a partir de plantas de regasificación se le aplicará el peaje siguiente:

a partir de plantas de regasificación se le aplicará el peaje siguiente:

Término fijo: 105.274 €/operación. Término variable: 0,0005109 €/kWh.

Con un precio mínimo por operación de 50.000 €.

Para el trasvase de buque a buque, sin pasar por almacenamiento de GNL de la planta, se aplicará un peaje del 80% del valor anterior. Las mermas que se produzcan serán por cuenta del contratante del servicio, como asi- mismo la entrega del gas necesario para la operación.

Estos servicios sólo se podrán prestar subsidiaria- mente y en cuanto no interfieran con las operaciones normales del sistema. En cualquier caso, por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se podrá interrumpir o cancelar su prestación.

Segundo. Precio del peaje de tránsito internacio- nal.–Se aplicará el peaje de transporte y distribución correspondiente a la presión y volumen de consumo, multiplicando los términos fijo y variable, incluyendo el de reserva de capacidad, por el coeficiente de la tabla siguiente que corresponda en función del punto de entrada y el de salida.

Punto de entrada	Punto de salida
	Portugal- Extremadura	Portugal- Galicia	Larrau	Irún
Cartagena . . . . . . . . . . . .	1,000	1,000	1,000	1,000
Huelva . . . . . . . . . . . . . . .	0,620	1,000	1,000	1,000
Sagunto . . . . . . . . . . . . .	1,000	1,000	0,833	1,000
Bilbao . . . . . . . . . . . . . . .	1,000	1,000	0,515	0,350
Barcelona . . . . . . . . . . . .	1,000	1,000	0,773	1,000
Magreb . . . . . . . . . . . . . . Portugal-Extremadura . .	0,716	1,000	1,000 1,000	1,000 1,000
Portugal-Galicia . . . . . . . Larrau . . . . . . . . . . . . . . .	1,000	1,000	1,000	1,000
Irún . . . . . . . . . . . . . . . . .	1,000	1,000

Tercero. Precio del peaje de transporte y distribución interrumpible.

Tfe: Término fijo de reserva de capacidad Trc: 0,006625

€/(kWh/día)/mes.

Término de conducción:

Término fijo Tfij = 0 €/kWh/mes. Término variable Tvij:

Peaje	Término variable Tvij
	Interump. A Tvij €/kWh	Interump. B Tvij €/kWh
Peaje 1 Int (P>60 bar): 4.1 Consumo inferior o igual a 200 GWh/año . . . . . . . . . . . . . 4.2 Consumo superior a 200 GWh/año e igual o inferior a 1.000 GWh/año . . . . . . . . . . . 4.3 Consumo superior a 1.000 GWh/año . . . . . . . . . . . . . . . . Peaje 2 Int (4 bar < P<= 60 bar): 4.5 Consumo superior a 30 GWh/ año e igual o inferior a 100 GWh/año . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6 Consumo superior a 100 GWh/año e igual o inferior a 500 GWh/año . . . . . . . . . . . . .	0,000760	0,000524
	0,000612	0,000422
	0,000551	0,000380
	0,001121	0,000773
	0,001005	0,000693
	0,000880	0,000607

Peaje	Término variable Tvij
	Interump. A Tvij €/kWh	Interump. B Tvij €/kWh
4.7 Consumo superior a 500 GWh/año . . . . . . . . . . . . . . . .	0,000764	0,000527

ANEXO III

Coeficientes aplicables a los peajes de duración inferior a un año

Los coeficientes a aplicar al término fijo de caudal de los peajes correspondientes a servicios de acceso a las ins- talaciones gasistas, contratados con una duración menor a un año, de acuerdo con lo establecido en el artículo 11 de la presente orden son los siguientes:

	Peaje diario (1)	Peaje mensual (2)
Enero . . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,079	1,587
Febrero . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,079	1,587
Marzo . . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,079	1,587
Abril . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,051	1,029
Mayo . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,045	0,908
Junio . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,045	0,898
Julio . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,045	0,898
Agosto . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,041	0,819
Septiembre . . . . . . . . . . . . . .	0,045	0,897
Octubre . . . . . . . . . . . . . . . . .	0,051	1,014
Noviembre . . . . . . . . . . . . . .	0,079	1,587
Diciembre . . . . . . . . . . . . . . .	0,079	1,587

El término variable (Tvij) a aplicar es el del peaje correspondiente.

21530 ORDEN ITC/4101/2005, de 27 diciembre, por la que se establecen las tarifas de gas natural y gases manufacturados por canalización, alqui- ler de contadores y derechos de acometida para los consumidores conectados a redes de presión de suministro igual o inferior a 4 bar.

El Real Decreto 949/2001, de 3 xx xxxxxx, 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, determina el modelo para el cálculo de las tarifas de gas natural y de los peajes y cánones aplicables al uso por terceros de la red gasista.

En el artículo 25 de dicho Real Decreto se dispone que el Ministro de Economía, mediante Orden Ministerial, pre- vio Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de las tarifas de venta de gas natural, los precios de cesión de gas natural para las empresas distribuidoras, y los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso por terceros.

Por su parte, el apartado 2 del artículo 26 del Real Decreto 949/2001, establece los costes que han de recoger cada una de las tarifas de suministro de gas, incluyendo, entre otros, el coste unitario de la materia prima y el coste de gestión de la compra-venta de gas por los transportis- tas para el suministro de gas a las empresas distribuido- ras para su venta a tarifa.

Respecto al coste unitario de la materia prima, el ar- tículo 26.2 del citado Real Decreto, establece que se deter-

minará conforme al coste medio de adquisición de la materia prima, en posición CIF, por parte de los transpor- tistas con destino al mercado a tarifas, incluyendo los costes necesarios para el posicionamiento del gas en la red básica. Asimismo el artículo 15 del Real Decreto- ley 6/2000, de 23 xx xxxxx, de Medidas Urgentes de Inten- sificación de la competencia en mercados de Bienes y Servicios, indica que el gas natural procedente del con- trato de aprovisionamiento procedente de Argelia y sumi- nistrado a través del gasoducto de El Magreb se aplicará preferentemente al suministro a tarifas.

