).

5. Según se indica en el informe conjunto, el objetivo del modelo utilizado por

REE es calcular la cobertura que minimiza los costes variables del sistema al tiempo que se procura la fiabilidad del suministro eléctrico. En relación con lo anterior REE señala que en un entorno de competencia perfecta, las ofertas de cada generador serían de precio igual al coste marginal, por lo que la explotación basada en minimización de costes variables conducirá a los mismos resultados que un mercado perfectamente competitivo.

6. En relación con la producción hidráulica prevista en el escenario más

probable se indica que las reservas hidroeléctricas totales a agosto de 2015, tanto de los embalses de régimen anual como los de régimen hiperanual, se encuentran ligeramente por encima del máximo estadístico (véase Gráfico 5).

Gráfico 5. Evolución de las Reservas Hidroeléctricas Totales

Fuente: REE, Boletín mensual agosto 2015


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Cabe señalar que la producción hidroeléctrica registrada durante los últimos 12 meses (35.017 GWh) es un 11% superior a la considerada en el escenario de más probable (el cual considera una hidraulicidad media).

7. En todos los escenarios se considera un saldo exportador de 2.500 GWh,

superior al saldo registrado durante los últimos 12 meses (2.577 GWh), por lo que parece no considerar la entrada en funcionamiento de la tercera interconexión con Francia.

8. La previsión de los consumos de bombeo considerados en los nueve escenarios (entre 2.909 y 4.501 GWh) es inferior a la registrada durante los últimos 12 meses (4.568 GWh)

9. En relación con los escenarios de precios considerados, se indica que los

precios del gas natural en los mercados spot europeos han registrado una tendencia creciente hasta febrero de 2013, cuando alcanzaron, aproximadamente, los 34 €/MWh. A partir de dicha fecha se ha registrado una tendencia decreciente hasta alcanzar un mínimo en el entorno de los 17 €/MWh en agosto de 2014, momento a partir del cual los precios han comenzado a aumentar. En septiembre de 2015 el precio del gas se ha situado en torno a los 19 €/MWh (véase Gráfico 6).

Gráfico 6. Evolución de la cotización spot del gas en los mercados internacionales

Fuente: Platts, World Gas Intelligence y CNMC.

Por otra parte, la cotización de los contratos a plazo con entrega en 2016 en los mercados europeos se sitúan en el entorno de los 20 €/MWh, nivel de precios inferior al considerado en el informe conjunto del OS y el GTS (véase Gráfico 7).

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Henry Hub TTF NBP Zeebrugge


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Gráfico 7. Evolución del promedio de las cotizaciones de los contratos con vencimiento en 2016

Fuentes: Platts y CNMC. (1) Promedio de las cotizaciones de los contratos anuales con vencimiento en 2016 (2) Promedio de los contratos trimestrales con vencimiento en 2016. Se indica que los

contratos de cada trimestre comienzan a cotizar el primer día del mismo trimestre del año anterior.

(3) Promedio de los contratos trimestrales con vencimiento en 2016. Se indica que los contratos de cada trimestre comienzan a cotizar en el primer día del trimestre+1 del año anterior.

Respecto del precio de referencia del carbón, se observa que la cotización en EEX del contrato a plazo de carbón de calidad API2 con entrega en ARA con vencimiento en 2016 muestra una tendencia decreciente, situándose desde septiembre de 2015 en precios cercanos a 6,2 €/MWh, inferior al precio implícito en los escenarios de previsión del informe conjunto del OS y el GTS (véase Gráfico 8).

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Gráfico 8. Evolución de los precios del carbón (futuros EEX ARA, $/t) Periodo 1 de enero de 2015- 11 de noviembre de 2015

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX

Por último, respecto del precio de referencia del CO2 implícito en los escenarios de previsión del informe conjunto del OS y el GTS (8 €/t CO2) se indica que está en línea con el valor esperado para 2016, teniendo la cotización del contrato EUA Dic-16 (véase Gráfico 9).

Gráfico 9. Evolución de la cotización de los derechos de emisión de CO2 (EUA Dec-16).

Periodo 1 de enero de 2015- 2 de octubre de 2015

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de ICE

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Finalmente, según la información remitida por las empresas distribuidoras, la demanda de los ciclos combinados durante el ejercicio 2016 alcanzaría 57,0 TWh. Teniendo en cuenta las observaciones formuladas anteriormente, se considera una demanda destinada a la generación eléctrica en el sistema peninsular para 2016 de 66,9 TWh29, escenario superior al más probable del informe conjunto del OS y del GTS (44,9 TWh) y al previsto por el GTS (62,4 TWh) y coherente con la cobertura de la demanda para el ejercicio 2016 prevista por la CNMC en “Informe de respuesta a la solicitud de datos por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas para la elaboración del escenario de ingresos y costes del sistema eléctrico para 2016”. Demanda destinada a la generación eléctrica balear

La previsión de la demanda de gas destinada a la generación eléctrica balear, está sujeta a varias incertidumbres, tales como la evolución de la actividad económica, y los precios de los distintos combustibles que determinaran el orden de mérito económico. En el informe conjunto del GTS y el OS, se estima para 2016 la demanda de gas en el Sistema Balear de 1.931 GWh (255 GWh correspondiente al Subsistema Mallorca-Menorca y 1.676 GWh correspondiente al Subsistema Ibiza-Formentera), no indicándose las hipótesis consideradas en su previsión. Al respecto, cabe señalar que, dicha previsión de generación con gas natural en el sistema Balear para el ejercicio 2016 coincide con la previsión de cobertura de la demanda eléctrica del escenario central de previsión del OS en el subsistema balear, proporcionado en respuesta a la solicitud de información para la tarifa eléctrica 2016. Según dicha información, en el escenario de cobertura se han considerado las siguientes hipótesis:

Datos técnicos y económicos del parque generador publicados en la Orden Ministerial ITC/913/2006, de 30 de marzo.

Programa de mantenimiento anual del equipo generador (indisponibilidad programada) aprobado por Red Eléctrica, teniendo en cuenta las condiciones y flexibilidad de fechas planteadas por la empresa propietaria.

Energía aportada al Sistema Eléctrico Balear por el enlace en corriente continua con la península.

Adicionalmente, se dispone de la previsión de cobertura de la demanda en el subsistema balear, proporcionado por la empresa generadora en respuesta a la solicitud de información para la tarifa eléctrica 2016. Según dicha información, la producción con tecnología cuyo combustible es el gas natural ascenderá a

29 Incluye la previsión de consumo de la centrales térmicas de gas (0,7 TWh), según la información proporcionada por el GTS.


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686,0 GWh. Suponiendo un factor de eficiencia del 36%30, la demanda de gas en el sistema balear ascendería a 1,9 TWh. Por último, las empresas gasistas estiman una demanda de gas de la generación eléctrica balear de 4,5 TWh. Al respecto, se indica que el consumo de gas de las centrales de generación eléctrica situadas en el territorio balear durante los últimos 12 meses (jul 2014-jun 2015) es de 4.111 GWh. Teniendo en cuenta las diferentes previsiones de los agentes y la evolución reciente, se estima que la demanda de gas natural destinada a la generación eléctrica en el sistema balear alcanzara los 3,4 TWh en 2016, valor intermedio entre el previsto en el informe conjunto del OS y el GTS y el valor considerado por las empresas y acorde con la evolución de la demanda prevista por el generador y la cobertura de la demanda prevista por la CNMC en el “Informe de respuesta a la solicitud de datos por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas para la elaboración del escenario de ingresos y costes del sistema eléctrico para 2016”. Demanda destinada a la generación eléctrica a nivel nacional

En el Cuadro 44 se compara la demanda de gas destinada a la generación eléctrica prevista por el OS y el GTS en condiciones de hidraulicidad media, la prevista por el GTS, la prevista por las empresas transportistas y distribuidoras y la prevista por la CNMC. Se observa que la demanda destinada a la generación de electricidad presentada en este informe por la CNMC para el ejercicio 2016 asciende a 66,9 TWh, un 7,2% superior a la prevista por el GTS (62,4 TWh), y un 49,1% superior al escenario central del informe conjunto del OS y el GTS (44,9 TWh), motivado, fundamentalmente, por el impacto de la Directiva de emisiones industriales sobre la producción de centrales de generación con carbón.

30 Factor registrado en los últimos doce meses.


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Cuadro 44. Previsión de demanda de gas natural destinada a la generación eléctrica, excluyendo las centrales térmicas peninsulares. Resumen de escenarios del GTS y del

OS para 2016 (TWh).

Fuente: OS, GTS, información remitida por las empresas transportistas y distribuidoras, y CNMC.

Caudal contratado por las centrales de generación eléctrica

En el Cuadro 45 se muestra la previsión del caudal contratado por las centrales de generación eléctrica del GTS y de las empresas gasistas para el ejercicio 2016. Según dicha información, el GTS estima que el caudal contratado promedio se reducirá un 7,6% respecto del caudal previsto para el cierre del ejercicio 2015, mientras que las empresas estiman que el caudal contratado promedio del ejercicio 2016 se reducirá un 2,8% sobre el previsto para el cierre de 2015, explicado por la contracción del caudal de los consumidores conectados en redes de presión de diseño comprendidas por encima de 60 bar y en redes de presión de diseño comprendidas entre 4 y 16 bar.

Peninsular Baleares Nacional

62,4

Precio spot gas 13 €/MWh 78,9 1,9 80,9



52,5 4,5 57,0

63,5 3,4 66,9

GTS (Precio spot gas 23 €/MWh)

OS

Empresas

CNMC


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Cuadro 45. Capacidad contratada de la demanda de gas natural destinada a la generación eléctrica previsto por las empresas transportistas y distribuidoras para 2015

Fuente: Información remitida por las empresas transportistas y distribuidoras, y CNMC.

Al respecto, cabe señalar que, el incremento del consumo de las centrales de generación previstos para el 2016 por el GTS y las empresas va acompañado por una contracción del caudal, por lo que según sus previsiones el factor de carga de la demanda destinada a la generación aumenta, situándose por encima de los factores previstos para el cierre de 2015. En particular, el GTS estima un factor de carga para 2016 del 49,7% frente al 44,2% previsto para el cierre del ejercicio 2015, mientras que las empresas prevén un factor del 44,6%, superior al previsto para el cierre del ejercicio 2014 (39,6%). En Gráfico 10 se muestra la evolución mensual del factor de carga de los últimos doce meses de la demanda destinada a la generación eléctrica desde enero de 2006 hasta junio de 2015. Se observa que desde noviembre de 2013 se ha producido una recuperación del factor de carga de la demanda destinada a la generación eléctrica, hasta alcanzar 43,3% en junio de 2015.

Capacidad contratada (kWh/día) Tasa de variación

Año 2014

(SIFCO)

Previsión de

cierre 2015Previsión 2016 2015 sobre 2014 2016 sobre 2015

P > 60 bar 355.494.143 338.620.041 311.157.767 -4,7% -8,1%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.000.000 33.000.000 33.000.000 0,0% 0,0%

4 bar < P ≤ 16 bar 1.641.075 990.886 311.111 -39,6% -68,6%

P ≤ 4 bar - - -

TOTAL 390.135.218 372.610.927 344.468.878 -4,5% -7,6%


Año 2014

(SIFCO)

Previsión de


P > 60 bar 355.494.143 343.705.066 333.884.360 -3,3% -2,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.000.000 33.000.000 33.000.000 0,0% 0,0%

4 bar < P ≤ 16 bar 1.641.075 1.217.886 311.111 -25,8% -74,5%

P ≤ 4 bar - - -

TOTAL 390.135.218 377.922.952 367.195.471 -3,1% -2,8%

Empresas

GTS


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Gráfico 10. Factor de carga (%) de la demanda destinada a la generación eléctrica.

Fuente: CNMC.

Teniendo en cuenta las incertidumbres existentes sobre el funcionamiento de los ciclos combinados y la información proporcionada por el GTS y las empresas, esta Comisión ha optado por mantener en 2016 el factor de carga previsto para el cierre del ejercicio 2015 (véase Cuadro 46).

Cuadro 46. Capacidad contratada de la demanda de gas natural destinada a la

generación eléctrica previsto por la CNMC para 2016

Fuente: CNMC

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

55,0%

60,0%

65,0%

ene

.-0

6

jul.-

06

ene

.-0

7

jul.-

07

ene

.-0

8

jul.-

08

ene

.-0

9

jul.-

09

ene

.-1

0

jul.-

10

ene

.-1

1

jul.-

11

ene

.-1

2

jul.-

12

ene

.-1

3

jul.-

13

ene

.-1

4

jul.-

14

ene

.-1

5

Fact

or

de

car

ga (

%) 43,3%


Año 2014

(SIFCO)

Previsión de


P > 60 bar 355.494.143 323.632.015 365.277.532 -9,0% 12,9%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.000.000 33.000.000 37.186.042 0,0% 12,7%

4 bar < P ≤ 16 bar 1.641.075 1.217.886 1.290.223 -25,8% 5,9%

P ≤ 4 bar - - -

TOTAL 390.135.218 357.849.900 403.753.796 -8,3% 12,8%


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2.2. Previsión de demanda convencional

En el Cuadro 47 se compara la previsión de la demanda convencional (esto es, excluidos ciclos combinados y centrales térmicas) prevista por el GTS y las empresas gasistas para 2016. Se observa que el GTS estima que la demanda se incrementará un 1,6% sobre la demanda prevista por el propio GTS para el cierre de 2015, motivado por un incremento de la demanda de todos los grupos tarifarios, con la excepción de la demanda de los consumidores conectados entre 4-16 bar, que se reduce un 0,3%. Asimismo, las empresas transportistas y distribuidoras estiman que la demanda convencional se incrementará en 2016 un 2,9% sobre su escenario previsto para 2015, consecuencia de un aumento de la demanda en todos los grupos tarifarios.

Cuadro 47. Previsión de la demanda convencional (excluidos ciclos combinados y centrales térmicas) para 2016

Fuente: GTS, empresas gasistas y CNMC.

GTSPrevisión de cierre

2015Previsión 2016

% variación

2016 sobre 2015

P > 60 bar 67.901.829 69.134.878 1,8%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.940.228 34.151.135 0,6%

4 bar < P ≤ 16 bar 83.831.566 83.568.265 -0,3%

P ≤ 4 bar 63.600.000 66.500.000 4,6%

TOTAL 249.273.623 253.354.278 1,6%

GNL directo a cliente final 10.042.146 10.139.393 1,0%

TOTAL 259.315.768 263.493.671 1,6%

EmpresasPrevisión de cierre

2015Previsión 2016

% variación

2016 sobre 2015

P > 60 bar 67.277.178 69.794.375 3,7%

16 bar < P ≤ 60 bar 33.415.921 34.266.028 2,5%

4 bar < P ≤ 16 bar 82.350.572 84.020.104 2,0%

P ≤ 4 bar 71.219.294 73.867.721 3,7%

TOTAL 254.262.965 261.948.229 3,0%

GNL directo a cliente final 8.702.145 8.650.618 -0,6%

TOTAL 262.965.110 270.598.848 2,9%


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Demanda de los consumidores conectados a presión inferior a 4 bar

En el Cuadro 48 se compara la previsión de la demanda del grupo 3 (esto es, excluidos ciclos combinados y centrales térmicas) prevista por el GTS y las empresas gasistas para el 201631.

Cuadro 48. Previsión del GTS y de las empresas sobre el número de consumidores del grupo 3 y su demanda para 2016.

Fuente: GTS, empresas gasistas y CNMC Según dicha información, el GTS estima que el número de clientes aumentará en 2016 un 1,8% respecto de su previsión de cierre para 2015, mientras que las empresas distribuidoras estiman un aumento del número de clientes del 2,1%. Ambos agentes, estiman que el crecimiento del número de clientes se producirá en todos los grupos tarifarios, si bien las mayores tasas de crecimiento se producirán en los peajes 3.3 y 3.5.

31 Se indica que la información correspondiente a los ejercicios 2013 y 2014, incluye la demanda de Consumidores industriales que con anterioridad a la entrada en vigor de la Orden ECO/302/2002, estuviesen conectados a gasoductos a presión inferior o igual a 4 bar, con un consumo anual o superior a 200.000 kWh/año

SIFCO Previsión cierre 2015 Previsión 2016Tasas de Variación sobre

2015

2013 2014 GTS Empresas GTS Empresas GTS Empresas

A) Nº Clientes

Grupo 3 7.396.750 7.488.985 7.640.883 7.615.689 7.779.409 7.779.412 1,8% 2,1%

3.1 3.891.355 3.974.136 4.387.989 4.378.488 4.470.307 4.376.495 1,9% 0,0%

3.2 3.433.520 3.439.087 3.182.426 3.167.082 3.236.622 3.330.471 1,7% 5,2%

3.3 24.458 26.108 23.361 23.267 24.487 24.476 4,8% 5,2%

3.4 47.142 49.374 46.821 46.567 47.663 47.642 1,8% 2,3%

3.5 275 280 287 286 330 329 15,2% 15,3%

B) Energía (MWh)

Grupo 3 67.027.779 60.273.650 63.600.000 71.219.294 66.500.000 73.867.721 4,6% 3,7%

3.1 9.429.025 8.909.591 9.154.895 10.241.888 9.629.407 10.332.773 5,2% 0,9%

3.2 31.253.345 26.875.949 27.941.058 31.298.639 29.503.694 33.127.402 5,6% 5,8%

3.3 1.442.507 1.436.307 1.048.212 1.173.274 1.088.249 1.207.016 3,8% 2,9%

3.4 20.287.032 18.702.514 20.759.585 23.272.302 21.402.667 23.793.523 3,1% 2,2%

3.5 4.615.871 4.349.289 4.696.249 5.233.190 4.875.983 5.407.007 3,8% 3,3%

C) Consumo por Cliente (kWh/cliente)

Grupo 3 9.062 8.048 8.324 9.352 8.548 9.495 2,7% 1,5%

3.1 2.423 2.242 2.086 2.339 2.154 2.361 3,2% 0,9%

3.2 9.102 7.815 8.780 9.882 9.116 9.947 3,8% 0,7%

3.3 58.980 55.014 44.871 50.426 44.442 49.315 -1,0% -2,2%

3.4 430.341 378.792 443.381 499.764 449.040 499.427 1,3% -0,1%

3.5 16.784.985 15.533.175 16.390.533 18.328.495 14.772.217 16.430.781 -9,9% -10,4%


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Respecto a la demanda prevista para 2016, el GTS estima que se incrementará en un 4,6%, mientras que las empresas distribuidoras prevén un incremento más moderado (3,7%). En particular, el GTS estima que la demanda de los consumidores acogidos a los peajes 3.1 y 3.2 crecerá por encima del 5%, las de los consumidores acogidos a los peajes 3.3 y 3.5 aumentará el 3,8% y la de los clientes acogidos al peaje 3.4 aumentará un 3,1%. Por su parte, las empresas distribuidoras estiman que la demanda de los consumidores acogidos al peaje 3.1 aumentará un 0,9%, la de los consumidores acogidos al peaje 3.2 aumentará un 5,2%, mientras que la demanda del resto de consumidores aumentará entre el 2,2% y el 3,3%. Si se comparan los consumos medios por cliente resultantes de las previsiones de ambos agentes, se observa que el tamaño medio de los consumidores aumenta respecto del previsto para el cierre de 2015 en los peajes 3.1 y 3.2 y se reduce para los peajes 3.3, 3.4 y 3.5, con la excepción del tamaño medio previsto por el GTS para el peaje 3.4 que aumenta un 1,3%. En el Gráfico 11 y el Gráfico 12 se compara el consumo medio por peaje del grupo 3 resultante de las previsiones remitidas por el GTS y por las empresas transportistas y distribuidoras, respectivamente, con el consumo mínimo y máximo registrado desde 2005 hasta 201532 y con el consumo medio registrado en los últimos tres años (julio 2010- junio 2015). Se observa que, los consumos medios previstos para el año 2016 por el GTS para el peaje 3.2 y 3.4 son superiores a los consumos medios registrados entre 2005 y 2015, mientras que los consumos previstos para los peajes 3.1, 3.3 y 3.5 son inferiores al consumo mínimo registrado en el mismo periodo. Por otra parte, los consumos medios previstos para 2016 por la empresas distribuidoras son superiores en todos los peajes, con la excepción del peaje 3.4, a los consumos medios registrados en los últimos cinco años y, para el peaje 3.2 prácticamente igual al consumo máximo registrado en el periodo 2005-2015.

32 Calculado como el consumo medio registrado desde agosto de un año hasta julio del año siguiente.


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Gráfico 11. Consumo medio por cliente. Previsiones de GTS para 2016 vs datos históricos

Fuente: GTS y CNMC.

Gráfico 12. Consumo medio por cliente. Previsiones de las empresas distribuidoras para 2016 vs datos históricos

Fuente: Empresas distribuidoras y CNMC.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

3.30

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

3.1 3.2

kWh

/ c

on

sum

ido

r

Consumo medio por consumidor: Mínimo 2005 -

2015

Consumo medio por consumidor: Máximo 2005 -

2015

Consumo medio últimos

cinco años

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

3.4

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

3.5

Previsión GTSLeyenda:

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

3.1 3.2

kWh

/ c

on

sum

ido

r

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

3.4

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

3.3

Previsión empresas transportistas y distribuidorasLeyenda:

Consumo medio por consumidor: Mínimo 2005 -

2015

Consumo medio por consumidor: Máximo 2005 -

2015

Consumo medio últimos

cinco años

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

3.5


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Teniendo en cuenta lo anterior, esta Comisión ha optado por elaborar un escenario para el ejercicio 2016 más moderado que el previsto por el GTS y por las empresas, resultado de imponer un incremento del número de clientes del 1,5%, en línea con la tendencia registrada en los últimos meses, y un trasvase de los consumidores del peaje 3.1 al peaje 3.2 consecuencia de la reclasificación de los consumidores por tamaño medio33. El consumo por peaje de acceso resulta de multiplicar el número de clientes previsto para 2016, por los consumos medios registrados en los últimos cinco años, lo que supone una reducción de la demanda del 1,3% sobre la demanda prevista para el cierre de 2015, consecuencia de pasar de un año frío a un año medio (véase el Cuadro 49).

Cuadro 49. Previsión de la CNCM del número de clientes del Grupo 3 y su consumo para 2016

Fuente: CNMC.

Demanda de los consumidores conectados a presión superior a 4 bar

En el Cuadro 50 se muestra las previsiones de la demanda convencional (esto es, excluidos ciclos combinados y centrales térmicas) de los consumidores conectados a redes de presión superior a 4 bar para el año 2016.

33 Como consecuencia de que 2014 fue un año cálido, en 2015 se produjo un trasvase de consumidores del peaje 3.2 al peaje 3.1. Se considera que dado que 2015 es un año más frío que 2014, se producirá un aumento del tamaño medio de los consumidores que fueron traspasado al peaje 3.1 y, en consecuencia, volverán al peaje 3.2 en 2016.

Prevision cierre 2015 Prevision 2016% variación 2016 sobre

2015

Peaje Volumen (MWh) Volumen (MWh) Clientes Volumen (MWh) ClientesVolumen

(MWh)Clientes

3.1 <5 11.143.002 4.329.938 10.084.075 4.236.255 -9,5% -2,2%

3.2 <50 29.840.414 3.145.408 30.426.471 3.351.221 2,0% 6,5%

3.3 <100 1.498.555 22.933 1.491.113 24.124 -0,5% 5,2%

3.4 100 < C < 30.000 20.791.463 46.563 20.283.961 47.638 -2,4% 2,3%

3.5 >30.000 4.346.569 301 4.467.766 303 2,8% 0,6%

67.620.003 7.545.143 66.753.387 7.659.541 -1,3% 1,5%TOTAL


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Cuadro 50. Previsión del GTS y de las Empresas de la demanda convencional de los consumidores conectados a redes de presión superior a 4 bar para 2016

Fuente: GTS, empresas gasistas y CNMC En relación con las previsiones de la demanda de gas natural, el GTS estima que la demanda de los consumidores conectados a redes superiores a 4 bar se incrementará en 2016 un 0,6%, sobre la prevista por el GTS para el cierre del ejercicio 2015, consecuencia del incremento de la demanda de los consumidores conectados en redes de presión superior a 60 bar (1,8%) y de los consumidores conectados a redes de presión de diseño entre 16 y 60 bar (0,6%), parcialmente compensado por la contracción de la demanda de los consumidores conectados en redes de presión de diseño comprendida entre 4 y16 bar (-0,3%). Por otra parte, las empresas transportistas/distribuidoras estiman que la demanda de este tipo de consumidores se incrementará un 2,8% en 2016 respecto de las previstas para el cierre de 2015, con incrementos de demanda en todos los niveles de presión. Cabe destacar que si bien, las tasas de variación previstas por las empresas transportistas/distribuidoras para este colectivo de consumidores son muy superiores a las que resultan de la previsión del GTS, la demanda prevista por las empresas es tan solo un 0,7% superior a la prevista por el GTS, consecuencia de las diferencia, ya comentadas, en la previsión del cierre de 2015.

Prevision 2016Tasa de variación sobre previsión de

cierre de 2015 del GTS


Capacidad

contratada

(kWh/día)

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 69.134.878 64 140.516.142 1,8% 4,1% 0,0%

16 bar < P ≤ 60 bar 34.151.135 147 21.465.675 0,6% 1,4% 7,1%

4 bar < P ≤ 16 bar 83.568.265 3.695 127.628.364 -0,3% 1,7% 0,6%

TOTAL 186.854.278 3.905 289.610.181 0,6% 1,7% 0,8%

Prevision 2016Tasa de variación sobre previsión de

cierre de 2015 de las Empresas


Capacidad

contratada

(kWh/día)

Volumen

(MWh)Clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 69.794.375 63 235.904.887 3,7% 0,8% 0,3%

16 bar < P ≤ 60 bar 34.266.028 145 119.866.669 2,5% 0,0% 1,2%

4 bar < P ≤ 16 bar 84.020.104 3.671 378.934.530 2,0% 2,4% 4,0%

TOTAL 188.080.508 3.878 734.706.087 2,8% 2,3% 2,3%

GTS

Empresas


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Respecto a las previsiones relativas a la capacidad contratada34, se observa que en ambos agentes prevén un aumento de la capacidad contratada de los consumidores, más acusada para los consumidores conectados en redes de presión de diseño comprendida entre 16 y 60 bar en la previsión del GTS y para los consumidores conectados en redes de presión de diseño comprendida entre 4 y 16 bar en la previsión de las empresas. Teniendo en cuenta las previsiones de los agentes y la evolución de la demanda registrada durante los últimos 12 meses, se ha optado por un escenario más moderado al previsto por el GTS y por las empresas. En particular, se estima que la demanda de los consumidores conectados en redes de presión de diseño aumentará un 1%, mientras que la demanda de los consumidores conectados en redes de presión de diseño comprendida entre 10 y 60 bar y entre 4 y 16 bar aumentará un 0,5%, manteniéndose la capacidad contratada en todos los grupos tarifarios. Previsión demanda convencional para 2016

En el Cuadro 51 se compara el escenario de previsión de la demanda convencional resultante de las anteriores consideraciones, con el escenario de previsión facilitado por el GTS y por las empresas transportistas y distribuidoras. Se observa que, la CNMC estima que la demanda convencional en 201635 aumentará un 0,1% sobre el cierre previsto para 2015, por debajo de la previsión del GTS (1,6%) y de las empresas transportistas y distribuidoras (1,9%).

