Orden TEC/1367/2018, de 20 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 para el año 2019.

Artículo 1. Objeto. 1. El objeto de esta orden es establecer la retribución para el año 2019 de las empresas que realizan actividades reguladas en el sector del gas natural y la determinación de los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas en vigor a partir del 1 de enero de 2019. Las retribuciones reguladas se incluyen en el anexo I de la presente orden y han sido calculadas conforme a las fórmulas publicadas 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. Junto a la retribución correspondiente al año 2019 se recogen los ajustes de las retribuciones de años precedentes que resultan de la aplicación de los citados anexos. 2. Al igual que en el año 2018, las retribuciones por disponibilidad (RD) correspondientes al año 2019 tienen carácter provisional para las actividades de transporte y regasificación, hasta que, mediante orden de la Ministra para la Transición Ecológica, se publiquen los valores unitarios definitivos de inversión y de operación y mantenimiento de gasoductos de transporte y plantas de regasificación, una vez que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia haya aprobado el informe al respecto de acuerdo con el mandato exigido por la disposición adicional única de la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo, por la que se actualiza el sistema de determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados y se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización. Una vez aprobados los valores unitarios definitivos, mediante orden ministerial se procederá a fijar las retribuciones definitivas relativas a ambos ejercicios. Con carácter provisional, los valores unitarios de inversión y los valores unitarios fijos y variables de explotación aplicables a los activos adscritos a las actividades de transporte y regasificación desde el 1 de enero de 2019 son los publicados en 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. 3. (Derogado) 4. Los derechos de acometida en vigor a partir del 1 de enero de 2019 son los publicados en la 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. 5. Los precios de alquiler de contadores y equipos de telemedida para presiones iguales o inferiores a 4 bar en vigor a partir del 1 de enero de 2019 son los establecidos en el anexo III de la presente orden. Estos precios incluyen el suministro del contador y su mantenimiento, incluyendo la reparación y/o la sustitución en caso de avería y su reposición una vez que haya finalizado su vida útil. 6. Se publican los tipos de interés definitivos, así como las anualidades correspondientes del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, de los desajustes temporales entre ingresos y costes de los años 2015 a 2017 y 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.

Artículo 10. Cesión a terceros de los derechos de cobro. 1. Los derechos de cobro correspondientes al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, serán libremente disponibles por los titulares iniciales o sucesivos, y, en consecuencia, podrán ser total o parcialmente cedidos, transmitidos, descontados, pignorados o gravados a favor de terceros. El cedente y el cesionario deberán comunicar por escrito al órgano responsable de las liquidaciones gasistas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la siguiente información: a) Nombre o razón social del cedente y del cesionario, con los datos identificativos del mismo: denominación social, NIF, domicilio, apoderado, persona y medios de contacto a efectos de comunicaciones. b) El porcentaje del derecho de cobro cedido con cinco decimales. c) Fecha a partir de la cual es efectiva la transmisión del derecho. d) Cuenta bancaria del nuevo titular del derecho. e) Contrato de compraventa f ) Poderes bastantes del cedente y del cesionario. g) Acta de constitución del cesionario, en caso de que se trate de una sociedad de reciente creación. 2. La cesión del derecho de cobro habrá de ser plena, irrevocable e incondicionada. 3. Los nuevos tenedores del derecho de cobro se constituirán como sujetos del sistema de liquidaciones por los derechos cedidos. 4. El órgano responsable de las liquidaciones gasistas no asumirá ninguna responsabilidad en caso de impago de los sujetos del sistema de liquidaciones. 5. El órgano responsable de las liquidaciones podrá establecer requisitos adicionales que deberán cumplir tanto el cedente como el cesionario del derecho. 6. A efectos de liquidaciones, la cesión surtirá efectos desde la fecha incluida en la comunicación referida en el apartado 1 anterior (inclusive), una vez que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia lleve a cabo la declaración efectiva de la cesión del derecho de cobro frente al sistema gasista. El órgano responsable de las liquidaciones, en la primera liquidación tras la validación de la cesión, asignará al cedente y al cesionario la parte correspondiente que haya devengado cada uno de ellos, considerando par el mes en que la transmisión del derecho surte efectos un reparto proporcional al número de días del mes. 7. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia mantendrá una relación actualizada de los titulares por el porcentaje que ostenten, en la que constará: a) Nombre del titular, con los datos identificativos del mismo: denominación social, NIF, domicilio, apoderado, persona y medios de contacto. b) Porcentaje del derecho que le corresponda con cinco decimales. c) Importe pendiente de cobro por titular registrado a 31 de diciembre de cada año, hasta la finalización del período de devengo. d) Fecha de efectividad de la adquisición del derecho. e) Datos de la cuenta bancaria del titular del derecho. f) Cantidades percibidas dentro del mismo año. 8. Los titulares del derecho de cobro podrán dirigirse a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, mediante escrito firmado por un apoderado de la sociedad, adjuntando poderes bastantes, para modificar los datos que consten en los apartados a y d. 9. El apoderado y la persona que figure a efectos de contacto en el registro de titulares, así como cualquier apoderado del titular que adjunte poderes bastantes, podrá recabar de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cuanta información sea necesaria para contrastar la corrección de los cálculos en cuya virtud se hayan determinado las cantidades percibidas.

Artículo 11. Anualidad correspondiente al desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia 1. De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 66.b de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, al titular del contrato de gas natural de Argelia, suministrado a través del gasoducto del Magreb, se le reconoce en concepto de anualidad del año 2019, la cantidad de 33.151.423,58 €, que incluye 32.758.000 € y 393.423,58 € en concepto de amortización e intereses respectivamente. Los intereses han sido calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 1,201 % conforme a la metodología expuesta en el artículo 6. 2. En el anexo II se incluyen las anualidades calculadas aplicando el tipo de interés definitivo, así como las diferencias respecto a las anualidades provisionales y el saldo resultante.

Artículo 12. Anualidades del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 y de los desajustes entre ingresos y costes de los años 2015, 2016 y 2017. 1. Los intereses incluidos en las anualidades siguientes han sido calculados aplicando la metodología expuesta en el artículo 6 de la presente orden. 2. La anualidad del año 2019 correspondiente al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 asciende a 78.068.092,25 €, que incluye 68.336.863,04 € en concepto de principal y 9.731.229,21 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 1,104 %. 3. La anualidad del año 2019 correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2015 asciende a 5.578.354,25 €, que incluye 5.446.374,71 € en concepto de principal y 131.979,54 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 0,836 %. 4. La anualidad del año 2019 correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2016 asciende a 18.507.477,32 €, que incluye 18.002.824,13 € en concepto de principal y 504.653,19 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 0,716 %. 5. La anualidad del año 2018 correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2017 asciende a 468.776,55 €, que incluye 448.096,88 € en concepto de principal y 20.679,67 € en concepto de intereses. La anualidad del año 2019 es de 5.180.816,87 € e incluye 4.956.223,11 € y 224.593,76 € en concepto de principal e intereses respectivamente. Ambos intereses se han calculado aplicando un tipo de interés definitivo de 0,923 %. 6. En el anexo II se incluyen el desglose de dichas cantidades entre los tenedores de los derechos de cobro. Asimismo, se incluyen las diferencias respecto a las anualidades calculadas por aplicación de los tipos de interés provisionales.