Por su parte, los artículos 26.3 y 37 del mencionado Real Decreto 949/2001 establecen como cuotas con desti- nos específicos los porcentajes destinados a la retribución del Gestor Técnico del Sistema y los recargos con destino a la Comisión Nacional de Energía, que deberán recaudar las empresas distribuidoras de gas, con cargo a las tarifas de gas natural y ser puestos a disposición de los sujetos a los que van destinados como ingresos propios, en la forma y plazos establecidos normativamente. El artícu- lo 19 de la Ley 24/2002, de 27 de diciembre de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social, modifica la Disposición adicional duodécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, introduciendo en su apartado tercero la tasa aplicable a la prestación de servicios y realización de actividades por la Comisión Nacional de Energía en relación con el sector de hidrocar- buros gaseosos.

El 31 de diciembre de 2002 se publicó el Real Decre- to 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercializa- ción, suministro y procedimientos de autorización de ins- talaciones de gas natural, estableciendo en su Anexo I las cantidades a percibir por las empresas distribuidoras en concepto de derechos de acometida para los suministros conectados a redes de presión de suministro igual o infe- rior a 4 bar y el procedimiento de actualización anual.

El artículo duodécimo de la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, modifica el artículo 93 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, estableciendo que las tarifas serán únicas para todo el territorio nacio- nal, sin perjuicio de sus especialidades.

El artículo tercero de la Orden ITC/3655/2005, de 23 de noviembre, por la que se modifica, entre otras, la Orden ITC/104/2005, de 28 de enero, por la que se estable- cen las tarifas de gas natural y gases manufacturados por canalización, alquiler de contadores y derechos de aco- metida para los consumidores conectados a redes de presión de suministro igual o inferior a 4 bar., introduce modificaciones a los procedimientos de cálculo y factura- ción de tarifas en lo referente a la instalación de equipos de telemedida.

El citado artículo 25 del Real Decreto 949/2001, de 3 xx xxxxxx, en su apartado 2, faculta al Ministro de Economía a modificar la estructura de tarifas, peajes y cánones si razones de optimización del sistema gasista, mercado o aplicación del desarrollo normativo de ámbito comunita- rio lo hacen aconsejable. El actual grado de desarrollo xxx xxxxxxx liberalizado y la necesidad de eliminar asime- xxxxx entre este mercado y el regulado, hace necesaria la eliminación de las tarifas del grupo 1, las 2.5 y 2.6 del grupo 2, y las del grupo 4, pasando estos consumidores a suministrarse en el mercado liberalizado. No obstante, y con carácter transitorio, se establecen unas tarifas nuevas para los consumidores afectados con un período de apli- cación limitado.

El Real Decreto1554/2004, de 25 xx xxxxx, por el que se desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, en su artículo 1, asigna a este Departamento ministerial la elaboración y ejecución de la política energética del Gobierno. Por su parte, el ar- tículo 4 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, atribuye a los Ministros el ejercicio de la potes-

tad reglamentaria en las materias propias de su Departa- mento.

Conforme a lo anterior y en la forma que establece el artículo 25 del Real Decreto 949/2001, corresponde al Ministro de Industria, Turismo y Comercio dictar las dis- posiciones necesarias para el establecimiento de las xxxx- fas de venta de gas natural, los precios de cesión de gas natural para las empresas distribuidoras, y los peajes y cánones de los servicios básicos de acceso por terceros.

El proyecto de esta Orden ha sido objeto del informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía. Asi- mismo, de acuerdo con lo establecido en el Real Decre- to 1552/2004, de 25 xx xxxxx, por el que se desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio de Economía y Hacienda, ha sido informado por la Dirección General de Política Económica. Finalmente el contenido del proyecto ha sido aprobado por la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos en su reunión del día 23 de diciembre de 2005.

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

Artículo 1. Objeto y ámbito de aplicación.

La presente Orden tiene por objeto determinar las tarifas de venta de gas natural y gases manufacturados por canalización, los precios de cesión de gas natural para los distribuidores, las tarifas de alquiler de los contado- res, y los derechos de acometida para suministros a pre- sión igual o inferior a 4 bar.

La presente Orden no es de aplicación a los gases licuados del petróleo por canalización.

Artículo 2. Aprobación y carácter de las tarifas.

1. Las tarifas antes de impuestos del suministro de gas natural y gases manufacturados por canalización, que se definen en el artículo 27 del Real Decreto 949/2001, de 3 xx xxxxxx, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema eco- nómico integrado del sector de gas natural, son las conte- nidas en el Anexo I de la presente Orden.

2. Conforme a lo establecido en el artículo 25.2 del Real Decreto 949/2001, las tarifas son únicas para todo el territorio nacional, en función del volumen, presión y forma de consumo.

Artículo 3. Definición y cálculo del coste unitario de la materia prima.

El coste unitario de la materia prima (Cmp) se define como el coste medio de adquisición del gas natural en posición CIF, expresado en Euros por kWh. Dicho coste se calculará desde la entrada en vigor de la presente Orden, dependiendo del valor promedio del precio del crudo

«Xxxxx Spot Average» (en adelante Xxxxxx Xxxxx_Xxxx) en el semestre anterior al de la fecha de cálculo, de acuerdo con las siguientes fórmulas:

A) Xxxxx_Xxxx < 18 $/Bbl

Cmp = (0,535004 + 0,001864*GO_GL + 0,000127*GO_ARA

+ 0,001949*F1%_GL + 0,000072*F1%_ARA + 0,000975*F3.5%_ GL + 0,000072*F3.5%_ARA)/(100*E)

B) Brent_Spot > = 18 $/Bbl y Brent_Spot < 26,5 $/Bbl Cmp = (0,470894 + 0,001893*GO_GL + 0,000127*GO_ARA

+ 0,00232*F1%_GL + 0,000072*F1%_ARA + 0,00116*F3.5%_ GL + 0,000072*F3.5%_ARA)/(100*E)

C) Brent_Spot > = 26,5 $/Bbl

Cmp = (0,801775 + 0,00139*GO_GL + 0,000127*GO_ARA

+ 0,001392*F1%_GL + 0,000072*F1%_ARA + 0,000696*F3.5%_ GL + 0,000072*F3.5%_ARA)/(100*E)

Los símbolos utilizados tienen el siguiente signifi- cado:

GO_GL = Gasoil de 0,2% de azufre en Génova-Xxxxxx. GO_ARA = Gasoil de 0,2% de azufre en Ámsterdam/

Rótterdam/Amberes.

