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Timestamp: 2019-07-23 09:25:56+00:00

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ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía da respuesta a la consulta de Pemex Transformación Industrial sobre la metodología para la determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano, expedida mediante la Reso
ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía da respuesta a la consulta de Pemex Transformación Industrial sobre la metodología para la determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano, expedida mediante la Resolución RES/998/2015.
ACUERDO Núm. A/010/2016
ACUERDO POR LA QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA DA RESPUESTA A LA CONSULTA DE PEMEX TRANSFORMACIÓN INDUSTRIAL SOBRE LA METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS MÁXIMOS DE GAS NATURAL OBJETO DE VENTA DE PRIMERA MANO, EXPEDIDA MEDIANTE LA RESOLUCIÓN RES/998/2015
PRIMERO. Que, derivado del Decreto del 20 de diciembre de 2013, por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía (el Decreto de Reforma Energética), el 11 de agosto de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Ley de Hidrocarburos (LH), misma que en términos de sus Transitorios Primero y Segundo, entró en vigor al día siguiente de su publicación en el DOF, abrogando la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, publicada en el DOF el 29 de noviembre de 1958.
SEGUNDO. Que, de igual manera, el 11 de agosto de 2014, se publicó en el DOF la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), misma que en términos de sus Transitorios Primero y Segundo, entró en vigor al día siguiente de su publicación en el DOF, abrogando la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 1995.
TERCERO. Que, el 31 de octubre de 2014, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo Cuarto Transitorio de la LH, el Titular del Ejecutivo Federal expidió y publicó en el DOF, el Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (el Reglamento), mismo que en términos de sus Transitorios Primero y Segundo entró en vigor al día siguiente de su publicación en el DOF, abrogando el Reglamento de Gas Natural, publicado el 8 de noviembre de 1995 en el DOF.
CUARTO. Que, mediante la Resolución RES/998/2015 de fecha 31 de diciembre de 2015, esta Comisión Reguladora de Energía (esta Comisión) expidió la Metodología para determinar los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano (la Metodología de VPM), aplicables a Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, sus filiales o divisiones, contenida en el Anexo único de dicha Resolución.
QUINTO. Que, mediante el escrito DGTRI-SPCE-GCR-176-2016, de fecha 22 de febrero de 2016, Pemex Transformación Industrial (Pemex TI) solicitó a esta Comisión la interpretación de algunos conceptos del Anexo único de la Metodología de VPM.
PRIMERO. Que, de conformidad con el artículo 42 de la LORCME, esta Comisión tiene por objeto fomentar el desarrollo eficiente de la industria del gas natural, entre otras, promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.
SEGUNDO. Que, de conformidad con los artículos Transitorios Tercero de la LH y la LORCME, la normatividad y regulación emitida por esta Comisión con anterioridad a la entrada en vigor de dichas Leyes, que no se oponga a las mismas, continuará vigente, sin perjuicio de que pueda ser adecuada, modificada o sustituida, en términos de las disposiciones de esas Leyes y las demás disposiciones aplicables.
TERCERO. Que, de conformidad con el artículo Transitorio Décimo Tercero de la LH, primer párrafo, esta Comisión continuará sujetando las ventas de primera mano (VPM), entre otros, de gas natural, a principios de regulación asimétrica, con objeto de limitar el poder dominante de Petróleos Mexicanos (Pemex), en tanto se logra una mayor participación de agentes económicos que propicien el desarrollo eficiente y competitivo de los mercados, para lo cual tomará en cuenta, en lo que proceda, lo establecido en materia de precios en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
CUARTO. Que, el referido artículo Transitorio señalado en el Considerando inmediato anterior, establece en su párrafo cuarto, que la regulación de las ventas de primera mano que emita esta Comisión incluirá la aprobación y expedición de los términos y condiciones generales, así como la expedición de la metodología para el cálculo de sus precios, en las que se deberá observar la práctica común en mercados desarrollados de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos y que los precios deberán reflejar, entre otros, el costo de oportunidad y las condiciones y prácticas de competitividad en el mercado internacional de dichos productos.
QUINTO. Que, en congruencia con lo establecido en el artículo Transitorio Décimo Tercero de la LH, esta Comisión expidió la Metodología de VPM y su Anexo único, al que hace referencia el Resultando Cuarto anterior.