Artículo 13. Coeficientes de extensión de vida útil aplicables a los costes de operación y mantenimiento variable de las plantas de regasificación. Conforme con lo dispuesto en el artículo 4 de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, los coeficientes de extensión de vida útil a aplicar en el año 2018 a los costes de operación y mantenimiento variables de las plantas de regasificación, son los siguientes: Actividad Carga cisternas Recargas buques Regasificación Instalación. Huelva. 1,06 1,00 1,07 Cartagena. 1,06 1,00 1,00 Barcelona. 1,27 1,00 1,03 BBG. 1,00 1,00 1,07 Reganosa. 1,00 1,00 1,15 Saggas. 1,00 1,00 1,00 Los coeficientes anteriores se utilizarán con carácter provisional durante el año 2019, mientras no se publiquen los valores definitivos.

Artículo 2. Cuotas destinadas a fines específicos. 1. Las cuotas destinadas a la retribución del Gestor Técnico del Sistema y la tasa aplicable a la prestación de servicios y realización de actividades en relación con el sector de hidrocarburos gaseosos destinada a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia serán del 0,800 por ciento y del 0,140 por ciento respectivamente, aplicables como porcentaje sobre la facturación de los peajes y cánones que deberán recaudar las empresas transportistas, distribuidoras y el Gestor Técnico del Sistema. 2. La retribución provisional del Gestor Técnico del Sistema para el año 2019 será de 24.490.000 €. 3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia incluirá en la liquidación 14 del año 2019 la diferencia, positiva o negativa, entre las cantidades percibidas por el Gestor Técnico del Sistema por la aplicación de la cuota anterior y la retribución provisional reconocida. 4. La cantidad prevista en la presente disposición podrá ser modificada 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, 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.

Artículo 3. Régimen aplicable a los gases manufacturados en los territorios insulares. 1. Mientras sea de aplicación el régimen dispuesto en la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, se reconoce a la empresa distribuidora titular de las redes de distribución donde se lleve a cabo este suministro la retribución en concepto de «suministro a tarifa» calculada por aplicación del artículo 21 de la Orden ITC/3993/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de determinadas actividades reguladas del sector gasista. 2. Para el año 2019 el precio de cesión será de 0,02330 €/kWh. 3. Los costes reales incurridos deberán justificarse con la correspondiente auditoría y se determinarán con carácter definitivo por orden de la Ministra para la Transición Ecológica, previa propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 4. La auditoría dispondrá de un listado de las facturas de compra, que incluirá fecha de emisión, fecha de entrega, empresa suministradora, volumen, poder calorífico inferior y superior del GLP adquirido, precio de compra en €/kg e importe total en €.

Artículo 4. Retribución transitoria financiera y costes de operación y mantenimiento provisionales de la planta de regasificación de El Musel. 1. La retribución anual provisional de la planta de regasificación de El Musel, a percibir por Enagas Transporte, S.A.U. para el año 2019 es de 19.440.979,78 € en concepto de retribución financiera y de 4.164.544,80 € en concepto de costes de operación y mantenimiento. 2. 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 auditorías, abonándose o cargándose a la compañía los saldos que se produzcan.

Artículo 5. Desajuste entre ingresos y costes del año 2017. 1. Conforme a lo establecido en la resolución por la que se aprueba la liquidación definitiva de las actividades reguladas del sector del gas natural correspondiente al ejercicio 2017 aprobada el 28 de noviembre de 2018 por la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se reconoce un desajuste entre ingresos y costes del ejercicio de 2017 de 24.781.115,56 €. Este desajuste se recuperará anualmente entre el 29 de noviembre de 2018 (día siguiente al de aprobación de la liquidación definitiva del año 2017) y el 28 de noviembre de 2023. 2. En el anexo II se incluyen las anualidades correspondientes a los años 2018 y 2019 calculadas aplicando el tipo de interés de 0,923%, así como su reparto entre las empresas titulares de los derechos de cobro, de forma proporcional a su porcentaje de titularidad. 3. Las anualidades de los años 2019 y siguientes se cobrarán en 12 pagos mensuales iguales que se liquidarán como pago único en cada una de las doce primeras liquidaciones del año, con prioridad en el cobro sobre el resto de costes del sistema en los términos previstos en los artículos 66 y 61.2 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia. La anualidad del año 2018 se abonará en la primera liquidación disponible de dicho año, como un pago único. 4. Las anualidades y el período de recuperación podrán verse modificados en aplicación de lo establecido en el apartado 3 del artículo 61 de la citada Ley 18/2014, de 15 de octubre.

Artículo 6. Tipo de interés aplicable. 1. El tipo de interés a aplicar en el cálculo de las anualidades correspondientes a los derechos de cobro referidos en este capítulo permanecerá fijo durante el período de devengo y se calculará ponderando el tipo de referencia «T» de cada titular por el volumen del derecho. 2. El tipo de referencia «T» se calculará aplicando la fórmula: T = IRS + CDS Donde: – IRS: «Interest Rate Swap». – CDS: «Credit Default Swap» de cada titular de derecho de cobro. 3. En el caso de no disponer de CDS para un titular determinado, ya sea directamente o a través de sociedades de su grupo, se sustituirá el valor de la fórmula anterior por el tipo de interés de emisiones de bonos de plazo equivalente cercanos a la fecha de cálculo emitidos por el mismo sujeto o por sociedades de su grupo. 4. Por último, si no se dispone de emisiones de bonos próximas a la fecha de cálculo, pero sí que se dispone de emisiones de los mismos plazos realizadas en los 12 meses anteriores, se procederá a aplicar la fórmula del tipo de referencia «T» sustituyendo el término CDS por la diferencia entre el TIR de la emisión y el IRS. 5. Para el cálculo de los términos IRS y CDS se tomará el promedio de los tres meses anteriores a la fecha de devengo del derecho. En el caso del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, se consideran IRS, CDS a 10 años y bonos a plazos de 8 a 10 años. Para los desajustes anuales entre ingresos y costes y para el desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia se considerarán IRS y CDS a 5 años, y bonos a plazos de 4 a 5 años. 6. Únicamente en el caso de que, para un determinado titular del derecho de cobro no existan CDS ni bonos que cumplan con los criterios especificados anteriormente, y éste tenga una representatividad superior al 25% como sociedad financiadora se podrán considerar bonos que se hayan emitido hace más de 12 meses y/o a plazos más largos de los definidos en el apartado 5».

Artículo 7. Liquidación de las diferencias. Las diferencias positivas o negativas entre las anualidades provisionales reconocidas y las publicadas en el anexo de la presente orden se abonarán/cobrarán entre los titulares de los derechos publicados en las órdenes ministeriales correspondientes en función de sus coeficientes de reparto y se liquidarán mediante un pago único en la primera liquidación disponible.

Artículo 8. Información a incluir en la liquidación definitiva. 1. El órgano responsable de las liquidaciones gasistas publicará en la liquidación definitiva, para cada sujeto del sistema de liquidaciones y para cada derecho de cobro, lo siguiente: a) Las cantidades abonadas en el ejercicio y valor acumulado. b) Saldo neto a abonar en ejercicios posteriores. 2. Asimismo, en toda liquidación definitiva en la que resulte un desajuste temporal entre ingresos y costes se incluirá su cuantía en euros, así como su reparto, en porcentaje con cinco decimales, entre los sujetos de liquidaciones del sistema gasista con derecho a cobro.

Artículo 9. Amortización anticipada. 1. Cuando se produzca un desajuste entre ingresos y costes positivo, este se aplicará a la amortización de desajustes anteriores, conforme a lo dispuesto en el artículo 61.3 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, aplicándose en primer lugar a los desajustes temporales y, una vez que estos hayan sido completamente amortizados, al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014. En caso de que existieran varios desajustes temporales con saldos pendientes de amortizar, la amortización anticipada se aplicará en primer lugar a los que tengan asociado un tipo de interés más elevado. 2. El reparto de la amortización anticipada entre los tenedores del derecho será proporcional a la cuantía del derecho del que sean titulares. 3. El superávit se aplicará por el órgano responsable de las liquidaciones en la primera liquidación provisional que se apruebe, una vez aprobada la liquidación definitiva en la que se haya generado el mismo.