F1% _GL = Fueloil 1% de azufre en Génova-Xxxxxx.

F1%_ ARA = Fueloil 1% de azufre en Ámsterdam/ Rótterdam/Amberes.

F3.5%_GL = Fueloil 3,5% de azufre en Génova-Xxxxxx. F3.5%_ ARA = Fueloil 3,5% de azufre en Ámsterdam/

Rótterdam/Amberes.

En las fórmulas anteriores, las medias de productos en posición CIF corresponden con el semestre anterior al de la fecha en que se efectúa el cálculo, utilizando los valores medios mensuales expresados en $/Tm y publica- dos en el Xxxxxx Oilgram Price Report o en el Xxxxxx (PEM actualmente o nPLEUSCAN antiguamente para produc- tos, y POM actualmente o nPLCRUDE antiguamente para crudo), o los calculados promedios mensuales a partir de cotizaciones diarias, en el caso de que el mes que se pro- media no haya finalizado en la fecha del cálculo.

La media del crudo Brent_Spot también corresponde con la del semestre anterior al de la fecha de cálculo, utili- zándose las medias mensuales expresadas en $/Bbl y publicadas en el «Xxxxxx Oilgram Price Report» o en el

«Xxxxxx nPLCrude». Caso de no disponer de la publicación en el Xxxxxx Oilgram Price Report de la última media men- sual anterior al mes de la fecha de cálculo, se efectuará el cálculo de dicho mes como la media mensual redondeada a dos decimales de la media diaria de las cotizaciones baja y alta del «Xxxxx Dated» publicada diariamente en el

«Xxxxxx POM o nPLCRUDE».

E = cambio medio en Dólar/Euro en el trimestre anterior al de la fecha de cálculo, utilizándose para el cálculo de dicha media trimestral las cotizaciones diarias Dólar/ Euro publicadas en el «Boletín Oficial del Estado» o en el Banco Central Europeo.

Para el cálculo a realizar en diciembre y con entrada en vigor el día primero de enero se tomará como último día de cotizaciones el 15 de diciembre.

El valor de la Cmp calculado por las fórmulas anterio- res vendrá expresado en €/kWh, y se le deberá adicionar la desviación del ejercicio de 2005 del coste real de la materia prima para el suministro de gas para su venta a tarifa, con respecto a la estimación anual, según se define en las Disposiciones transitorias de la Orden ITC/3321/2005, de 25 de octubre.

Artículo 4. Precio de cesión.

1. El precio de cesión incluye el coste unitario de la materia prima destinado al mercado a tarifas, los costes de gestión de compra-venta de gas natural de los trans- portistas destinado al mercado a tarifas, y el coste medio de regasificación del gas licuado destinado a tarifas que corresponda.

2. El coste unitario de la materia prima destinado al mercado a tarifas es el definido en el artículo 3 de la pre- sente Orden.

3. Los costes de gestión de compra-venta de gas natural destinado al mercado a tarifas de los transportis- tas son los definidos por la Orden que establece la retribu- ción de las actividades reguladas del sector gasista.

4. El coste medio de regasificación es el resultado de aplicar al gas natural licuado incluido en la cesta de gases destinada al mercado a tarifas los costes correspondien- tes de la regasificación.

5. El precio que se aplicará al suministro de gas natural licuado para las plantas satélites de las empresas distribuidoras será el precio de cesión establecido en el apartado 1 del presente artículo. El transporte de gas natural licuado es por cuenta de los distribuidores, no estando incluido en el precio de cesión.

Artículo 5. Actualización de las tarifas.

1. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, pre- vio Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, procederá a la fijación de los nue- vos precios de las tarifas de venta de los combustibles gaseosos por canalización, como resultado de la actuali- zación de los parámetros que constituyen la tarifa. Dicha actualización se realizará coincidiendo con la actualiza- ción del coste unitario de la materia prima del mes de enero.

2. El coste unitario de la materia prima (Cmp), se calculará trimestralmente, de acuerdo con la fórmula del artículo 3, en los meses de enero, xxxxx, xxxxx y octubre de cada año. Las tarifas se modificarán, siempre que las variaciones del coste unitario de la materia prima (Cmp), sin la inclusión de las desviaciones del ejercicio de 2005 del coste real de la materia prima para el suministro de gas para su venta a tarifa mencionadas al final del artícu- lo 3, experimenten una modificación, al alza o a la baja, superior al 2 por 100 del valor de Cmp incluida en las xxxx- fas vigentes.

Por la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio se efec- tuarán los cálculos para la aplicación de lo previsto en el párrafo anterior y se dictará la oportuna Resolución que se publicará en el «Boletín Oficial del Estado» y producirá efectos el día 12 del mes correspondiente, excepto en el mes de enero, en el que se aplicará el primer día del mes.

La fórmula para el cálculo del coste unitario de la materia prima (Cmp) se actualizará, con carácter anual, simultáneamente con el resto de los parámetros si se modifican la estructura o condiciones de los aprovisiona- mientos.

Artículo 6. Aplicación de los gastos de gestión de com- pra-venta y de suministro en el cálculo y actualización de las tarifas.