SEXTO. Que, mediante el escrito al que hace referencia el Resultando Quinto, Pemex TI solicitó a esta Comisión la interpretación de los siguientes criterios referentes al Anexo único de la Metodología de VPM:
Disposición 1.3:
a) Que los días son días naturales, a diferencia de lo previsto en la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y de conformidad con lo que se preveía en la anterior metodología.
b) Que debe utilizar la publicación del Banco de México en su portal bajo el título "Tipo de cambio para solventar obligaciones denominadas en dólares de los EE.UU.A., pagaderas en la República Mexicana", rubro: "Para pagos" (tipo de cambio que se debe utilizar en el día para calcular el equivalente en pesos del monto de las obligaciones de pago denominadas en dólares de los EE.UU.A. para ser cumplidas en la República Mexicana
c) Que el tipo de cambio previsto en la disposición 1.3 aplica para cualquier conversión de unidades requerida, a saber Pesos/GJ o Pesos/Unidad a USD/Unidad y viceversa.
d) En el caso de TPG se trata de la suma de tarifas de Cargo por capacidad y Cargo por Uso publicadas como Estampilla para la Zona Golfo bajo el título: "Servicio Base Firme", convertida tal suma a dólares por Unidad.
e) En el caso de TPEN se trata de la suma de tarifas de Cargo por capacidad y Cargo por Uso publicadas como Estampilla para la etiqueta "Nacional" bajo el título: "Servicio Base Firme", convertida la suma a dólares por Unidad.
f) a k) Actualización de las referencias en las publicaciones de Platts.
Disposición 6:
l) El balance de comercio exterior de Gas Natural en el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural (Sistrangás) a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas, tanto por día como por mes, será permanentemente de Importación, a menos que la CRE indique un cambio, que valorará en función del balance de comercio exterior que reporte Pemex a la misma.
Disposición 8.1:
m) En la , es adecuado realizar la diferencia en Pesos por unidad (o unidades de origen) y, después de obtener , realizar su conversión a dólares por unidad.
Disposición 8.2:
n) "....Ias tarifas publicadas por la Comisión"." son equivalentes a las publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF) por ruta para el Sistrangás por parte del Centro de CENAGAS o, en su caso, por Pemex (con Ajuste por Balanceo).
o) En ausencia de las tarifas Golfo-Sur, éstas pueden ser igualadas a las tarifas Sur-Golfo.
Disposición 9:
p) " ... planta de procesamiento ... " hace referencia al gas residual (gas natural) proveniente de las plantas de proceso o complejos procesadores (CPG) de Pemex, puntos de inyección de producto importado, ductos de internación y puntos de inyección de los hidrocarburos provenientes de manera directa de campos de producción, siempre que el gas natural que se enajene en tales puntos satisfaga el alcance de esta metodología.
q) Las excepciones (vigentes como Casos Especiales) para aplicación de esta formulación son:
b) Juárez o Chihuahua Importación (en la zona Norte) y
c) la zona Norte Gas Importado (también en la zona Norte)
Para estos casos, en tanto la CRE no emita una metodología específica, seguirán aplicando las fórmulas autorizadas por la SHCP en el seno del extinto Comité de Precios de Productos Petrolíferos, Gas
Natural y Productos Petroquímicos.
Disposición 9.1:
r) En los incisos I y II: y
Para Plantas de Procesamiento ubicadas en las zonas del Sistrangás en las que se ubican las Plantas de Procesamiento Reynosa y Ciudad Pemex, el precio máximo será igual al precio de dichas plantas, respectivamente.
Disposición 10:
s) En los tanto la CRE disponga lo contrario, continúa aplicando la metodología para los ajustes y bonificaciones por calidad en el precio ("Metodología de cálculo asociada a la RES/351/2010") y sus actualizaciones.
Disposición 12:
t) Cuando no se encuentre disponible alguna de las cotizaciones de referencia, diarias o mensuales, ST, HH y HSC correspondientes a la disposición 4.1, se utilizará el valor inmediato anterior disponible que corresponda.
u) El valor de los parámetros vigentes hasta marzo de 2016 incluye su aplicación para dicho mes de marzo; esto es hasta marzo de 2016 inclusive.