34 La capacidad contratada prevista por el GTS es muy inferior a la prevista por la empresas

porque no incluye las correcciones solicitadas por la CNMC a las empresas transportistas y distribuidoras.

35 Sin incluir el GNL directo a cliente final


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Cuadro 51. Previsión de la demanda convencional del GTS, las empresas transportistas y distribuidoras y la CNMC para 2016 (1).

Fuente: GTS, empresas gasistas y CNMC Nota: (1) La capacidad contratada de los consumidores conectados a presión inferior a 4 bar, incluye, únicamente, la del peaje 3.5, en los tres escenarios de previsión.

Prevision 2016Tasa de variación sobre previsión de cierre de

2015 del GTS


Capacidad

contratada

(kWh/día)


Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 69.134.878 64 140.516.142 1,8% 4,1% 0,0%

16 bar < P ≤ 60 bar 34.151.135 147 21.465.675 0,6% 1,4% 7,1%

4 bar < P ≤ 16 bar 83.568.265 3.695 127.628.364 -0,3% 1,7% 0,6%

P ≤ 4 bar 66.500.000 7.779.409 40.927.153 4,6% 1,8% 20,0%

TOTAL 253.354.278 7.783.314 330.537.334 1,6% 1,8% 2,8%


TOTAL 262.004.896 7.783.314 330.537.334 0,9% 1,8% 2,8%


2015 de las Empresas


Capacidad

contratada

(kWh/día)


Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 69.794.375 63 235.904.887 3,7% 0,8% 0,3%

16 bar < P ≤ 60 bar 34.266.028 145 119.866.669 2,5% 0,0% 1,2%

4 bar < P ≤ 16 bar 84.020.104 3.671 378.934.530 2,0% 2,4% 4,0%

P ≤ 4 bar 73.867.721 7.779.412 32.483.040 3,7% 2,1% 8,8%

TOTAL 261.948.229 7.783.290 767.189.127 3,0% 2,1% 2,6%


TOTAL 270.598.848 7.783.290 767.189.127 1,9% 2,1% 2,6%


2015 de la CNMC


Capacidad

contratada

(kWh/día)


Capacidad

contratada

(kWh/día)

P > 60 bar 63.916.280 63 228.170.053 1,0% 0,0% 0,0%

16 bar < P ≤ 60 bar 32.832.498 146 119.488.985 0,5% 0,0% 0,0%

4 bar < P ≤ 16 bar 79.843.330 3.577 345.344.746 0,5% 0,0% 0,0%

P ≤ 4 bar 66.753.387 7.659.541 23.925.661 -1,3% 1,5% 0,6%

TOTAL 243.345.495 7.663.327 716.929.445 0,1% 1,5% 0,0%


TOTAL 252.578.385 7.663.327 716.929.445 0,1% 1,5% 0,0%

GTS

Empresas

CNMC


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2.3. Previsión demanda interrumpible

Según la información publicada por el GTS no se ha asignado capacidad interrumpible para el periodo octubre 2015-septiembre 2016, por no cumplir ninguna de las solicitudes con el criterio geográfico. En consecuencia, la demanda interrumpible para 2016 es nula. 2.4. Demanda nacional

En el Cuadro 52 se muestra la demanda nacional prevista para el año 2016 por esta Comisión resultado de agregar las previsiones de la demanda destinada a la generación eléctrica, convencional e interrumpible descritas anteriormente. Se estima que la demanda de gas natural se incrementará en 2016 un 2,5%, consecuencia del aumento de la demanda de los consumidores conectados a redes con presión de diseño superior a 60 bar (6,5%) y de la demanda de los consumidores conectados a redes de presión de diseño comprendida entre 16 y 60 bar (1,9%), el mantenimiento de la demanda de los consumidores conectados a redes de presión de diseño comprendida entre 4 y 16 bar (0,5%) y de una reducción del 1,3% de la demanda de los consumidores conectados a redes con presión de diseño inferior a 4 bar.

Cuadro 52. Escenario de demanda prevista para 2016

Fuente: Base de datos de liquidaciones (SIFCO) y CNMC En el Cuadro 53 se muestra el escenario de demanda previsto para el ejercicio 2016 desagregado por peaje de acceso y tipo de consumidor.

GWh Tasa de variación (%)

Año 2014

(SIFCO)

Previsión de

cierre 2015Previsión 2016

% variación

2015 sobre 2014

% variación

2016 sobre 2015

P > 60 bar 111.125.705 118.824.113 126.542.139 6,9% 6,5%

16 bar < P ≤ 60 bar 39.579.403 37.040.832 37.758.725 -6,4% 1,9%

4 bar < P ≤ 16 bar 79.120.153 79.551.838 79.955.348 0,5% 0,5%

P ≤ 4 bar 61.997.599 67.620.003 66.753.387 9,1% -1,3%

TOTAL 291.822.860 303.036.786 311.009.600 3,8% 2,6%

GNL directo a cliente final 10.858.072 9.287.885 9.232.890 -14,5% -0,6%

TOTAL 302.680.932 312.324.671 320.242.490 3,2% 2,5%


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Cuadro 53. Escenario de demanda prevista para 2016 desagregado por peaje de acceso y tipo de consumidor


CONSUMO POR TARIFA/PEAJE. TOTAL SISTEMA (MWh). Año 2016

Año 2016

Ciclos combinados Centrales térmicas Plantas Satélite Resto TOTAL

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)

VolumenClientes

Promedio (3)

Capacidad

Contratada

Promedio (4)P

resió

n

Cód. Peaje Volumen MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día) MWh Nº Qd (kWh/día)

61.983.703 39 353.811.591 642.156 3 11.465.941 0 0 0 58.831.049 61 208.070.053 121.456.908 104 573.347.584

61.983.703 39 353.811.591 642.156 3 11.465.941 0 0 0 58.831.049 61 208.070.053 121.456.908 104 573.347.584

101 1.1 <200.000 584.309 11 5.835.358 36.328 1 67.027 0 0 0 1.428.250 19 6.201.838 2.048.887 31 12.104.222

102 1.2 <1.000.000 5.984.871 8 94.231.884 605.828 2 11.398.914 0 0 0 14.482.060 26 50.828.454 21.072.758 35 156.459.252

103 1.3 >1.000.000 55.414.524 21 253.744.349 0 0 0 0 0 0 42.920.739 17 151.039.761 98.335.263 37 404.784.110

4.926.227 1 37.186.042 112.018 1 1.290.223 0 0 0 112.675.828 3.722 464.833.732 117.714.073 3.724 503.309.996

4.926.227 1 37.186.042 0 0 0 0 0 0 32.832.498 146 119.488.985 37.758.725 147 156.675.027

201 2.1 <500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 854 10 26.344 854 10 26.344

202 2.2 <5.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 73.171 30 300.171 73.171 30 300.171

203 2.3 <30.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 541.881 39 2.874.471 541.881 39 2.874.471

204 2.4 <100.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 924.720 17 4.449.394 924.720 17 4.449.394

205 2.5 <500.000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9.038.280 34 33.852.282 9.038.280 34 33.852.282

206 2.6 >500.000 4.926.227 1 37.186.042 0 0 0 0 0 0 22.253.591 15 77.986.323 27.179.818 16 115.172.365

0 0 0 112.018 1 1.290.223 0 0 0 79.843.330 3.577 345.344.746 79.955.348 3.578 346.634.969

201 2.1 <500 0 0 0 1 0 251.299 0 0 0 177.809 769 1.537.389 177.810 769 1.788.687

202 2.2 <5.000 0 0 0 5 0 105.940 0 0 0 2.757.031 1.278 11.435.208 2.757.035 1.278 11.541.148

203 2.3 <30.000 0 0 0 791 0 211.879 0 0 0 12.970.939 978 69.228.695 12.971.730 978 69.440.575

204 2.4 <100.000 0 0 0 10.329 0 73.697 0 0 0 17.187.226 348 78.128.277 17.197.555 348 78.201.974

205 2.5 <500.000 0 0 0 34.382 1 329.590 0 0 0 38.106.608 192 148.825.104 38.140.990 193 149.154.694

206 2.6 >500.000 0 0 0 66.511 0 317.819 0 0 0 8.643.717 10 36.190.072 8.710.228 10 36.507.891

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

401 4.1 <= 200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

402 4.2 <= 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

403 4.3 > 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

404 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

405 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

407 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

404 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

405 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

406 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

407 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

411 4.1 <= 200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

412 4.2 <= 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

413 4.3 > 1000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

414 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

415 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

416 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

417 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

414 4.4 C<30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

415 4.5 100>=C>30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

416 4.6 100>=C>500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

417 4.7 >500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 886.329 95.886 989.623 65.867.058 7.563.656 22.936.038 66.753.387 7.659.541 23.925.661

0 0 0 0 0 0 886.329 95.886 989.623 65.867.058 7.563.656 22.936.038 66.753.387 7.659.541 23.925.661

301 3.1 <5 0 0 0 0 0 0 143.914 65.365 0 9.940.161 4.170.891 0 10.084.075 4.236.255 0

302 3.2 <50 0 0 0 0 0 0 259.673 29.715 0 30.166.798 3.321.506 0 30.426.471 3.351.221 0

303 3.3 <100 0 0 0 0 0 0 21.930 293 0 1.469.183 23.831 0 1.491.113 24.124 0

304 3.4 100 < C < 30.000 0 0 0 0 0 0 280.674 503 0 20.003.287 47.135 0 20.283.961 47.638 0

305 3.5 (4) >30.000 0 0 0 0 0 0 180.137 10 989.623 4.287.629 292 22.936.038 4.467.766 303 23.925.661

0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.085.232 2 20.100.000 5.085.232 2 20.100.000

450/451 P < 60 bar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5.085.232 2 20.100.000 5.085.232 2 20.100.000

450/451 16<P<60 bares

450/451 4<P<16 bares

0 0 9.232.890 0 9.232.890 0 0

66.909.930 40 390.997.632 754.174 4 12.756.164 10.119.219 95.886 989.623 242.459.166 7.567.441 715.939.822 320.242.490 7.663.371 1.120.683.241

P<

4 b

ar

(3)

MW

h

PEAJE DE MATERIA PRIMA

Suministro GNL Directo a cliente final (5)

TOTAL GAS DE EMISIÓN

GRUPO 3

16<

P<

60

bare

s

GW

h/a

ño

4<

P<

16

bare

s

GW

h/a

ño

GRUPO B

P>

60

bare

s

GW

h/a

ño

16<

P<

60

bare

s

GW

h/a

ño

4<

P<

16

bare

s

GW

h/a

ño

TOTAL TARIFA / PEAJE 3.x

TOTAL GRUPO 1

GRUPO 1

P>

60

bare

s

MW

h

P>

60

bare

s

GW

h/a

ño

TOTAL GRUPO 2

GRUPO 2

16<

P<

60 b

are

s

MW

h

GRUPO 2

4<

P<

16 b

are

s

MW

h

TOTAL INTERRUMPIBLES

GRUPO A


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2.5. Previsión de exportaciones

En el Cuadro 54 se muestra las previsiones de las exportaciones de gas natural para el año 2016 remitidas por el GTS y las empresas transportistas. Se observa que tanto el GTS como las empresas estiman que las exportaciones se mantendrán durante 2016. No obstante, mientras que el GTS prevé un aumento del 30,1% de las exportaciones a Francia y una reducción del 7,2% de las exportaciones a Portugal, las empresas prevén un aumento moderado (0,8%) para ambas interconexiones. A la fecha de realización del presente informe están pendiente de celebrar subastas de capacidad en las interconexiones con entrega en 201636, aspecto que dificulta la realización de la previsión de exportaciones para dicho ejercicio. En consecuencia, atendiendo a un principio de prudencia tarifaria, se considera como mejor previsión de la demanda de exportaciones la prevista por las empresas transportistas para el año 2016.

Cuadro 54. Previsión del GTS y de las empresas transportista de exportaciones para el año 2016 (MWh)

Fuente: GTS, Empresas Distribuidoras y CNMC.

36 Véase http://www.enagas.es/enagas/es/Transporte_de_Gas/CapacidadCoordinadaIntraeuropea/PuntosInterconexionFranciaEspana

Tasa de variación

Previsión cierre

2015Previsión 2016 2015 sobre 2014 2016 sobre 2015

Francia 8.681.750 11.298.640 2043,5% 30,1%

Portugal 35.628.875 33.048.140 467,7% -7,2%

TOTAL 44.310.625 44.346.780 563,2% 0,1%

Tasa de variación

Previsión cierre

2015Previsión 2016 2015 sobre 2014 2016 sobre 2015

Francia 5.802.760 5.849.182 1332,7% 0,8%

Portugal 8.703.070 8.772.695 38,7% 0,8%

TOTAL 14.505.830 14.621.877 117,1% 0,8%

GTS (1)

Empresas

http://www.enagas.es/enagas/es/Transporte_de_Gas/CapacidadCoordinadaIntraeuropea/PuntosInterconexionFranciaEspana

http://www.enagas.es/enagas/es/Transporte_de_Gas/CapacidadCoordinadaIntraeuropea/PuntosInterconexionFranciaEspana


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En 2016, la capacidad contratada para las exportaciones hacia Portugal se corresponde con las previsiones remitidas por las empresas, mientras que la capacidad contratada para las exportaciones hacia Francia se corresponde con la información sobre la capacidad contratada en las conexiones internacionales publicada por ENAGÁS en su página web. Esto es, la mejor previsión de la capacidad contratada de exportación a Francia es de 126,4 GWh/día, lo es un 38% superior a la capacidad contratada en dicha conexión internacional prevista para el cierre de 2015. Asimismo, la mejor previsión de la capacidad contratada de exportación Portugal es de 25,4 GWh/día, lo es un 4,1% superior a la capacidad contratada en dicha conexión internacional entre prevista para el cierre de 2015. 3. Previsión de la reserva de capacidad en los puntos de entrada al

sistema para el cierre de 2015 y 2016

De forma coherente al escenario de demanda previsto para el cierre de 2015 y para 2016 y sobre la base de la información aportada por el GTS y las empresas gasistas, se han estimado las necesidades de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo, considerando las siguientes hipótesis.


Se ha considerado como mejor previsión para el cierre del ejercicio las previsiones remitidas por el GTS, lo que supone considerar que la capacidad contratada para el ejercicio 2015 será de 25.712 GWh/día. En 2016 la capacidad contratada se estima en 28.707 GWh/día, resultado de considerar la previsión del GTS, con la excepción de la capacidad asignada en la subasta para la que se ha supuesto una cobertura equivalente a la registrada en la última subasta.

Necesidades de regasificación

Las necesidades de regasificación y almacenamiento de GNL se han estimado considerado lo siguiente:

La demanda prevista para determinar el escenario de regasificación es el resultado de sumar a la demanda prevista para el cierre de 2015 y 2016, incrementada por las mermas correspondientes, el saldo inyección-extracción previsto para cada uno de los ejercicios, excluyendo la demanda abastecida por GN, la demanda de los clientes conectados a una planta satélite y la demanda prevista por los consumidores acogidos al peaje temporal de materia prima para el


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ejercicio 2015, de acuerdo con lo establecido en la Disposición Transitoria primera de la Orden IET/2446/201337.

Se ha considerado para el cierre del ejercicio 2015 como mejor previsión de las entradas por GN 186.042 GWh, resultado de considerar los valores previstos por el GTS para el cierre de 2015, con la excepción de las entradas por Tarifa para las que se ha aplicado al valor de cierre del ejercicio 2014 registrado en la base de datos de liquidaciones, la tasa de variación prevista por el GTS para el cierre de 2015.

La previsión para el ejercicio 2016 (188.796 GWh) resulta de aplicar a la previsión cierre estimada por la CNMC las variaciones respecto a 2015 previstas por el GTS.

Una vez determinadas las necesidades de regasificación globales, se distribuyen dichas cantidades por planta de regasificación en función de la información aportada por el GTS.

El caudal contratado de regasificación para cada una de las plantas de sistema se calcula aplicando el factor de carga resultante de las previsiones del GTS a cada una de las plantas, con la excepción de la planta de Barcelona para la que se aplica el factor de carga registrado en el periodo comprendido entre agosto 2014 y julio 2015 (75,8%, en términos medios), superior al previsto por el GTS (50,5%) y por las empresas propietarias (59,3%).

Carga en cisternas

La demanda de los clientes conectados a una planta satélite, tanto directamente como a través de una red de distribución, determina la previsión de carga en cisternas.

Trasvase de planta a buque

Para el cierre del ejercicio 2015, el GTS estima que se realizarán 22 operaciones de trasvase de planta a buque, con un volumen de 20.041 GWh, un 67% inferior al registrado en 2014. Las empresas propietarias de plantas de regasificación estiman que se realizarán 18 operaciones de trasvase de planta a buque, con un volumen de 15.223 GWh, cifra un 24% inferior a la prevista por el GTS. Para el ejercicio 2016, el GTS prevé que se realizarán 17 operaciones de trasvase de planta a buque, con un volumen de 15.409 GWh, lo que supone una reducción del 23,1% sobre el cierre previsto para 2015. Por su parte,

37 La Disposición transitoria primera de la Orden IET/2446/2013 establece que el peaje

temporal de materia prima incluye el término de reserva de capacidad, el peaje de descarga de buques y el peaje de regasificación, por lo que con objeto de no considerar dos veces la demanda de los consumidores acogidos a dicho peaje temporal no se ha considerado dicha demanda a la hora de estimar las necesidades de regasificación.


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las empresas propietarias de las plantas de regasificación estima en 41 el número de operaciones con un volumen descargado de 35.387 GWh. Se indica que, según la información de la base de datos de liquidaciones, en el periodo comprendido julio de 2014 y junio de 2015 se realizaron 42 operaciones de trasvase de planta a buque, con un volumen de 58.851 GWh, un 28,5% y un 30,2% inferiores a las registradas en los doce meses anteriores (julio de 2014 y junio de 2015), respectivamente. Teniendo en cuenta lo anterior, se ha considerado como escenario más probable el previsto por el GTS para el cierre de 2015 y 2016

Descarga de buques

El volumen que se descarga en cada en cada una de las plantas se ha estimado teniendo en cuenta la previsión de la actividad de regasificación y la previsión de trasvase de GNL a buque.

El nº de barcos se ha calculado considerando el tamaño medio previsto por el GTS.

Almacenamiento de GNL

El volumen de almacenamiento de GNL para el cierre de 2015 y 2016 se ha estimado en función del nº de días de almacenamiento sobre la capacidad contratada de regasificación. El GTS estima que en 2015 el volumen almacenado será de 7.447 GWh/día (12,3 veces la capacidad contratada de regasificación), mientras que las empresas transportistas y distribuidoras estiman que el volumen de gas almacenado será de 8.165 GWh/día (17,3 veces la capacidad contratada de regasificación). Para el ejercicio 2016, el GTS estima que el volumen almacenado será de 8.676 GWh/día (14,1 veces la capacidad contratada de regasificación), mientras que las empresas transportistas y distribuidoras estiman que el volumen de gas almacenado será de 8.207 GWh/día (18,4 veces la capacidad contratada de regasificación). De acuerdo con la información disponible en la base de datos de liquidaciones gasista, el volumen de gas almacenado en el periodo comprendido entre julio 2014 y junio de 2015 es de 3.742 GWh/día (21,2 veces la capacidad contratada de regasificación), un 95,9% inferior al registrado 12 meses antes, si bien el número de días de capacidad almacenada se ha incrementado un 36,1% en dicho periodo, consecuencia de la reducción de la capacidad contratada de regasificación.

Teniendo en cuenta lo anterior, y atendiendo a la evolución del número de días de almacenamiento en planta, se ha considerado como mejor


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estimación para 2015 de 6.035 GWh/día y para 2016 de 6.355 GWh/día (12,9 veces la capacidad contratada de regasificación).

En el Cuadro 55 se resume el escenario de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo previsto para el cierre de 2015 y 2016.

Cuadro 55. Escenario de regasificación, almacenamiento de GNL y almacenamiento subterráneo para el cierre de 2015 y 2016

Fuente: GTS, empresas y CNMC.

Por último en el Cuadro 56 se muestra el volumen y las capacidades contratadas por punto de entrada previstos para el cierre del ejercicio 2015 y 2016.

Año 2015 Año 2016

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Caudal contratado

(MWh/día)/mes

Regasificación 468.956 493.863

Barcelona 110.862 116.750

Huelva 80.023 84.273

Cartagena 39.265 41.351

Sagunto 119.513 125.860

Mugardos 55.965 58.938

Bilbao 63.328 66.692

Nº de buques Nº de buques

Descarga de buques 194 197

Barcelona 44 43

Huelva 35 37

Cartagena 19 18

Sagunto 47 48

Mugardos 22 23

Bilbao 28 29




9.000 m3 de GNL)

22 17


Puesa en frío 5 2

Caudal

(MWh/día)/mes

Caudal

(MWh/día)/mes

Carga en cisternas 34.407 34.503

nº días capacidad

regasificación

nº días capacidad

regasificación

Almacenamiento de GNL 13 13

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Capacidad

contratada GWh

GWh

Inyectados

GWh

Extraidos

Almacenamiento de GN 25.712 7.935 9.940 28.707 8.942 10.145

12

10.139

6.355.2786.034.762


10.111

Volumen de gas


Volumen de gas


24.063 24.935

GWh descargados de

buques

GWh descargados de

buques

20.041 15.409

16.577 16.188

33.720 34.149

19.038 19.903

158.180 160.476

35.526 34.560

29.256 30.741

17.825

19.753 20.802

GWh descargados de

buques

GWh descargados de

buques

GWh puestos en frío GWh puestos en frío

65

GWh regasificados GWh regasificados

127.110 133.861

30.664 32.293

23.351 24.592

13.143 13.841

23.272 24.508

16.926


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Cuadro 56. Volumen y capacidad contratada de entrada al sistema prevista para el cierre

de 2015 y 2016

Fuente: GTS, empresas y CNMC.

4. Previsión de contratos de duración inferior a 1 año para el cierre de

2015 y 2016 En el Gráfico 13 y el Gráfico 14 se muestran el porcentaje, en términos de energía, que suponen los contratos de duración inferior a un año sobre el total de cada nivel de presión de la demanda destinada a la generación eléctrica y de la demanda convencional. Del análisis de los gráficos, cabe señalar el aumento del porcentaje de contratos de corto plazo en la demanda destinada a la generación eléctrica. Se observa que desde noviembre de 2014 parece haberse producido un cambio de estrategia en la contratación de plantas de generación. En particular, el porcentaje que representan los contratos de corto plazo respecto del total de la demandan destinada a generación eléctrica se ha reducido desde el 70% a, aproximadamente, el 30%. Asimismo, el porcentaje que representan los contratos de corto plazo respecto de la demanda convencional se ha reducido progresivamente hasta representar menos del 2%.

2015 2016

Volumen Capacidad

contratada

Factor de

CargaVolumen

Capacidad

contratada

Factor de

Carga

Punto de Entrada MWh Qd (MWh/día) % MWh Qd (MWh/día) %

313.208.124 1.128.763 76% 322.716.983 1.137.187 78%

Conexión Internacional 186.041.922 659.621 77,3% 188.795.782 643.130 80%

Tarifa GME 78.502.605 259.559 82,9% 81.674.075 259.559 86%

MEDGAZ 71.816.099 239.778 82,1% 74.281.147 235.960 86%

VIP Pirineos 35.723.218 160.284 61,1% 32.840.560 147.611 61%

VIP Ibérico 0 0 0 0

Desde planta de regasificación 127.109.752 468.956 74,3% 133.860.752 493.863 74%

Barcelona 30.664.086 110.862 75,8% 32.292.704 116.750 76%

Cartagena 13.142.653 39.265 91,7% 13.840.680 41.351 92%

Huelva 23.351.313 80.023 79,9% 24.591.538 84.273 80%

Bilbao 19.752.862 63.328 85,5% 20.801.968 66.692

Sagunto 23.272.387 119.513 53,3% 24.508.421 125.860 53%

Mugardos 16.926.451 55.965 82,9% 17.825.442 58.938 83%

Otros 56.449 185 83,5% 60.449 193 86%

Valdemingómez 56.449 185 83,5% 60.449 193 86%

TOTAL


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Gráfico 13. Porcentaje en términos de energía que suponen los contratos de duración inferior a un año sobre el total por nivel de presión en la demanda destinada a la

generación eléctrica

Fuente: CNMC

Presión mayor de 60 bar

Presión entre 16 y 60 bar


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

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6

may.

-06

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6

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06

nov.

-06

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7

may.

-07

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7

sep.-

07

nov.

-07

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8

may.

-08

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8

sep.-

08

nov.

-08

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9

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-09

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9

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09

nov.

-09

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0

may.

-10

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0

sep.-

10

nov.

-10

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1

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-11

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1

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11

nov.

-11

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2

may.

-12

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2

sep.-

12

nov.

-12

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3

may.

-13

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3

sep.-

13

nov.

-13

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4

may.

-14

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4

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14

nov.

-14

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5

may.

-15

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

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6

sep.-

06

nov.

-06

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7

sep.-

07

nov.

-07

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may.

-08

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8

sep.-

08

nov.

-08

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9

sep.-

09

nov.

-09

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0

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-10

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0

sep.-

10

nov.

-10

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1

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11

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-11

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2

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nov.

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3

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3

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13

nov.

-13

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4

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nov.

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20%

40%

60%

80%

100%

120%

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6

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7

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8

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-08

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9

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-09

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0

may.

-10

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0

sep.-

10

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-10

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1

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1

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11

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2

may.

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2

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12

nov.

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3

may.

-13

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3

sep.-

13

nov.

-13

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4

may.

-14

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4

sep.-

14

nov.

-14

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5

may.

-15


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Gráfico 14. Porcentaje en términos de energía que suponen los contratos de duración inferior a un año sobre el total por nivel de presión en la demanda convencional

Fuente: CNMC

Teniendo en cuenta la representatividad de los contratos de corto plazo, se hace necesario desagregar la previsión de demanda para el cierre de 2015 y 2016 entre demanda de largo plazo y demanda de corto plazo, con objeto de ajustar la estimación de los ingresos previstos para dicho ejercicio.

Presión mayor de 60 bar



0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

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06

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7

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07

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8

sep.-

08

nov.

-08

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9

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0

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0

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10

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-10

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1

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2

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2

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3

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nov.

-13

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4

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5%

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3

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-13

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0

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-10

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1

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2

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nov.

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3

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3

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-13

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4

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14

nov.

-14

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5

may.