En la revisión trimestral de las tarifas a que hace refe- rencia el punto 2 del artículo 5 se repercutirán las variacio- nes que se produzcan en la retribución de la gestión de compra-venta y del suministro a tarifas como consecuen- cia de las modificaciones del Coste unitario de la materia prima, mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

∆T. Energía = ∆Cmp + ∆Cmp*{Ci + [Cr * kWhrn + Ca * kWhan

+ Ct * kWhtn]/ kWhcfn + Cx * i} + ∆Cmp* { [ Cr<4 * kWhcn< = 4 + Cr>4 * kWhcn > 4]/ kWhcfn + Cz * i }

donde los términos y coeficientes, corresponden a las magnitudes previstas el 1 de enero de 2006, y que serán aplicables durante todo el año 2006 son:

Ci = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el año 2006 igual a 0,0005.

kWhcf = kWh de gas suministrados al cliente final con destino al mercado a tarifa.

Cr, Ca, Ct = porcentajes de mermas de regasificación, almacenamiento y transporte de gas respectivamente

que serán los fijados en las Normas de Gestión Técnica del Sistema. Para 2006 serán igual a 0,25%, 2,11% y 0,215% respectivamente.

kWhr = kWh de gas (GNL) descargados en planta de regasificación con destino al mercado a tarifas.

kWha = kWh de gas (GN) inyectados en los almacena- mientos subterráneos con destino al mercado a tarifas.

kWht = kWh de gas (GN) introducidos en el sistema de transporte con destino al mercado a tarifas.

Cx = Coeficiente que se fijará anualmente al efectuar la revisión anual de las tarifas de gas. Este coeficiente se establece para el año 2006 igual a 0,109.

i = coste del dinero que se fijará cada año en función del Euribor a tres meses del año anterior más 0,5 puntos. Para el año 2006 se establece en el 2,66 %.

Cr < 4 Cr > 4 = porcentajes de mermas de distribución de gas en redes a presión inferior o igual a 4 bar y superior a

4 bar respectivamente que serán los fijados en las Nor- mas de GestiónTécnica del Sistema. Para 2006 serán igual a 1% y 0,39% respectivamente.

kWhcn < 4 = kWh de gas suministrados al mercado regu- lado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoduc- tos cuya presión de diseño sea inferior o igual a 4 bar.

kWhcn > 4 = kWh de gas suministrados al mercado regu- lado a tarifas, de los consumidores conectados a gasoduc- tos, cuya presión de diseño sea superior a 4 bar.

Para el año 2006 la fórmula anterior se concreta en:

∆T. Energía = 1,014800 * ∆Cmp

Artículo 7. Valores del coste unitario de la materia prima y precio de cesión.

1. En tanto en cuanto no sean modificados por las Resoluciones de la Dirección General de Política Energé- tica y Minas a que hace referencia el artículo 5, los valores de Cmp y del precio de cesión, incluidas las desviaciones del ejercicio de 2005 mencionadas en el último párrafo del artículo 3, serán:

Coste unitario de la materia prima (Cmp): 0,020213 €/ kWh.

Precio de cesión de gas natural a empresas de distri- bución: 0,020517 €/kWh.

2. El precio de cesión se variará cuando se modifi- quen los precios del coste unitario de la materia prima por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio o anualmente, simultáneamente con el resto de los pará- metros si se modifican la estructura o condiciones de los aprovisionamientos.

Artículo 8. Tasa destinada a la Comisión Nacional de Energía.

La tasa destinada a la Comisión Nacional de Energía que deberán recaudar las empresas distribuidoras sobre la facturación de las tarifas de suministro de gas natural, será del 0,061 por 100.

Dicha tasa se ingresará por las empresas distribuido- ras de gas en la forma y plazos establecidos en el artículo 19 de la Ley 29/2001 de 27 de diciembre de Medidas Fisca- les, Administrativas y del Orden Social.

Artículo 9. Cuota destinada al Gestor Técnico del Sistema.

1. La cuota destinada a la retribución del Gestor Téc- nico del Sistema que deberán recaudar las empresas dis- tribuidoras sobre la facturación de las tarifas de suminis- tro de gas natural, será del 0,18 por 100.

2. Dicha cuota se ingresará por las empresas distri- buidoras de gas, en los plazos y de la forma que se esta- blece en el procedimiento de liquidaciones.

Artículo 10. Facturación aplicable a las liquidaciones.

1. A efectos del cálculo de los ingresos liquidables, se computarán los correspondientes por la aplicación de las tarifas a las cantidades facturadas. A estos efectos no se deducirá ninguna cantidad de la facturación por tarifas vigentes como consecuencia de la aplicación a los clien- tes de los descuentos por interrupción de suministro esta- blecidos en el capitulo X del título tercero del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, que no sean imputables a fuerza mayor.

Los porcentajes sobre la facturación establecidos en la presente Orden, como tasa destinada a la Comisión Nacional de Energía y cuota destinada a la retribución del Gestor Técnico del Sistema, se calcularán, igualmente, sobre el resultado de aplicar las tarifas vigentes a las can- tidades facturadas.

2. El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio o la Comisión Nacional de Energía podrán inspeccionar las condiciones de la facturación de las tarifas. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá a estos efec- tos establecer planes anuales o semestrales de inspección de las condiciones de facturación de suministros concretos.

Artículo 11. Información en la facturación.

La facturación de las tarifas expresará las variables que sirvieron de base para el cálculo de la cantidad cobrada. Además, con el fin de que exista mayor transpa- rencia en los precios de las mismas, se desglosarán en la facturación al usuario los porcentajes correspondientes a la imputación de los costes destinados a la retribución del Gestor Técnico del Sistema y a la Comisión Nacional de Energía. Asimismo los impuestos vigentes se repercuti- rán separadamente en la factura.

Artículo 12. Facturación de periodos con variación de precios.

Las facturaciones de las tarifas, correspondientes a un período de facturación en que haya regido más de un pre- cio, se calcularán repartiendo el consumo total correspon- diente al período facturado de forma proporcional al tiempo en que haya estado en vigor cada uno de los pre- cios que hayan regido durante el período, excepto para los consumidores en que se efectúe medición diaria, para los que la facturación se realizará de acuerdo con dichas medidas.