Para efectos de estandarización u homogeneización, es necesario interpretar que pueden ser aplicados en todo el proceso de cálculo, los siguientes criterios específicos:
v) Utilizar el total de decimales de los datos de origen.
w) Cuando se apliquen las sumas y restas con datos en unidades de origen, se conservan los decimales.
x) Al realizar cualquier otra operación se redondea el resultado a cuatro decimales.
y) El cálculo genérico se estandariza en Usd/GJ y cualquier dato en otra unidad será una conversión en función del valor en Usd/GJ.
z) La determinación final de Reynosa y Cd. Pemex en USD/GJ o USD/MMBtu se obtendrá a cuatro decimales, excepto la expresión en Pesos/GJ que será determinado con redondeo a dos decimales para consistencia con su facturación.
SÉPTIMO. Que, en respuesta a la solicitud presentada por Pemex TI, a que hace mención el Considerando inmediato anterior, esta Comisión tiene a bien emitir los siguientes criterios:
I. Tipo de cambio.
Incisos a) y b):
En materia de tipo de cambio, se deberá mantener el criterio que se ha venido utilizando para la determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano, es decir, utilizar días naturales de conformidad con la publicación del Banco de México bajo el título "Tipo de cambio para solventar obligaciones denominadas en dólares de los EE.UU.A., pagaderas en la República Mexicana", rubro: "Para pagos". Ir a la siguiente liga: http://www.banxico.org.mx/portal-mercado-cambiario/index.html.
El tipo de cambio previsto en la disposición 1.3 se debe utilizar para realizar las conversiones: Pesos/GJ o Pesos/MMBtu a USD/GJ o USD/MMBtu, y viceversa.
II. Tarifas de transporte.
El componente TPG será calculado como la suma del Cargo por Capacidad y Cargo por Uso del Servicio Base Firme para la Zona Golfo (estampilla) definidas en pesos, autorizadas por esta Comisión, y posteriormente convertida a USD/MMBtu utilizando el tipo de cambio de la disposición 1.3 y el factor de conversión de la disposición 11.3.
Inciso e):
El componente TPEN será calculado como la suma del Cargo por Capacidad y Cargo por Uso del Servicio Base Firme para la etiqueta Nacional (estampilla) definida en pesos, autorizadas por la Comisión, y
posteriormente convertida a USD/MMBtu utilizando el tipo de cambio de la disposición 1.3 y el factor de conversión de la disposición 11.3.
III. Encabezados en Platts
Inciso f) al k):
Debido a que en diciembre de 2015 el proveedor de la información Platts Mc Graw Hill Financial realizó modificaciones y renombró las zonas de precios spot y mensuales de gas natural en Norteamérica, en los reportes Gas Daily e Inside FERC ´s Gas Market Report donde particularmente modificó los encabezados de las series que se utilizan en el cálculo de esta metodología; es conveniente aclarar lo siguiente:
Disposición 4. Estimación del valor y :
es el índice del Sur de Texas del día j que se obtiene mediante el promedio aritmético de los índices siguientes:
1. El precio cotizado en el sistema Texas Eastern Transmission Corp., renglón Texas Eastern STX, encabezado South Corpus Christi, aplicable al día j, publicado en el Gas Daily, Daily Price Survey, columna mid point (dólares/MMBTU).
2. El precio cotizado en el sistema Tennessee Gas Pipeline Corp., renglón Tennessee, Zone 0, encabezado South Corpus Christi, aplicable el día j, publicado en el Gas Daily, Daily Price Survey, columna mid point (dólares/ MMBTU).
es el índice del Sur de Texas del día j que se obtiene mediante el promedio aritmético de los siguientes índices:
1. El precio cotizado en el sistema Texas Eastern Transmission Corp., renglón Texas Eastern STX, encabezado East Texas, aplicable al día j, publicado en el Gas Daily, Daily Price Survey, columna mid point (dólares/MMBTU).
2. El precio cotizado en el sistema Tennessee Gas Pipeline Corp., renglón Tennessee, Zone 0, encabezado East Texas, aplicable el día j, publicado en el Gas Daily, Daily Price Survey, columna mid point (dólares/ MMBTU).
es el índice del Sur de Texas del mes i que se obtiene mediante el promedio aritmético de los índices siguientes:
1. El índice de Texas Eastern Transmission Corp., renglón South Texas Zone, publicado en el Inside FERC ´s del mes i (dólares/MMBTU).
2. El índice de Tennessee Gas Pipeline Co., renglón Texas Zone 0, publicado en el Inside FERC's del mes i (dólares/MMBTU).
es el índice del Sur de Texas del mes i que se obtiene mediante el promedio aritmético de los siguientes índices:
1. El índice de Texas Eastern Transmission Corp., renglón Texas Eastern STX, encabezado East Texas, publicado en el Inside FERC ´s del mes i (dólares/MMBTU).