-15


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No obstante lo anterior, se señala la dificultad de realizar una previsión sobre la demanda de los contratos de corto plazo, tanto por las propias características de dichos contratos como por la evolución registrada durante los últimos 12 meses. En el Cuadro 57 se muestra la previsión de contratos de duración inferior a 1 año para el cierre del ejercicio 2015 y 2016. Se indica que la demanda en consumidor final se corresponde con la previsión de las empresas transportistas y distribuidoras38, siendo la capacidad contratada el resultado de imponer el factor de carga registrado en los últimos doce meses. Se observa que el porcentaje de contratos a corto plazo previsto por las empresas distribuidoras y transportistas en el grupo 1 se sitúa en el 14,3% para el cierre de 2015 y en el 14,2% para 2016, inferior al registrado durante los últimos meses (19,7%) y ligeramente superior al promedio registrado entre enero y junio de 2015 (12,4%). El porcentaje de demanda abastecida mediante contratos de corto plazo entre 16 y 60 bar se sitúa en 0,7% para el ejercicio 2015 y 2016, similar al registrado entre julio de 2014 y junio de 2015 (0,64%) e inferior al promedio registrado entre enero y junio de 2015 (0,9%). Finalmente, el porcentaje de demanda abastecida mediante contratos de corto plazo entre 4 y 16 bar se sitúa en el 3,7% y 3,8% para los ejercicios 2015 y 2016, respectivamente, inferior al registrado entre julio de 2014 y junio de 2015 (5,2%) y similar al promedio registrado entre enero y junio de 2015 (3,6%). Cuadro 57. Contratos de duración inferior a 1 año. Previsión de cierre 2015 y 2016 (GWh)

Fuente: Empresas y CNMC.

38 Al GTS no se le solicita información sobre contratos de corto plazo.

Año 2015 Año 2016

TOTAL Corto Plazo % TOTAL Corto Plazo %

Grupo 1 118.824.113 17.021.687 14,3% 126.542.139 17.908.865 14,2%

Grupo 2 116.567.760 3.233.967 2,8% 117.714.073 3.278.214 2,8%

16 < P <60 bares 37.040.832 257.252 0,7% 37.758.725 261.450 0,7%

4 < P < 16 bares 79.526.928 2.976.714 3,7% 79.955.348 3.016.764 3,8%

Grupo 3 67.620.003 52.730 0,1% 66.753.387 54.761 0,1%

Grupo 4 (Interrumpible) 24.910 0 0,0% 0 0

Total T&D 303.036.786 20.308.383 6,7% 311.009.600 21.241.840 6,8%


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ANEXO II. INGRESOS DE ACCESO PREVISTOS PARA EL CIERRE DE

2015 Y 2016


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Previsión de ingresos para el cierre de 2015

Orden IET/2445/2014 Orden IET/2445/2014

1. Peaje de Regasificación

MWh

Caudal

(MWh/dia/mes) o

Nº buques

Factor cargaFact. Tf (Miles

€)

Fact. Tv

(Miles €)

Facturación

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Peaje de Regasificación 137.220.370 127.948 57.571 185.519 0,1352

Peaje de descarga de buques 158.179.827 194 5.015 8.241 13.256 0,0084

Peaje de carga en cisternas 10.110.617 34.407 80,5% 11.220 1.751 12.971 0,1283

Peaje de regasificación 127.109.752 468.956 74,3% 107.515 16.152 123.666 0,0973

Trasvase de GNL a buques 20.041.262 22 3.817 31.324 35.142 0,1753

Puesta en frío 65.252 5 382 102 484 0,7416

Descarga + Regasificación 127.109.752 134.318 0,1057

Descarga + Carga en cisternas 10.110.617 13.819 0,1367

2. Almacenamiento Subterráneo

MWh iny/extrCapacidad

contratada GWh

Fact. Tf (Miles

€)

Fact. Tv

(Miles €)

Facturación

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Almc. Subterráneo 17.875.724 25.712 126.811 3.238 130.049 0,7275

3. Almacenamiento GNL

MWhFact. Tf (Miles

€)

Fact. Tv

(Miles €)

Facturación

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Almc. GNL 6.034.762 71.367 71.367 1,1826

4. Peaje de Transporte y Distribución (Total sistema)

Entrada al Sistema Consumo (MWh)

Capacidad

contratada

(kWh/día)

Reserva

Capacidad

(Miles €)

Total T&D

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Entrada al Sistema 313.208.124 1.128.762.710 139.518 139.518 0,0445

Consumo (MWh) Nº clientes

Capacidad

contratada

(kWh/día)

Termino

Conducción

(Miles €)

Total T&D

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Grupo 1 113.789.230 104 531.702.067 261.544 261.544 0,2298

Firme 113.789.230 104 531.702.067 261.544 261.544 0,2298

Interrumpible (A+B) 0 0 0 0 0

Grupo 2 116.592.670 3.724 498.904.117 352.997 352.997 0,3028

Firme 116.567.760 3.724 498.616.617 352.884 352.884 0,3027

Interrumpible (A+B) 24.910 1 287.500 113 113 0,4545

Grupo 3 67.620.003 7.545.143 23.774.913 1.716.248 1.716.248 2,5381

Materia Prima 5.034.883 2 20.100.000 10.878 10.878 0,2161

Total T&D 303.036.786 7.548.973 1.074.481.098 2.341.667 2.341.667 0,7727

Total Acceso 303.036.786 2.868.120 0,9465

5. Otros peajes y cánones


Capacidad

contratada

(kWh/día)

Reserva

Capacidad

(Miles €)

Termino

Conducción

(Miles €)

Total T&D

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Peajes de Transito Internacional 14.505.830 115.848.239 0 16.887 16.887 0,1164

Resultado Subasta AA.SS

Venta Condensados

Total otros peajes y cánones 14.505.830 16.887 0,1164

Total 317.542.616 2.885.007 0,9085


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Previsión de ingresos para el ejercicio 2016

Orden IET/2445/2014

1. Peaje de Regasificación

MWh

Caudal

(MWh/dia/mes) o

Nº buques

Factor cargaFact. Tf (Miles

€)

Fact. Tv (Miles

€)

Facturación

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Peaje de Regasificación 143.999.509 127.109 56.815 183.924 0,1277

Peaje de descarga de buques 160.476.411 197 5.095 8.373 13.468 0,0084

Peaje de carga en cisternas 10.138.757 34.503 80,5% 11.261 1.758 13.019 0,1284

Peaje de regasificación 133.860.752 493.863 74,3% 107.654 22.581 130.234 0,0973

Trasvase de GNL a buques 15.409.000 17 2.956 24.084 27.040 0,1755

Puesta en frío 12.000 2 143 19 162 1,3498

Descarga + Regasificación 133.860.752 141.469 0,1057

Descarga + Carga en cisternas 10.138.757 13.869 0,1368

2. Almacenamiento Subterráneo

MWh iny/extrCapacidad

contratada GWh

Fact. Tf (Miles

€)

Fact. Tv (Miles

€)

Facturación

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Almc. Subterráneo 19.086.392 28.707 141.583 3.511 145.093 0,7602

3. Almacenamiento GNL

MWhFact. Tf (Miles

€)

Fact. Tv (Miles

€)

Facturación

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Almc. GNL 6.355.278 75.158 75.158 1,1826

4. Peaje de Transporte y Distribución (Total sistema)

Entrada al Sistema Consumo (MWh)

Capacidad

contratada

(kWh/día)

Reserva

Capacidad

(Miles €)

Total T&D

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Entrada al Sistema 322.716.983 1.137.186.925 140.581 140.581 0,0436


Capacidad

contratada

(kWh/día)

Termino

Conducción

(Miles €)

Total T&D

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Grupo 1 121.456.908 104 573.347.584 280.513 280.513 0,2310

Firme 121.456.908 104 573.347.584 280.513 280.513 0,2310


Grupo 2 117.714.073 3.724 503.309.996 355.805 355.805 0,3023

Firme 117.714.073 3.724 503.309.996 355.805 355.805 0,3023


Grupo 3 66.753.387 7.659.541 23.925.661 1.707.576 1.707.576 2,5580

Materia Prima 5.085.232 2 20.100.000 12.007 12.007 0,2361

Total T&D 311.009.600 7.663.371 1.120.683.241 2.355.900 2.355.900 0,7575

Total Acceso 311.009.600 2.900.655 0,9327

5. Otros peajes y cánones


Capacidad

contratada

(kWh/día)

Reserva

Capacidad

(Miles €)

Termino

Conducción

(Miles €)

Total T&D

(Miles €)

Precio medio

(cent€/kWh)

Peajes de Transito Internacional 14.621.877 151.876.607 0 21.343 21.343 0,1460

Resultado Subasta AA.SS

Venta Condensados

Total otros peajes y cánones 14.621.877 21.343 0,1460

Total 325.631.476 2.921.998 0,8973


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ANEXO III. VALORES UNITARIOS DE REFERENCIA DE INVERSIÓN, Y DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO


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ANEXO III. VALORES UNITARIOS DE REFERENCIA DE INVERSIÓN, Y DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO La Ley 18/2014 establece, en el último párrafo del Artículo 60.2, que “durante el periodo regulatorio no se podrá modificar la tasa de retribución financiera ni se aplicarán fórmulas de actualización automática a valores de inversión, retribuciones, o cualquier parámetro utilizado para su cálculo, incluyendo los costes unitarios de inversión, de operación y mantenimiento y cualquier otro precio o tarifa por la prestación de servicios asociados al suministro de gas natural regulado por la Administración General del Estado”. En consecuencia, los valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento para el periodo 2015-2020 serán los publicados para el año 2014 en la Orden Ministerial IET/2446/2013, en sus Anexos V, VI y VII, para las actividades de transporte, almacenamiento subterráneo y regasificación. Dichos valores se recogen a continuación.

Cuadro 58. Valores Unitarios de Inversión para las instalaciones de transporte.

Turbocompresores Gas€ / (m*pulgada) 24,66 Término Fijo (€ / E.C.) 8.030.190 1,52

Término Variable (€/kW) 1.124,13

Motores Electricos

Término Fijo (€ / E.C.) 2.618.414

Término Variable (€/kW) 1.841,41

Turbocompresores Gas

6 73.891 Término Fijo (€ / E.C.) 28.144.325 0,86

8 138.215 Término Variable (€/kW) 584,63 1,32

10 201.990 Motores Electricos 1,15

12 266.039 Término Fijo (€ / E.C.) 22.732.549 0,31

14 330.088 Término Variable (€/kW) 957,67 0,97

16 394.138

18 458.186 Tamaño (G) €/ERM

20 522.235 65 261.560

22 586.286 100 264.818

24 650.334 160 270.494

26 714.384 250 279.226

28 778.432 400 294.357

30 842.482 650 321.178

32 906.532 1.000 362.100

36 1.034.629 1.600 441.409

40 1.162.727 2.500 572.032

42 1.226.776 4.000 720.614

44 1.290.826 6.500 869.193

48 1.418.925

52 1.547.022 Precio Máx Auditado (€) 1.946.838

Centros de Mantenimiento

(3) Aplicable a EM equivalentes a un tamaño de G-1000 o superior

(4) Una ERM/EM es posterior cuando se inserte una nueva posición de

derivación (tipo D), o se transforme una posición de seccionamiento

(tipo S) existente en posición de derivación (tipo D)

(5) Aplicable a nuevas líneas construidas sobre ERM/EM existentes y

pem después de 5 años

(2) Una posición se realiza con simultaneidad cuando se incluye en el

Proyecto Inicial o cuando se solicita su inclusión por parte del

distribuidor, o transportista, al menos un año antes de la fecha de

puesta en servicio de la línea

Diametro Obra

Lineal€/posición

ERM

Posición de Transporte Secundario 0,62

Estación de Medida

EM de Ultrasonido (3)

ERM/EM Posteriores (4)

Líneas Adicionales en ERM/EM (5)

ERM/EM/Línea Adicional de Tpte Secundario

(1) Una posición con trampas de lanzamiento y recepción se considera

formada por dos posiciones de Trampa de Rascadores (Tipo T)

Posición Derivación (Tipo D)

Potencia Instalada > 37.284 kW

P o sició n T rampa de R ascado res (Tipo T) (1) 2,82Posición de Seccionamiento (Tipo S)

Simultánea en Gasoducto de Transporte

PrimarioPosiciones Posteriores Obra Lineal (2) 1,15

Valores Unitarios de Referencia de Inversión para Instalaciones de la Actividad de Transporte puestas en Marcha

en el periodo 2015-2020

Gasoductos Estaciones de Compresión Coeficientes Correctores para

Obra lineal de Gasoductos Transporte

Primario

Potencia Instalada ≤ 37.284 kW Obra Lineal de Gasoducto Transporte

Secundario0,62


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Cuadro 59. Valores Unitarios de O&M para instalaciones de transporte.

Cuadro 60. Valores Unitarios de Inversión para las instalaciones de regasificación.

Cuadro 61. Valores Unitarios de O&M para las instalaciones de regasificación.

€ / m / pulg 0,4808 Tamaño (G) €/ERM

65 39.701

100 43.201

Turbocompresores Gas 160 47.746 0,75

250 49.815

400 53.299

650 56.777

1.000 67.930

Motores Electricos 1.600 76.984

2.500 87.093

4.000 109.735

6.500 132.383

Término

Variable (€/kW)62,08

Término Fijo

(€ / E.C.)623.998

Térm Variable

(€/kWh)

Se abonará la totalidad del

coste del suministro

eléctrico, excepto IVA

Obra Lineal de Gasoducto Transporte

Secundario0,52

Estaciones de Compresión

Término Fijo

(€ / E.C.)154.771

Estación de Medida

ERM/EM/Línea Adicional de Transporte

Secundario0,76

GasoductosERM en un Gasoducto de Transporte

PrimarioCoeficientes Correctores para

Valores Unitarios de Referencia de O&M de las Instalaciones de la Actividad de Transporte para el periodo 2015-

2020

Valor unidades Valor unidades

458,68 €/m3 GNL 172.814.694 €/Planta

10,90 €/kg/h 193,87€/m3 GNL

Ampliados

Valor Unitario E.C. de

Transporte100,88

€/ (N)m3/h

Ampliados

396,29 €/ (N)m3/hSegún valor

auditado

1,36 €/kg/hNotas

3.605,71 €/m3 GNL/h

42,94 €/ (N)m3/h

24,56 €/ (N)m3/h

Valor Unitario ERM/EMs

de Transporte

1.785.184,61 €/unidad

Relicuador Boil-Off

Sistema de Bombas Secudarias(1) Los Caps son el valor máximo a reconocer por el coste, debidamente auditado, del

conjunto de unidades de inversión no-estandarizables realizadas: Obra civil terrestre y

maritima, Instalaciones de descarga, Interconexiones de gas/GNL, Cimentaciones y

Obra Civil Asociada al Almacenamiento de GNL, Sistema de captación de agua,

Servicios auxiliares, Suministro eléctrico y los Sistemas de gestión y controlVaporizadores de Agua de Mar

Vaporizadores de Combustión

Sumergida

(2) El Valor Máximo/CAP por nueva Planta es aplicable una sola vez en la vida útil de la

Planta Regasif icación

Sistema de Medida y Odorización(3) El Valor Máximo/CAP por Ampliación de Tanque, es aplicable a cada Tanque

Adicional sobre la configuración original de Planta de Regasif icación

Cargadero de Cisternas de GNL(4) El Valor Máximo/CAP por Ampliación de Vaporización, es aplicable a cada

Ampliación Vaporización, incluida la de reserva, sobre la configuración original de la

Planta de Regasif icación

Sistema Antorcha /Combustor Ampliación de Tanque (3)

Sistema de Compresión de Boil - Off

para emisión directa a redAmpliación de Vaporización

(3)

Sistema de Compresión de Boil - Off

para procesado interno plantaAmpliaciones Muelles de Atraque

(4)

Valores Unitarios de Referencia de Inversión para Instalaciones de la Actividad de Regasificación puestas en Marcha en

el periodo 2015-2020

Unidad de Inversión EstandarizadaValores Máximos para Unidades Constructivas No-

Estandarizadas(1)

al Construir

Tanque Almacenamiento GNL Nueva Planta(2)

Valor unidades Valor unidades

1.256.944 €/Planta 0,000162 €/kWh

1.655.619 €/Tanque 0,000194 €/kWh

13,600519 €/m3 GNL 0,000194 €/kWh

5,08 €/ (N)m3/hNota

42.972 €/Cargadero

0

Capacidad de Vaporización Nominal (1)

Cargadero de Cisternas de GNL (1) Se aplica sólo a los equipos que determinan la capacidad nominal , es decir se

excluyen los equipos de reserva, de la instalación inpendientemente de si se tratan de

Unidades de Inversión "Vaporizadores de Agua de Mar" o "Vaporizadores de

Combustión Sumergida"

Resto de Unidades de Inversión

Valor Unitario de Referencia de O&M Fijo por Coste de O&M Variables por

Planta Regasificación kWh Regasificados

Tanque Almacenamiento GNL

kWh cargados en Cisternas de GNL

kWh Trasvasados a/entre Buques

de GNL

Valores Unitarios de Referencia de O&M para Instalaciones de la Actividad de Regasificación para el periodo 2015-2020


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ANEXO IV. RETRIBUCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE REGASIFICACIÓN,

AASS Y TRANSPORTE.


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ANEXO IV. RETRIBUCIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE REGASIFICACIÓN, AASS Y TRANSPORTE. La retribución por las actividades de regasificación y almacenamiento subterráneo y transporte de una empresa se compone de tres partidas: (1) la retribución de los activos, la más importante ya que representa en torno al 97,3% de la retribución anual; (2) la retribución financiera por el coste del gas de nivel mínimo de llenado de gasoductos y tanques de GNL (RFNMLL), que representan tan sólo el 0,3%; y (3) la retribución por el coste del gas de operación, que representa prácticamente el 2,4% de la retribución anual. La Ley 18/201439, de 15 de octubre, dedica el Capítulo II del Título II a la sostenibilidad económica del sistema gasista, estableciendo una reforma del sistema retributivo gasista. En el Anexo XI de la Ley se indica que la retribución de los activos de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo está compuesta por dos partidas: la Retribución por Continuidad de Suministro (RCS) y la Retribución por Disponibilidad (RD)

1. La RCS consiste en una retribución por actividad que se reparte entre cada elemento del inmovilizado, que estuviera en servicio el año anterior, en función del porcentaje que representa el coste de reposición de dicho elemento de inmovilizado sobre el total de la actividad. El importe que percibe cada elemento de inmovilizado, y por ende cada empresa, se ve afectada por la entrada en servicio de nuevas instalaciones ya que el importe preestablecido (o “bolsa”) para la actividad se repartiría entre más elementos del inmovilizado. Los importes para cada actividad durante el periodo 2014-2020 son actualizados anualmente aplicando al valor establecido para el año anterior un “factor de eficiencia” de 0,97 y la variación anual, según corresponda, de la demanda nacional excluido el suministro de GNL a través de plantas satélites (transporte), el volumen de gas regasificado en el conjunto de las plantas (regasificación) y el volumen de gas útil almacenado a 1 de noviembre en los AASS40.

39 Ley de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia

40 Para el cálculo de estas variaciones, además se han establecido unos valores máximos y mínimos a considerar, así:

Para la demanda no podrá considerarse un valor anual de demanda inferior a 190 TWh, ni superior a 410 TWh.

Para el gas regasificado no podrá considerarse un valor anual inferior a 50 TWh, ni superior a 220 TWh

Para el gas útil almacenado no podrá considerarse un valor anual inferior a 22 TWh, ni superior a 30 TWh.


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Además, cada año, se deben determinar los desvíos incurridos en las retribuciones por RCS de años anteriores como consecuencia de la revisión de las cifras de demanda/gas regasificado/gas almacenado más exactas (estimada, previsión cierre o real).

2. La RD está compuesta por tres conceptos: la Retribución por Amortización de la Inversión (A)41, la Retribución Financiera (RF)42 y la Retribución por Costes de O&M (CO&M). Además, se establece un incentivo a la extensión de la vida útil de los activos consistente en incrementar los costes O&M en función del número de años que exceden sobre la vida útil retributiva. El importe que percibe cada elemento de inmovilizado, y por ende cada empresa, es función del valor de inversión reconocido, las características técnicas de los activos, los valores unitarios de O&M regulados. En el caso de la actividad de regasificación, se percibe una retribución por costes variables de O&M en función de magnitudes reales de producción (gas descargado, gas regasificado, gas cargado en cisternas GNL, etc...) a los que se aplica un valores unitarios de O&M regulados.

Por su parte, la RFNMLL, consiste en reconocer una retribución financiera43 por el coste de adquisición del gas necesario para alcanzar el nivel mínimo de llenado de gasoductos y tanques de GNL que permita la operación de los mismos. Por último, en el caso del gas de operación, su retribución se determina en función de las cantidades reales utilizadas en plantas de regasificación, estaciones de compresión y ERM, aplicándoles el precio de adquisición. En los epígrafes 1, 2 y 3 se presentan, respectivamente, para las actividades de regasificación, AASS y transporte los valores de la RCS, la RD y RFNMLL devengados en 2016, desglosados por empresa, y, en caso de existir, la retribución devengada en 2015 pendiente de reconocer y los ajustes a efectuar en las retribuciones por RCS de 2014 y 2015 como consecuencia de tener cifras más exactas de demanda/gas regasificado/gas almacenado y/o porque se han incluido en el régimen retributivo nuevas instalaciones cuya puesta en servicio es anterior a dichos ejercicios.

41 Para este concepto, se usa el criterio de amortización anual fija para toda la vida útil de la instalación (coste de inversión reconocida / vida útil)

42 Para este concepto, se adopta el valor neto del activo como base para el cálculo, y se le aplica una tasa de retribución (Tr) fija de 5,09% con independencia del tipo activo que sea y de su fecha de puesta en servicio, al menos, durante el periodo 2014-2020.

43 Desde la entrada en vigor de la Ley 18/2014, se les aplica la misma tasa de retribución (Tr) que a los activos de transporte y regasificación (5,09%)


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En cualquier caso, los detalles individualizados por instalación de la retribución calculada en estos epígrafes se recogen en: el Anexo VII (Regasificación), el Anexo VIII (AASS) y el Anexo IX (Transporte). Por su parte, en el epígrafe 4, se estima la retribución por gas de operación para las actividades de regasificación, AASS y transporte. 1. Retribución de los activos de regasificación

1.1. Retribución por Continuidad de Suministro (RCS)

En el Cuadro 62 se recoge los cálculos de la RCS para 2016 de la actividad de regasificación y de los desvíos incurridos en las retribuciones de años anteriores (2014 y 2015) como consecuencia de la revisión de las cifras de gas regasificado más exactas (estimada, previsión cierre o real). Cuadro 62. Determinación de la RCS de la actividad de regasificación devengada en 2016 y los ajustes en la RCS de 2015 por revisión de las cifras de gas regasificado


En el Cuadro 63 y el Cuadro 64 se presentan, respectivamente, los valores de la RCS devengada para 2016 y los ajustes por los desvíos de RCS en 2015, desglosados por empresa, como consecuencia de la revisión de las cifras de gas regasificado.

En GWh

Gas Regasificado1

er Calculo

RCS2015


RCS2015

Tipo Dato



ΔDT 0,075663426 0,271884707

RCS2014 48.211.976,00 € 48.211.976,00 €

fA 0,97 0,97

1+ΔDT 1,075663426 1,271884707

RCS2015 50.304.063,49 € 59.480.472,72 €

En GWh

Gas Regasificado1er

Calculo

RCS2015

Tipo Dato


2016 140.403,460 Estimación

ΔDT 0,104584484

RCS2015 59.480.472,72 €

fA 0,97

1+ΔDT 1,104584484

RCS2016 63.730.171,05 €


Calculo RCS2016


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Cuadro 63. RCS devengada en 2016 por la actividad de regasificación, desglosada por empresa


Cuadro 64. Ajustes de la RCS devengada en 2015 por la actividad de regasificación, desglosados por empresa


Cuadro 65. RD y RFNMLL devengadas en 2016 por la actividad de regasificación, por empresa y concepto retributivo


En Euros VI BrutoValor Reposición

VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 1.829.703.192,79 1.760.940.984,93 57,2% 36.453.088,90

BBG 437.878.902,99 439.430.858,45 14,3% 9.096.620,66

Reganosa 323.241.715,50 354.290.110,07 11,5% 7.334.129,30

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 627.476.097,74 523.954.250,60 17,0% 10.846.332,18

Total General 3.218.299.909,02 3.078.616.204,06 100% 63.730.171,05

En Euros Valor Reposición α Reparto RCS


α Reparto RCS

2015RCS 2015

Ajuste RCS2015

[1]


BBG 439.430.858,45 14,3% 7.180.225,25 439.430.858,45 14,3% 8.490.033,66 1.309.808,41

Reganosa 354.290.110,07 11,5% 5.789.039,95 354.290.110,07 11,5% 6.845.069,94 1.056.029,99

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 523.954.250,60 17,0% 8.561.323,06 523.954.250,60 17,0% 10.123.069,73 1.561.746,68

Total General 3.078.616.204,06 100% 50.304.063,49 3.078.616.204,06 100% 59.480.472,72 9.176.409,23


En Euros VI BrutoValor Neto a

31/12/2015Amortización

Retribución

FinancieraCoste O&M COEV

Retribución

Disponibilidad (RD)

Retribución Financiera

Gas Talón

Total a Retribuir sin

RCS

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 1.837.039.089,99 713.633.897,38 67.512.581,81 37.068.372,85 82.142.643,68 7.118.315,75 193.841.914,09 1.250.379,33 195.092.293,42

BBG 461.408.304,70 202.664.265,96 13.036.616,70 9.980.845,90 16.538.099,55 609.600,00 40.165.162,15 334.765,24 40.499.927,39

Reganosa 323.241.715,50 185.107.294,22 17.266.802,66 9.275.645,79 10.831.305,70 0,00 37.373.754,15 146.315,49 37.520.069,64

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 628.800.908,56 322.470.505,40 39.078.082,21 16.220.548,23 21.205.675,40 0,00 76.504.305,84 193.200,50 76.697.506,33

Total 3.250.490.018,75 1.423.875.962,95 136.894.083,38 72.545.412,77 130.717.724,33 7.727.915,75 347.885.136,24 1.924.660,55 349.809.796,78


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1.2. Retribución por Disponibilidad (RD) y Retribución Financiera de Gas de Nivel Mínimo de Llenado (RFNMLL)

En el Cuadro 65 se presentan, desglosados por empresa, los valores de la RD fija y sus conceptos retributivos, así como la RFNMLL devengada para 2016 por las instalaciones puestas en servicio a 1 de septiembre de 2015 y las previstas poner en marcha hasta el 31 de diciembre de 2016. Por su parte el Cuadro 66, agrupa la misma información diferenciando si la retribución está asociada a:

a) Instalaciones incluidas de forma definitiva en el Régimen Retributivo; b) Instalaciones incluidas de forma provisional y/o a cuenta; c) Instalaciones puestas en marcha en 2015 que se proponen incluir a

cuenta en la Orden; d) Instalaciones cuya inclusión definitiva se está tramitando e) Instalaciones puestas en marcha pendientes de ser incluidas en el

Régimen Retributivo. f) Instalaciones previstas poner en servicio hasta finales de 2015 y en

2016

Cuadro 66. RD y RFNMLL devengadas en 2016 por la Actividad de regasificación, desglosadas por empresa y estado de inclusión en el régimen retributivo


Empresa VI Bruto (€)Valor Neto a

31/12/2015 (€)

Retribución

Disponibilidad (RD)

Retribución

Financiera Gas Talón

Total a Retribuir

sin RCS

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 1.837.039.089,99 713.633.897,38 190.407.603,77 1.250.379,33 191.657.983,10

INCLUSION DEFINITIVA 1.829.703.192,79 706.298.000,18 190.407.603,77 876.982,16 191.284.585,93

INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL 0,00

PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 0,00

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 7.335.897,20 7.335.897,20 0,00 373.397,17 373.397,17

PENDIENTE INICIO TRAMITE DE INCLUSION 0,00

PREVISTAS PONER EN SERVICIO 0,00

BBG 461.408.304,70 202.664.265,96 40.165.162,15 334.765,24 40.499.927,39

INCLUSION DEFINITIVA 354.911.907,36 100.619.710,68 26.965.446,90 192.873,71 27.158.320,61

INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL 82.966.995,63 79.405.521,98 11.298.911,57 0,00 11.298.911,57


EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 20.741.748,91 19.851.380,50 1.900.803,68 0,00 1.900.803,68

PENDIENTE INICIO TRAMITE DE INCLUSION 2.787.652,80 2.787.652,80 0,00 141.891,53 141.891,53


Reganosa 323.241.715,50 185.107.294,22 37.373.754,15 146.315,49 37.520.069,64




EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 0,00



Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 628.800.908,56 322.470.505,40 76.504.305,84 193.200,50 76.697.506,33




EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 1.324.810,82 1.324.810,82 0,00 67.432,87 67.432,87



Total 3.250.490.018,75 1.423.875.962,95 344.450.825,91 1.924.660,55 346.375.486,46

INCLUSION DEFINITIVA 3.135.332.913,39 1.313.170.699,66 331.251.110,66 1.341.938,98 332.593.049,65


PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 29.402.456,93 28.512.088,52 1.900.803,68 440.830,04 2.341.633,72

PENDIENTE INICIO TRAMITE DE INCLUSION 2.787.652,80 2.787.652,80 0,00 141.891,53 141.891,53

PREVISTAS PONER EN SERVICIO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00




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Como se indicó al principio, la actividad de regasificación percibe una retribución por costes variables de O&M en función de magnitudes reales de producción. Aunque la retribución final dependerá de las cantidades reales de cada empresa, es posible determinar una previsión de esta retribución para el conjunto de la actividad aplicando los valores unitarios para costes variables de O&M a las cantidades de gas natural previstas regasificar, cargar en cisternas de GNL y trasvasar en 2016. En el Cuadro 67 se muestran los valores obtenidos.