[preambulo] I. Retribuciones La Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, dedica el capítulo II del título III a la sostenibilidad económica del sistema de gas natural, incluyendo en sus artículos 59 y 60 los principios del régimen económico y de las retribuciones de las actividades reguladas, mientras que en el 61 y siguientes se detalla el procedimiento de cálculo de dichas retribuciones, así como el tratamiento de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema. Asimismo, el artículo 63.2 de la norma determina que, en el momento actual, el Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital (referencia que debe entenderse dirigida a la Ministra para la Transición Ecológica), previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, aprobará la retribución de cada una de las empresas que realizan actividades reguladas. Conforme lo anterior, en el anexo I de esta orden se publican las retribuciones del año 2019 de las actividades de distribución, almacenamiento subterráneo, transporte, y regasificación, calculadas por aplicación de los valores unitarios de operación y mantenimiento establecidos en 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. Las retribuciones a las actividades de transporte y regasificación tienen carácter provisional, y, una vez que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia apruebe el informe al respecto incluido en la disposición adicional única de la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo, por la que se actualiza el sistema de determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados y se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización, y que se aprueben, mediante orden, los valores definitivos, se procederá a sustituir en el sistema de liquidaciones las retribuciones provisionales por las definitivas. II. Anualidades de derechos de cobro y tipos de interés definitivos a aplicar Asimismo, la citada Ley 18/2014, de 15 octubre, determinó en su artículo 61.2 que los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema gasista que se establezcan en las liquidaciones definitivas serían financiados por los sujetos del sistema gasista durante los cinco años siguientes. Por este concepto se reconocerá un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado que se fijará por orden de la Ministra para la Transición Ecológica. Por otra parte, el artículo 66.a) de la citada ley incluyó también como coste del sistema gasista el déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, reconociendo a los sujetos del sistema de liquidaciones el derecho a recuperar las anualidades correspondientes durante los siguientes quince años, aplicándose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado. La cuantía del déficit reconocido, la anualidad correspondiente y el tipo de interés serán aprobados por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo (referencia que debe entenderse dirigida a la Ministra para la Transición Ecológica), a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, previo informe favorable de la Comisión Delegada de Asuntos Económicos. El referido artículo 66, en su apartado b) incluye también como coste reconocido del sistema gasista 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 9 de agosto de 2010. En este concepto, y a partir del año 2015 y hasta el 31 de diciembre de 2019 inclusive se recuperará la cantidad anual de 32.758.000 euros, debiéndose reconocer también un tipo de interés en condiciones equivalentes a las del mercado que deberá ser aprobado por orden de la Ministra para la Transición Ecológica. Con fecha 28 de noviembre de 2018, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó la liquidación definitiva del ejercicio 2017, que incluye un desajuste entre ingresos y gastos, en consecuencia, en la presente orden se publican las anualidades de este derecho de cobro. Por otra parte, el artículo 7.22 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, otorga a esta Comisión la competencia de emitir los informes, declaraciones, certificaciones y comunicaciones que le sean requeridos en relación con el déficit de las actividades reguladas eléctricas y gasistas y sus mecanismos de financiación. Conforme a lo anterior, el 22 de noviembre de 2017, se remitió a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia una propuesta de orden ministerial por la que se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés definitivo que devengarán los derechos de cobro del sistema gasista incluidos en la ley 18/2014, de 15 de octubre. De acuerdo con lo anterior y según lo dispuesto también en el artículo 5.2.a) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, dicha propuesta de orden fue informada por la citada comisión, mediante acuerdo aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria el 21 de diciembre de 2017, realizando trámite de audiencia de la propuesta mediante consulta a los representantes en el Consejo Consultivo de Hidrocarburos, de acuerdo con lo previsto en la disposición transitoria décima de la citada Ley 3/2013, de 4 de junio. Habiendo tenido en consideración el contenido de dicho informe y las alegaciones realizadas al mismo por los miembros del Consejo Consultivo, en la presente orden se publica la metodología para el cálculo del tipo de interés, los tipos de interés definitivos a aplicar que resultan de dicha metodología, las anualidades calculadas de acuerdo a dichos valores, así como las diferencias con respecto a las anualidades provisionales. III. Otras disposiciones En el artículo 13 se incluyen los coeficientes de extensión de vida útil a aplicar a los costes de operación y mantenimiento variables de plantas de regasificación conforme a la fórmula publicada en el artículo 4 de la de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2017. En la disposición adicional primera se reconocen los costes de operación y mantenimiento definitivos, así como los saldos a liquidar respecto a las retribuciones provisionales reconocidas de la estación de compresión de Denia (años 2012-2015), del gasoducto submarino Denia-Ibiza-Mallorca (año 2015) y de la planta de regasificación El Musel (año 2015). Mediante la disposición adicional segunda se procede a ampliar, hasta el 31 de diciembre de 2019, la obligación de suministrar gasolina de protección en el producto con menor índice de octano, en todas las instalaciones de suministro de dicho producto a vehículos. La disposición transitoria segunda del Real Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, por el que se modifica el Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, en lo relativo a las especificaciones técnicas de gasolinas, gasóleos, utilización de biocarburantes y contenido de azufre de los combustibles para uso marítimo, estableció que hasta el 31 de diciembre de 2013, debían estar disponibles en el mercado nacional gasolinas con un contenido máximo de oxígeno de 2,7 por ciento en masa y un contenido máximo de etanol de 5 por ciento en volumen. Asimismo, precisaba que estas gasolinas debían estar disponibles en todas las instalaciones de suministro a vehículos y ser las de menor índice de octano comercializadas. En la propia disposición transitoria se habilitaba al Ministro de Industria, Turismo y Comercio (referencia que debe entender referida a la Ministra para la Transición Ecológica) a modificar el contenido de la misma. De esta forma, primero mediante la Orden IET/2458/2013, de 26 de diciembre, por la que se amplía el plazo previsto en el apartado 1 de la disposición transitoria segunda del Real Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, se prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2016. Posteriormente, mediante la disposición final tercera de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2017, se prorrogó la misma obligación hasta el 31 de diciembre de 2018. A la vista de la evolución del mercado nacional en estos últimos años, la cantidad de vehículos del parque actual que requieren el uso de gasolina de protección, y la infraestructura logística existente, se considera necesario ampliar nuevamente el periodo anterior, prolongando hasta el 31 de diciembre de 2019, la citada obligación actualmente vigente. En la disposición transitoria primera se publica la retribución provisional del operador del mercado organizado de gas. En la disposición transitoria segunda se modifican los peajes de carga de GNL a buque, servicios incluidos en el catálogo de del Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, y cuya estructura de peajes se publicó en el Real Decreto 335/2018, de 25 de mayo. Sin embargo, a la espera de que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia elabore la correspondiente metodología de cálculo de los peajes, se siguen aplicando los valores en vigor el 1 de enero de 2014, que se han demostrado demasiado elevados para las operaciones de pequeño tamaño («small scale»), lo que impide la prestación de servicios competitivos de «bunkering» de GNL, y, en consecuencia, dificultan la implantación de un combustible que resulta muy adecuado para cumplir con las obligaciones de emisiones impuestas por la normativa internacional. Estas circunstancias han sido manifestadas tanto por los propios comercializadores como por los titulares de las plantas de regasificación, diversas autoridades portuarias y Puertos del Estado. En la disposición final primera se modifica el apartado 2º de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación, al objeto de dar cabida en el sistema de liquidaciones a los titulares actuales de derechos de cobro sobre el déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014. En la disposición final segunda se procede a modificar el artículo 14.4 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 al objeto de dar publicidad al informe anual sobre mermas reales, mermas retenidas y saldos elaborado por el Gestor Técnico del Sistema, como un medio de aumentar la transparencia y trazabilidad de los resultados obtenidos y preservando la información que pueda tener naturaleza comercial. Asimismo, en esta disposición se modifica el anexo I «Peajes y cánones de los servicios básicos» de la citada orden, modificando con carácter provisional el peaje de descarga de buques hasta que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia elabore la metodología de cálculo, conforme a lo dispuesto en el artículo 2 del 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. Esta modificación se realiza conforme a la competencia otorgada en la disposición transitoria primera del citado real decreto-ley. Estos peajes permanecían invariables desde el año 2014 y resultaban en la actualidad contraproducentes, al penalizar con valores más elevados las plantas con menor utilización, por lo que se procede a igualarlos. Asimismo, mediante esta disposición se publica (también con carácter provisional) el valor del peaje de acceso al Punto Virtual de Balance que será aplicado al biogás inyectado en redes de distribución, servicio ofertado también en la lista del anexo del Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural. Al igual que en los dos peajes anteriores, se ha constatado la urgencia de su aprobación, que ha sido manifestada por los usuarios que desean contratar estos servicios, por lo que se procede en esta orden a su publicación. Se opta por aplicar un peaje nulo atendiendo al hecho de que este gas inyectado, aunque tendrá un reconocimiento comercial en el Punto Virtual de Balance de la red de transporte y distribución, será consumido siempre en la propia red de distribución, por lo que resulta razonable no cargar a este gas con el coste de transporte de alta presión. Por otra parte, unos peajes competitivos de inyección fomentarán la producción de biogás, combustible renovable que contribuirá a cumplir los objetivos de reducción de emisiones de CO 2 . La orden va acompañada de tres anexos, en el anexo I se establecen las retribuciones reguladas del sector gasista para el año 2019 y ajustes de las retribuciones de ejercicios anteriores. En el anexo II se incluyen las anualidades del año 2019 correspondientes a los derechos de cobro reconocidos en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, asimismo se publican las diferencias respecto a las anualidades provisionales. Por último, en el anexo III se publica el precio de alquiler de contadores y equipos de telemedida. Por lo tanto, y de acuerdo con lo anteriormente expuesto, se puede concluir que la orden se dicta ante la necesidad de determinar cuestiones esenciales del régimen económico del sector regulado gasista para el año 2019, como son las retribuciones, los peajes, los tipos de interés de los derechos de cobro y el procedimiento para la cesión de éstos a terceros. El resto de las cuestiones que se regulan en esta orden tienen también un carácter necesario en mayor o menor grado, como es el crear un marco económico que favorezca el desarrollo del gas renovable y facilite el uso del GNL como combustible marítimo o la prórroga de la gasolina de protección. La orden no impone cargas desproporcionadas a ningún agente, por el contrario, la mayor parte de las medidas contribuyen a facilitar el uso de las instalaciones gasistas al rebajar el precio cobrado por su uso, mientras que, por otra parte, las retribuciones fijadas en la orden se han calculado mediante unas fórmulas tasadas y objetivas previamente establecidas por ley, que proporcionan unos datos predecibles y replicables por terceros y por la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La tramitación de la orden, mediante los trámites de información pública y audiencia realizados ha dado la oportunidad a los agentes a presentar alegaciones. En resumen, la concepción y tramitación de esta orden ha respetado los principios de necesidad, eficacia, proporcionalidad, transparencia, eficiencia y seguridad jurídica. Con fecha de 12 de abril de 2018, el Secretario de Estado de Energía remitió a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia para su informe preceptivo una propuesta de orden ministerial por la que se establecen los precios del alquiler de contadores de gas natural y equipos de telemedida para consumidores suministrados a presión inferior o igual a 4 bar. Dicho informe fue aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria el 3 de octubre de 2018, que realizó el trámite de audiencia a los interesados a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos. Con base en dicho informe, se publican los precios a aplicar al alquiler de estos dispositivos. La presente orden ha sido objeto de informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, aprobado por su Consejo el 18 de diciembre de 2018, para cuya elaboración se han tenido en cuenta las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia efectuado a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos. El Consejo Consultivo de Hidrocarburos sigue ejerciendo sus funciones hasta la constitución del Consejo Consultivo de Energía de acuerdo con lo dispuesto en la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio. Asimismo, la propuesta de orden fue publicada en la página web del ministerio a los efectos de procedimiento de audiencia e información pública, abriéndose un plazo para información pública. Mediante acuerdo de 19 de diciembre de 2018 la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos ha autorizado a la Ministra para la Transición Ecológica a dictar la orden. En su virtud, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dispongo: CAPÍTULO I CAPÍTULO I Objeto Artículo 1 Artículo 1. Objeto. 1. El objeto de esta orden es establecer la retribución para el año 2019 de las empresas que realizan actividades reguladas en el sector del gas natural y la determinación de los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas en vigor a partir del 1 de enero de 2019. Las retribuciones reguladas se incluyen en el anexo I de la presente orden y han sido calculadas conforme a las fórmulas publicadas 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. Junto a la retribución correspondiente al año 2019 se recogen los ajustes de las retribuciones de años precedentes que resultan de la aplicación de los citados anexos. 2. Al igual que en el año 2018, las retribuciones por disponibilidad (RD) correspondientes al año 2019 tienen carácter provisional para las actividades de transporte y regasificación, hasta que, mediante orden de la Ministra para la Transición Ecológica, se publiquen los valores unitarios definitivos de inversión y de operación y mantenimiento de gasoductos de transporte y plantas de regasificación, una vez que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia haya aprobado el informe al respecto de acuerdo con el mandato exigido por la disposición adicional única de la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo, por la que se actualiza el sistema de determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados y se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización. Una vez aprobados los valores unitarios definitivos, mediante orden ministerial se procederá a fijar las retribuciones definitivas relativas a ambos ejercicios. Con carácter provisional, los valores unitarios de inversión y los valores unitarios fijos y variables de explotación aplicables a los activos adscritos a las actividades de transporte y regasificación desde el 1 de enero de 2019 son los publicados en 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. 3. (Derogado) 4. Los derechos de acometida en vigor a partir del 1 de enero de 2019 son los publicados en la 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. 5. Los precios de alquiler de contadores y equipos de telemedida para presiones iguales o inferiores a 4 bar en vigor a partir del 1 de enero de 2019 son los establecidos en el anexo III de la presente orden. Estos precios incluyen el suministro del contador y su mantenimiento, incluyendo la reparación y/o la sustitución en caso de avería y su reposición una vez que haya finalizado su vida útil. 6. Se publican los tipos de interés definitivos, así como las anualidades correspondientes del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, de los desajustes temporales entre ingresos y costes de los años 2015 a 2017 y 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. CAPÍTULO II CAPÍTULO II Retribuciones reguladas Artículo 2 Artículo 2. Cuotas destinadas a fines específicos. 1. Las cuotas destinadas a la retribución del Gestor Técnico del Sistema y la tasa aplicable a la prestación de servicios y realización de actividades en relación con el sector de hidrocarburos gaseosos destinada a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia serán del 0,800 por ciento y del 0,140 por ciento respectivamente, aplicables como porcentaje sobre la facturación de los peajes y cánones que deberán recaudar las empresas transportistas, distribuidoras y el Gestor Técnico del Sistema. 2. La retribución provisional del Gestor Técnico del Sistema para el año 2019 será de 24.490.000 €. 3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia incluirá en la liquidación 14 del año 2019 la diferencia, positiva o negativa, entre las cantidades percibidas por el Gestor Técnico del Sistema por la aplicación de la cuota anterior y la retribución provisional reconocida. 4. La cantidad prevista en la presente disposición podrá ser modificada 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, 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. Artículo 3 Artículo 3. Régimen aplicable a los gases manufacturados en los territorios insulares. 1. Mientras sea de aplicación el régimen dispuesto en la disposición transitoria vigésima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, se reconoce a la empresa distribuidora titular de las redes de distribución donde se lleve a cabo este suministro la retribución en concepto de «suministro a tarifa» calculada por aplicación del artículo 21 de la Orden ITC/3993/2006, de 29 de diciembre, por la que se establece la retribución de determinadas actividades reguladas del sector gasista. 2. Para el año 2019 el precio de cesión será de 0,02330 €/kWh. 3. Los costes reales incurridos deberán justificarse con la correspondiente auditoría y se determinarán con carácter definitivo por orden de la Ministra para la Transición Ecológica, previa propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 4. La auditoría dispondrá de un listado de las facturas de compra, que incluirá fecha de emisión, fecha de entrega, empresa suministradora, volumen, poder calorífico inferior y superior del GLP adquirido, precio de compra en €/kg e importe total en €. Artículo 4 Artículo 4. Retribución transitoria financiera y costes de operación y mantenimiento provisionales de la planta de regasificación de El Musel. 1. La retribución anual provisional de la planta de regasificación de El Musel, a percibir por Enagas Transporte, S.A.U. para el año 2019 es de 19.440.979,78 € en concepto de retribución financiera y de 4.164.544,80 € en concepto de costes de operación y mantenimiento. 2. 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 auditorías, abonándose o cargándose a la compañía los saldos que se produzcan. CAPÍTULO III CAPÍTULO III Derechos de cobro incluidos en los artículos 61 y 66 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia Artículo 5 Artículo 5. Desajuste entre ingresos y costes del año 2017. 1. Conforme a lo establecido en la resolución por la que se aprueba la liquidación definitiva de las actividades reguladas del sector del gas natural correspondiente al ejercicio 2017 aprobada el 28 de noviembre de 2018 por la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se reconoce un desajuste entre ingresos y costes del ejercicio de 2017 de 24.781.115,56 €. Este desajuste se recuperará anualmente entre el 29 de noviembre de 2018 (día siguiente al de aprobación de la liquidación definitiva del año 2017) y el 28 de noviembre de 2023. 