2. El índice de Tennessee Gas Pipeline Co., renglón Tennessee, Zone 0, encabezado East Texas, publicado en el Inside FERC's del mes i (dólares/MMBTU).
es el precio cotizado en Henry Hub, aplicable el día j, publicado en el Gas Daily, renglón Henry Hub, encabezado Louisiana-Onshore South, columna mid point (dólares/MMBTU).
es el precio cotizado en Henry Hub, aplicable el día j, publicado en el Gas Daily, renglón Henry Hub, encabezado Louisiana/Southeast, columna mid point (dólares/MMBTU).
es el índice del Henry Hub, encabezado South Louisiana, publicado en el Inside FERC's correspondiente al mes i (dólares/MMBTU).
es el índice del Henry Hub, encabezado Louisiana/Southeast, publicado en el Inside FERC's correspondiente al mes i (dólares/MMBTU).
es el precio cotizado en Houston Ship Channel, aplicable el día j, publicado en el Gas Daily, renglón Houston Ship Channel, encabezado East-Houston-Katy, columna Midpoint (dólares/MMBTU).
es el precio cotizado en Houston Ship Channel, aplicable el día j, publicado en el Gas Daily, renglón Houston Ship Channel, encabezado East Texas, columna Midpoint (dólares/MMBTU).
Por último se confirma que deberá utilizarse:
es el índice del Houston Ship Channel, encabezado East Texas, publicado en el Inside FERC's correspondiente al mes i (dólares/MMBTU).
IV. Balance de comercio exterior
Inciso l):
Se confirma el criterio, en el sentido de que el balance de comercio exterior de gas natural diario y mensual en el Sistrangás a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas, a que hace referencia a la disposición 6.2 del Anexo Único de la RES/998/2015, se mantendrá bajo el escenario de importación neta, hasta en tanto esta Comisión no determine mediante acuerdo un escenario distinto, con base en la información de comercio exterior de que disponga.
V. Conversiones
Inciso m):
El cálculo de a que hace referencia la disposición 8.1 del Anexo Único de la RES/998/2015 se hará en Pesos/Unidad, y después se convertirá a USD/MMBtu, utilizando el tipo de cambio de la disposición 1.3 y el factor de conversión de la disposición 11.3.
VI. Tarifas aprobadas por esta Comisión
Inciso n):
Las tarifas aplicables para el cálculo de las disposiciones 8.1 y 8.2 del Anexo Único de la RES/998/2015 corresponden a las tarifas aprobadas por esta Comisión al Sistragás (estampillas), las cuales incluyen el ajuste por balanceo.
Inciso o):
Conforme al párrafo anterior, el cálculo del componente se realizará con las tarifas aprobadas por esta Comisión al Sistragás (estampillas), por lo que de éstas puede calcularse la tarifa correspondiente al trayecto requerido.
VII. Planta de procesamiento
Inciso p):
Las Plantas de procesamiento, a que hace referencia el Anexo Único de la RES/998/2015, deberán entenderse como las plantas de proceso o los complejos procesadores de gas natural (CPG) de Petróleos Mexicanos (Pemex), para los cuales será aplicable la metodología del Anexo único de la RES/998/2015.
Para puntos de inyección provenientes de manera directa de campos de producción, será aplicable la metodología del Anexo único de la RES/998/2015. Siempre que el gas natural que se enajene en tales puntos satisfaga el alcance de esta metodología.
Para los puntos de inyección de producto importado en Reynosa, Tamaulipas, donde puede estar implícito un ducto de internación, se utilizará la metodología descrita en la Sección A del Anexo Único de la RES/998/
Para los puntos de inyección Naco, Juárez o Chihuahua Importación (en la zona Norte), y la zona Norte Gas Importado, se deberán seguir aplicando las fórmulas autorizadas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
Para cualquier punto de internación nuevo, Pemex deberá consultar a la Comisión los criterios de metodología que sean aplicables.
Inciso q):
Se confirma que, hasta en tanto esta Comisión no emita una metodología distinta para Naco, Juárez o Chihuahua Importación (en la zona Norte), y la zona Norte Gas Importado, se deberán seguir aplicando las fórmulas autorizadas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, de conformidad con la Resolución RES/389/2014.