Cuadro 67. Previsión de Retribución Anual Variable por O&M desglosada por concepto


1.2.1. Correcciones RD 2014 y 2015 por modificación Tr La Disposición Final Cuarta de la Ley 8/2015 modifica el redactado del Artículo 65.2 de tal forma que, desde el 17 de octubre de 2014 en adelante, la Tr a aplicar en el cálculo de la retribución financiera de los activos regulados de regasificación, AASS y transporte pasa de 4,59% a 5,09%. En consecuencia, es necesario revisar la retribución financiera correspondiente a los ejercicios 2014 y 2015 determinadas tanto en las Órdenes Ministeriales IET/2355/2014 y IET/2445/2014 (teniendo en cuenta las correcciones efectuadas por la Orden IET/389/2015) como en las Resoluciones de inclusión en régimen retributivo dictadas con anterioridad a la citada Ley 8/2015. En el Cuadro 68 se recoge el ajuste que es necesario realizar por empresa y ejercicio retributivo. En dicho cuadro, se identifica el valor neto total de los activos afectados por la modificación, la retribución financiera reconocida en las diferentes órdenes/resoluciones, y la nueva retribución financiera a reconocer.

Concepto Retributivo MWh Previsto V.Unitario €/MWhRetribución

Prevista

Por Regasificación 140.403,46 162 22.745.360,58

Por Carga en cisternas 10.138,76 194 1.966.918,89

Por Transvase a buques 15.409,00 194 2.989.346,00

Por Transvase entre buques 0,00 194 0,00

Por Puesta en Frío Buques 12,00 194 2.328,00

Retrib. Variable O&M 27.703.953,47


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Cuadro 68. Correcciones RD 2014 y 2015 por modificación Tr por la Ley 8/2015, desglosadas por empresa


1.2.2. Previsión de Retribución 2015 asociada a instalaciones pendientes

de incluir en el Régimen Retributivo. A día de hoy, existen dos partidas que hay que presupuestar:

La retribución financiera de las adquisiciones de gas talón pendientes de incluir en el régimen retributivo, y cuyo importe sería igual al presupuestado para el año 2016 (582.721 €) ya que se les aplica la misma Tr (5,09%) y no hubo adquisiciones adicionales durante 2015.

El importe asociado por la inclusión definitiva en el régimen retributivo del 3er Tanque de Bilbao, que de acuerdo con la información disponible se estima en 1.946.123,43 €.

1.3. Retribución a Publicar en el BOE De los apartados anteriores se infiere que las necesidades económicas anuales de la actividad de regasificación, excluido el gas de operación, son de 458.869.263,86 € para el año 2016. No obstante, las cantidades a publicar en el BOE son de 426.152.939,95 € ya que sólo recoge (1) la RD fija y la RFNMLL devengada en 2016 de las instalaciones/adquisiciones de gas incluidas en el Régimen Retributivo de forma definitiva, provisional o a cuenta; (2) la RCS devengada en 2016; y , bajo el epígrafe de ajustes: (3) los ajustes por revisión del RCS de 2014 y 2015; (4) las correcciones de RD 2014 y 2015 por la modificación de Tr por la Ley 8/2015; y (5) la corrección de errores detectados en las retribuciones publicadas en Órdenes Ministeriales anteriores. En el siguiente cuadro se recogen los valores resultantes por empresas.

En Euros

Valor Neto a

31/12 año

anterior (1)

Ajuste

[2]


Año 2014 869.300.171,81 20.920.363,59 21.820.625,13 900.261,55

Año 2015 783.463.668,47 35.960.982,38 39.878.300,72 3.917.318,34

BBG

Año 2014 117.789.259,96 2.834.687,29 2.956.671,78 121.984,49

Año 2015 192.171.480,95 8.820.670,98 9.781.528,38 960.857,40

Reganosa

Año 2014 219.640.899,54 5.285.823,73 5.513.287,46 227.463,73

Año 2015 202.374.096,88 9.288.971,05 10.300.841,53 1.011.870,48


Año 2014 399.301.859,00 9.609.500,08 10.023.023,65 413.523,57

Año 2015 360.223.776,79 16.534.271,35 18.335.390,24 1.801.118,88

Ret. Finan

Ordenes

IET/2355/2014 y

IET/2445/2014

Nuevo Cálculo


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Cuadro 69. Retribución Anual de la Actividad de Regasificación a Publicar en el BOE, desglosada por empresa


2. Retribución de los activos de AASS 2.1. Retribución por Continuidad de Suministro (RCS) En el Cuadro 70 se recoge los cálculos de la RCS para 2016 de la actividad de AASS y de los desvíos incurridos en las retribuciones de años anteriores (2014 y 2015) como consecuencia de la revisión de las cifras de gas almacenado a 1 de noviembre más exactas (estimada, previsión cierre o real).

Cuadro 70. Determinación de la RCS de la actividad de AASS devengada en 2016 y los ajustes en la RCS de 2015 por revisión de las cifras de nivel de llenado a 1 nov


En el Cuadro 71 y el Cuadro 72 se presentan, respectivamente, los valores de la RCS devengada para 2016 y los ajustes por los desvíos de RCS en 2014 y 2015, desglosados por empresa, como consecuencia de la revisión de las cifras de gas almacenado y de la inclusión en el régimen retributivo de nuevas instalaciones con puesta en servicio anterior a los años 2014 y 2015, como por ejemplo, en el caso del AASS de Marismas

En Euros

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016

RCS 2016

Retribución

Financiera Gas

Talón

Total Retribución

Anual

Ajustes

[1]+[2]Total

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 190.407.603,77 36.453.088,90 876.982,16 227.737.674,83 10.066.404,05 237.804.078,88

BBG 38.264.358,47 9.096.620,66 192.873,71 47.553.852,84 2.392.650,31 49.946.503,15

Reganosa 37.373.754,15 7.334.129,30 146.315,49 44.854.198,94 2.295.364,20 47.149.563,14

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 76.504.305,84 10.846.332,18 125.767,63 87.476.405,65 3.776.389,13 91.252.794,78

Total 342.550.022,23 63.730.171,05 1.341.938,98 407.622.132,26 18.530.807,69 426.152.939,95

En GWh

Nivel Llenado a

1 de nov

1er Calculo

RCS2015


RCS2015

Tipo Dato


2015 27.648,66 Esticimación 24.756,13 Previsión Cierre

ΔDT -0,034298892 -0,139789584

RCS2014 6.457.394,00 € 6.457.394,00 €

fA 0,97 0,97

1+ΔDT 0,965701108 0,860210416

RCS2015 6.048.835,16 € 5.388.076,05 €

En GWh

Nivel Llenado a

1 de nov

1er

Calculo

RCS2016

Tipo Dato


2016 23.089,42 Estimación

ΔDT -0,067325063

RCS2015 5.388.076,05 €

fA 0,97

1+ΔDT 0,932674937

RCS2016 4.874.563,79 €


Calculo RCS2016


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Cuadro 71. RCS devengada en 2016 por la actividad de AASS, desglosada por empresa


Cuadro 72. Ajustes de la RCS devengada en 2014 y 2015 por la actividad de AASS, desglosados por empresa


En Euros VI BrutoValor

Reposición VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 292.443.057,99 292.443.057,99 84,6% 4.123.179,62

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 53.293.114,34 53.293.114,34 15,4% 751.384,17

Total 345.736.172,33 345.736.172,33 100% 4.874.563,79

En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS

2014RCS 2014

Valor

Reposición

α Reparto RCS

2014RCS 2014

Ajuste RCS2014

Prorata 180 días

[1]

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 183.917.454,20 100,0% 6.457.394,00 292.443.057,99 84,6% 5.462.026,25 -490.866,29


Total 183.917.454,20 1,00 6.457.394,00 345.736.172,33 100% 6.457.394,00 0,00


En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS

2015RCS 2015

Valor

Reposición

α Reparto RCS

2015RCS 2015

Ajuste RCS2015

[2]

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 183.917.454,20 100,0% 6.048.835,16 292.443.057,99 84,6% 4.557.537,12 -1.491.298,05


Total 183.917.454,20 1,00 6.048.835,16 345.736.172,33 100% 5.388.076,05 -660.759,11



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2.2. Retribución por Disponibilidad (RD) En el siguiente cuadro se presentan, desglosados por empresa, los valores de la RD, y sus conceptos retributivos, devengada para 2016 por las instalaciones puestas en servicio a 1 de septiembre de 2015 y las previstas poner en marcha hasta el 31 de diciembre de 2016, así como la cantidad a minorar en aplicación de la Disposición Adicional 7ª de la Orden ITC/3802/200844. Cuadro 73. RD devengada en 2016 por la actividad de AASS y minoración propuesta por

aplicación D.A. 7ª O. ITC/3802/2008, desglosada por empresa y concepto retributivo


En relación con los costes de O&M, señalar que, para cada AASS, primero se determina un valor anual provisional que es revisado posteriormente cuando se tienen los costes directos auditados del AASS. Las diferentes Órdenes Ministeriales publicadas hasta la fecha sólo han recogido los valores provisionales para los AASS de Serrablo y Gaviota, quedando pendientes de definir dichos valores para los AASS de Yela y Marismas. En el siguiente cuadro se recogen tanto la propuesta de retribución provisional de los AASS de Serrablo y Gaviota (mantener los últimos valores publicados) como la propuesta de nuevos valores provisionales a publicar para los AASS de Yela y Marismas. Estos últimos valores, se han determinado45 teniendo en cuenta tanto la información utilizada por la CNMC en sus trabajos para realizar sus propuesta46 de retribución 2012 y 2013 por costes de O&M de los AASS de Yela y Marismas, como la última información sobre los costes de 2014 y 2015 de estas instalaciones facilitada por sus titulares.

44 La Disposición Adicional 7ª estableció que ENAGAS, S.A., vería minorada durante 30 años la retribución por la actividad de almacenamiento subterráneo por la parte proporcional de la diferencia que hubo durante los años 2007 y 2008 entre la retribución provisional percibida por ENAGAS, S.A. y la retribución definitiva de sus instalaciones de almacenamiento subterráneo básico. A día de hoy, la cantidad pendiente de devolver es de 16.927.896 €, correspondientes a 24 deducciones de 705.329 € a aplicar en los ejercicios de 2016 a 2039, ambos incluidos.

45 Aplicando la metodología de cálculo de los costes de operación y mantenimiento establecida en la Disposición Adicional Sexta de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre 46 De acuerdo con la función establecida en el artículo 7.35 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC y con lo dispuesto en el apartado tercero de la Disposición Adicional Sexta de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre.


31/12/2015 (€)

Amortización

(€)

Retribución

Financiera

(€)

Coste O&M

(€)

Retribución

Disponibilidad

(RD)

Minoración

por D.A. 7ª

Orden

ITC/3802/2008

Total a

Retribuir sin

RCS

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 642.154.108,37 438.954.017,15 36.212.086,32 22.342.759,47 29.294.042,55 87.848.888,34 -705.329,00 87.143.559,34

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 75.695.114,34 44.110.998,85 3.060.705,16 2.245.249,84 821.666,54 6.127.621,54 6.127.621,54

Total 717.849.222,71 483.065.015,99 39.272.791,48 24.588.009,31 30.115.709,08 93.976.509,88 -705.329,00 93.271.180,88


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Cuadro 74. Propuesta de Retribución Provisional 2016 por O&M para los AASS, desglosada por empresa, instalación, concepto retributivo, y estado inclusión


A semejanza con la actividad de regasificación, la información sobre la RD, también puede desglosarse teniendo en cuenta el estado de inclusión en el régimen retributivo de los activos: Cuadro 75. RD devengada en 2016 por la actividad de AASS y minoración propuesta por

aplicación D.A. 7ª O. ITC/3802/2008, desglosadas por empresa, tipo de liquidación y estado de inclusión en el régimen retributivo


2.2.1. Correcciones RD 2014 y 2015 por modificación Tr Como se ha indicado antes, la Disposición Final Cuarta de la Ley 8/2015 modifica el redactado del Artículo 65.2 de tal forma que, desde el 17 de octubre de 2014 en adelante, la Tr a aplicar en el cálculo de la retribución financiera de los activos regulados de regasificación, AASS y transporte pasa de 4,59% a 5,09%. En consecuencia, es necesario revisar la retribución financiera correspondiente a los ejercicios 2014 y 2015 determinadas con anterioridad. En el Cuadro 76 se recoge el ajuste que es necesario realizar por empresa y ejercicio retributivo.

EmpresaRCI O&Min

(Provisional)

RCD O&Min

(Provisional)

Total a

Retribución

Provisional O&M

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 4.119.804,78 21.351.275,75 25.471.080,53

AASS Serrablo 3.703.798,73 4.068.546,55 7.772.345,28

AASS Gaviota 416.006,05 17.282.729,20 17.698.735,25

Inclusión a Cuenta/Provisional 4.119.804,78 21.351.275,75 25.471.080,53

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 0,00 4.003.944,90 4.003.944,90

AASS Yela 0,00 4.003.944,90 4.003.944,90

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 5.088,23 816.578,31 821.666,54

AASS Marismas 5.088,23 816.578,31 821.666,54

Pendiente Inclusión Provisional 5.088,23 4.820.523,20 4.825.611,43


31/12/2015 (€)

Retribución

Disponibilidad (RD)

Minoración por D.A.

7ª Orden

ITC/3802/2008

Total a Retribuir

sin RCS

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 642.154.108,37 438.954.017,15 87.848.888,34 -705.329,00 87.143.559,34

INCLUSION DEFINITIVA 292.443.057,99 165.042.075,48 53.562.198,72 -705.329,00 52.856.869,72



EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 228.417.917,00 194.155.229,45 25.126.359,05 25.126.359,05

PENDIENTE INICIO TRAMITE DE INCLUSION 64.361.323,38 54.373.757,22 6.599.190,41 6.599.190,41

PREVISTAS PONER EN SERVICIO 56.931.810,00 25.382.955,00 2.561.140,16 2.561.140,16

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 75.695.114,34 44.110.998,85 6.055.604,88 0,00 6.055.604,88

INCLUSION DEFINITIVA 53.293.114,34 44.110.998,85 6.055.604,88 6.055.604,88



EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 0,00


PREVISTAS PONER EN SERVICIO 22.402.000,00 0,00 0,00 0,00

Total 717.849.222,71 483.065.015,99 93.904.493,21 -705.329,00 93.199.164,21

INCLUSION DEFINITIVA 345.736.172,33 209.153.074,33 59.617.803,59 -705.329,00 58.912.474,59

INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 228.417.917,00 194.155.229,45 25.126.359,05 0,00 25.126.359,05

PENDIENTE INICIO TRAMITE DE INCLUSION 64.361.323,38 54.373.757,22 6.599.190,41 0,00 6.599.190,41

PREVISTAS PONER EN SERVICIO 79.333.810,00 25.382.955,00 2.561.140,16 0,00 2.561.140,16


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En dicho cuadro, se identifica el valor neto total de los activos afectados por la modificación, la retribución financiera reconocida en las diferentes órdenes/resoluciones, y la nueva retribución financiera a reconocer.

Cuadro 76. Correcciones RD 2014 y 2015 por modificación Tr por la Ley 8/2015, desglosadas por empresa y tipo de liquidación



de incluir en el Régimen Retributivo. A día de hoy, existen las siguientes partidas que hay que presupuestar:

El importe asociado por la inclusión definitiva en el régimen retributivo de inversiones realizadas en el AASS de Serrablo durante los años 2008, 2009 y 2010, que de acuerdo con la información disponible se estima en 1.538.202,60 €

El importe asociado por la inclusión definitiva en el régimen retributivo de inversiones realizadas en el AASS de Yela puesto en servicio en 2012, que de acuerdo con la información disponible se estima en 29.401,723,23 €

El importe asociado a las adquisiciones de Gas Colchón realizadas en el año 2014 para el AASS de Yela, que de acuerdo con la información disponible se estima en 5.256.014,53 €

El importe asociado a la O&M de los AASS subterráneos (ajustes sobre retribución provisional, y retribuciones pendientes de reconocer) del año 2015, que de acuerdo con la información disponible se estima en 3.420.539,46 €

2.3. Retribución a Publicar en el BOE De los apartados anteriores se infiere que las necesidades económicas anuales de la actividad de AASS, excluido el gas de operación, son de 134.131.464,47 € para el año 2016. No obstante, las cantidades a publicar en el BOE son de 67.652.399,09 € ya que sólo recoge (1) la RD incluidas en el Régimen Retributivo de forma definitiva, provisional o a cuenta, excluidos los valores provisionales de O&M, (2) la RCS devengada en 2016; y , bajo el epígrafe de ajustes: (3) los ajustes por revisión del RCS de 2014 y 2015; (4) las correcciones de RD 2014 y 2015

En Euros

Valor Neto a

31/12 año

anterior

Ret. Financiera

(Tr5-7-14=5,09% y

Tr17-10-14=4,59%)

Ajuste

[3]


Año 2014 98.332.276,06 2.366.440,31 2.468.274,83 101.834,52

Año 2015 84.068.079,70 3.858.724,86 4.279.065,26 420.340,40

Nuevo Cálculo

Ret. Financiera

(Tr=5,09%)

Ordenes IET/2355/2014 y

IET/2445/2014


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por la modificación de Tr por la Ley 8/2015; y (5) la corrección de errores detectados en las retribuciones publicadas en Órdenes Ministeriales anteriores. En el siguiente cuadro se recogen los valores resultantes por empresa excluidos los costes de O&M provisionales. Cuadro 77. Retribución Anual de la Actividad de AASS a Publicar en el BOE, desglosada

por empresa


Siendo los valores provisionales de retribución por O&M a publicar en el BOE los siguientes

Cuadro 78. Valores de Retribución provisional por O&M a Publicar en el BOE


3. Retribución de los activos de transporte

3.1. Retribución por Continuidad de Suministro (RCS) En el Cuadro 79 se recogen los cálculos de la RCS para 2016 de la actividad de transporte así como la actualización de las retribuciones de años anteriores (2015) como consecuencia de la revisión de las cifras de demanda más exactas (estimada, previsión cierre o real).

En Euros

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016 sin

Costes O&M

RCS 2016

Minoración

por D.A. 7ª

Orden

ITC/3802/2008

Total

Retribución

Anual

Ajustes

[1]+[2]+[3]Total

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 28.091.118,19 4.123.179,62 -705.329,00 31.508.968,81 -1.459.989,42 30.048.979,40

Gas Natural Almacenamiento Andalucía, S.A. 5.233.938,34 751.384,17 5.985.322,51 1.321.405,23 7.306.727,73

Total 33.325.056,53 4.874.563,79 -705.329,00 37.494.291,32 -138.584,19 37.355.707,13

En Euros RCI O&Min RCD O&Min

Total

Retribución

Provisional

AASS Serrablo 3.703.798,73 4.068.546,55 7.772.345,28

AASS Gaviota 416.006,05 17.282.729,20 17.698.735,25

AASS Yela 0,00 4.003.944,90 4.003.944,90

AASS Marismas 5.088,23 816.578,31 821.666,54


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Cuadro 79. Determinación de la RCS de la actividad de transporte devengada en 2016 y los ajustes en la RCS de 2015 por revisión de las cifras de demanda


En el Cuadro 80 se presentan, desglosados por empresa, los valores de la RCS devengada para 2016 de aquellas instalaciones cuya liquidación se realiza de forma proporcional a los días del periodo de liquidación y aquella cuya liquidación se realiza aplicando los porcentajes que se recogen en el Anexo III del Real Decreto 326/2008. Por su parte, el Cuadro 81 y el Cuadro 82 recogen los ajustes de la RCS devengada en 2015 y 2014 a liquidar mediante pago único.

En GWh

Demanda Gas

por Red Tpte

1er

Calculo

RCS2015


RCS2015

Tipo Dato



ΔDT 0,007934623 0,039798583

RCS2014 233.164.337,00 € 233.164.337,00 €

fA 0,97 0,97

1+ΔDT 1,007934623 1,039798583

RCS2015 227.963.975,80 € 235.170.628,78 €

En GWh

Demanda Gas

por Red Tpte

1er Calculo

RCS2016

Tipo Dato


2016 310.123,271 Estimación

ΔDT 0,026110661

RCS2015 235.170.628,78 €

fA 0,97

1+ΔDT 1,026110661

RCS2016 234.071.756,55 €


Calculo RCS2016


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Cuadro 80. RCS devengada en 2016 por la actividad de transporte, desglosada por empresa y tipo de liquidación


En EurosValor

Reposición VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

Valor Reposición

VRI

α Reparto RCS

2016RCS 2016

ENAGAS, S.A. 0,00 0,0% 0,00 0,00 0,00


ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 127.524.132,16 1,5% 3.572.725,44 125.188.908,30 1,5% 3.507.301,64 7.080.027,08

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 0,00 58.820.952,05 0,7% 1.647.932,11 1.647.932,11

Cegas, S.A. 19.223.760,91 0,2% 538.574,30 21.515.179,28 0,3% 602.770,84 1.141.345,14

Gas Andalucía S.A. 1.238.746,60 0,0% 34.704,82 35.045.174,48 0,4% 981.828,18 1.016.532,99

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T) 13.461.891,93 0,2% 377.149,35 28.067.145,36 0,3% 786.331,20 1.163.480,55

Reganosa 50.514.787,36 0,6% 1.415.225,99 21.804.100,85 0,3% 610.865,29 2.026.091,28

Gas Extremadura Transporte, S.L. 29.141.442,46 0,3% 816.428,79 39.295.393,61 0,5% 1.100.902,63 1.917.331,42

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 16.135.203,96 0,2% 452.045,06 203.063.772,18 2,4% 5.689.049,53 6.141.094,59

Redexis Gas, S.A. 103.111.831,54 1,2% 2.888.788,63 189.541.747,74 2,3% 5.310.215,51 8.199.004,14

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.495.234,40 0,1% 153.954,89 0,00 153.954,89

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 179.830.738,00 2,2% 5.038.151,15 19.391.231,72 0,2% 543.266,17 5.581.417,32

Gas Navarra, S.A. 0,00 14.571.095,52 0,2% 408.224,88 408.224,88

Redexis Gas Murcia, S.A. 0,00 20.251.547,63 0,2% 567.368,84 567.368,84

Total 5.079.164.287,99 60,8% 142.298.239,21 3.275.745.184,47 39,2% 91.773.517,34 234.071.756,55


(Liquidación proporcional a los días del periodo de

liquidación)


(Liquidación por porcentajes predefinidos en Anexo III RD

326/2008)

Total RCS 2016


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Cuadro 81. Ajustes de la RCS devengada en 2015 por la actividad de transporte, desglosados por empresa y tipo de liquidación


En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS


α Reparto RCS

2014RCS 2014

Ajuste RCS2014

Prorata 180 días

[1]

ENAGAS, S.A. 0,0000% 0,00 0,00 0,0000% 0,00 0,00

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 6.765.042.040,00 84,7984% 197.719.667,37 7.010.799.557,27 85,2382% 198.744.994,18 505.640,62


Gas Natural Transporte SDG, S.L. 237.812.710,47 2,9809% 6.950.474,18 23.978.767,62 0,2915% 679.759,85 -3.092.407,07

Cegas, S.A. 40.812.831,19 0,5116% 1.192.823,26 40.738.940,19 0,4953% 1.154.884,04 -18.709,75

Gas Andalucía S.A. 36.283.921,08 0,4548% 1.060.458,27 36.283.921,08 0,4411% 1.028.591,35 -15.715,19


Reganosa 72.318.888,21 0,9065% 2.113.640,45 72.318.888,21 0,8793% 2.050.125,23 -31.322,58


Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.495.234,40 0,0689% 160.607,42 5.495.234,40 0,0668% 155.781,13 -2.380,09

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 177.639.525,49 2,2267% 5.191.812,21 180.006.848,29 2,1885% 5.102.907,28 -43.843,53

Redexis Gas, S.A. 260.316.158,62 3,2630% 7.608.175,07 259.420.159,43 3,1541% 7.354.148,08 -125.273,59

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 0,0000% 0,00 199.130.719,05 2,4211% 5.645.038,52 2.783.854,61

Gas Navarra, S.A. 0,0000% 0,00 14.571.095,52 0,1772% 413.067,34 203.704,44


Total 7.977.792.816,65 100,0000% 233.164.336,98 8.224.953.978,53 100,0000% 233.164.337,00 0,01



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Cuadro 82. Ajustes de la RCS devengada en 2014 por la actividad de transporte, desglosados por empresa y tipo de liquidación


En EurosValor

Reposición

α Reparto RCS


α Reparto RCS

2015RCS 2015

Ajuste RCS2015

[2]

ENAGAS, S.A. 0,0000% 0,00 0,00 0,00000% 0,00 0,00



Gas Natural Transporte SDG, S.L. 237.812.710,48 2,9518% 6.729.018,00 53.010.240,91 0,63617% 1.496.078,71 -5.232.939,29

Cegas, S.A. 40.812.831,19 0,5066% 1.154.818,00 40.738.940,19 0,48890% 1.149.752,57 -5.065,43

Gas Andalucía S.A. 36.283.921,09 0,4504% 1.026.670,00 36.283.921,08 0,43544% 1.024.021,03 -2.648,97


Reganosa 72.318.888,21 0,8976% 2.046.296,00 72.318.888,21 0,86789% 2.041.015,98 -5.280,02


Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 5.495.234,40 0,0682% 155.490,00 5.495.234,40 0,06595% 155.088,96 -401,04

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 201.295.992,23 2,49854% 5.695.760,00 203.663.315,03 2,44413% 5.747.877,08 52.117,08

Redexis Gas, S.A. 293.549.578,49 3,6436% 8.306.118,00 292.653.579,28 3,51209% 8.259.400,08 -46.717,92

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 0,00 199.130.719,05 2,38974% 5.619.956,13 5.619.956,13

Gas Navarra, S.A. 0,00 14.571.095,52 0,17487% 411.231,97 411.231,97


Total 8.056.558.600,37 100,0% 227.963.975,00 8.332.751.235,54 100,0% 235.170.628,78 7.206.653,78



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3.2. Retribución por Disponibilidad (RD) y Retribución Financiera de Gas de Nivel Mínimo de Llenado (RFNMLL).