Artículo 13. Alquiler de contadores.

1. Las tarifas de alquiler de los contadores de gas se actualizarán con la revisión anual de la tarifas, aplicando el parámetro 0,75 * IPH.

Donde: IPH = (IPCj + IPRj)/2.

Con:

IPCj: Previsión de la variación del índice de precios al consumo para el año j

IPRj: Previsión de la variación del índice de precios industriales para el año j.

Los coeficientes IPCj e IPRj a aplicar serán los estable- cidos en la Orden que establece la retribución de las acti- vidades reguladas por el sector gasista para el año corres- pondiente.

2. Los precios de alquiler de los contadores a aplicar a partir de la entrada en vigor de esta Orden son los esta- blecidos en el Anexo II.

Artículo 14. Derechos de acometida para suministros a presión igual o inferior a 4 bar.

1. Los derechos de acometida se actualizarán anual- mente con la revisión anual de las tarifas aplicando el parámetro de actualización 0,75 * IPH, donde IPH tiene el significado detallado en el artículo anterior.

2. Los valores a aplicar a partir de la entrada en vigor de la presente Orden como consecuencia de la aplicación de la fórmula anterior son los establecidos en el Anexo III.

Artículo 15. Condiciones generales de aplicación de las tarifas.

1. Las facturaciones serán mensuales y corresponde- rán a los registros del consumo correspondientes al periodo que se especifique en la citada factura. Para con- sumidores conectados a gasoductos cuya presión de diseño sea inferior o igual a 4 bar se admite también la facturación bimestral.

2. Las empresas distribuidoras están obligadas a modificar los parámetros del contrato para ajustarlos a la demanda máxima que prevean los consumidores, excepto en el caso en el que el consumidor haya modifi- cado voluntariamente los mismos en un plazo inferior a 12 meses y no se haya producido ningún cambio en la estructura de tarifas que le afecte.

3. Las empresas distribuidoras están obligadas a velar por la correcta asignación de la tarifa al nivel de con- sumo real. En el caso de nuevos contratos de suministro o de cambio de tarifas, y a efectos de cómputo del con- sumo anual, se considerarán los doce meses siguientes a la fecha de formalización del contrato. En el caso de clien- tes con más de un año de antigüedad en una tarifa deter- minada, el período de cómputo coincidirá con un año natural.

Cualquier disminución de facturación como conse- cuencia de la no aplicación de los párrafos anteriores será soportada por la propia compañía distribuidora y la Comi- sión Nacional de Energía efectuará el cálculo de las liqui- daciones correspondientes sin tener en cuenta dichas disminuciones.

4. Toda recaudación en concepto de tarifas realizada por una compañía con independencia de la fecha de su inclusión en el régimen económico será comunicada a la Comisión Nacional de Energía y será incluida en el sistema de liquidaciones de acuerdo con la Orden ECO/2692/ 2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedi- mientos de liquidación de las actividades reguladas del sector de gas natural y de las cuotas con destinos especí- ficos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas.

5. En el caso de clientes a los que se aplique la tarifa

2.2 o superior en los que se verifique que el consumo real en el último año natural (o en los primeros doce meses transcurridos desde la celebración del contrato) es menor al que corresponde a la tarifa aplicada, el distribuidor pre- cederá a facturar de nuevo dicho cliente de acuerdo con la tarifa correcta.

6. Si el consumidor adscrito a la tarifa 2.4 supera el límite superior de consumo establecido para la misma en una cantidad superior al 10% e inferior al 20%, se proce- derá a aplicar una refacturación al consumo anual, apli- cándole un recargo del 20%. En cualquier caso en que se constate por el distribuidor que el consumidor sobrepasa el volumen máximo anual de este grupo tarifario, podrá obligarle a su salida xxx xxxxxxx regulado.

Artículo 16. Unidades de facturación y medida.

1. Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores, m3, a la unidad de medida establecida en las tarifas, kWh, se utilizará un coeficiente que deberá tener en cuenta las condiciones de medida del punto de suministro y el poder calorífico superior (PCS) en fase gas medido a 0 ºC y 760 milímetros de columna de mercurio. Dichos coeficientes deberán detallarse en la facturación de las tarifas como variables que sirven de base para el cálculo de las cantidades resultantes.

2. A estos efectos, el Gestor Técnico del Sistema deberá comunicar mensualmente a la Comisión Nacional de Energía, a las empresas suministradoras y a los órga- nos competentes de las Comunidades Autónomas donde estas operen, los coeficientes aplicados a los clientes en las distintas zonas geográficas, así como la justificación de los mismos.

Artículo 17. Contratos anteriores.

1. Los consumidores a los que a la entrada en vigor de la Orden ECO/302/2002, de 15 de febrero, por la que se establecen las tarifas de gas natural y gases manufactura- dos por canalización y alquiler de contadores se les venía aplicando la tarifa industrial firme y estén conectados a gasoductos a presión inferior o igual a 4 bar con un con- sumo anual superior a 200.000 kWh/año, podrán solicitar a su distribuidor la conexión a presiones superiores a 4 bar. En estos casos, el consumidor tendrá la obligación de realizar la acometida correspondiente y conectarse a gasoductos a presión superior a 4 bar en el momento en que el distribuidor disponga de redes en su zona para ello.

2. En caso de que esta solicitud no pudiera ser aten- dida, por no disponer el distribuidor de redes a dicha presión en su zona, al consumidor se le aplicará la tarifa

«2.bis» incluida en el Anexo I.

3. A partir del año 2010, a todos estos consumidores se les aplicará la tarifa correspondiente a su presión de suministro.

Artículo 18. Telemedida.