VIII. Plantas de procesamiento distintas a Ciudad Pemex y Reynosa.
Debe entenderse es igual a , así como .
Para las Plantas de Procesamiento ubicadas en la zona del Sistrangás en las que se ubican las Plantas de Procesamiento de Reynosa y de Ciudad Pemex, el precio máximo será igual al precio de dichas plantas, respectivamente.
IX. Metodología para los ajustes y bonificaciones por calidad.
Inciso s):
Se confirma que la metodología para los ajustes y bonificaciones por calidad aprobada mediante la Resolución RES/351/2010, y sus actualizaciones seguirán vigentes, hasta en tanto esta Comisión no disponga lo contrario.
X. Mecanismo de Sustitución del Índice de Referencia
Inciso t):
Se debe interpretar que cuando no se encuentre disponible alguna de las cotizaciones de referencia internacional, diarias o mensuales, correspondientes a la disposición 4.1 del Anexo Único de la RES/998/2015, se utilizará el valor inmediato anterior disponible que corresponda.
XI. Vigencia de parámetros
Inciso u):
El periodo de vigencia de los parámetros de la disposición 5 y 6 del Anexo Único de la RES/998/2015 será hasta el 31 de marzo de 2016.
XII. Criterios generales.
Inciso v) al z):
Respecto de la estandarización u homogeneización de la Metodología de VPM, se deben seguir los siguientes criterios:
· Se utilizarán todos los decimales de los datos de origen.
· En cualquier operación aritmética (suma, resta, multiplicación o división) en el cálculo de los precios de VPM de Reynosa y Ciudad Pemex se conservarán todos los decimales.
· En el Anexo Único de la RES/998/2015 se establece que el cálculo de los precios de venta de primera mano se realizarán en USD/GJ; la estimación del Sur de Texas ( ) se calculará en USD/MMBtu y serán convertidos a USD/GJ; el componente se calcula en USD/MMBtu y se convierte en USD/GJ, y los componentes de transporte y se convierten de Pesos/GJ a USD/GJ. Para todas las conversiones se utilizará el tipo de cambio establecido en la disposición 1.3 y el factor de conversión de conformidad con la disposición 11.3.
· El precio de venta de primera mano de Reynosa y Ciudad Pemex (en Pesos/GJ) se realizará a dos decimales, mientras que el calculado en (USD/GJ o USD/MMBtu) se realizará a cuatro decimales.
Por lo expuesto, y con fundamento en los artículos 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, 5, 22, fracciones I, II, III, IV, X, XXIV, inciso a) y XXVII, 27, 41, fracción I, 42 y Transitorios Primero, Segundo y Tercero de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, fracción III, 5, segundo párrafo, 48, fracción II, 81, fracciones I, incisos c) y e), y VI, 82, primer párrafo, 95, 131 y Transitorios Primero, Segundo, Tercero y Décimo Tercero de la Ley de Hidrocarburos; 2, 16, fracciones VII y IX, 32, 35, fracción I, 38 y 49, de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 3, 5, fracciones III y V, 7 y Transitorios Primero, Segundo y Séptimo del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos; y 1, 2, 3, 6, fracción I, 10, 11, 13, 16, fracciones I, II y III, y 17, fracción I, del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, esta Comisión Reguladora de Energía:
PRIMERO. Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, sus filiales o divisiones, deberán utilizar los criterios establecidos en el Considerando Séptimo del presente Acuerdo en la aplicación de la Metodología para determinar los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano, contenida en el Anexo único de la Resolución RES/998/2015.
SEGUNDO. Notifíquese el presente Acuerdo a Pemex Transformación Industrial, y hágase de su conocimiento que el presente acto administrativo sólo podrá impugnarse a través del juicio de amparo indirecto, conforme a lo dispuesto por el artículo 27 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y que el expediente respectivo se encuentra y puede ser consultado en las oficinas de esta Comisión Reguladora de Energía, ubicadas en Boulevard Adolfo López Mateos 172, Colonia Merced Gómez, C. P. 03930 Benito Juárez, Ciudad de México.
TERCERO. Publíquese el presente Acuerdo en el Diario Oficial de la Federación e inscríbase bajo el número A/010/2016 en el registro al que se refiere los artículos 22, fracción XXVI y 25, fracción X, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y 59, fracción I, del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.

References: Resolución 
 RESOLUCIÓN 
 Artículo 27
 Resolución 
 artículo 42
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 27