En el Cuadro 83 se presentan, desglosados por empresa, los valores de la RD y sus conceptos retributivos, así como la RFNMLL devengada para 2016 por las instalaciones puestas en servicio a 1 de septiembre de 2015 y las previstas poner en marcha hasta el 31 de diciembre de 2016. La misma información (RD y RFNMLL) puede agruparse, ver Cuadro 84, en dos grupos en función de la forma en que son liquidadas las retribuciones:

1. Aquellas instalaciones cuya liquidación se realiza de forma proporcional a los días del periodo de liquidación (instalaciones puestas en servicio antes de 2008)

2. Aquellas cuya liquidación se realiza aplicando los porcentajes que se recogen en el Anexo III del Real Decreto 326/2008 (instalaciones puestas en servicio con posterioridad).

Además, como en los casos de las actividades de regasificación y AASS, es posible diferenciar, en cada agrupación, la retribución asociada a:

a) Instalaciones incluidas de forma definitiva en el Régimen Retributivo; b) Instalaciones incluidas de forma provisional y/o a cuenta; c) Instalaciones puestas en marcha en 2015 que se proponen incluir a

cuenta en la Orden; d) Instalaciones cuya inclusión definitiva se está tramitando47 e) Instalaciones puestas en marcha pendientes de ser incluidas en el

Régimen Retributivo. f) Instalaciones previstas poner en servicio hasta finales de 2015 y en

2016

47 Estimación a partir de la información contenida en los expedientes tramitados por esta Comisión.

En el caso de instalaciones incluidas de forma provisional y/o a cuenta en el régimen retributivo, sólo se considera el diferencial con la retribución a cuenta ya reconocida.


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Cuadro 83. RD y RFNMLL devengadas en 2016 por la actividad de transporte, por empresa y concepto retributivo


En Euros VI BrutoValor Neto a

31/12/2015Amortización

Retribución

FinancieraCoste O&M COEV

Retribución

Disponibilidad (RD)

Retribución

Financiera Gas

Talón

Total a Retribuir

sin RCS

ENAGAS, S.A. 10.452.627,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 5.327.137.713,73 3.380.681.523,92 146.310.839,84 170.130.784,19 175.063.113,92 524.543,23 492.029.281,18 1.945.905,37 493.975.186,56

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 250.683.640,87 173.197.602,34 6.411.195,80 8.774.933,05 5.954.773,56 0,00 21.140.902,40 40.824,91 21.181.727,31

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 52.901.335,80 49.972.154,87 1.364.632,16 2.541.775,96 1.583.574,40 0,00 5.489.982,52 1.806,73 5.491.789,25

Cegas, S.A. 24.401.437,55 20.691.675,87 622.869,15 1.050.223,42 801.543,05 0,00 2.474.635,63 2.982,88 2.477.618,51

Gas Andalucía S.A. 30.515.705,71 25.264.209,11 789.239,19 1.284.208,69 777.868,25 0,00 2.851.316,13 1.739,55 2.853.055,69

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T) 34.295.251,25 27.487.938,30 887.597,22 1.396.998,22 846.476,97 0,00 3.131.072,41 2.137,84 3.133.210,25

Reganosa 65.709.888,05 53.301.946,55 1.658.153,37 2.713.069,08 1.635.634,27 0,00 6.006.856,72 0,00 6.006.856,72

Gas Extremadura Transporte, S.L. 49.398.605,29 41.978.326,03 1.273.591,44 2.128.221,31 1.669.284,08 0,00 5.071.096,82 8.475,49 5.079.572,31

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 4.076.869,33 3.170.411,78 100.717,51 158.922,15 107.141,47 0,00 366.781,13 2.451,81 369.232,94

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 276.569.546,13 209.230.834,70 5.970.606,49 10.624.788,33 7.303.553,97 0,00 23.898.948,80 25.061,15 23.924.009,95

Redexis Gas, S.A. 191.734.422,03 160.899.074,79 4.879.258,71 8.154.935,08 5.579.635,98 0,00 18.613.829,78 34.827,83 18.648.657,60

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 145.933.713,21 68.623.432,01 3.766.735,18 3.470.564,70 6.106.336,63 4.706,55 13.348.343,07 22.367,99 13.370.711,06

Gas Navarra, S.A. 9.724.699,74 8.477.815,51 249.376,85 430.385,07 265.426,92 0,00 945.188,84 1.135,74 946.324,57

Redexis Gas Murcia, S.A. 13.196.385,54 12.514.390,49 340.997,53 634.809,43 365.739,01 0,00 1.341.545,97 2.173,04 1.343.719,01

Gas Natural Madrid SDG, S.L. 3.670.094,30 3.670.094,30 103.402,28 186.807,80 195.752,05 0,00 485.962,14 0,00 485.962,14

Total 6.490.401.936,08 4.239.161.430,56 174.729.212,73 213.681.426,48 208.255.854,54 529.249,79 597.195.743,53 2.091.890,33 599.287.633,87


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Cuadro 84. RD y RFNMLL devengadas en 2016 por la Act. de transporte, desglosadas por empresa, tipo de liquidación y estado de inclusión en el régimen retributivo



31/12/2015 (€)

Retribución

Disponibilidad (RD)

Retribución


Total a Retribuir

sin RCSVI Bruto (€)

Valor Neto a

31/12/2015 (€)

Retribución

Disponibilidad (RD)

Retribución

Financiera Gas

Talón


RCS

ENAGAS, S.A. 10.452.627,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

INCLUSION DEFINITIVA 10.452.627,56 0,00 0,00 0,00 0,00

INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL

PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M.

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1)

PENDIENTE DE INCLUSION

PREVISTAS PONER EN SERVICIO

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 2.885.484.654,10 1.305.737.923,93 263.371.787,90 1.346.113,61 264.717.901,50 2.441.653.059,64 2.074.943.599,98 228.657.493,29 599.791,77 229.257.285,05

INCLUSION DEFINITIVA 2.883.218.208,52 1.304.183.491,12 262.970.210,83 1.346.113,61 264.316.324,44 1.944.772.084,26 1.635.903.101,50 180.043.388,93 209.581,92 180.252.970,85



EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 31.570.602,44 26.734.235,49 2.189.129,74 390.209,85 2.579.339,59

PENDIENTE DE INCLUSION 2.266.445,58 1.554.432,81 401.577,07 0,00 401.577,07 1.946.838,00 1.849.496,10 191.481,25 0,00 191.481,25

PREVISTAS PONER EN SERVICIO 32.575.712,09 21.519.750,00 3.071.073,78 0,00 3.071.073,78

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 122.760.972,14 61.010.087,30 9.779.321,51 2.659,54 9.781.981,04 127.922.668,73 112.187.515,04 11.361.580,89 38.165,38 11.399.746,27

INCLUSION DEFINITIVA 122.760.972,14 61.010.087,30 9.779.321,51 2.659,54 9.781.981,04 81.565.618,66 69.199.140,08 7.120.853,64 18.105,33 7.138.958,97


PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 828.706,10 828.706,10 179.539,68 0,00 179.539,68

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 268.931,06 268.931,06 0,00 13.688,59 13.688,59

PENDIENTE DE INCLUSION 2.072.013,91 2.072.013,91 196.435,95 6.371,45 202.807,41

PREVISTAS PONER EN SERVICIO 1.003.452,25 0,00 0,00 0,00 0,00

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 313.140,00 167.008,00 62.089,23 0,00 62.089,23 52.588.195,80 49.805.146,87 5.427.893,30 1.806,73 5.429.700,02

INCLUSION DEFINITIVA 16.706.078,03 14.775.845,19 1.756.571,82 389,54 1.756.961,36

INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL 1.012.090,79 903.465,20 121.282,65 0,00 121.282,65

PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 34.842.184,43 34.097.993,92 3.550.038,82 0,00 3.550.038,82


PENDIENTE DE INCLUSION 313.140,00 167.008,00 62.089,23 0,00 62.089,23


Cegas, S.A. 7.164.143,37 5.213.619,43 741.977,00 607,13 742.584,12 17.237.294,18 15.478.056,44 1.732.658,63 2.375,75 1.735.034,38

INCLUSION DEFINITIVA 7.164.143,37 5.213.619,43 741.977,00 607,13 742.584,12 46.674,93 46.674,93 0,00 2.375,75 2.375,75



EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 3.051.479,23 2.768.211,66 252.237,63 0,00 252.237,63



Gas Andalucía S.A. 849.966,03 657.075,41 102.392,30 72,65 102.464,95 29.665.739,68 24.607.133,70 2.748.923,83 1.666,90 2.750.590,74

INCLUSION DEFINITIVA 849.966,03 657.075,41 102.392,30 72,65 102.464,95 29.665.739,68 24.607.133,70 2.748.923,83 1.666,90 2.750.590,74






Gas Castilla-La Mancha, S.A. 13.730.288,54 10.034.045,30 1.259.259,12 544,05 1.259.803,16 20.564.962,71 17.453.893,01 1.871.813,29 1.593,79 1.873.407,09

INCLUSION DEFINITIVA 13.730.288,54 10.034.045,30 1.259.259,12 544,05 1.259.803,16 19.518.098,68 16.535.732,17 1.701.302,23 1.593,79 1.702.896,02

INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL 1.031.904,31 901.917,17 169.941,05 0,00 169.941,05


EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 14.959,72 16.243,67 570,01 0,00 570,01



Reganosa 42.069.055,60 33.600.871,95 3.865.158,64 0,00 3.865.158,64 23.640.832,45 19.701.074,60 2.141.698,08 0,00 2.141.698,08

INCLUSION DEFINITIVA 42.069.055,60 33.600.871,95 3.865.158,64 0,00 3.865.158,64 23.640.832,45 19.701.074,60 2.141.698,08 0,00 2.141.698,08






Gas Extremadura Transporte, S.L. 19.117.253,65 14.605.650,36 1.800.117,82 5.273,85 1.805.391,68 30.281.351,63 27.372.675,67 3.270.979,00 3.201,64 3.274.180,63

INCLUSION DEFINITIVA 19.117.253,65 14.605.650,36 1.800.117,82 5.273,85 1.805.391,68 30.224.982,78 27.316.306,82 3.270.979,00 332,46 3.271.311,46




PENDIENTE DE INCLUSION 56.368,85 56.368,85 0,00 2.869,17 2.869,17


Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 11.109.664,26 7.223.216,96 1.289.916,01 832,32 1.290.748,34 265.459.881,87 202.007.617,74 22.609.032,79 24.228,83 22.633.261,61

INCLUSION DEFINITIVA 11.109.664,26 7.223.216,96 1.289.916,01 832,32 1.290.748,34 55.948.295,25 48.635.456,07 5.837.798,47 10.049,26 5.847.847,74


PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 15.535.661,11 15.535.661,11 1.729.218,47 0,00 1.729.218,47

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 9.521.396,61 8.224.967,97 654.760,14 9.696,66 664.456,80


PREVISTAS PONER EN SERVICIO 46.953.078,04 5.530.049,32 936.200,24 0,00 936.200,24

PLANIFICADAS 3.156.480,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Redexis Gas, S.A. 61.430.278,77 45.385.283,10 5.605.895,75 5.499,43 5.611.395,18 130.304.143,26 115.513.791,69 13.007.934,03 29.328,40 13.037.262,43






PREVISTAS PONER EN SERVICIO 2.861.133,51 0,00 6.026,13 0,00 6.026,13






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Cuadro 84. RD y RFNMLL devengadas en 2016 por la Act. de transporte, desglosadas por empresa, tipo de liquidación y estado de inclusión en el régimen retributivo (cont.)


3.2.1. Correcciones RD 2014 y 2015 por modificación Tr Como se ha indicado antes, la Disposición Final Cuarta de la Ley 8/2015 modifica el redactado del Artículo 65.2 de tal forma que, desde el 17 de octubre de 2014 en adelante, la Tr a aplicar en el cálculo de la retribución financiera de los activos regulados de regasificación, AASS y transporte pasa de 4,59% a 5,09%. En consecuencia, es necesario revisar la retribución financiera correspondiente a los ejercicios 2014 y 2015 determinadas con anterioridad. En el Cuadro 85 se recoge el ajuste que es necesario realizar por empresa y ejercicio retributivo.


31/12/2015 (€)

Retribución

Disponibilidad (RD)

Retribución


Total a Retribuir

sin RCSVI Bruto (€)

Valor Neto a

31/12/2015 (€)

Retribución

Disponibilidad (RD)

Retribución

Financiera Gas

Talón


RCS





Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 4.076.869,33 3.170.411,78 366.781,13 2.451,81 369.232,94 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

INCLUSION DEFINITIVA 4.076.869,33 3.170.411,78 366.781,13 2.451,81 369.232,94






Gas Natural Distribución SDG, S.A. 128.763.834,21 54.471.659,24 11.626.217,83 15.124,04 11.641.341,87 17.169.879,00 14.151.772,78 1.722.125,24 7.243,96 1.729.369,19


INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL 2.517.973,39 2.258.442,72 346.967,68 0,00 346.967,68

PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 104.938,27 104.938,27 8.839,30 0,00 8.839,30

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 837,81 837,81 0,00 42,64 42,64


PREVISTAS PONER EN SERVICIO 444.464,19 0,00 196,26 0,00 196,26

Gas Navarra, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9.724.699,74 8.477.815,51 945.188,84 1.135,74 946.324,57

INCLUSION DEFINITIVA 9.724.005,25 8.477.121,02 945.188,84 1.100,39 946.289,22



EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 694,49 694,49 0,00 35,35 35,35



Redexis Gas Murcia, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13.196.385,54 12.514.390,49 1.341.545,97 2.173,04 1.343.719,01

INCLUSION DEFINITIVA 13.153.693,11 12.471.698,06 1.341.545,97 0,00 1.341.545,97






Gas Natural Madrid SDG, S.L. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3.670.094,30 3.670.094,30 485.962,14 0,00 485.962,14

INCLUSION DEFINITIVA





PREVISTAS PONER EN SERVICIO 3.670.094,30 3.670.094,30 485.962,14 0,00 485.962,14

Total 3.307.322.747,56 1.541.276.852,75 299.870.914,23 1.379.178,42 301.250.092,65 3.183.079.188,52 2.697.884.577,81 297.324.829,30 712.711,92 298.037.541,22

INCLUSION DEFINITIVA 3.304.743.161,98 1.539.555.411,94 299.407.247,94 1.379.178,42 300.786.426,35 2.334.368.821,23 1.973.916.696,81 217.907.280,08 264.290,23 218.171.570,30

INCLUSION A CUENTA/PROVISIONAL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 657.729.202,03 600.187.548,09 65.965.839,68 0,00 65.965.839,68

PROPUESTA INCLUSIÓN A CUENTA PROX O.M. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 51.311.489,91 50.567.299,40 5.467.636,27 0,00 5.467.636,27

EN TRAMITES PARA INCLUSIÓN DEFINITIVA (1) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 44.615.400,02 38.200.620,83 3.096.697,52 423.165,88 3.519.863,40

PENDIENTE DE INCLUSION 2.579.585,58 1.721.440,81 463.666,29 0,00 463.666,29 4.389.860,96 4.292.519,06 387.917,21 25.255,81 413.173,02

PREVISTAS PONER EN SERVICIO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 87.507.934,37 30.719.893,62 4.499.458,55 0,00 4.499.458,55

PLANIFICADAS 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3.156.480,00 0,00 0,00 0,00 0,00


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En dicho cuadro, se identifica el valor neto total de los activos afectados por la modificación, la retribución financiera reconocida en las diferentes órdenes/resoluciones, y la nueva retribución financiera a reconocer.

Cuadro 85. Correcciones RD 2014 y 2015 por modificación Tr por la Ley 8/2015, desglosadas por empresa y tipo de liquidación


3.2.2. Retribución a Cuenta 2015 asociada a Instalaciones a Incluir en el Régimen Retributivo por la próxima Orden

En el siguiente cuadro se recoge el listado de instalaciones a incluir a cuenta por la próxima Orden Ministerial, indicando el titular, la fecha puesta en servicio, el Valor de Inversión y, según aplique, la RD de los ejercicios 2014, 2015 y 2016.

En Euros

Valor Neto a

31/12 año

anterior (1)

Ajuste

[3]

ENAGAS, S.A.

Año 2014 0,00 0,00 0,00 0,00

Año 2015 0,00 0,00 0,00 0,00


Año 2014 3.594.474.453,40 86.503.735,89 90.226.232,72 3.722.496,83

Año 2015 3.473.036.782,88 159.412.388,33 176.777.572,25 17.365.183,91

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U.

Año 2014 182.600.411,99 4.394.416,49 4.583.520,48 189.103,99

Año 2015 176.314.181,63 8.092.820,94 8.974.391,85 881.570,91

Gas Natural Transporte SDG, S.L.

Año 2014 16.604.368,52 399.596,64 416.792,40 17.195,76

Año 2015 16.141.839,45 740.910,43 821.619,63 80.709,20

Cegas, S.A.

Año 2014 19.027.545,68 457.912,22 477.617,46 19.705,24

Año 2015 18.475.504,94 848.025,68 940.403,20 92.377,52

Gas Andalucía S.A.

Año 2014 26.842.687,50 645.989,50 673.788,23 27.798,73

Año 2015 26.053.448,31 1.195.853,28 1.326.120,52 130.267,24

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T)

Año 2014 29.247.402,65 703.860,78 734.149,87 30.289,09

Año 2015 28.359.548,65 1.301.703,28 1.443.501,03 141.797,74

Reganosa

Año 2014 56.618.253,30 1.362.560,92 1.421.195,72 58.634,79

Año 2015 54.960.099,92 2.522.668,59 2.797.469,09 274.800,50

Gas Extremadura Transporte, S.L.

Año 2014 44.469.140,06 1.070.183,36 1.116.236,33 46.052,97

Año 2015 43.195.548,62 1.981.029,76 2.198.653,42 217.623,67


Año 2014 3.371.846,79 81.146,03 84.637,97 3.491,94

Año 2015 3.271.129,28 150.144,83 166.500,48 16.355,65

Redexis Gas Infraestructuras, S.L.

Año 2014 165.952.288,89 3.993.766,86 4.165.629,78 171.862,92

Año 2015 185.029.853,57 8.492.870,28 9.418.019,55 925.149,27

Redexis Gas, S.A.

Año 2014 148.055.559,88 3.563.068,60 3.716.397,37 153.328,77

Año 2015 165.555.627,93 7.599.003,32 8.426.781,46 827.778,14

Gas Natural Distribución SDG, S.A.

Año 2014 75.997.414,19 1.828.935,03 1.907.639,20 78.704,17

Año 2015 72.197.622,29 3.313.870,86 3.674.858,97 360.988,11

Gas Navarra, S.A.

Año 2014 8.975.874,71 216.011,19 225.306,75 9.295,56

Año 2015 8.726.497,87 400.546,25 444.178,74 43.632,49

Redexis Gas Murcia, S.A.

Año 2014 13.153.693,11 316.553,54 330.175,72 13.622,18

Año 2015 12.812.695,58 588.102,73 652.166,21 64.063,48

Total

Año 2014 4.385.390.940,67 105.537.737,05 110.079.320,00 4.541.582,95

Año 2015 4.284.130.380,94 196.639.938,56 218.062.236,39 21.422.297,83

Ret. Finan

Ordenes

IET/2355/2014 y

IET/2445/2014

Nuevo Cálculo


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Cuadro 86. Retribución Anual de la Actividad de Transporte a Publicar en el BOE, desglosada por empresa


Empresa Fecha P.E.MVAI a valores

unitarios2014 2015 2016

ENAGAS TRANSPORTE

DEL NORTE, S.A.U.15-ene.-15 828.706,10 0,00 100.590,42 179.539,68

Redexis Gas

Infraestructuras, S.L.25-jun.-15 11.280.260,79 0,00 109.966,53 1.076.104,86

Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Redexis Gas


Gas Natural

Transporte SDG, S.L.17-dic.-14 20.406.465,65 0,00 1.946.718,90 1.920.751,67

Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural


Gas Natural

Transporte SDG, S.L.16-mar.-15 264.818,00 0,00 32.400,75 65.507,50

Gas Natural

Distribución SDG, S.A.3-mar.-15 104.938,27 0,00 0,00 8.839,30

Total 51.311.489,91 0,00 3.492.621,64 5.467.636,27

Instalacion

ERM G-4000 en Pos 45.02 (BARAKALDO) del Gto Arrigoriaga-Barakaldo-

Santurtzi

Gasoducto SON REUS-INCA-ALCUDIA

Posición SANSO-02 (PALMA DE MALLORCA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-01 (SANTA MARIA DEL CAMI) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-02 (CONSELL) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-03 (INCA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-04 (SA POBLA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. SONALCU-05 (ALCUDIA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-01 (SANTA MARIA DEL CAMI) del Gto Son Reus-

Inca-Alcudia



ERM G-250 en pos. SONALCU-02 (CONSELL) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-03 (INCA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-04 (SA POBLA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

ERM G-250 en pos. SONALCU-05 (ALCUDIA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

EM G-2500 en pos. SONALCU-05 (ALCUDIA) del Gto Son Reus-Inca-Alcudia

Pos. 006 Cervo del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 007 Alcoa del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)


Pos. 001 Inicial (Ribadeo) del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 002 Ribadeo del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

ERM G-100 en Pos. 009 Viveiro del gto Mariña Lucense

Tercera Linea ERM G-400 (ERP-03-28) en Pos Juneda del Gto Subirats-Manresa-

Lleida

Retribución Disponibilidad

ERM G-160 en Pos. 005 Burela del gto Mariña Lucense

ERM G-160 en Pos. 006 Cervo del gto Mariña Lucense

EM G-1000 en Pos. 007 Alcoa del gto Mariña Lucense

ERM G-400 en Pos. 007 Alcoa del gto Mariña Lucense

ERM G-65 en Pos. 008 Xove del gto Mariña Lucense

Pos. 008 Xove del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 009 Viveiro del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

ERM G-100 en Pos. 002 Ribadeo del gto Mariña Lucense

ERM G-160 en Pos. 003 Barreiros del gto Mariña Lucense

ERM G-100 en Pos. 004 Foz del gto Mariña Lucense

Pos. 003 Barreiros del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 004 Foz del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)

Pos. 005 Burela del gasoducto Ribadeo - Viveiro (Marina Lucense)


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de incluir en el Régimen Retributivo. A día de hoy, existen las siguientes partidas que hay que presupuestar:

El importe asociado a instalaciones pendientes de incluir en el régimen retributivo, que de acuerdo con la información disponible se estima en 710.705 €

La retribución financiera de las adquisiciones de gas talón pendientes de incluir en el régimen retributivo, y cuyo importe sería igual al presupuestado para el año 2016 (448.421 €) ya que se les aplica la misma Tr (5,09%) y no hubo adquisiciones adicionales durante 2015.

3.3. Retribución Total a Publicar en el BOE De los apartados anteriores se infiere que las necesidades económicas anuales de la actividad de transporte, excluido el gas de operación, son de 871.181.672 € para el año 2016. No obstante, las cantidades a publicar en el BOE son de 861.126.385 € ya que sólo se recoge (1) la RD y la RFNMLL incluidas en el Régimen Retributivo de forma definitiva, provisional o a cuenta; (2) la RCS devengada en 2016; y , bajo el epígrafe de ajuste: (3) los ajustes por revisión del RCS de 2014 y 2015; (4) las correcciones de RD 2014 y 2015 por la modificación de Tr por la Ley 8/2015; (5) la retribución a cuenta correspondiente a 2015 de las instalaciones que vayan a ser incluidas en el Régimen Retributivo por Orden Ministerial; y (6) la corrección de errores detectados en las retribuciones publicadas en Órdenes Ministeriales anteriores. En el siguiente cuadro se recogen los valores resultantes por empresas.