2. En el anexo II se incluyen las anualidades correspondientes a los años 2018 y 2019 calculadas aplicando el tipo de interés de 0,923%, así como su reparto entre las empresas titulares de los derechos de cobro, de forma proporcional a su porcentaje de titularidad. 3. Las anualidades de los años 2019 y siguientes se cobrarán en 12 pagos mensuales iguales que se liquidarán como pago único en cada una de las doce primeras liquidaciones del año, con prioridad en el cobro sobre el resto de costes del sistema en los términos previstos en los artículos 66 y 61.2 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia. La anualidad del año 2018 se abonará en la primera liquidación disponible de dicho año, como un pago único. 4. Las anualidades y el período de recuperación podrán verse modificados en aplicación de lo establecido en el apartado 3 del artículo 61 de la citada Ley 18/2014, de 15 de octubre. Artículo 6 Artículo 6. Tipo de interés aplicable. 1. El tipo de interés a aplicar en el cálculo de las anualidades correspondientes a los derechos de cobro referidos en este capítulo permanecerá fijo durante el período de devengo y se calculará ponderando el tipo de referencia «T» de cada titular por el volumen del derecho. 2. El tipo de referencia «T» se calculará aplicando la fórmula: T = IRS + CDS Donde: – IRS: «Interest Rate Swap». – CDS: «Credit Default Swap» de cada titular de derecho de cobro. 3. En el caso de no disponer de CDS para un titular determinado, ya sea directamente o a través de sociedades de su grupo, se sustituirá el valor de la fórmula anterior por el tipo de interés de emisiones de bonos de plazo equivalente cercanos a la fecha de cálculo emitidos por el mismo sujeto o por sociedades de su grupo. 4. Por último, si no se dispone de emisiones de bonos próximas a la fecha de cálculo, pero sí que se dispone de emisiones de los mismos plazos realizadas en los 12 meses anteriores, se procederá a aplicar la fórmula del tipo de referencia «T» sustituyendo el término CDS por la diferencia entre el TIR de la emisión y el IRS. 5. Para el cálculo de los términos IRS y CDS se tomará el promedio de los tres meses anteriores a la fecha de devengo del derecho. En el caso del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, se consideran IRS, CDS a 10 años y bonos a plazos de 8 a 10 años. Para los desajustes anuales entre ingresos y costes y para el desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia se considerarán IRS y CDS a 5 años, y bonos a plazos de 4 a 5 años. 6. Únicamente en el caso de que, para un determinado titular del derecho de cobro no existan CDS ni bonos que cumplan con los criterios especificados anteriormente, y éste tenga una representatividad superior al 25% como sociedad financiadora se podrán considerar bonos que se hayan emitido hace más de 12 meses y/o a plazos más largos de los definidos en el apartado 5». Artículo 7 Artículo 7. Liquidación de las diferencias. Las diferencias positivas o negativas entre las anualidades provisionales reconocidas y las publicadas en el anexo de la presente orden se abonarán/cobrarán entre los titulares de los derechos publicados en las órdenes ministeriales correspondientes en función de sus coeficientes de reparto y se liquidarán mediante un pago único en la primera liquidación disponible. Artículo 8 Artículo 8. Información a incluir en la liquidación definitiva. 1. El órgano responsable de las liquidaciones gasistas publicará en la liquidación definitiva, para cada sujeto del sistema de liquidaciones y para cada derecho de cobro, lo siguiente: a) Las cantidades abonadas en el ejercicio y valor acumulado. b) Saldo neto a abonar en ejercicios posteriores. 2. Asimismo, en toda liquidación definitiva en la que resulte un desajuste temporal entre ingresos y costes se incluirá su cuantía en euros, así como su reparto, en porcentaje con cinco decimales, entre los sujetos de liquidaciones del sistema gasista con derecho a cobro. Artículo 9 Artículo 9. Amortización anticipada. 1. Cuando se produzca un desajuste entre ingresos y costes positivo, este se aplicará a la amortización de desajustes anteriores, conforme a lo dispuesto en el artículo 61.3 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, aplicándose en primer lugar a los desajustes temporales y, una vez que estos hayan sido completamente amortizados, al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014. En caso de que existieran varios desajustes temporales con saldos pendientes de amortizar, la amortización anticipada se aplicará en primer lugar a los que tengan asociado un tipo de interés más elevado. 2. El reparto de la amortización anticipada entre los tenedores del derecho será proporcional a la cuantía del derecho del que sean titulares. 3. El superávit se aplicará por el órgano responsable de las liquidaciones en la primera liquidación provisional que se apruebe, una vez aprobada la liquidación definitiva en la que se haya generado el mismo. Artículo 10 Artículo 10. Cesión a terceros de los derechos de cobro. 1. Los derechos de cobro correspondientes al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014, serán libremente disponibles por los titulares iniciales o sucesivos, y, en consecuencia, podrán ser total o parcialmente cedidos, transmitidos, descontados, pignorados o gravados a favor de terceros. El cedente y el cesionario deberán comunicar por escrito al órgano responsable de las liquidaciones gasistas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la siguiente información: a) Nombre o razón social del cedente y del cesionario, con los datos identificativos del mismo: denominación social, NIF, domicilio, apoderado, persona y medios de contacto a efectos de comunicaciones. b) El porcentaje del derecho de cobro cedido con cinco decimales. c) Fecha a partir de la cual es efectiva la transmisión del derecho. d) Cuenta bancaria del nuevo titular del derecho. e) Contrato de compraventa f ) Poderes bastantes del cedente y del cesionario. g) Acta de constitución del cesionario, en caso de que se trate de una sociedad de reciente creación. 2. La cesión del derecho de cobro habrá de ser plena, irrevocable e incondicionada. 3. Los nuevos tenedores del derecho de cobro se constituirán como sujetos del sistema de liquidaciones por los derechos cedidos. 4. El órgano responsable de las liquidaciones gasistas no asumirá ninguna responsabilidad en caso de impago de los sujetos del sistema de liquidaciones. 5. El órgano responsable de las liquidaciones podrá establecer requisitos adicionales que deberán cumplir tanto el cedente como el cesionario del derecho. 6. A efectos de liquidaciones, la cesión surtirá efectos desde la fecha incluida en la comunicación referida en el apartado 1 anterior (inclusive), una vez que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia lleve a cabo la declaración efectiva de la cesión del derecho de cobro frente al sistema gasista. El órgano responsable de las liquidaciones, en la primera liquidación tras la validación de la cesión, asignará al cedente y al cesionario la parte correspondiente que haya devengado cada uno de ellos, considerando par el mes en que la transmisión del derecho surte efectos un reparto proporcional al número de días del mes. 7. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia mantendrá una relación actualizada de los titulares por el porcentaje que ostenten, en la que constará: a) Nombre del titular, con los datos identificativos del mismo: denominación social, NIF, domicilio, apoderado, persona y medios de contacto. b) Porcentaje del derecho que le corresponda con cinco decimales. c) Importe pendiente de cobro por titular registrado a 31 de diciembre de cada año, hasta la finalización del período de devengo. d) Fecha de efectividad de la adquisición del derecho. e) Datos de la cuenta bancaria del titular del derecho. f) Cantidades percibidas dentro del mismo año. 8. Los titulares del derecho de cobro podrán dirigirse a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, mediante escrito firmado por un apoderado de la sociedad, adjuntando poderes bastantes, para modificar los datos que consten en los apartados a y d. 9. El apoderado y la persona que figure a efectos de contacto en el registro de titulares, así como cualquier apoderado del titular que adjunte poderes bastantes, podrá recabar de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cuanta información sea necesaria para contrastar la corrección de los cálculos en cuya virtud se hayan determinado las cantidades percibidas. Artículo 11 Artículo 11. Anualidad correspondiente al desvío en la retribución del gas natural destinado al mercado a tarifa procedente del contrato de Argelia 1. De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 66.b de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, al titular del contrato de gas natural de Argelia, suministrado a través del gasoducto del Magreb, se le reconoce en concepto de anualidad del año 2019, la cantidad de 33.151.423,58 €, que incluye 32.758.000 € y 393.423,58 € en concepto de amortización e intereses respectivamente. Los intereses han sido calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 1,201 % conforme a la metodología expuesta en el artículo 6. 2. En el anexo II se incluyen las anualidades calculadas aplicando el tipo de interés definitivo, así como las diferencias respecto a las anualidades provisionales y el saldo resultante. Artículo 12 Artículo 12. Anualidades del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 y de los desajustes entre ingresos y costes de los años 2015, 2016 y 2017. 1. Los intereses incluidos en las anualidades siguientes han sido calculados aplicando la metodología expuesta en el artículo 6 de la presente orden. 2. La anualidad del año 2019 correspondiente al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 asciende a 78.068.092,25 €, que incluye 68.336.863,04 € en concepto de principal y 9.731.229,21 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 1,104 %. 3. La anualidad del año 2019 correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2015 asciende a 5.578.354,25 €, que incluye 5.446.374,71 € en concepto de principal y 131.979,54 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 0,836 %. 4. La anualidad del año 2019 correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2016 asciende a 18.507.477,32 €, que incluye 18.002.824,13 € en concepto de principal y 504.653,19 € en concepto de intereses, calculados aplicando un tipo de interés definitivo de 0,716 %. 5. La anualidad del año 2018 correspondiente al desajuste entre ingresos y costes del año 2017 asciende a 468.776,55 €, que incluye 448.096,88 € en concepto de principal y 20.679,67 € en concepto de intereses. La anualidad del año 2019 es de 5.180.816,87 € e incluye 4.956.223,11 € y 224.593,76 € en concepto de principal e intereses respectivamente. Ambos intereses se han calculado aplicando un tipo de interés definitivo de 0,923 %. 6. En el anexo II se incluyen el desglose de dichas cantidades entre los tenedores de los derechos de cobro. Asimismo, se incluyen las diferencias respecto a las anualidades calculadas por aplicación de los tipos de interés provisionales. CAPÍTULO IV CAPÍTULO IV Otras disposiciones Artículo 13 Artículo 13. Coeficientes de extensión de vida útil aplicables a los costes de operación y mantenimiento variable de las plantas de regasificación. Conforme con lo dispuesto en el artículo 4 de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, los coeficientes de extensión de vida útil a aplicar en el año 2018 a los costes de operación y mantenimiento variables de las plantas de regasificación, son los siguientes: Actividad Carga cisternas Recargas buques Regasificación Instalación. Huelva. 1,06 1,00 1,07 Cartagena. 1,06 1,00 1,00 Barcelona. 1,27 1,00 1,03 BBG. 1,00 1,00 1,07 Reganosa. 1,00 1,00 1,15 Saggas. 1,00 1,00 1,00 Los coeficientes anteriores se utilizarán con carácter provisional durante el año 2019, mientras no se publiquen los valores definitivos. Disposición adicional primera Disposición adicional primera. Reconocimiento de costes de operación y mantenimiento de diversas instalaciones. 1. Estación de compresión de Denia. Se reconocen los costes de operación y mantenimiento definitivos de los años 2012 a 2015. La cantidad pendiente de liquidar a Enagas Transporte, S.A.U., correspondiente a cada ejercicio, por diferencia entre lo que se ha de reconocer con base en la nueva auditoría presentada por la empresa titular, y lo reconocido en la Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, de 22 de noviembre de 2016, se incluye en la siguiente tabla: (€) Saldo retribución 2012-2015 reconocida orden 22 nov 2016 Saldo retribución 2012-2015 a reconocer A liquidar Estación Compresión de Denia. 1.665.980,00 2.521.672,00 855.692,00 2. Gasoducto submarino Denia - Ibiza – Mallorca. Costes reconocidos de operación y mantenimiento definitivos del año 2015. (€) OPEX 2015 definitivos reconocidos OPEX 2015 reconocidos orden 20 febrero 2015 A liquidar Gasoducto Submarino Denia-Ibiza-Mallorca. 2.655.449,00 3.876.780,00 -1.221.331,00 3. Planta de regasificación de El Musel. (€) OPEX 2015 definitivos reconocidos OPEX 2015 provisionales reconocidos orden IET/2736/2015 A liquidar Planta regasificación El Musel. 5.109.732 4.164.545 945.187 Disposición adicional segunda Disposición adicional segunda. Gasolinas de protección. Se amplía hasta el 31 de diciembre de 2019 el plazo en el que deberán estar disponibles gasolinas con un contenido máximo de oxígeno de 2,7 por ciento en masa y un contenido máximo de etanol de 5 por ciento en volumen, en todas las instalaciones de suministro de este carburante, siendo estas gasolinas las de menor índice de octano comercializadas, previsto en la disposición final tercera de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2017, de acuerdo con lo previsto en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, por el que se modifica el Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, en lo relativo a las especificaciones técnicas de gasolinas, gasóleos, utilización de biocarburantes y contenido de azufre de los combustibles para uso marítimo, en relación con la obligación relativa a la disponibilidad de gasolina de protección. Disposición transitoria primera Disposición transitoria primera. Retribución del operador del mercado organizado de gas. 1. Con carácter provisional, y hasta que se publique la metodología para su cálculo, la retribución del operador del mercado organizado de gas para el año 2019 es de 3.337.507 €. 2. 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 las retribuciones provisionales se reconocerá como pago único en la primera liquidación disponible. 3. En la liquidación 14 de 2019 se incluirá la diferencia, positiva o negativa, entre las cantidades percibidas por el operador del mercado organizado de gas por aplicación del procedimiento de liquidación general y la retribución reconocida «ex–ante» para 2019. Disposición transitoria segunda Disposición transitoria segunda. Peaje de carga de GNL a buque. 1. El peaje aplicable a cada operación de carga contratada en el caso de contratación del servicio durante 365 días es: a) Volumen de GNL cargado Igual o inferior a 2.000 m 3 . Término fijo: 25.500 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. b) Volumen de GNL cargado superior a 2.000 m 3 e igual o inferior a 5.000 m 3 . Término fijo: 30.000 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. c) Volumen de GNL cargado superior a 5.000 m 3 e igual o inferior a 15.000 m 3 . Término fijo: 43.000 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. d) Volumen de GNL cargado superior a 15.000 m 3 . Término fijo: 90.000 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. 2. Los servicios en función del número de cargas realizadas serán: a) Servicio de corto plazo. Supone la contratación de una carga con posterioridad a la fecha de cierre de la programación mensual contemplada en las Normas de Gestión Técnica del Sistema. b) Servicio durante 30 días. Supone al menos la contratación de 1 cargas durante el periodo considerado, antes de la fecha de cierre de la programación mensual indicada en el apartado anterior. c) Servicio durante 90 días. Supone al menos la contratación de 3 cargas durante el periodo considerado. d) Servicio durante 365 días. Supone al menos la contratación de 12 cargas durante el periodo considerado. 3. Para los servicios de corto plazo, 30 días y 90 días se multiplicará el término fijo del peaje del servicio de 365 por los coeficientes 2,3 1,13 y 1,08, respectivamente, manteniéndose el término variable del peaje del servicio de 365. 4. Para el servicio de transvase de buque a buque en el pantalán de la planta de regasificación, sin usar los almacenamientos de GNL, se aplicarán los peajes anteriores multiplicando el término fijo por 0,8 y manteniéndose el término variable del peaje del servicio de 365. 5. Para los servicios de puesta en frio se aplicarán los peajes del apartado tercero sustituyendo el término variable por 1,563 €/MWh. 6. A los efectos de la contratación de los servicios distintos del de corto plazo se sumarán las operaciones con independencia del volumen de cada una de ellas, aplicándose a los efectos de facturación cada una de ellas el peaje que corresponda a dicho volumen. 7. Los servicios contratados y no utilizados se facturarán aplicando el término fijo correspondiente, independientemente de si el servicio ha sido prestado o no. 8. Este peaje estará en vigor hasta que se publiquen nuevos valores de acuerdo a la metodología de cálculo que debe elaborar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia conforme a lo dispuesto en el artículo 2 del 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. Disposición derogatoria única Disposición derogatoria única. Derogación normativa. Quedan derogadas las disposiciones de igual o inferior rango en lo que se opongan a lo dispuesto en la presente orden y, en particular, la disposición transitoria primera de la Orden ETU/1283/2017, de 22 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 para el año 2018. Disposición final primera Disposición final primera. Modificación de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre. Se modifica el apartado 3 del artículo 2 de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de la retribución de las actividades reguladas del sector gas natural y de las cuotas con destinos específicos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas, que pasa a tener la siguiente redacción: «3. A efectos de las liquidaciones establecidas en la presente orden ministerial, las empresas que desarrollan actividades gasistas reguladas de regasificación, transporte, almacenamiento y distribución serán las que disponga la normativa que establezca la retribución de las actividades reguladas del sector gasista para cada año. Asimismo, los titulares de derechos de cobro correspondientes al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 serán considerados sujetos del sistema de liquidaciones, aun cuando no realicen ninguna de las actividades reguladas anteriores.» Disposición final segunda Disposición final segunda. Modificación de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre. 1. Se modifica el apartado 4 del artículo 14 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, que queda redactado con los siguientes términos: «Teniendo en cuenta la información comunicada por los operadores, el Gestor Técnico del Sistema supervisará la correcta determinación de las mermas reales, las mermas retenidas, los saldos de mermas y su asignación a los usuarios, y elaborará un informe al respecto que remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Dicho informe cumplirá los requisitos y calendario establecidos en el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema correspondiente. Dicho informe se publicará en la web del Gestor Técnico del Sistema, agregando los datos de los que se pudiera deducir información comercial.» 2. Se modifica el apartado segundo del anexo I «Peajes y cánones de los servicios básicos», que queda redactado en los siguientes términos. «Segundo. Peaje de descarga de buques. El peaje del servicio de descarga de GNL incluirá el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque a la planta de regasificación. Tfd: Término fijo del peaje descarga de GNL 33.978 €/buque. Tvd: Término variable de peaje de descarga de GNL: 0,0069 cent/kWh.» Este peaje estará en vigor hasta que se publiquen nuevos valores de acuerdo a la metodología de cálculo que debe elaborar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia conforme a lo dispuesto en el artículo 2 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo. 3. Se añade un apartado décimo al anexo I «Peajes y cánones de los servicios básicos», con la siguiente redacción: «Décimo. Peaje de Acceso al Punto Virtual de Balance desde red de distribución. Término fijo Tfr = 0 €/kWh/dia/mes A estos usuarios les será aplicable toda la normativa de contratación y facturación en vigor, debiéndose emitir las correspondientes facturas, aunque su importe sea cero.» Este peaje estará en vigor hasta que se publiquen los valores definitivos de acuerdo a la metodología de cálculo que debe elaborar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia conforme a lo dispuesto en el artículo 2 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo. Disposición final tercera Disposición final tercera. Aplicación de la orden. Por la Secretaría de Estado de Energía se dictarán las resoluciones precisas para la aplicación de esta orden. Disposición final cuarta Disposición final cuarta. Entrada en vigor. Esta orden entrará en vigor el 1 de enero de 2019. [firma] Madrid, 20 de diciembre de 2018.–La Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera Rodríguez. ANEXO I ANEXO I Retribuciones para el año 2019 y ajustes de las retribuciones de ejercicios anteriores ANEXO II ANEXO II Anualidades de derechos de cobro reconocidos correspondientes al año 2019 ANEXO III ANEXO III Tarifa de alquiler de contadores y equipos de telemedida para consumidores suministrados a presión igual o inferior a 4 bar