1. Todos los consumidores con consumos superiores a 5.000.000 kWh/año deben disponer de equipos de tele- medida capaces de realizar, al menos, la medición de los caudales diarios. La facturación del término fijo se reali- zará de acuerdo con el siguiente procedimiento:

1.1 Consumidores con tarifas del grupo 2, o de las transitorias «A», «B», o «B BIS».

a. En los casos en que el caudal diario máximo medido en el mes al consumidor se encuentre entre el 85 y el 105 % del caudal máximo contratado por el mismo:

Qf = Qm Qf: caudal diario a facturar.

Qm: caudal máximo diario medido para el consumi- dor.

b. En los casos en que el caudal diario máximo medido en el mes sea inferior al 85 % del caudal máximo contratado por el consumidor:

Qf = 0,85*Qd

Qd: caudal máximo diario contratado por el consumi- dor.

c. En los casos en que el caudal máximo diario medido para el consumidor, sea superior o igual al 105 %

del caudal máximo diario contratado para dicho consu- midor:

Qf = Qm + 2*(Qm –1,05*Qd)

1.2 Consumidores con tarifa del grupo 3.4.

Los consumidores acogidos a la tarifa del grupo 3.4 que teniendo la obligación de instalar equipos de teleme- dida no los hayan instalado, o cuando después de instala- dos, se encuentren fuera de servicio durante un periodo superior a dos meses, serán facturados con el término variable de la tarifa 3.2, y el término fijo de su tarifa.

2. Aquellos consumidores, con consumo anual superior a 500 Mwh/año e inferior o igual a 5.000.000 kWh/año, que dispongan en sus instalaciones de dichos equipos podrán optar por el procedimiento de facturación del término fijo de acuerdo con el procedimiento descrito en el apartado 1.1.

3. En los casos de consumidores de los grupos aco- gidos a las nuevas tarifas «A», «B» y «B.bis» definidas posteriormente en la disposición transitoria única, que incumplan la obligación de tener instalados los mencio- nados equipos de telemedida o cuando se encuentren fuera de servicio por un período superior a 2 meses, serán facturados por la tarifa 2.4.

4. En el caso de los consumidores acogidos a las tarifas 2.3 y 2.4 que no hayan instalado los equipos de telemedida o cuando se encuentren fuera de servicio durante un periodo superior a dos meses, se aplicará en su facturación el término variable de la tarifa 2.2 y el tér- xxxx fijo de su respectiva tarifa.

5. En los casos descritos en los apartados 3 y 4 tam- bién se aplicará el procedimiento de facturación del tér- xxxx fijo de acuerdo con el procedimiento descrito en el primer apartado de este artículo, con la siguiente particu- laridad: el caudal diario máximo medido (Qm) empleado para calcular la facturación correspondiente al término fijo de la tarifa máxima de venta para el consumidor se calculará dividiendo su consumo medido mensual por veinte días o su prorrateo en los casos que corresponda.

6. En los casos de los consumidores acogidos a las tarifas del grupo 3.4 que teniendo la obligación de instalar equipos de telemedida no los hayan instalado o cuando, después de instalados, se encuentren fuera de servicio durante un periodo superior a dos meses, se aplicará en su facturación, para el grupo 3.4 el término variable de la tarifa 3.2, y el término fijo de su respectiva tarifa y para las tarifas «C» y «D» definidas en la disposición transitoria única el término variable de la tarifa 3.4.

7. Las empresas distribuidoras que tengan conec- tado a sus instalaciones algún consumidor obligado a disponer de equipos de telemedida de acuerdo con la normativa vigente, deberán remitir, antes del día 31 de enero de 2006, a la Comisión Nacional de Energía y a la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio:

Los protocolos de comunicación utilizados en su empresa para la lectura de los equipos de telemedida.

Los fabricantes homologados de medidores de caudal y sus correctores, los suministradores homologados de los equipos que implementan el protocolo, así como la situación de estos equipos respecto el Centro Español de Metrología.

Relación de clientes, en formato digital, que no tienen instalados los equipos de telemedida a la fecha de publi- cación de esta Orden Ministerial.

Tanto los protocolos como los fabricantes homologa- dos deberán hacerse públicos en la Web del distribuidor antes del 31 de enero de 2006.

8. A efectos de computar el consumo anual se consi- derarán años naturales, excepto en los contratos o

ampliaciones de los mismos de menos de un año de anti- güedad, en los que se considerará un consumo anual equivalente a la capacidad diaria contratada multiplicada por 0,8 en el caso de clientes suministrados a presión superior a 4 bar e igual o inferior a 60 bar.

En el caso de los clientes del grupo 3 se considerará el resultado de multiplicar por 12 el máximo consumo men- sual durante los tres primeros meses de vigencia del con- trato.

En estos casos el distribuidor está obligado a comuni- car al consumidor la obligación de contar con los equipos de telemedida, disponiendo este de un plazo de seis meses para instalarla, a contar desde la formalización del contrato en caso de clientes suministrados a presión igual o inferior a 4 bar y de tres en el caso de clientes suminis- trados a presiones superiores.

Disposición adicional única. Modificación de la estruc- tura de tarifas.

1. Se suprimen las tarifas del Grupo 1. Consumidores con presión de suministro superior a 60 bar.

2. Se suprimen las tarifas 2.5 y 2.6 del Grupo 2: con- sumidores con presión de suministro superior a 4 bar e inferior o igual a 60 bar y consumos superiores a 100.000.000 kWh/año.

3. Se suprimen las tarifas del Grupo 4: consumido- res de gas natural con carácter interrumpible.

Disposición transitoria única. Creación de Tarifas transi- torias.