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Cuadro 87. Retribución Anual de la Actividad de Transporte a Publicar en el BOE, desglosada por empresa


En Euros

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016

RCS 2016

Retribución

Financiera Gas

Talón

Total Retribución

Anual

Retribución

Disponibilidad

(RD) 2016

RCS 2016

Retribución

Financiera Gas

Talón

Total Retribución

Anual

ENAGAS, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ENAGAS TRANSPORTE, S.A.U. 262.970.210,83 127.010.490,80 1.346.113,61 391.326.815,24 223.205.808,52 70.017.460,52 209.581,92 293.432.850,95 28.033.712,52 712.793.378,72

ENAGAS TRANSPORTE DEL NORTE, S.A.U. 9.779.321,51 3.572.725,44 2.659,54 13.354.706,48 11.165.144,94 3.507.301,64 18.105,33 14.690.551,91 1.043.725,83 29.088.984,22

Gas Natural Transporte SDG, S.L. 0,00 0,00 0,00 0,00 5.427.893,30 1.647.932,11 389,54 7.076.214,94 -5.102.574,10 1.973.640,84

Cegas, S.A. 741.977,00 538.574,30 607,13 1.281.158,42 1.480.421,00 602.770,84 2.375,75 2.085.567,60 88.307,59 3.455.033,60

Gas Andalucía S.A. 102.392,30 34.704,82 72,65 137.169,77 2.748.923,83 981.828,18 1.666,90 3.732.418,91 139.701,81 4.009.290,49

Gas Castilla-La Mancha, S.A. (T) 1.259.259,12 377.149,35 544,05 1.636.952,51 1.871.243,28 786.331,20 1.593,79 2.659.168,28 151.067,93 4.447.188,72

Reganosa 3.865.158,64 1.415.225,99 0,00 5.280.384,63 2.141.698,08 610.865,29 0,00 2.752.563,37 296.832,70 8.329.780,70

Gas Extremadura Transporte, S.L. 1.800.117,82 816.428,79 5.273,85 2.621.820,47 3.270.979,00 1.100.902,63 332,46 4.372.214,09 234.947,34 7.228.981,89

Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. 366.781,13 153.954,89 2.451,81 523.187,83 0,00 0,00 0,00 0,00 17.066,46 540.254,29

Redexis Gas Infraestructuras, S.L. 1.289.916,01 452.045,06 832,32 1.742.793,39 21.018.072,41 5.689.049,53 10.049,26 26.717.171,20 1.372.449,65 29.832.414,24

Redexis Gas, S.A. 5.605.895,75 2.888.788,63 5.499,43 8.500.183,81 13.001.907,89 5.310.215,51 17.992,69 18.330.116,09 809.115,41 27.639.415,31

Gas Natural Distribución SDG, S.A. 11.626.217,83 5.038.151,15 15.124,04 16.679.493,01 1.721.928,98 543.266,17 1.102,19 2.266.297,34 8.843.503,03 27.789.293,37

Gas Navarra, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 945.188,84 408.224,88 1.100,39 1.354.514,11 667.864,46 2.022.378,57

Redexis Gas Murcia, S.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 1.341.545,97 567.368,84 0,00 1.908.914,81 67.435,59 1.976.350,40

Total 299.407.247,94 142.298.239,21 1.379.178,42 443.084.665,57 289.340.756,03 91.773.517,34 264.290,23 381.378.563,59 36.663.156,20 861.126.385,36

Ajustes

[1]+[2]+[3]Total 2016






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4. Retribución por el coste del gas de operación El coste de gas de operación se determina en función de las cantidades reales utilizadas en plantas de regasificación, estaciones de compresión y ERM, aplicándoles el precio de adquisición. De acuerdo con la información facilitada por el GTS, serán necesarios: 816.167 MWh de gas operación para la actividad de transporte cuyo coste ascendería a 20.028.744 € si se aplica el precio promedio de los precios mensuales para gas introducido por gasoducto –disponibles hasta la fecha– resultantes de la aplicación las reglas operativas de la subasta (24 €/MWh) más el tipo reducido del impuesto de hidrocarburos reducido (0,54 €/MWh). 737.913 MWh de gas operación para la actividad de regasificación cuyo coste ascendería a 9.054.193 € si se aplican el porcentaje establecido en la Disposición Transitoria Segunda del Real Decreto-ley 8/2014 y el precio promedio de los precios mensuales para gas introducido por gasoducto (24 €/MWh) más el tipo reducido del impuesto de hidrocarburos reducido (0,54 €/MWh). 300.379 MWh de gas operación para la actividad de AASS cuyo coste ascendería a 7.371.303 € si se aplica el precio promedio de los precios mensuales para gas introducido por gasoducto –disponibles hasta la fecha– resultantes de la aplicación las reglas operativas de la subasta (24 €/MWh) más el tipo reducido del impuesto de hidrocarburos reducido (0,54 €/MWh). No obstante, el coste final dependerá, tanto de las cantidades reales utilizadas como de la evolución del precio a lo largo del año. De hecho, esta cantidad podría ser minorada por el exceso de gas de maniobra que sea destinado a consumos de gas de operación a coste cero, ya que en las Resoluciones que establecen las reglas operativas para el desarrollo de la subasta del gas de operación y el gas talón de las instalaciones de transporte y regasificación, normalmente se indica que una vez cubiertas las necesidades de gas talón, la cantidad sobrante de los excedentes de gas de maniobra será repartida de forma proporcional entre los transportistas para consumos de gas de operación a coste cero.


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ANEXO V. RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN


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ANEXO V. RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN La retribución de la actividad de distribución se compone de tres partidas: (1) la retribución de los activos, la más importante ya que representa en torno al 99,58% de la retribución anual; (2) la retribución por suministro a tarifa de gases manufacturados, que representan tan sólo el 0,02%; y (3) la retribución específica que representa el 0,4%. La Retribución de los activos de la actividad de distribución se establece para el conjunto de las instalaciones de cada empresa distribuidora según un modelo paramétrico que partiendo de la retribución del año anterior, se actualiza en función de la variación entre ambos años de ciertas magnitudes de caracterización de la actividad priorizando la extensión y penetración en nuevos municipios. Por su parte, la retribución por suministro a tarifa de gases manufacturados satisface a las distribuidoras por el ejercicio de la actividad de suministro a tarifa en los territorios insulares y extra-peninsulares donde suministran gases manufacturados porque no disponen de conexión con la red de gasoductos o de instalaciones de regasificación. Por último, la retribución específica de las instalaciones de distribución es una retribución, con carácter limitado en el tiempo, para aquellas instalaciones que permitan la gasificación de nuevos núcleos de población de forma que haga viables las inversiones. 1. Procedimiento de cálculo de la retribución de los activos de

distribución La Retribución de los activos de la actividad de distribución se establece para el conjunto de las instalaciones de cada empresa distribuidora, excluidas las acometidas, de acuerdo con el punto primero del Anexo X de la Ley 18/2014 y el artículo 20.2 del Real Decreto 949/2001. Dicha retribución se determina según un modelo paramétrico que partiendo de la retribución del año anterior, se actualiza en función de la actividad de cada distribuidora. Para ello, se aplican unos valores unitarios para el periodo 2014-2020 a las variaciones de (1) número de consumidores en redes de presión inferior o igual a 4 bar (diferenciando entre consumidores captados en municipios con gas introducido desde hace más de 5 años y los de menos); (2) demanda en redes de distribución en presión inferior o igual a 4 bar (diferenciando entre consumidores de menos de 50MWh/año y los de más); y (3) demanda en redes de distribución con presión entre 4 y 60 bar. Al valor obtenido por la fórmula paramétrica, se añadiría la retribución por el extracoste (coste diferencial) del suministro de gas manufacturado y/o aire


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propanado distinto del gas natural en territorios insulares que no dispongan de conexión con la red de gasoductos o de instalaciones de regasificación a aquellas distribuidoras que lo tuvieran. La retribución de la actividad de distribución de años anteriores es actualizada según se tiene mejor información. De hecho, el valor de retribución definitivo de la actividad de distribución para un año cualquiera se obtiene dos años después del primer cálculo, momento en el que se dispone de los datos definitivos de demanda suministrada y puntos de suministro de la actividad para dicho año. Para calcular la retribución anual de distribución de un “año n” cualquiera (en nuestro caso 2016), el procedimiento es el siguiente:

1. Se recalcula la retribución definitiva del “año n-2” (en nuestro caso 2014) y la nueva retribución provisional del “año n-1” (en nuestro caso 2015), aplicando en los cálculos los valores disponibles más actualizados de número de puntos de suministro y demanda de gas48, de acuerdo con la metodología de la Ley 18/2014, así como el sobrecoste de las empresas que suministran gas manufacturado de origen distinto al gas natural en territorios extrapeninsulares.

2. Se determinan los desvíos producidos en la retribución los “años n-1 y n-2” (en nuestro caso 2014 y 2015) con respecto a los valores calculados para la Orden anterior (en nuestro caso, Orden IET/2446/2012) y por la aplicación de la metodología del Real Decreto-ley 8/2014 a los datos utilizados entonces para el segundo periodo de 2014.

3. Se determina la retribución 2016 de acuerdo con la metodología del Real Decreto-ley 8/2014, a partir de la retribución recalculada para el año 2015 y con las variaciones de puntos de suministro y de demanda que hayan sido previstas, así como el sobrecoste de las empresas que suministran gas manufacturado de origen distinto al gas natural en territorios extrapeninsulares

4. No obstante, en el caso concreto de la retribución del año 2014, hay que señalar que, al ser el año dónde cambió la metodología retributiva, la Ley 18/2014 señala, a través de sus Artículos 62 y 63, que la retribución correspondiente al primer periodo de 2014 (del 1 de enero a 5 de julio) se debe calcular con el antiguo modelo retributivo (recogido en la Orden ITC/3993/2006), y la correspondiente al segundo periodo

48 Cuando se recalcula la retribución del año “n-2”, al tener los valores definitivos de puntos de suministro y demanda, se determina la retribución definitiva de la actividad de distribución de dicho año.


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(del 5 de julio a 31 de diciembre) debe calcularse de acuerdo con la nueva metodología.

2. Cifras de demanda y puntos de suministro de los años 2014, 2015 y

2016 A continuación se muestran los valores de caracterización del mercado que tienen incidencia en el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de los años 2014, 2015 y 2016. En el caso del año 2014, se muestra la información real proveniente del Sistema de Liquidaciones (SIFCO) y para los años 2015 y 2016 se muestran las mejores previsiones comunicadas por las empresas distribuidoras. Cuadro 88. Caracterización del Mercado para el cálculo de la Retribución de 2014 según la Orden

ITC/3993/2006

Fuente: SIFCO

Año 2012 Año 2013 Año 2014 Año 2013 Año 2014

Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real

Naturgas Energía Distribución, S.A. 914.022 923.830 933.992 918.926 928.911 9.985

Gas Directo, S.A. 4.636 4.884 5.403 4.760 5.144 384

Redexis Gas, S.A. 369.376 379.297 390.691 374.337 384.994 10.658

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 65.955 68.138 70.021 67.047 69.080 2.033

Tolosa Gas, S.A 4.686 4.744 4.821 4.715 4.783 68

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 3.025.467 3.034.283 3.048.892 3.029.875 3.041.588 11.713

Gas Natural Andalucia, S.A. 384.550 392.533 402.807 388.542 397.670 9.129

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 221.870 228.006 228.585 224.938 228.296 3.358

Gas Natural Castilla y León, S.A. 404.751 411.579 418.317 408.165 414.948 6.783

CEGAS, S.A. 636.470 642.055 651.194 639.263 646.625 7.362

Gas Galicia SDG, S.A. 228.954 237.571 246.147 233.263 241.859 8.597

Redexis Gas Murcia, S.A. 92.502 92.288 91.255 92.395 91.772 -624

Gas Navarra, S.A. 129.318 132.814 135.549 131.066 134.182 3.116

Gas Natural Rioja,S.A. 74.616 76.997 79.420 75.807 78.209 2.402

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 6 10 16 8 13 5

Madrileña Red de Gas, S.A. 833.141,0 837.728 842.468 835.434,50 840.098,000 4.664

TOTAL 7.390.320 7.466.757 7.549.578 7.428.539 7.508.168 79.629

Número Medio Puntos de

Suministro (PS) conectados a P<4bar

Δ Número Medio

Puntos de

Suministro (PS)

conectados a

P<4bar Año 2014

Puntos de Suministro (PS) a 31/dic conectados a

P<4bar

Año 2012 Año 2013 Año 2014 Año 2012 Año 2013 Año 2014 Año 2013 Año 2014 Año 2013 Año 2014

En MWh Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real Dato Real

Naturgas Energía Distribución, S.A. 8.726.638 8.620.735 7.558.955 18.537.391 18.196.962 16.734.130 -105.903 -1.061.780 -340.429 -1.462.833

Gas Directo, S.A. 67.486 78.779 91.485 366.272 285.843 276.950 11.293 12.706 -80.429 -8.893

Redexis Gas, S.A. 4.360.646 4.617.966 4.152.226 4.538.255 4.876.936 4.081.598 257.319 -465.740 338.681 -795.338

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 466.207 481.201 439.999 610.323 782.582 1.264.164 14.994 -41.202 172.260 481.582

Tolosa Gas, S.A 45.282 47.217 39.188 0 0 0 1.936 -8.029 0 0

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 26.391.218 26.420.909 23.970.875 68.806.628 72.486.020 61.454.673 29.691 -2.450.034 3.679.392 -11.031.347

Gas Natural Andalucia, S.A. 1.923.710 1.906.539 1.879.046 6.744.408 4.052.058 5.498.966 -17.171 -27.493 -2.692.350 1.446.908

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 2.403.951 2.483.950 2.251.434 2.922.522 2.384.122 1.551.501 79.998 -232.516 -538.399 -832.621

Gas Natural Castilla y León, S.A. 5.998.242 6.084.834 5.426.902 156.752 178.554 179.014 86.592 -657.932 21.801 460

CEGAS, S.A. 2.863.877 2.742.954 2.611.005 18.411.777 18.726.863 18.866.589 -120.923 -131.949 315.086 139.726

Gas Galicia SDG, S.A. 1.727.754 1.795.604 1.726.145 10.720 10.422 9.847 67.850 -69.459 -297 -575

Redexis Gas Murcia, S.A. 562.134 528.421 513.788 2.024.371 2.069.585 1.132.207 -33.713 -14.633 45.214 -937.378

Gas Navarra, S.A. 2.286.074 2.361.184 2.087.842 348.724 314.758 306.557 75.110 -273.342 -33.966 -8.201

Gas Natural Rioja,S.A. 999.565 1.022.035 935.941 31.970 25.440 9.927 22.470 -86.094 -6.530 -15.513

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 7.808 7.469 11.006 0 0 0 -338 3.537 0 0

Madrileña Red de Gas, S.A. 9.214.868 9.327.779 8.106.015 791.199 786.968 750.961 112.911 -1.221.763 -4.231 -36.007

TOTAL 68.045.460 68.527.577 61.801.852 124.301.311 125.177.112 112.117.083 482.117 -6.725.725 875.801 -13.060.029

Demanda P<4bar Demanda en Redes de P entre 4bar y 60 bar Δ Demanda P<4barΔ Demanda en Redes de P entre

4bar y 60 bar


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Cuadro 89 Caracterización del Mercado para el cálculo de la Retribución de 2014, 2015 y 2016 según el Anexo X de la Ley 18/2014

Año 2012 Año 2013 Año 2014 Año 2015 Año 2016 Año 2012 Año 2013 Año 2014 Año 2015 Año 2016

Dato Real Dato Real Dato Real Provisional Previsión Dato Real Dato Real Dato Real Provisional Previsión

Naturgas Energía Distribución, S.A. 913.975 923.784 933.989 941.506 921.538 0 0 3 235 1.979

Gas Directo, S.A. 4.635 4.884 5.403 5.905 6.333 0 0 0 0 0

Redexis Gas, S.A. 369.349 379.271 389.704 401.521 454.685 0 0 987 5.638 12.343

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 65.954 68.137 70.021 72.120 74.119 0 0 0 0 0

Tolosa Gas, S.A 4.686 4.744 4.821 4.887 4.951 0 0 0 0 0

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 3.025.357 3.034.178 3.045.703 3.067.692 3.090.283 0 0 3.189 13.032 35.199

Gas Natural Andalucia, S.A. 384.535 392.518 402.576 411.344 423.380 0 0 231 3.661 9.170

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 221.858 227.993 227.646 234.009 241.433 0 0 939 4.278 12.194

Gas Natural Castilla y León, S.A. 404.718 411.547 418.191 421.703 426.482 0 0 126 2.484 10.950

CEGAS, S.A. 636.457 642.041 648.586 659.508 672.917 0 0 2.608 12.048 22.298

Gas Galicia SDG, S.A. 228.945 237.560 244.967 247.510 251.329 0 0 1.180 9.645 22.932

Redexis Gas Murcia, S.A. 92.495 92.283 91.162 93.129 96.674 0 0 93 657 1.173

Gas Navarra, S.A. 129.296 132.791 135.266 136.230 137.646 0 0 283 988 1.515

Gas Natural Rioja,S.A. 74.610 76.991 79.322 80.447 83.392 0 0 98 1.518 2.869

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 6 10 16 55 59 0 0 0 0 0

Madrileña Red de Gas, S.A. 833.099 837.686 841.920 847.303 853.336 0 0 548 1.997 4.619

TOTAL 7.389.975 7.466.418 7.539.293 7.624.869 7.738.557 0 0 10.285 56.181 137.241

Puntos de Suministro (PS) en Peajes 3.1-3.4 (y asimilados) a 31/dic conectados a P<4bar en

T.M. con gas desde hace 6 años o más (CImgc<4b)

Puntos de Suministro (PS) en Peajes 3.1-3.4 (y asimilados) a 31/dic conectados a

P<4bar en T.M. con gas desde hace 5 años o menos (CImgrc<4b)

Año 2013 Año 2014 Año 2015 Año 2016 Año 2013 Año 2014 Año 2015 Año 2016 Año 2014 Año 2015 Año 2016 Año 2014 Año 2015 Año 2016

Dato Real Dato Real Provisional Previsión Dato Real Dato Real Provisional Previsión Dato Real Provisional Previsión Dato Real Provisional Previsión

Naturgas Energía Distribución, S.A. 918.880 928.887 937.748 931.522 0 2 119 1.107 10.007 8.861 -6.226 1,5 118 988

Gas Directo, S.A. 4.760 5.144 5.654 6.119 0 0 0 0 384 511 465 0 0 0

Redexis Gas, S.A. 374.310 384.488 395.613 428.103 0 494 3.313 8.991 10.178 11.125 32.491 494 2.819 5.678

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 67.046 69.079 71.071 73.120 0 0 0 0 2.034 1.992 2.049 0 0 0

Tolosa Gas, S.A 4.715 4.783 4.854 4.919 0 0 0 0 68 72 65 0 0 0

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 3.029.768 3.039.941 3.056.698 3.078.988 0 1.595 8.111 24.116 10.173 16.757 22.290 1.595 6.516 16.005

Gas Natural Andalucia, S.A. 388.527 397.547 406.960 417.362 0 116 1.946 6.416 9.021 9.413 10.402 116 1.831 4.470

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 224.926 227.820 230.828 237.721 0 470 2.609 8.236 2.894 3.008 6.894 470 2.139 5.628

Gas Natural Castilla y León, S.A. 408.133 414.869 419.947 424.093 0 63 1.305 6.717 6.737 5.078 4.146 63 1.242 5.412

CEGAS, S.A. 639.249 645.314 654.047 666.213 0 1.304 7.328 17.173 6.065 8.734 12.166 1.304 6.024 9.845

Gas Galicia SDG, S.A. 233.253 241.264 246.239 249.420 0 590 5.413 16.289 8.011 4.975 3.181 590 4.823 10.876

Redexis Gas Murcia, S.A. 92.389 91.723 92.146 94.902 0 47 375 915 -667 423 2.756 47 329 540

Gas Navarra, S.A. 131.044 134.029 135.748 136.938 0 142 636 1.252 2.985 1.720 1.190 142 494 616

Gas Natural Rioja,S.A. 75.801 78.157 79.885 81.920 0 49 808 2.194 2.356 1.728 2.035 49 759 1.386

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 8 13 36 57 0 0 0 0 5 23 22 0 0 0

Madrileña Red de Gas, S.A. 835.393 839.803 844.612 850.320 0 274 1.273 3.308 4.411 4.809 5.708 274 999 2.036

TOTAL 7.428.197 7.502.856 7.582.081 7.681.713 0 5.143 33.233 96.711 74.659 79.226 99.632 5.143 28.091 63.478

Número Medio Puntos de Suministro (PS) conectados a P<4bar en T.M. con

gas desde hace 6 años o más (ΔCImgc<4b)

Número Medio Puntos de Suministro (PS) conectados a P<4bar en

T.M. con gas desde hace 5 años o menos (ΔCImgrc<4b)

Δ Número Medio Puntos de Suministro (PS)

conectados a P<4bar en T.M. con gas desde hace

6 años o más (ΔCImgc<4b)

Δ Número Puntos de Suministro (PS) conectados a

P<4bar en T.M. con gas desde hace 5 años o menos

(ΔCImgrc<4b)


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Cuadro 89 Caracterización del Mercado para el cálculo de la Retribución de 2014, 2015 y 2016 según el Anexo X de la Ley 18/2014 (cont.)

Fuente: SIFCO (año 2014 y anteriores) Empresas Distr ibuidoras (años 2015 y 2016)



Naturgas Energía Distribución, S.A. 4.875.436 4.155.552 4.832.393 4.776.143 3.080.758 2.925.180 3.261.392 3.206.947 -719.883 676.840 -56.249 -155.578 336.212 -54.445

Gas Directo, S.A. 48.791 49.494 60.099 63.239 15.494 26.111 43.502 44.583 703 10.605 3.140 10.617 17.391 1.081

Redexis Gas, S.A. 2.213.770 1.965.997 2.377.547 2.695.586 1.861.857 1.760.134 1.955.632 2.142.682 -247.773 411.550 318.039 -101.723 195.498 187.050

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 330.252 294.850 304.858 310.955 138.968 133.309 139.558 135.293 -35.402 10.008 6.097 -5.659 6.249 -4.265

Tolosa Gas, S.A 29.141 23.609 27.967 26.743 18.076 15.579 16.709 17.104 -5.532 4.358 -1.224 -2.497 1.130 395

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 16.685.932 14.687.460 17.129.066 18.012.275 8.159.663 7.833.750 8.919.132 9.062.745 -1.998.472 2.441.606 883.209 -325.913 1.085.382 143.613

Gas Natural Andalucia, S.A. 994.990 971.785 1.147.524 1.203.532 683.099 722.138 868.447 896.442 -23.205 175.739 56.008 39.039 146.309 27.995

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 1.633.258 1.420.355 1.678.882 1.775.131 632.309 619.336 787.084 813.609 -212.903 258.527 96.249 -12.973 167.748 26.525

Gas Natural Castilla y León, S.A. 3.175.542 2.776.209 3.229.038 3.410.755 2.436.451 2.239.603 2.698.738 2.790.316 -399.333 452.829 181.717 -196.848 459.135 91.578

CEGAS, S.A. 1.896.379 1.744.232 2.022.569 2.118.973 649.026 676.984 750.502 782.399 -152.147 278.338 96.404 27.958 73.518 31.896

Gas Galicia SDG, S.A. 1.051.252 1.017.819 1.213.404 1.281.439 600.790 623.676 630.215 659.904 -33.434 195.585 68.035 22.885 6.539 29.689

Redexis Gas Murcia, S.A. 288.262 271.981 292.960 305.625 186.700 190.884 189.680 198.013 -16.281 20.979 12.665 4.183 -1.204 8.333

Gas Navarra, S.A. 1.032.143 895.951 1.045.121 1.096.114 1.099.737 1.000.886 1.180.717 1.216.653 -136.192 149.170 50.993 -98.851 179.831 35.936

Gas Natural Rioja,S.A. 534.175 477.201 558.514 590.063 396.219 377.369 464.974 482.658 -56.974 81.313 31.548 -18.849 87.604 17.684

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 12 25 175 375 7.457 10.982 22.618 22.946 13 150 200 3.524 11.637 328

Madrileña Red de Gas, S.A. 6.109.803 5.258.954 5.620.410 5.793.227 2.543.978 2.287.859 2.516.677 2.528.247 -850.849 361.456 172.817 -256.119 228.818 11.570

TOTAL 40.899.139 36.011.474 41.540.527 43.460.174 22.510.582 21.443.779 24.445.577 25.000.540 -4.887.665 5.529.053 1.919.647 -1.066.803 3.001.798 554.963

Demanda P<4bar y Cons<50MWh/año Demanda P<4bar y Cons>50MWh/año Δ Demanda P<4bar y Cons<50MWh/año Δ Demanda P<4bar y Cons>50MWh/año



Naturgas Energía Distribución, S.A. 664.542 478.223 446.511 450.976 18.196.962 16.734.130 17.190.535 17.011.640 -186.319 -31.712 4.465 -1.462.833 456.405 -178.895

Gas Directo, S.A. 14.494 15.880 18.760 19.054 285.843 276.950 237.359 241.079 1.385 2.881 294 -8.893 -39.591 3.720

Redexis Gas, S.A. 542.339 426.095 541.538 625.967 4.876.936 4.081.598 4.978.343 6.128.044 -116.244 115.442 84.430 -795.338 896.745 1.149.701

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 11.982 11.840 15.861 21.616 782.582 1.264.164 1.360.377 1.362.477 -141 4.021 5.755 481.582 96.213 2.100

Tolosa Gas, S.A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 1.575.314 1.449.665 1.843.044 1.868.792 72.486.020 61.454.673 63.360.907 64.378.386 -125.648 393.378 25.748 -11.031.347 1.906.234 1.017.479

Gas Natural Andalucia, S.A. 228.450 185.123 279.155 283.627 4.052.058 5.498.966 5.352.702 5.438.451 -43.327 94.032 4.472 1.446.908 -146.264 85.749

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 218.383 211.742 274.080 277.763 2.384.122 1.551.501 1.377.264 1.395.776 -6.640 62.337 3.684 -832.621 -174.236 18.511

Gas Natural Castilla y León, S.A. 472.841 411.090 550.239 546.206 178.554 179.014 198.865 197.408 -61.751 139.150 -4.033 460 19.851 -1.458

CEGAS, S.A. 197.549 189.789 230.711 234.497 18.726.863 18.866.589 19.055.921 19.368.631 -7.760 40.922 3.786 139.726 189.332 312.709

Gas Galicia SDG, S.A. 143.561 84.651 140.131 137.982 10.422 9.847 139.237 137.102 -58.911 55.480 -2.149 -575 129.390 -2.135

Redexis Gas Murcia, S.A. 53.458 50.923 50.923 50.923 2.069.585 1.132.207 1.128.006 1.153.955 -2.535 0 0 -937.378 -4.201 25.949

Gas Navarra, S.A. 229.304 191.005 186.898 187.397 314.758 306.557 254.799 255.479 -38.299 -4.106 499 -8.201 -51.758 680

Gas Natural Rioja,S.A. 91.642 81.370 59.155 58.373 25.440 9.927 19.052 18.800 -10.271 -22.216 -782 -15.513 9.126 -252

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Madrileña Red de Gas, S.A. 673.999 559.203 596.185 643.833 786.968 750.961 796.283 861.487 -114.796 36.982 47.648 -36.007 45.322 65.203

TOTAL 5.117.856 4.346.599 5.233.190 5.407.007 125.177.112 112.117.083 115.449.651 117.948.713 -771.257 886.591 173.818 -13.060.029 3.332.569 2.499.062

Δ Demanda en Redes de P entre 4bar y 60 barΔ Demanda P<4bar y >80.000MWh/añoDemanda en Redes de P entre 4bar y 60 barDemanda P<4bar y Cons>80.000MWh/año (peaje3.5)


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Al comparar los escenarios de demanda de esta Comisión para los años 2015 y 2016, con el resultante de sumar las previsiones de demanda presentadas por las distribuidoras (y transportistas), se observa que la demanda prevista por las compañías reguladas es superior a la prevista por la CNMC. En concreto, son, respectivamente, un 1,7% y un 2,3% superiores a los previstos por la CNMC, siendo más amplias las diferencias en los distintos escalones de presión y consumo. Vista esta circunstancia, se han calculado unos Factores Correctores que se aplicarán a los incremento de demanda previstos inicialmente por las distribuidoras. El Cuadro 90 se recoge las previsiones de demanda y las variaciones anuales comunicadas por las compañías reguladas, las previsiones de la CNMC, y el factor corrector que es necesario a aplicar.