Disposición adicional primera. Reconocimiento de costes de operación y mantenimiento de diversas instalaciones. 1. Estación de compresión de Denia. Se reconocen los costes de operación y mantenimiento definitivos de los años 2012 a 2015. La cantidad pendiente de liquidar a Enagas Transporte, S.A.U., correspondiente a cada ejercicio, por diferencia entre lo que se ha de reconocer con base en la nueva auditoría presentada por la empresa titular, y lo reconocido en la Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, de 22 de noviembre de 2016, se incluye en la siguiente tabla: (€) Saldo retribución 2012-2015 reconocida orden 22 nov 2016 Saldo retribución 2012-2015 a reconocer A liquidar Estación Compresión de Denia. 1.665.980,00 2.521.672,00 855.692,00 2. Gasoducto submarino Denia - Ibiza – Mallorca. Costes reconocidos de operación y mantenimiento definitivos del año 2015. (€) OPEX 2015 definitivos reconocidos OPEX 2015 reconocidos orden 20 febrero 2015 A liquidar Gasoducto Submarino Denia-Ibiza-Mallorca. 2.655.449,00 3.876.780,00 -1.221.331,00 3. Planta de regasificación de El Musel. (€) OPEX 2015 definitivos reconocidos OPEX 2015 provisionales reconocidos orden IET/2736/2015 A liquidar Planta regasificación El Musel. 5.109.732 4.164.545 945.187