1. Se crean unas Tarifas transitorias «A» para los clientes a los que a 31 de diciembre de 2005 se les estu- vieran aplicando las tarifas del Grupo 1. Estas tarifas serán aplicables hasta el 30 xx xxxxx de 2006:

Tarifa transitoria «A» P > 60 bar	Término fijo		Término variable – €//kWh
	[€/Cliente] /mes	[€/kWh/día] /mes
A.1 Consumo inferior o igual a
200.000.000 de kWh/año A.2 Consumo superior a		0,042745	0,021301
200.000.000 kWh/año e in-
ferior o igual a
1.000.000.000 de kWh/año A.3 Consumo superior a		0,039372	0,021182
1.000.000.000 de kWh/año		0,037121	0,021182

2. Se crean unas Tarifas transitorias «B» para los clientes a los que a 31 de diciembre de 2005 se les estu- vieran aplicando las tarifas 2.5 y 2.6. Estas tarifas serán aplicables hasta el 31 de diciembre de 2006:

Tarifa transitoria «B» 4 bar < P < = 60 bar	Término fijo		Término variable – €//kWh
	[€/Cliente] /mes	[€/kWh/día] /mes
B.1 Consumo superior a
100.000.000 de kWh/año
e nferior o igual a
500.000.000 kWh/año . . . .		0,042811	0,021436
B.2 Consumo superior a
500.000.000 de kWh/año .		0,040671	0,021341

Tarifa	Término fijo		Término variable – €//kWh
	[€/Cliente] /mes	[€/kWh/día] /mes
2.2 Consumo superior a 500.000 kWh/año e inferior o igual a 5.000.000 de kWh/año . . . . . . 2.3 Consumo superior a 5.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 30.000.000 de kWh/año . . . . 2.4 Consumo superior a 30.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 100.000.000 de kWh/año . . .	135,07	0,037460 0,048163 0,045487	0,021852 0,021634 0,021540

Para los clientes a los que es de aplicación el artículo 17 de la presente Orden, las tarifas a aplicar hasta el 31 de diciembre son:

Tarifa transitoria «B bis» P < = 4 bar	Término fijo		Término variable – €//kWh
	[€/Cliente] /mes	[€/kWh/día] /mes
B.1 Consumo superior a 100.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 500.000.000 kWh/año . . . . . . . B.2 Consumo superior a 500.000.000 de kWh/año . . . . . . . . . . . . . . .		0,043462 0,041289	0,021761 0,021666

Tarifa	Término fijo Tfi €/cliente/mes	Término variable Tvi €/kWh
Tarifas grupo 3 (P ≤ 4 bar): 3.1 Consumo inferior o igual a 5.000 kWh/año . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Consumo superior a 5.000 kWh/año e inferior o igual a 50.000 kWh/año. . . . 3.3 Consumo superior a 50.000 kWh/año e inferior o igual a 100.000 kWh/año . . . 3.4 Consumo superior a 100.000 kWh/año. .	2,39 5,34 41,40 61,77	0,048284 0,041198 0,032544 0,030100

3. Se crea una Tarifa transitoria «C» para las centrales de generación eléctrica a las que a 31 de diciembre de 2005 se les estuvieran aplicando las tarifas del Grupo 4. Estas tarifas serán aplicables hasta el 31 xx xxxxx de 2006:

Tarifa transitoria C : Consumidores conectados a un

gasoducto cuya presió<6n0bde diseño sea superior a 4 bar e inferior o igual a 60 bar: 0,023063 €/kWh.

Tarifa transitoria C>60b: Consumidores conectados a un gasoducto cuya presión de diseño sea superior a 60 bar: 0,022440 €/kWh.

4. Se crea una Tarifa transitoria «D» para los consu- midores que no fueran centrales de generación eléctrica y que a las que a 31 de diciembre de 2005 se les estuvieran aplicando cualquiera de las tarifas del Grupo 4, Estas xxxx- fas serán aplicables hasta el 30 xx xxxxx de 2006:

Tarifa transitoria D<60b: Consumidores conectados a un gasoducto cuya presión de diseño sea superior a 4 bar e inferior o igual a 60 bar: 0,023063 €/kWh.

Tarifa transitoria D>60b: Consumidores conectados a un gasoducto cuya presión de diseño sea superior a 60 bar: 0,022440 €/kWh.

Disposición derogatoria. Derogación normativa.

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

Disposición final primera. Aplicación de la Orden.

Se faculta al Director General de Política Energética y Minas para dictar las resoluciones precisas para la aplica- ción de lo dispuesto en esta Orden.

Disposición final segunda. Entrada en vigor.

La presente Orden entrará en vigor a las cero horas del 1 de enero de 2006.

Madrid, 27 de diciembre de 2005.

XXXXXXXX XXXXXXXX

ANEXO I

Precios de las tarifas de suministro de gas

Tarifas de los grupos 2 y 3

Grupos 2 y 3. Consumidores de gas natural con carácter firme

Tarifas «2 bis»

Aplicables a los consumidores industriales suminis- trados a menos de 4 bar a los que se les aplicaban tarifas del grupo 2.

Tarifa	Término fijo		Término variable – €//kWh
	[€/Cliente] /mes	[€/kWh/día] /mes
Tarifas grupo 2 bis (P < = 4 bar):
2.1 Consumo inferior o igual a 500.000 kWh/año . . . . . . . . . 2.2 Consumo superior a 500.000 kWh/año e inferior o igual a 5.000.000 de kWh/año . . . . . . 2.3 Consumo superior a 5.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 30.000.000 de kWh/año . . . . 2.4 Consumo superior a 30.000.000 de kWh/año e inferior o igual a 100.000.000 de kWh/año . . . .	135,62 136,52	0,037612 0,037862 0,048758 0,046150	0,021953 0,022087 0,021901 0,021853

ANEXO II

Tarifa de alquiler de contadores

Los precios sin impuestos de alquiler de contadores, a los usuarios o abonados por parte de las empresas o enti- dades suministradoras de los mismos serán los siguientes:

Tarifa	Término fijo		Término variable – €//kWh
	[€/Cliente] /mes	[€/kWh/día] /mes
Tarifas grupo 2 (4 bar < P ≤ 60 bar): 2.1 Consumo inferior o igual a 500.000 kWh/año . . . . . . . . .	135,07	0,037460	0,021864

Caudal del contador	Tarifas del alquiler
Hasta 3 m3/hora . . . . . . . . . Hasta 6 m3/hora . . . . . . . . . Superior a 6 m3/hora . . . . .	0,59 €/mes. 1,08 €/mes. 12,5 por 1.000 del valor medio del contador que se fija a continuación/mes.