Cuadro 90 Comparación Escenario Demanda CNMC vs Cias Reguladas y Factores Correctores para las Δ de demanda de 2015 y 2016


Adicionalmente, se ha analizado la información aportada por las empresas en relación con los nuevos municipios con suministro de gas desde el 1 de enero de 2014 (Municipios de Reciente Gasificación) y el número de puntos de suministro en dichos municipios a 31 de diciembre de cada uno de los años para los que se calcula la retribución (2014, 2015 y 2016). Comparando la información aportada por las empresas con la información que dispone esta Comisión en sus Bases de Datos de: (1) Información de Proyectos de Retribución Específica, (2) Sistema de Liquidaciones (SIFCO), y (3) Sistema de Información de Consumidores y Puntos de Suministro (SIPS) de gas y de electricidad49, se ha observado que:

49 Base de datos creada con objeto de cumplir las competencias atribuidas a la CNMC establecidas en la DT 3ª de la Ley 24/2013, y las funciones establecidas en el artículo 3 del Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio, por el que se regula la Oficina de Cambios de Suministrador, de forma que pueda disponerse de una base de datos consolidada para hacer

En MWh Previsión Cias Previsión CNMC Previsión Cias Previsión CNMC

Peaje 3.1-3.2 (P<4bar y Cons<50MWh/año) 36.011.474,09 41.540.527 40.983.416 5.529.053,12 4.971.942,28 0,89923938

Peaje 3.3-3.4 (P<4bar y Cons>50MWh/año) 21.443.779,09 24.445.577 22.290.018 3.001.798,26 846.238,57 0,28191054

Peaje 3.5 (P<4bar y Cons>8 GWh/año) 4.346.598,93 5.233.190 4.346.569 886.590,79 -29,94158 -0,00003377

Peajes Grupo 2 e Interrumpible (P entre 4bar y 60 bar) 109.624.522,45 119.782.670 116.592.670 10.158.147,39 6.968.147,59 0,68596638

Peajes Grupo 1, Mat Prima e Interr (P entre 4bar y 60 bar) 111.061.024,08 117.903.791 118.824.113 6.842.766,88 7.763.089,30 1,13449566

Suministros GNL Directo a Consumidor Final 10.858.072,23 8.793.433 9.287.885 -2.064.639,10 -1.570.187,66 0,76051435

Demanda Nacional 293.345.471 317.699.188 312.324.671 24.353.717 18.979.200 0,77931430

Previsión Cias Previsión CNMC Previsión Cias Previsión CNMC

Peaje 3.1-3.2 (P<4bar y Cons<50MWh/año) 43.460.174 40.510.547 1.919.646,61 -472.869,69 -0,24633164

Peaje 3.3-3.4 (P<4bar y Cons>50MWh/año) 25.000.540 21.775.074 554.962,71 -514.943,47 -0,92788842

Peaje 3.5 (P<4bar y Cons>8 GWh/año) 5.407.007 4.467.766 173.817,63 121.197,21 0,69726651

Peajes Grupo 2 e Interrumpible (P entre 4bar y 60 bar) 122.908.361 117.714.073 3.125.691,60 1.121.403,26 0,35876964

Peajes Grupo 1, Mat Prima e Interr (P entre 4bar y 60 bar) 122.172.797 126.542.139 4.269.005,93 7.718.025,91 1,80792110

Suministros GNL Directo a Consumidor Final 8.742.638 9.232.890 -50.795,30 -54.994,69 1,08267283Demanda Nacional 327.691.517 320.242.490 9.992.329 7.917.819 0,79238968

Demanda 2014

Liq 14/2014

Demanda Año 2015 Δ Demanda 2015 Factor

Corrector2015

Demanda Año 2016 Δ Demanda 2016 Factor

Corrector2016


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38 de los 354 municipios informados por las empresas (6 de ellos se informan por dos distribuidoras a la vez) tenían consumidores con suministro anterior a 2014 y/o habían percibido Retribución Específica tras acreditar la puesta en servicio de la antena y red de distribución con anterioridad a dicho año. El cuadro adjunto recoge el listado de municipios y los indicios detectados.

Cuadro 91 Listado de municipios sobre los que la CNMC tiene indicios de que el suministro de gas natural se inició antes del 1 de enero de 2014

[INICIO CONFIDENCIAL]


[FIN CONFIDENCIAL]

En consecuencia, se ha valorado la captación de nuevos puntos de suministro en estos municipios como cualquier otro punto de suministro ubicado en municipios con distribución de gas con anterioridad a 2014.

El número de puntos de suministro en los peajes 3.1-3.4 comunicado por las empresas en los municipios que iniciaron el suministro en 2014 (42), es sensiblemente superior al existente en las bases de datos de la CNMC por sus sistemas de información (7.188 vs 3.904). Por ello, y por el impacto en la retribución, se ha considerado provisionalmente, la cifra menor de las que tiene conocimiento la CNMC al objeto de poner en valor las buenas praxis en la comunicación de información. El cuadro adjunto recoge el listado de municipios y las diferencias detectadas.

Cuadro 92 Listado de municipios que iniciaron suministro de gas en 2014 informados por las empresas sobre los que la CNMC no tiene indicios de lo contrario

INICIO CONFIDENCIAL]


[FIN CONFIDENCIAL]

6 de los 274 municipios donde estaba previsto iniciar el suministro en 2015 y 2016, ya contaban con puntos de suministro en 2014. Por lo que, se ha tenido en cuenta dicho número de puntos en el cálculo de la retribución 2014 (95 PS en los peajes 3.1-3.4 y 3 PS en el resto). ). El cuadro adjunto recoge el listado de municipios con estas circunstancias.

frente a las solicitudes de información que se realicen por parte de los comercializadores, y todo ello conforme a las especificaciones recogidas en las Disposiciones finales segunda y tercera de dicho Real Decreto.


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Cuadro 93 Listado de municipios donde estaba previsto iniciar el suministro en 2015 y 2016 que ya

cuentan con puntos de suministro en 2014



[FIN CONFIDENCIAL]

Por tanto, teniendo en cuenta las incidencias detectadas, es necesario adecuar las variaciones del número de Puntos de Suministro informados por las empresas. En el Cuadro 94 se recoge el número de puntos de suministro en municipios que finalmente será utilizado en el cálculo de la retribución y su comparación el valor inicialmente comunicado por las empresas distribuidoras, y en el Cuadro 95 las correcciones aplicadas a las variaciones de número de Puntos de Suministro informados por las empresas, recogidas en cuadros anterior, para adecuarlas a las Comprobaciones de la CNMC En cualquier caso, a la vista de las incidencias detectadas, se considera que la retribución 2014 de la actividad de distribución debería declararse provisional, en tanto en cuanto, no se verifiquen y concilien mediante pruebas adicionales cuáles son los municipios que deben declararse de reciente gasificación en 2014 y cuáles son los puntos de suministro que se conectaron en los mismos.

Cuadro 94. Comparación Escenarios Nº Punto de Suministro en Municipios de Reciente Gasificación declarado por las Empresas y Resultante de las comprobaciones CNMC


(1) En los cálculos se agrega a GN distribución


[FIN CONFIDENCIAL]

Cuadro 95. Correcciones aplicadas a las variaciones de número de Puntos de Suministro informados por las empresas para adecuarlas a las comprobaciones de la CNMC


(1) En los cálculos se agrega a GN distribución


[FIN CONFIDENCIAL]

3. Extracoste de gases manufacturados de origen distinto al gas natural Según el Artículo 59.3 de la Ley 18/2014, la Disposición Transitoria Vigésima de la Ley 34/1998, el artículo 24 de la Orden ITC/3993/2006, la Disposición Adicional Cuarta de la Orden ITC/3861/2007 y el artículo 14.1 de la Orden IET/2812/2014, a las empresas distribuidoras que se encuentran suministrando gas manufacturado canalizado – en particular, aire propanado – en los


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territorios insulares de Baleares y Canarias (Redexis Gas, S.A. y Gasificadora Regional Canaria S.A.) les correspondería recibir una retribución adicional en concepto de extracoste por sus compras de propano hasta la finalización y puesta en servicio de las instalaciones que permitan el suministro de gas natural. En el cuadro adjunto se recogen, el extracoste real del año 2014 y las mejores previsiones para el año 2015 y 2016 obtenidas a partir de la información presentada por las empresas50. Para determinar las previsiones de 2015 y 2016, se ha proyectado el extracoste real auditado hasta mitad 2014 al año completo 2014, y se ha aplicado el mismo extracoste unitario del año 2014 a la previsión de demanda de 2015.

Cuadro 96. Determinación Retribución 2014 para Actividad Distribución y Valores Unitarios para Calculo Retribución de cada Empresa según Metodología establecida por O. ITC/3993/2006

Fuente: Informes Auditorias de KPMG y EY, y Elaboración Propia

4. Cálculo de la retribución de distribución de la actividad Como se ha indicado, la retribución correspondiente al primer periodo de 2014 (del 1 de enero a 5 de julio) se debe calcular con el antiguo modelo retributivo (recogido en la Orden ITC/3993/2006) siendo el resultado del mismo, en términos anuales, el siguiente:

50 Valores auditados de las cantidades de propano adquiridas y su coste para el año 2014 y los 6 primeros meses de 2015; y previsiones de demanda para 2015 y 2016 suministrada con gas manufacturado canalizado

2.013 2.014 ene-jun 2015 2.015 2.016

Real Real Real previsión previsión

(kg) 587.417 752.613 826.133

(MWh) 8.200 10.506 11.533 22.793 23.321

(€) 372.788,16 324.362,24 243.977,62 482.195,13 493.354,44

(€/MWh) 45,460069 30,872545 21,155098 21,155098 21,155098

(kg) 439.280 471.588 331.320

(MWh) 6.088 6.536 4.592 6.536 6.536

(€) 258.117,81 253.589,85 44.160,62 62.856,51 62.856,51

(€/MWh) 42,398845 38,801335 9,617563 9,617563 9,617563

Extracoste

Extracoste unitario

Compras propano

Compras propano

GASIFICADORA REGIONAL CANARIA, S.A.

Extracoste

Extracoste unitario

Redexis Gas, S.A.


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Cuadro 97 Determinación Retribución 2014 para Actividad Distribución y Valores Unitarios para Calculo Retribución según Metodología establecida por O. ITC/3993/2006


Siendo la retribución de cada empresa para el primer periodo de 2014 (del 1 de enero a 5 de julio) la siguiente:

2013 2014 Δ en 2014 %

Nº medios Puntos Suministro (PS) conectados a Red ≤ 4 bar 7.428.539 7.508.168 79.629 1,07%

Demanda P<4bar Corregida (MWh) 68.527.577 61.801.852 -6.725.725 -9,81%

Demanda en Redes de P entre 4bar y 60 bar Corregida (MWh) 125.177.112 112.117.083 -13.060.029 -10,43%

Extracoste GLP 630.906 577.952 -52.954 -8,39%

Retribución Actividad 1.499.606.292

Factores Actualización por IPH Factor de ponderación y eficiencia

"f" a utilizar 0,85 Fcl<4 0,426

IPH a Utilizar -0,17% FD<4 0,142

FD>4 0,142

Retribución 2014

Retribución 2013 (A) 1.499.606.292 €

ΔRetribuciónIPH=f*IPH*Retribución 2013 (B) -2.166.931 €

Δ Retribución Sector por ΔPS conectados a Red ≤ 4 bar (€) = Fcl<4 *(Retribución2013 + ΔRetribuciónIPH)* Δ% Ptos Sum (C) 6.837.963 €

Δ Retribución Sector por ΔDemanda en Red de P<4bar (€) = FD<4 * (Retribución2013 + ΔRetribuciónIPH)* Δ%Demanda P<4bar (D) -20.869.466 €

Δ Retribución Sector por Δdemanda en Red de P entre 4-60 bar(€) = FD>4 * (Retribución2013 + ΔRetribuciónIPH)* Δ%demanda P 4-60 bar (E)-22.184.866 €

Extracoste GLP (F) 577.952 €

Retribución 2014 (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F) 1.461.800.943 €

Retribución media unitaria para Calculo Retribución de cada Empresa

Por Δ Ptos Sum conectados a Red ≤ 4 bar (€/PS) 85,8727686

Por Δ Demanda en Red <4 bar (€/MWh) 3,1029317

Por Δ Demanda en Red 4-60 bar (€/MWh) 1,6986843


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Cuadro 98. Determinación Retribución 1er periodo 2014 por empresa según la metodología establecida por la Orden ITC/3993/2006


Por su parte, la retribución del segundo periodo del año 2014 (del 6 de julio a 31 de diciembre) por empresa en aplicación del nuevo modelo retributivo sería la siguiente:

Retribución Año

2013

Definitiva sin

Extracoste GLP

Δ Número

Medio Puntos

de Suministro

(PS) conectados

a P<4bar

Δ Demanda

P<4bar

Corregida con

Cambios

PSuministro

Δ Demanda en

Redes de P entre

4bar y 60 bar

Corregida con

Cambios PSuministro

Por IPH (€) (1)

Por Variación PS

conectados a Red

≤ 4 bar (€) (2)

Por Variación

Demanda en

Red ≤ 4 bar (€)

(3)

Por Variación

Demanda en

Red 4-60 bar (€)

(4)

Extracoste GLPTotal

2014

Total

1er Periodo

2014

-0,14% 85,8727686 3,1029317 1,6986843

Naturgas Energía Distribución, S.A. 185.221.040 9.985 -1.061.780 -1.462.833 -267.644 857.440 -3.294.631 -2.484.891 180.031.313 91.248.748

Gas Directo, S.A. 834.767 384 12.706 -8.893 -1.206 32.932 39.425 -15.106 890.812 451.507

Redexis Gas, S.A. 72.387.454 10.658 -465.740 -795.338 -104.600 915.189 -1.445.160 -1.351.028 253.590 70.655.445 35.811.664

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 11.279.541 2.033 -41.202 481.582 -16.299 174.579 -127.848 818.056 12.128.030 6.147.084

Tolosa Gas, S.A 962.681 68 -8.029 0 -1.391 5.796 -24.914 0 942.172 477.539

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 674.717.374 11.713 -2.450.034 -11.031.347 -974.967 1.005.785 -7.602.288 -18.738.776 648.407.128 328.644.709

Gas Natural Andalucia, S.A. 75.094.585 9.129 -27.493 1.446.908 -108.512 783.890 -85.309 2.457.840 78.142.494 39.606.470

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 39.139.035 3.358 -232.516 -832.621 -56.556 288.318 -721.481 -1.414.361 37.234.954 18.872.511

Gas Natural Castilla y León, S.A. 74.773.282 6.783 -657.932 460 -108.047 582.475 -2.041.519 782 73.206.972 37.104.904

CEGAS, S.A. 119.544.683 7.362 -131.949 139.726 -172.742 632.195 -409.429 237.351 119.832.057 60.736.796

Gas Galicia SDG, S.A. 34.637.058 8.597 -69.459 -575 -50.051 738.205 -215.527 -977 35.108.709 17.794.825

Redexis Gas Murcia, S.A. 16.425.570 -624 -14.633 -937.378 -23.735 -53.542 -45.405 -1.592.310 14.710.579 7.456.047

Gas Navarra, S.A. 27.399.470 3.116 -273.342 -8.201 -39.592 267.537 -848.161 -13.931 26.765.324 13.565.986

Gas Natural Rioja,S.A. 13.920.825 2.402 -86.094 -15.513 -20.116 206.266 -267.145 -26.352 13.813.479 7.001.352

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 23.891 5 3.537 0 -35 429 10.974 0 324.362 359.622 182.274

Madrileña Red de Gas, S.A. 153.245.035 4.664 -1.221.763 -36.007 -221.439 400.468 -3.791.049 -61.164 149.571.851 75.810.390

TOTAL 1.499.606.292 79.629 -6.725.725 -13.060.029 -2.166.931 6.837.963 -20.869.466 -22.184.867 577.952 1.461.800.943 740.912.806

Variación de Retribución por


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Cuadro 99. Determinación Retribución 2º periodo 2014 por Empresa según Metodología establecida por Ley 18/2014


En los siguientes dos cuadros, se recoge, respectivamente la retribución por empresa de los años 2015 y 2016 en aplicación del nuevo modelo retributivo:

En Euros

Retribución Año

2013

Definitiva sin

Extracoste GLP

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P entre

4bar y 60 bar

P<4bar y

Cons<50MWh/a

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y

por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P

entre 4bar y

60 bar

Extracoste

GLP

Total Retribución

Año 2014

Provisional

Total

2º Periodo

2014

50 €/cliente 70 €/cliente 7,5 €/MWh 4,5 €/MWh 1,25 €/MWh

Naturgas Energía Distribución, S.A. 177.054.619 10.007 2 -719.883 -155.578 -1.649.152 500.350 105 -5.399.124 -700.099 -2.061.440 169.394.411 83.536.970

Gas Directo, S.A. 1.408.904 384 0 703 10.617 -7.507 19.200 0 5.273 47.777 -9.384 1.471.770 725.804

Redexis Gas, S.A. 73.510.115 10.671 0 -247.773 -101.723 -911.582 533.550 0 -1.858.299 -457.754 -1.139.477 253.590 70.841.724 34.935.645

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 11.262.172 2.034 0 -35.402 -5.659 481.441 101.675 0 -265.516 -25.464 601.801 11.674.668 5.757.370

Tolosa Gas, S.A 768.190 68 0 -5.532 -2.497 0 3.375 0 -41.491 -11.237 0 718.837 354.495

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 594.415.138 11.210 558 -1.998.472 -325.913 -11.156.995 560.500 39.025 -14.988.542 -1.466.610 -13.946.244 564.613.266 278.439.419

Gas Natural Andalucia, S.A. 59.991.971 9.127 9 -23.205 39.039 1.403.581 456.350 630 -174.038 175.676 1.754.476 62.205.066 30.676.471

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 41.788.266 3.073 291 -212.903 -12.973 -839.262 153.625 20.370 -1.596.772 -58.377 -1.049.077 39.258.035 19.360.127

Gas Natural Castilla y León, S.A. 76.917.983 6.769 31 -399.333 -196.848 -61.291 338.425 2.170 -2.994.997 -885.818 -76.613 73.301.150 36.148.512

CEGAS, S.A. 116.780.491 6.888 481 -152.147 27.958 131.966 344.375 33.670 -1.141.106 125.811 164.958 116.308.199 57.357.468

Gas Galicia SDG, S.A. 35.283.623 8.364 238 -33.434 22.885 -59.486 418.175 16.625 -250.752 102.984 -74.357 35.496.298 17.505.024

Redexis Gas Murcia, S.A. 16.487.103 -620 0 -16.281 4.183 -939.914 -31.000 0 -122.108 18.826 -1.174.892 15.177.928 7.485.006

Gas Navarra, S.A. 27.191.291 3.037 90 -136.192 -98.851 -46.500 151.850 6.265 -1.021.441 -444.828 -58.125 25.825.012 12.735.622

Gas Natural Rioja,S.A. 13.725.153 2.381 25 -56.974 -18.849 -25.785 119.025 1.715 -427.304 -84.821 -32.231 13.301.537 6.559.662

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 38.745 5 0 13 3.524 0 250 0 95 15.858 0 324.362 379.310 187.057

Madrileña Red de Gas, S.A. 142.294.720 4.411 274 -850.849 -256.119 -150.803 220.525 19.180 -6.381.368 -1.152.534 -188.503 134.812.020 66.482.640

TOTAL 1.388.918.484 77.805 1.997 -4.887.665 -1.066.803 -13.831.287 3.890.250 139.755 -36.657.490 -4.800.612 -17.289.108 577.952 1.334.779.230 658.247.292

Δ Puntos de Suministro (PS) a

31/dic conectados a P<4bar enΔ Demanda en Variación de Retribución por


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Cuadro 100. Determinación Retribución 2015 por Empresa según Metodología establecida por Ley 18/2014


Durante el año 2015 se han producido dos operaciones de compra-venta de activos de distribución entre Redexis Gas y Naturgas, por lo que es necesario corregir la retribución de ambas empresas teniendo en cuenta esta operación. En el Cuadro 101 se recoge la caracterización del mercado atendido por los activos de Naturgas, incluidos los traspasados, y en el Cuadro 103 se recogen los cálculos de ajustes a realizar.

En Euros

Retribución Año

2014

Provisional sin

Extracoste GLP

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P entre

4bar y 60 bar y PS

a P<4bar y

Cons<50MWh/a

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y

por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P

entre 4bar y

60 bar

Extracoste

GLP

Total Retribución

Año 2015


Naturgas Energía Distribución, S.A. 169.394.411 8.861 118 608.641 94.782 313.080 443.050 8.225 4.564.810 426.517 391.349 175.228.363

Gas Directo, S.A. 1.471.770 511 0 9.537 4.903 -27.158 25.525 0 71.524 22.062 -33.948 1.556.933

Redexis Gas, S.A. 70.588.134 11.169 2.775 370.082 55.113 615.133 558.450 194.250 2.775.614 248.008 768.916 62.857 75.196.229

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 11.674.668 1.992 0 9.000 1.762 65.999 99.575 0 67.497 7.927 82.498 11.932.165

Tolosa Gas, S.A 718.837 72 0 3.919 319 0 3.575 0 29.392 1.433 0 753.238

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 564.613.266 18.301 4.973 2.195.588 305.981 1.307.599 915.025 348.075 16.466.913 1.376.913 1.634.499 585.354.692

Gas Natural Andalucia, S.A. 62.205.066 9.800 1.444 158.031 41.246 -100.335 490.000 101.045 1.185.234 185.608 -125.419 64.041.533

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 39.258.035 3.135 2.013 232.477 47.290 -119.522 156.725 140.875 1.743.581 212.805 -149.403 41.362.618

Gas Natural Castilla y León, S.A. 73.301.150 5.139 1.182 407.201 129.435 13.613 256.925 82.705 3.054.011 582.457 17.016 77.294.263

CEGAS, S.A. 116.308.199 12.508 2.249 250.292 20.726 129.874 625.425 157.430 1.877.193 93.265 162.343 119.223.855

Gas Galicia SDG, S.A. 35.496.298 4.975 4.823 175.878 1.844 88.755 248.750 337.575 1.319.086 8.296 110.944 37.520.949

Redexis Gas Murcia, S.A. 15.177.928 423 329 18.865 -339 -2.882 21.150 22.995 141.488 -1.527 -3.602 15.358.432

Gas Navarra, S.A. 25.825.012 1.874 340 134.139 50.696 -35.504 93.700 23.765 1.006.046 228.133 -44.380 27.132.276

Gas Natural Rioja,S.A. 13.301.537 1.728 759 73.120 24.697 6.261 86.400 53.130 548.399 111.135 7.826 14.108.427

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 54.948 23 0 135 3.281 0 1.125 0 1.013 14.763 0 482.195 554.044

Madrileña Red de Gas, S.A. 134.812.020 4.809 999 325.035 64.506 31.088 240.425 69.895 2.437.766 290.278 38.860 137.889.244

TOTAL 1.334.201.278 85.316 22.000 4.971.942 846.239 2.286.000 4.265.825 1.539.965 37.289.567 3.808.074 2.857.500 545.052 1.384.507.261




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Cuadro 101. Caracterización del Mercado atendido por los Activos de Naturgas Distribución


En Euros

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados (mg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados

(mg)

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4

(y asimilados) a

31 de

diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

TOTAL CLIENTES <

4bar

Nº Clientes Peajes

Grupo 2 (y

asimilados) a 31 de

diciembre

Nº Clientes

Peajes Grupo 1

(y asimilados) a

31 de

diciembre

Activos Remanentes en Naturgas 890.652,00 46,00 0,00 0,00 890.698,00 708,00 7,00

Activos Traspasados en Operación CV 1 junio 2015 22.480,00 1,00 22.481,00 12,00

Mdo AmpliadoTras Operación CV 1 de junio 2015 0,00

Activos Traspasados en Operación CV 30 junio 2015 843,00 843,00 9,00

Mdo AmpliadoTras Operación CV 30 de junio 2015 0,00

Naturgas Energía Distribución, S.A. 913.975,00 47,00 914.022,00 729,00 7,00

En Euros

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados (mg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados

(mg)

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4

(y asimilados) a

31 de

diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

TOTAL CLIENTES <

4bar

Nº Clientes Peajes

Grupo 2 (y

asimilados) a 31 de

diciembre

Nº Clientes

Peajes Grupo 1

(y asimilados) a

31 de

diciembre

Demanda

P<4bar y

Cons<50MWh/a

ño

Demanda P<4bar

y

Cons>50MWh/añ

o

Demanda

P<4bar y

Cons>8.000MW

h/año

(peaje3.5)

Demanda en

Redes de P ≤ 4

bar (MWh)

Demanda en

Redes de P

entre 4bar y 60

bar

Demanda en

Redes de P mayor

60 bar

Activos Remanentes en Naturgas 899.733,00 45,00 0,00 0,00 899.778,00 703,00 6,00 4.728.684,82 3.027.610,99 656.460,10 8.412.755,90 17.578.046,00 2.746.578,02

Activos Traspasados en Operación CV 1 junio 2015 23.131,00 1,00 23.132,00 13,00 137.980,80 37.560,18 8.081,89 183.622,86 79.832,36

Mdo AmpliadoTras Operación CV 1 de junio 2015 0,00 0,00

Activos Traspasados en Operación CV 30 junio 2015 920,00 920,00 9,00 8.769,94 15.586,52 0,00 24.356,46 539.083,97

Mdo AmpliadoTras Operación CV 30 de junio 2015 0,00 0,00

Naturgas Energía Distribución, S.A. 923.784,00 46,00 923.830,00 725,00 6,00 4.875.435,55 3.080.757,68 664.541,99 8.620.735,22 18.196.962,33 2.746.578,02

En Euros

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados (mg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados

(mg)

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4

(y asimilados) a

31 de

diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

TOTAL CLIENTES <

4bar

Nº Clientes Peajes

Grupo 2 (y

asimilados) a 31 de

diciembre

Nº Clientes

Peajes Grupo 1

(y asimilados) a

31 de

diciembre

Demanda

P<4bar y

Cons<50MWh/a

ño

Demanda P<4bar

y

Cons>50MWh/añ

o

Demanda

P<4bar y

Cons>8.000MW

h/año

(peaje3.5)

Demanda en

Redes de P ≤ 4

bar (MWh)

Demanda en

Redes de P

entre 4bar y 60

bar

Demanda en

Redes de P mayor

60 bar


Activos Traspasados en Operación CV 1 junio 2015 24.019,00 1,00 24.020,00 14,00 117.777,26 42.987,50 7.768,84 168.533,61 73.776,89

Mdo Ampliado Tras Operación CV 1 de junio 2015 0,00 0,00 0,00

Activos Traspasados en Operación CV 30 junio 2015 1.020,00 1.020,00 9,00 8.006,61 14.939,71 0,00 22.946,32 150.767,46

Mdo Ampliado Tras Operación CV 30 de junio 2015 0,00 0,00

Naturgas Energía Distribución, S.A. 933.989,00 27,00 3,00 0,00 934.019,00 702,00 4,00 4.155.552,41 2.925.180,03 478.222,67 7.558.955,10 16.734.129,65 2.002.829,59

En Euros

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados (mg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

regasificados

(mg)

Nº Clientes

Peajes 3.1-3.4

(y asimilados) a

31 de

diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

Nº Clientes

Peaje 3.5 (y

asimilados) a 31

de diciembre en

Municipios

reciente

gasificación

(mrg)