Disposición adicional segunda. Gasolinas de protección. Se amplía hasta el 31 de diciembre de 2019 el plazo en el que deberán estar disponibles gasolinas con un contenido máximo de oxígeno de 2,7 por ciento en masa y un contenido máximo de etanol de 5 por ciento en volumen, en todas las instalaciones de suministro de este carburante, siendo estas gasolinas las de menor índice de octano comercializadas, previsto en la disposición final tercera de la Orden ETU/1977/2016, de 23 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para 2017, de acuerdo con lo previsto en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 1088/2010, de 3 de septiembre, por el que se modifica el Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, en lo relativo a las especificaciones técnicas de gasolinas, gasóleos, utilización de biocarburantes y contenido de azufre de los combustibles para uso marítimo, en relación con la obligación relativa a la disponibilidad de gasolina de protección.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa. Quedan derogadas las disposiciones de igual o inferior rango en lo que se opongan a lo dispuesto en la presente orden y, en particular, la disposición transitoria primera de la Orden ETU/1283/2017, de 22 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 para el año 2018.

Disposición final primera. Modificación de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre. Se modifica el apartado 3 del artículo 2 de la Orden ECO/2692/2002, de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de la retribución de las actividades reguladas del sector gas natural y de las cuotas con destinos específicos y se establece el sistema de información que deben presentar las empresas, que pasa a tener la siguiente redacción: «3. A efectos de las liquidaciones establecidas en la presente orden ministerial, las empresas que desarrollan actividades gasistas reguladas de regasificación, transporte, almacenamiento y distribución serán las que disponga la normativa que establezca la retribución de las actividades reguladas del sector gasista para cada año. Asimismo, los titulares de derechos de cobro correspondientes al déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 serán considerados sujetos del sistema de liquidaciones, aun cuando no realicen ninguna de las actividades reguladas anteriores.»