Caudal del contador – m3/hora	Valor medio – Euros
Hasta 10 . . . . . . . . . . . . . . .	181,89
Hasta 25 . . . . . . . . . . . . . . .	334,78
Hasta 40 . . . . . . . . . . . . . . .	649,27
Hasta 65 . . . . . . . . . . . . . . .	1.326,33
Hasta 100 . . . . . . . . . . . . . .	1.795,59
Hasta 160 . . . . . . . . . . . . . .	2.816,42
Hasta 250 . . . . . . . . . . . . . .	5.960,55

El cobro del alquiler mensual por las entidades pro- pietarias de los aparatos contadores supone la obligación por parte de dichas entidades de realizar por su cuenta el mantenimiento de los mismos.

ANEXO III

Derechos de acometida para los suministros conectados a redes con presión de suministro inferior o igual a 4 bar

a) El solicitante de la acometida abonará a la compa- ñía distribuidora el importe que resulte de aplicar la siguiente fórmula:

Importe (euros) = 90,83* (L-6)

Siendo L la longitud de la acometida en metros. En el caso de cantidades negativas el importe será cero.

A estos efectos se considerará por solicitante la per- sona física o jurídica que solicite la acometida sin que necesariamente tenga que contratar el nuevo suministro o ampliación.

b) El contratante de un nuevo punto de suministro o consumo, o de la ampliación de uno ya existente deberá abonar a la empresa distribuidora, en el momento de la contratación, el importe recogido en el siguiente cuadro en función de la tarifa o peaje contratado:

Grupo de Tarifa o Peaje	Consumo anual en kWh/año	Euros por contratante 2006
3.1	Menor o igual a 5.000 . . . . . . . . . . . . . . . . . .	91,65
3.2	Mayor de 5.000 y menor o igual a 15.000 . .	91,65
3.2	Mayor de 15.000 y menor o igual a 50.000 .	210,68
3.3	Mayor de 50.000 y menor o igual a 100.000 .	421,36
3.4	Mayor de 100.000 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	421,36

En el caso de ampliación de un suministro, la cantidad a abonar será la diferencia entre la que corresponda al nuevo suministro y la abonada para el contratado con anterioridad.

21531 RESOLUCIÓN de 21 de diciembre de 2005, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se hacen públicos los nuevos precios máximos de venta, antes de impues- tos, de los gases licuados del petróleo envasa- dos, en envases de capacidad igual o superior a 8 kg.

La Orden del Ministerio de Industria,Turismo y Comer- cio ITC/2475/2005, de 28 de Julio, establece el sistema de determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo en

su modalidad de envasado, actualiza los costes de comer- cialización, cambia la periodicidad del cálculo y de las publicaciones de las correspondientes resoluciones a tri- mestral, y reduce el periodo de cálculo del promedio de cotizaciones, fletes y dólar a seis meses.

La citada Orden establece en la disposición final pri- mera, apartado 1, que el Director General de Política Ener- gética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio efectuará los cálculos para la aplicación del sis- tema establecido en dicha Orden, y dictará las resolucio- nes correspondientes de determinación de los precios máximos que se publicarán en el Boletín Oficial del Estado. En el apartado 2, de la misma disposición fija que las resoluciones tendrán periodicidad trimestral y produ- cirán efectos a partir del día primero de los meses de enero, xxxxx, xxxxx y octubre.

En cumplimiento de lo dispuesto en la mencionada Orden Ministerial y con el fin de hacer públicos los nue- vos precios máximos de los gases licuados del petróleo en dicha modalidad de suministro, esta Dirección General de Política Energética y Minas ha resuelto lo siguiente:

Primero.–Desde las cero horas del día 1 de enero de 2006, el precio máximo de venta, antes de impuestos, de aplicación a los suministros de gases licuados del petróleo envasados en recipientes de capacidad igual o superior a 8 Kg de contenido de GLP será de 77,5516 cents/Kg.

Segundo.–Los precios máximos de aplicación para los suministros de los gases licuados del petróleo señalados en la presente Resolución se aplicarán a los suministros pendientes de ejecución el día de su entrada en vigor, aun- que los pedidos correspondientes tengan fecha anterior. A estos efectos, se entienden por suministros pendientes de ejecución, aquellos que aún no se hayan realizado o se encuentren en fase de realización a las cero horas del día de entrada en vigor de la presente Resolución.

Madrid, 21 de diciembre de 2005.–El Director general, Xxxxx Xxxx Xxxxx.

21532 RESOLUCIÓN de 27 de diciembre de 2005, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se hacen públicos los nuevos precios máximos de venta de gas natural para uso como materia prima.

La Orden del Ministerio de Economía de 28 xx xxxx de 2001 modifica el punto 1.4.1 del Anejo de la Orden de 30 de septiembre de 1999, y actualiza los parámetros del sistema de precios máximos de los suministros de gas natural para usos industriales, incluyendo una tarifa espe- cífica de gas natural para su uso como materia prima.

En desarrollo del Real Decreto 949/2001, de 3 xx xxxxxx, la Orden del Ministerio de Economía ECO/33/2004, de 15 de enero, regula las tarifas de gas natural y gases manufacturados por canalización y alquiler de contadores y en su disposición transitoria única, dicta que la tarifa para suministros de gas natural para su utilización como materia prima, establecida en el punto 1.4.1 del Anejo I de la Orden de 30 de septiembre de 1999, con las modificacio- nes introducidas en la Orden de 28 xx xxxx de 2001, será de aplicación hasta el 31 de diciembre del año 2009.

El apartado sexto de la Orden ministerial de 30 de sep- tiembre de 1999 establece que la Dirección General de la Energía del Ministerio de Industria y Energía efectuará los cálculos y procederá a la publicación mensual en el «Bole- tín Oficial del Estado» de los precios máximos de venta de los suministros del gas natural para uso como materia prima, que entrarán en vigor el día uno de cada mes.