TOTAL CLIENTES <

4bar

Nº Clientes Peajes

Grupo 2 (y

asimilados) a 31 de

diciembre

Nº Clientes

Peajes Grupo 1

(y asimilados) a

31 de

diciembre

Demanda

P<4bar y

Cons<50MWh/a

ño

Demanda P<4bar

y

Cons>50MWh/añ

o

Demanda

P<4bar y

Cons>8.000MW

h/año

(peaje3.5)

Demanda en

Redes de P ≤ 4

bar (MWh)

Demanda en

Redes de P

entre 4bar y 60

bar

Demanda en

Redes de P mayor

60 bar


Activos Traspasados en Operación CV 1 junio 2015 24.169,00 0,00 24.169,00 14,00 129.299,62 47.744,09 0,00 177.043,71 78.533,12

Mdo AmpliadoTras Operación CV 1 de junio 2015 541,00 541,00 0,00 12.107,35 4.417,52 16.524,87

Activos Traspasados en Operación CV 30 junio 2015 1.048,00 1.048,00 10,00 8.846,51 13.852,66 0,00 22.699,18 268.793,70

Mdo Ampliado Tras Operación CV 30 de junio 2015 24,00 24,00 828,37 1.281,71 0,00 2.110,09

Naturgas Energía Distribución, S.A. 941.506,00 24,00 235,00 0,00 941.765,00 704,00 4,00 4.832.392,62 3.261.391,68 446.511,15 8.540.295,45 17.190.534,68 1.914.748,74

2012

2013

Caracterización del Mercado atendido por los Activos de Naturgas Distribución según SIFCO y Empresas

2014

2015


www.cnmc.es

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Cuadro 102. Cálculo de los ajustes de la Retribución 2015 de Redexis Gas y Naturgas por la operación de compra venta


Puntos de

Suministro (PS)

MEDIOS< 4bar

Demanda en

Redes de P ≤ 4

bar (MWh)

Demanda en

Redes de P

entre 4bar y 60

bar

Retribu. Unitaria Año 2013 112,1823748 5,0670056 1,6643440

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5 años

o menos (ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y

por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P entre

4bar y 60 bar

P<4bar y

Cons<50MWh/añ

o

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y

por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P entre

4bar y 60 bar


Activos Remanentes en Naturgas 895.238,00 8.412.755,90 17.578.046,00 172.313.321,00 9.149,00 1,50 -698.916,28 -160.358,17 -1.254.466,97 457.450,00 105,00 -5.241.872,10 -721.611,78 -1.568.083,71 165.239.308,41

Activos Traspasados en Operación CV 1 junio 2015 22.806,50 183.622,86 79.832,36 3.621.774,00 769,50 0,00 -20.203,54 5.427,32 -6.368,51 38.475,00 0,00 -151.526,54 24.422,95 -7.960,64 3.525.184,77

Mdo AmpliadoTras Operación CV 1 de junio 2015 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Activos Traspasados en Operación CV 30 junio 2015 881,50 24.356,46 539.083,97 1.119.524,00 88,50 0,00 -763,33 -646,80 -388.316,51 4.425,00 0,00 -5.724,98 -2.910,62 -485.395,64 629.917,76

Mdo AmpliadoTras Operación CV 30 de junio 2015 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Naturgas Energía Distribución, S.A. 918.926,00 8.620.735,22 18.196.962,33 177.054.619,00 10.007,00 1,50 -719.883,15 -155.577,66 -1.649.151,99 500.350,00 105,00 -5.399.123,61 -700.099,45 -2.061.439,99 169.394.410,95

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y

por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P entre

4bar y 60 bar

P<4bar y

Cons<50MWh/año

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y

por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P

entre 4bar y 60

bar

Correspondiente

a Naturgas

Distribución

Correspondient

e a Redexis Gas

FC Esc Dem CNMC 0,897364778 0,27398655 0,639582882 50 €/cliente 70 €/cliente 7,5 €/MWh 4,5 €/MWh 1,25 €/MWh

Activos Remanentes en Naturgas (1) 165.239.308,41 7.995,50 117,50 584.671,05 89.550,55 198.065,94 399.775,00 8.225,00 4.385.032,86 402.977,49 247.582,43 170.682.901,19 170.682.901,19

Activos Traspasados en Operación CV 1 junio 2015 3.525.184,77 519,00 0,00 11.522,36 4.756,59 -3.012,62 25.950,00 0,00 86.417,72 21.404,65 -3.765,77 3.655.191,37 2.143.043,71 1.512.147,66

Mdo Ampliado Tras Operación CV 1 de junio 2015 (1) 0,00 270,50 0,00 10.864,71 1.210,34 0,00 13.525,00 0,00 81.485,32 5.446,53 0,00 100.456,85 100.456,85

Activos Traspasados en Operación CV 30 junio 2015 629.917,76 64,00 0,00 839,90 -1.087,05 118.026,25 3.200,00 0,00 6.299,27 -4.891,71 147.532,81 782.058,13 458.521,75 323.536,38

Mdo AmpliadoTras Operación CV 30 de junio 2015 (1) 0,00 12,00 0,00 743,35 351,17 0,00 600,00 0,00 5.575,13 1.580,28 0,00 7.755,41 7.755,41

Naturgas Energía Distribución, S.A. 169.394.410,95 8.861,00 117,50 608.641,37 94.781,61 313.079,57 443.050,00 8.225,00 4.564.810,30 426.517,24 391.349,47 175.228.362,96 173.284.466,65 1.943.896,30

(1) Las correcciones de demanda asociadas por el Escenarior de la CNMC se imputan a los activos remanentes en Naturgas y a las nuevas captaciones de Mdo que se realizan tras la operación CV

Ajuste -1.943.896,31 1.943.896,30

Δ Nº Medio Puntos de Suministro (PS)

a 31/dic conectados a P<4bar enΔ Demanda en Variación de Retribución por

Reparto Retribución 2013 y 2014 entre activos

Reparto Retribución 2013

Total Retribución

Año 2014

Puntos de

Suministro (PS)

MEDIOS< 4bar

Demanda en

Redes de P ≤ 4

bar (MWh)

Demanda en

Redes de P

entre 4bar y 60

bar

RD2013 Definitiva

(€)

Retribución 2015

Total

Retribución Año

2014


Reparto Retribución 2015 entre Activos y Empresas


Δ Nº Medio Puntos de Suministro

(PS) a 31/dic conectados a P<4bar

en

Δ Demanda en Variación de Retribución por

Total

Retribución

Año 2015


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Cuadro 103. Determinación Retribución 2016 por Empresa según Metodología establecida por Ley 18/2014


En Euros

Retribución Año

2015

Provisional sin

Extracoste GLP

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P entre

4bar y 60 bar

P<4bar y

Cons<50MWh/a

ño

en T.M. con gas

desde hace 6

años o más

(ΔCImgc<4b)

en T.M. con gas

desde hace 5

años o menos

(ΔCImgrc<4b)

Redes P<4bar y

por

Consumidores

<50MWh/año

Redes P<4bar y

por

Consumidores

>50MWh/año

Δ Demanda en

Redes de P

entre 4bar y

60 bar

Extracoste

GLP

Total Retribución

Año 2016


Naturgas Energía Distribución, S.A. 170.682.901 -5.911 673 13.856 50.519 -61.069 -295.525 47.110 103.920 227.334 -76.336 170.689.404

Gas Directo, S.A. 1.556.933 465 0 -773 -1.003 1.540 23.250 0 -5.801 -4.512 1.924 1.571.794

Redexis Gas, S.A. 79.678.834 32.104 6.065 -78.343 -173.561 471.348 1.605.200 424.515 -587.573 -781.026 589.185 62.857 80.991.992

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 11.932.165 2.049 0 -1.502 3.957 4.766 102.450 0 -11.264 17.807 5.958 12.047.116

Tolosa Gas, S.A 753.238 65 0 302 -367 0 3.250 0 2.261 -1.649 0 757.100

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 585.354.692 23.664 14.632 -217.562 -133.256 382.994 1.183.175 1.024.205 -1.631.717 -599.654 478.742 585.809.443

Gas Natural Andalucia, S.A. 64.041.533 11.262 3.610 -13.796 -25.976 33.882 563.100 252.665 -103.473 -116.893 42.353 64.679.284

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 41.362.618 6.893 5.628 -23.709 -24.612 9.210 344.650 393.960 -177.819 -110.755 11.512 41.824.166

Gas Natural Castilla y León, S.A. 77.294.263 4.281 5.277 -44.763 -84.974 -3.335 214.050 369.355 -335.720 -382.385 -4.169 77.155.395

CEGAS, S.A. 119.223.855 17.402 4.609 -23.747 -29.596 114.830 870.075 322.630 -178.105 -133.182 143.538 120.248.811

Gas Galicia SDG, S.A. 37.520.949 2.829 11.229 -16.759 -27.548 -2.264 141.425 785.995 -125.693 -123.966 -2.831 38.195.879

Redexis Gas Murcia, S.A. 15.358.432 2.710 587 -3.120 -7.732 9.310 135.475 41.055 -23.398 -34.795 11.637 15.488.406

Gas Navarra, S.A. 27.132.276 1.433 373 -12.561 -33.345 592 71.650 26.110 -94.208 -150.052 740 26.986.516

Gas Natural Rioja,S.A. 14.108.427 2.011 1.410 -7.771 -16.409 -635 100.525 98.700 -58.285 -73.839 -794 14.174.733

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 71.849 22 0 -49 -304 0 1.075 0 -370 -1.367 0 493.354 564.541

Madrileña Red de Gas, S.A. 137.889.244 5.708 2.036 -42.570 -10.735 56.616 285.400 142.485 -319.278 -48.309 70.771 138.020.313

TOTAL 1.383.962.209 106.985 56.126 -472.870 -514.943 1.017.785 5.349.225 3.928.785 -3.546.523 -2.317.246 1.272.231 556.211 1.389.204.893




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Determinadas las retribuciones de 2014 y 2015 con los datos más actualizados de gas suministrado y puntos de suministro, se calcula la diferencia con las retribuciones calculadas anteriormente para dichos años. En el caso del año 2014, la retribución es la resultante de la suma de los dos periodos retributivos a las que está sometido dicho año51. Cuadro 104. Determinación de los ajustes a realizar en la Retribución 2014 y 2015 por Empresa


Determinados los valores anteriores, las retribuciones a publicar en BOE serían:

Cuadro 105. Retribución a la actividad de distribución a publicar en BOE


51 Retribución2014 = 185/365 * Retribución2014 según O. ITC/3993/2006 + 180/365 * Retribución2014 según Anexo X del Real Decreto-ley 8/2014

En Euros

Nueva Retribución

Provisional Año

2015

Anterior

Retribución

Provisional Año

2015

Ajuste

Retribución de

2015

Retribución

Definitiva Año

2014

Anterior

Retribución

Provisional Año

2014

Ajuste

Retribución de

2014

Naturgas Energía Distribución, S.A. 173.284.467 177.829.568 -4.545.101 174.785.718 178.499.190 -3.713.472

Gas Directo, S.A. 1.556.933 1.565.017 -8.084 1.177.312 1.098.960 78.351

Redexis Gas, S.A. 77.140.125 78.010.303 -870.178 70.747.309 74.147.152 -3.399.843

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 11.932.165 11.804.225 127.940 11.904.454 11.782.628 121.826

Tolosa Gas, S.A 753.238 779.552 -26.315 832.034 869.835 -37.800

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 585.354.692 604.714.382 -19.359.691 607.084.128 620.250.903 -13.166.775

Gas Natural Andalucia, S.A. 64.041.533 64.164.137 -122.603 70.282.941 70.409.361 -126.421

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 41.362.618 42.806.344 -1.443.727 38.232.638 39.345.384 -1.112.746

Gas Natural Castilla y León, S.A. 77.294.263 80.859.225 -3.564.962 73.253.416 75.399.300 -2.145.884

CEGAS, S.A. 119.223.855 120.351.226 -1.127.371 118.094.264 118.512.724 -418.460

Gas Galicia SDG, S.A. 37.520.949 37.287.770 233.179 35.299.849 35.406.564 -106.715

Redexis Gas Murcia, S.A. 15.358.432 15.771.826 -413.394 14.941.052 15.133.122 -192.070

Gas Navarra, S.A. 27.132.276 28.458.780 -1.326.503 26.301.608 27.104.727 -803.119

Gas Natural Rioja,S.A. 14.108.427 14.600.985 -492.559 13.561.014 13.898.893 -337.879

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 554.044 704.700 -150.656 369.331 359.393 9.938

Madrileña Red de Gas, S.A. 137.889.244 140.322.184 -2.432.940 142.293.030 144.441.092 -2.148.062

TOTAL 1.384.507.261 1.420.030.225 -35.522.965 1.399.160.098 1.426.659.228 -27.499.129

En €

Retribución

Provisional Año

2016

Ajuste

Retribución de

2015

Ajuste

Retribución de

2014

Retribución a

Publicar en O.

Ministerial

Naturgas Energía Distribución, S.A. 175.234.865,91 -2.601.205 -3.713.472 168.920.189

Gas Directo, S.A. 1.571.794,18 -8.084 78.351 1.642.062

Redexis Gas, S.A. 76.446.529,87 -2.814.074 -3.399.843 70.232.613

D.C. de Gas Extremadura, S.A. 12.047.115,71 127.940 121.826 12.296.882

Tolosa Gas, S.A 757.099,66 -26.315 -37.800 692.985

Gas Natural Distribución SDG,S .A. 585.809.442,77 -19.359.691 -13.166.775 553.282.977

Gas Natural Andalucia, S.A. 64.679.284,46 -122.603 -126.421 64.430.260

Gas Natural Castilla-La Mancha, S.A. 41.824.165,98 -1.443.727 -1.112.746 39.267.693

Gas Natural Castilla y León, S.A. 77.155.394,92 -3.564.962 -2.145.884 71.444.549

CEGAS, S.A. 120.248.811,45 -1.127.371 -418.460 118.702.981

Gas Galicia SDG, S.A. 38.195.879,41 233.179 -106.715 38.322.343

Redexis Gas Murcia, S.A. 15.488.405,55 -413.394 -192.070 14.882.942

Gas Navarra, S.A. 26.986.515,91 -1.326.503 -803.119 24.856.894

Gas Natural Rioja,S.A. 14.174.732,95 -492.559 -337.879 13.344.296

Gasificadora Regional Canaria, S.A. 564.541,17 -150.656 9.938 423.823

Madrileña Red de Gas, S.A. 138.020.312,67 -2.432.940 -2.148.062 133.439.310

TOTAL 1.389.204.893 -35.522.965 -27.499.129 1.326.182.799


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5. Coste de la actividad de Suministro a Tarifa de gases manufacturados El Artículo 22 del Real Decreto 949/2001, estableció que las empresas distribuidoras tenían derecho al reconocimiento de una retribución por la actividad de suministro de gas a tarifa. Dicha retribución satisface los costes en los que, de acuerdo con el Artículo 21 de la Orden 3993/200652, incurren los distribuidores necesarios para atender a los consumidores a tarifa (los costes propios de suministro, las mermas de gas en las redes de distribución para atender estos suministros y el coste del capital circulante derivado de la financiación entre el pago y el cobro de la materia prima) excluidos los costes correspondientes a los equipos de medida, a las acometidas, a las inspecciones y cualquier otro no estrictamente necesario para el suministro a tarifa. La Ley 12/2007, por medio de la Disposición Transitoria Cuarta, estableció que a partir del 1 de julio de 2008 la actividad de suministro a tarifa dejaría de estar vigente. No obstante, la citada Ley 12/2007, a través de la modificación del actual artículo 6053 de la Ley 34/1998, sobre Funcionamiento del sistema gasista, y la inclusión de la Disposición Transitoria Vigésima54 de la Ley 34/1998, sobre el Régimen transitorio de los gases manufacturados en territorios insulares, reconoce el derecho de las empresas distribuidoras en los territorios insulares y extra-peninsulares al cobro de una retribución por el ejercicio de la actividad de suministro mientras exista el suministro mediante gases manufacturados en dichos territorios. Por su parte, la Ley 18/2014, en su artículo 59.4, incluye entre los costes a financiar mediante los ingresos del sistema gasista a la retribución correspondiente al suministro a tarifa realizado por empresas distribuidoras en los territorios insulares que no dispongan de conexión con la red de gasoductos o de instalaciones de regasificación.

52 Descripción recogida también en las Órdenes Ministeriales sobre aspectos retributivos del sistema gasista publicadas tras el Real Decreto 949/2001.

53El nuevo redactado dado por la Ley 12/207 indica en su apartado cuarto que “Las actividades para el suministro de gas natural que se desarrollen en los territorios insulares y extra-peninsulares serán objeto de una regulación reglamentaria singular, previo acuerdo con las Comunidades y Ciudades Autónomas afectadas y atenderá a las especificidades derivadas de su situación territorial”.

54 La Disposición indica que “hasta la finalización y puesta en marcha de las instalaciones que permitan el suministro de gas natural en los territorios insulares, las empresas distribuidoras propietarias de las instalaciones para la distribución de gases combustibles en el citado ámbito territorial, podrán efectuar el suministro de gases manufacturados y/o aire propanado por canalización con el régimen establecido en la presente disposición transitoria.

[…]

Durante dicho periodo transitorio en el procedimiento de reparto de los fondos ingresados por transportistas y distribuidores, se tomará en consideración la retribución que corresponda a las citadas empresas por el ejercicio de la actividad de suministro y por el suplemento de coste que suponga el suministro de los gases manufacturados y/o aire propanado”


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La previsión de coste por la actividad de suministro a tarifa para 2016 se estima en 100.000 €, manteniendo así, el criterio adoptado por el MINETUR en presupuestos anteriores. 6. Retribución específica de las instalaciones de distribución La regulación del sector (Artículo 20.4 del Real Decreto 949/2001) prevé para la actividad de distribución, una retribución específica, con carácter limitado en el tiempo, para aquellas instalaciones que permitan la gasificación de nuevos núcleos de población de forma que haga viables las inversiones. Este mecanismo complementa a los dos mecanismos retributivos principales previstos en el sector gasista para las actividades de transporte y de distribución, permitiendo que el régimen económico se aproxime a la realidad física de las instalaciones. Normativamente, el importe máximo para este tipo de actuaciones es de 23.000.000 € por convocatoria, cantidad que puede verse minorada por la retribución reconocida a instalaciones de transporte secundario (RTS) calculada, según la Orden ITC/3354/2010, como la retribución a cuenta correspondiente (anualidad completa del año siguiente al de la puesta en marcha) a las nuevas instalaciones de transporte secundario puestas en marcha en el año n-1, más la retribución de aquellas otras instalaciones de transporte secundario puestas en servicio en años anteriores que no se hubiesen deducido en convocatorias anteriores. Actualmente están abiertos los procesos para la asignación de retribución específica para las instalaciones cuya construcción se inició en los años 2010 y 2011 (Orden ITC/3520/2009), y para las instalaciones cuya construcción se inicie en los años 2011 y 2012 (Orden ITC/3354/2010). Aunque, a día de hoy, no hay una propuesta de Resolución que asigne dicha retribución, esta Comisión considera que el importe máximo de 23.000.000 € de cada convocatoria se verá reducido por la retribución de las instalaciones de transporte secundario puestas en marcha en años anteriores:

Por una cifra de 6.873.505,55 € en el caso de las instalaciones de la convocatoria de la Orden ITC/3520/2009

Por una cifra de 3.670.103,17 € en el caso de las instalaciones de la convocatoria de la Orden ITC/3354/2010

No obstante, visto el tiempo transcurrido desde su publicación, se considera conveniente anular ambas convocatorias en la próxima Orden Ministerial. A este respecto, indicar que la Orden IET/849/2012 ya eliminó la convocatoria prevista por la Orden IET/3587/2011, y que, además, estableció un proceso para establecer qué proyectos mantenían los derechos de cobro, y cuáles no, de todos aquellos que superaron el plazo de finalización de construcción y no habían solicitado el pago de la retribución. De hecho, como resultado del


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mismo, con fecha 9 de septiembre de 2013, la DGPEM dictó Resolución por la que se establecía la caducidad de proyectos contenidos en las convocatorias anteriores a la Orden ITC/3520/2009 con una Retribución Especifica asociada de 29.850.803 € pendiente de cobro, por considerar que habían superado el plazo para la finalización de la construcción del proyecto. De acuerdo con la información disponible en esta Comisión, y teniendo en cuenta la consideración anterior, el importe de retribución específica asignado en convocatorias anteriores pendiente de pago asciende a 18.855.637 € a repartir entre 41 proyectos, si bien, de acuerdo con el histórico de pagos anuales de este concepto, se considera que durante 2016 se abonara una cifra similar a la presupuestada para 2015: 5.274.617 €. En el 0 se recoge información detallada de las cantidades asignadas, pagadas y pendientes de pago por empresa, el estado de los proyectos con retribución específica y los proyectos con retribución específica caducada. A continuación se muestra una tabla resumen relativa al estado de las cantidades relativas a proyectos asignados: Cuadro 106. Cuadro resumen de las magnitudes económicas básicas de la retribución específica

de las instalaciones de distribución


Total asignadas 123.526.055

Efectivamente pagadas 65.922.042

Pendientes de pago 18.855.637

NO incurridas por: 38.718.376

Minoración 3.955.781

Denegación 4.323.793

Desistimiento 588.000

Caducidad 29.850.803

CANTIDADES POR PROYECTOS DE RETRIBUCIÓN

ESPECÍFICA ASIGNADOS (€)


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ANEXO VI. OTROS COSTES REGULADOS DEL SISTEMA

GASISTA A PRESUPUESTAR


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ANEXO VI. OTROS COSTES REGULADOS DEL SISTEMA GASISTA A PRESUPUESTAR 1. Previsión cuota tributaria a ingresar por tasa MINETUR/CNMC La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece en su Disposición Adicional Decimocuarta las Tasas, prestaciones patrimoniales e ingresos derivados del ejercicio de las funciones previstas en la citada Ley. Entre ellas se encuentra la Tasa aplicable a la prestación de servicios y realización de actividades en relación con el sector de hidrocarburos gaseosos (Tasa MINETUR/CNMC), definiéndose como hecho imponible la prestación de servicios y realización de actividades por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo y por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el sector de los hidrocarburos gaseosos, de conformidad con lo establecido en esta Ley y en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos. La base imponible de la citada tasa viene constituida por la facturación total derivada de la aplicación de peajes y cánones a que se refiere el artículo 92 de la Ley 34/1998, y el tipo por el que se multiplicará la base imponible para determinar la cuota tributaria a ingresar en el Tesoro Público será de 0,140 por ciento Asumiendo que la facturación prevista en 2016 por peajes y cánones sería de 2.922 M€ se estima recaudar por la tasa 4.090.797 € 2. Estimación de la anualidad 2016 correspondiente al Laudo del

Arbitraje de París El Artículo 66 de la Ley 18/2014 establece que a los costes del sistema gasista enumerados en el artículo 59.4 de la citada Ley, se les adicionará “el desvío correspondiente a la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia y suministrado a través del gasoducto del Magreb, como consecuencia del Laudo dictado por la Corte Internacional de Arbitraje de París el día 9 de agosto de 2010.” Y a continuación añade que “la cantidad total a recaudar por este recargo se cuantifica en 163.790.000 euros, que se recuperarán en un periodo de 5 años. Anualmente, a partir del año 2015 y hasta el 31 de diciembre de 2019 incluido, se recuperarán 32.758.000 euros, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado que será aprobado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.” El derecho de cobro generado por el desvío correspondiente a dicho Laudo al que se refiere el artículo 66.b de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, es titularidad de SAGANE, sociedad del grupo GAS NATURAL.


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Cálculo del tipo de interés aplicable

Al no haberse publicado hasta el momento por parte del Ministerio de Industria, Energía y Turismo la orden por la que se fijan los tipos de interés definitivos, se ha realizado el cálculo del tipo de interés siguiendo la metodología propuesta en el informe de la CNMC, aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria en fecha 11 de diciembre de 2014 (IPN/DE/0160/14). En éste se propone que, en el cálculo del tipo de interés a reconocer al titular del derecho de cobro, en condiciones equivalentes a las del mercado, se tenga en cuenta exclusivamente el coste de financiación del grupo GAS NATURAL, a un plazo de 5 años, y que el tipo de interés que se reconozca sea fijo. De este modo, teniendo en cuenta la disponibilidad de datos de cotización de CDS para GAS NATURAL, se considera como coste de financiación la suma de la media de la cotización de los tres meses anteriores a la fecha de devengo de intereses, del IRS y el CDS a un plazo de 5 años. Así, se ha tomado como tipo de interés de referencia la media de los valores de IRS a 5 años durante los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2014, considerando como fecha de devengo de intereses el 1 de enero de 2015. En cuanto al diferencial, éste se ha calculado como la media de los valores de CDS de GAS NATURAL a 5 años durante los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2014. Los resultados obtenidos se detallan en el Cuadro 107, según el cual el coste de financiación de la empresa titular del derecho de cobro sería del 1,201%. Este coste supone un diferencial de 23 puntos básicos con respecto a la media de cotización de octubre, noviembre y diciembre de 2014 del bono español a 5 años.

Cuadro 107. Cálculo del coste de financiación

Fuente: Bloomberg y elaboración propia

Estimación de la anualidad 2016 con cargo al sistema gasista correspondiente al derecho de cobro El cálculo de la anualidad correspondiente al ejercicio 2016 toma como valor de partida del derecho de cobro el importe de 163.790.000 €, reconocido en el apartado b del artículo 66 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre. Por otra parte, de acuerdo a la metodología expuesta en dicha Ley, se considera una amortización anual constante de 32.758.000 €.

IRS 5Y (%)CDS 5Y GAS NATURAL

(p.b.)


2014)


2014)

Gas Natural 0,427 77,47 1,201%

Grupo IRS + CDS (%)


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Adicionalmente, es necesario tener en cuenta que los intereses devengados durante el año 2015 no se han pagado aún con cargo a las liquidaciones del ejercicio 2015. Por otra parte el tipo de interés aplicado en el cálculo de la anualidad corresponde al tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado, calculadas según la metodología descrita el apartado anterior (1,201%). Los resultados obtenidos se detallan en el Cuadro 108, según el cual la anualidad correspondiente al año 2016 ascendería a un importe de 34.355.668,54 €.

Cuadro 108. Cálculo de la anualidad 2016 correspondiente al Laudo de París



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ANEXO VII. TABLAS DETALLE RETRIBUCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE

REGASIFICACIÓN

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ANEXO VIII. TABLAS DETALLE RETRIBUCIÓN DE LOS ALMACENAMIENTOS

SUBTERRÁNEOS

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ANEXO IX. TABLAS DETALLE RETRIBUCION DE LAS

INSTALACIONES DE TRANSPORTE

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ANEXO X. TABLAS DETALLE RETRIBUCIÓN ESPECÍFICA DE LOS

DISTRIBUIDORES

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INFORME SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN POR LA QUE SE ESTABLECEN LOS PEAJES Y CÁNONES ASOCIADOS AL...

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