Disposición final segunda. Modificación de la Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre. 1. Se modifica el apartado 4 del artículo 14 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, que queda redactado con los siguientes términos: «Teniendo en cuenta la información comunicada por los operadores, el Gestor Técnico del Sistema supervisará la correcta determinación de las mermas reales, las mermas retenidas, los saldos de mermas y su asignación a los usuarios, y elaborará un informe al respecto que remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Dicho informe cumplirá los requisitos y calendario establecidos en el protocolo de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema correspondiente. Dicho informe se publicará en la web del Gestor Técnico del Sistema, agregando los datos de los que se pudiera deducir información comercial.» 2. Se modifica el apartado segundo del anexo I «Peajes y cánones de los servicios básicos», que queda redactado en los siguientes términos. «Segundo. Peaje de descarga de buques. El peaje del servicio de descarga de GNL incluirá el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque a la planta de regasificación. Tfd: Término fijo del peaje descarga de GNL 33.978 €/buque. Tvd: Término variable de peaje de descarga de GNL: 0,0069 cent/kWh.» Este peaje estará en vigor hasta que se publiquen nuevos valores de acuerdo a la metodología de cálculo que debe elaborar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia conforme a lo dispuesto en el artículo 2 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo. 3. Se añade un apartado décimo al anexo I «Peajes y cánones de los servicios básicos», con la siguiente redacción: «Décimo. Peaje de Acceso al Punto Virtual de Balance desde red de distribución. Término fijo Tfr = 0 €/kWh/dia/mes A estos usuarios les será aplicable toda la normativa de contratación y facturación en vigor, debiéndose emitir las correspondientes facturas, aunque su importe sea cero.» Este peaje estará en vigor hasta que se publiquen los valores definitivos de acuerdo a la metodología de cálculo que debe elaborar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia conforme a lo dispuesto en el artículo 2 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo.

Disposición final tercera. Aplicación de la orden. Por la Secretaría de Estado de Energía se dictarán las resoluciones precisas para la aplicación de esta orden.

Disposición final cuarta. Entrada en vigor. Esta orden entrará en vigor el 1 de enero de 2019.

Disposición transitoria primera. Retribución del operador del mercado organizado de gas. 1. Con carácter provisional, y hasta que se publique la metodología para su cálculo, la retribución del operador del mercado organizado de gas para el año 2019 es de 3.337.507 €. 2. 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 las retribuciones provisionales se reconocerá como pago único en la primera liquidación disponible. 3. En la liquidación 14 de 2019 se incluirá la diferencia, positiva o negativa, entre las cantidades percibidas por el operador del mercado organizado de gas por aplicación del procedimiento de liquidación general y la retribución reconocida «ex–ante» para 2019.

Disposición transitoria segunda. Peaje de carga de GNL a buque. 1. El peaje aplicable a cada operación de carga contratada en el caso de contratación del servicio durante 365 días es: a) Volumen de GNL cargado Igual o inferior a 2.000 m 3 . Término fijo: 25.500 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. b) Volumen de GNL cargado superior a 2.000 m 3 e igual o inferior a 5.000 m 3 . Término fijo: 30.000 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. c) Volumen de GNL cargado superior a 5.000 m 3 e igual o inferior a 15.000 m 3 . Término fijo: 43.000 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. d) Volumen de GNL cargado superior a 15.000 m 3 . Término fijo: 90.000 €/operación. Término variable: 0,388 €/MWh. 2. Los servicios en función del número de cargas realizadas serán: a) Servicio de corto plazo. Supone la contratación de una carga con posterioridad a la fecha de cierre de la programación mensual contemplada en las Normas de Gestión Técnica del Sistema. b) Servicio durante 30 días. Supone al menos la contratación de 1 cargas durante el periodo considerado, antes de la fecha de cierre de la programación mensual indicada en el apartado anterior. c) Servicio durante 90 días. Supone al menos la contratación de 3 cargas durante el periodo considerado. d) Servicio durante 365 días. Supone al menos la contratación de 12 cargas durante el periodo considerado. 3. Para los servicios de corto plazo, 30 días y 90 días se multiplicará el término fijo del peaje del servicio de 365 por los coeficientes 2,3 1,13 y 1,08, respectivamente, manteniéndose el término variable del peaje del servicio de 365. 4. Para el servicio de transvase de buque a buque en el pantalán de la planta de regasificación, sin usar los almacenamientos de GNL, se aplicarán los peajes anteriores multiplicando el término fijo por 0,8 y manteniéndose el término variable del peaje del servicio de 365. 5. Para los servicios de puesta en frio se aplicarán los peajes del apartado tercero sustituyendo el término variable por 1,563 €/MWh. 6. A los efectos de la contratación de los servicios distintos del de corto plazo se sumarán las operaciones con independencia del volumen de cada una de ellas, aplicándose a los efectos de facturación cada una de ellas el peaje que corresponda a dicho volumen. 7. Los servicios contratados y no utilizados se facturarán aplicando el término fijo correspondiente, independientemente de si el servicio ha sido prestado o no. 8. Este peaje estará en vigor hasta que se publiquen nuevos valores de acuerdo a la metodología de cálculo que debe elaborar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia conforme a lo dispuesto en el artículo 2 del 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.