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Timestamp: 2018-06-18 20:46:21
Document Index: 169649198

Matched Legal Cases: ['Artículo 27', 'artículo 42', 'artículo 69', 'artículo 4', 'artículo 69', 'artículo 27']

RESOLUCIÓN Núm. RES/998/2015
PRIMERO. Que, mediante la Resolución RES/524/2013, esta Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) aprobó y expidió la metodología para la determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano (la Metodología Transitoria), cuya vigencia empezó a partir del 1 de octubre de 2013 y hasta que se emita una nueva metodología.
SEGUNDO. 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.
TERCERO. 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, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 1995.
CUARTO. 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.
PRIMERO. Que, de conformidad con los artículos Tercero Transitorios 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.
SEGUNDO. Que, de conformidad con el artículo Décimo Tercero Transitorio 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.
TERCERO. Que dicho artículo Décimo Tercero Transitorio establece que la VPM se entiende como la primera enajenación, en territorio nacional, que realice Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios o divisiones, y cualquier otra empresa productiva del Estado, o una Personal Moral, por cuenta y orden del Estado, y que dicha venta deberá realizarse a la salida de las plantas de procesamiento, las refinerías, los puntos de inyección de producto importado, ductos de internación o en los puntos de inyección de los
hidrocarburos provenientes de manera directa de campos de producción.
CUARTO. Que la misma disposición transitoria 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 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, de conformidad con el artículo 42 de la LORCME esta Comisión tiene por objeto fomentar el desarrollo eficiente de la industria, 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.
SEXTO. Que, como resultado del nuevo marco legal y regulatorio emanado del Decreto de Reforma Energética, la LH, la LORCME y el Reglamento, se genera un cambio en la organización industrial, en el sector del gas natural, que implica la necesidad de diseñar una nueva metodología de precios máximos de VPM que contemple los cambios fundamentales en la estructura, organización y funcionamiento de la industria de los hidrocarburos.
SÉPTIMO. Que, en congruencia con lo establecido en el artículo Décimo Tercero Transitorio de la LH, esta Comisión considera necesario expedir una nueva metodología de precios máximos de VPM, que permita:
I. Mayor participación de agentes económicos en el mercado de gas natural;
II. Que las ventas de primera mano de gas natural reflejen las condiciones de un mercado competitivo y el costo de oportunidad y las condiciones de competitividad del energético en el mercado internacional y en el lugar en el que se realice la venta;
III. Evitar que exista arbitraje de precios entre las diferentes zonas del país, e
IV. Incentivar la mayor producción nacional posible de gas.
OCTAVO. Que, para efecto de lo dispuesto en el Considerando inmediato anterior, esta Comisión realizó un análisis exhaustivo del que se concluyó que para la nueva metodología de precios máximos de VPM resulta conveniente emplear como referencia una estimación de las cotizaciones de precio en el sur de Texas a partir de un "modelo de corrección de error vectorial" con objeto de capturar la relación de largo plazo, así como las condiciones de arbitraje entre tales cotizaciones y las correspondientes a los mercados relevantes de Henry Hub y Houston Ship Channel.
NOVENO. Que el citado modelo de corrección de errores al que hace referencia el Considerando anterior es adecuado para los propósitos citados, ya que considera la dinámica del mercado del sur de Texas, integrando en el análisis los ajustes intrarregionales en los precios, debido al arbitraje ocasionado por las condiciones globales y regionales.
DÉCIMO. Que, de acuerdo con la Metodología Transitoria, el valor de transporte ha permanecido en 0.065 dólares por millón de unidades térmicas británicas (USD/MMBTU) conforme a la Resolución RES/142/2003. Este valor fue resultado de un análisis realizado en 2003 a partir de los costos de transporte en que incurría PGPB en aquel entonces, y se determinó con base en la contratación y utilización eficiente de servicios de transporte en los ductos del sur de Texas, a efecto de que reflejara adecuadamente el costo de oportunidad del gas nacional.
UNDÉCIMO. Que, derivado de un análisis realizado por esta Comisión con datos públicos provenientes de
la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) sobre de las tarifas de los transportistas relevantes en el sur de Texas: Tennessee Gas Pipeline Company LLC (TPG), Texas Eastern Transmission, LP (TETCO) y El Paso Natural Gas Company (EPNG), cuyos sistemas son susceptibles de ser empleados para transportar gas natural a México, se estimó pertinente la actualización del costo de transporte a 0.2505 USD/MMBTU o 0.2374 USD/Gigajoules.
DUODÉCIMO. Que la presente metodología es aplicable únicamente a Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, sus filiales o divisiones, sin perjuicio de que la Comisión apruebe y expida una metodología aplicable a otras empresas productivas del Estado o una Persona Moral que por cuenta y orden del Estado realice VPM de gas natural.
DECIMOTERCERO. Que, en términos del artículo 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, antes de la emisión de los actos administrativos a que se refiere el artículo 4 de dicha ley, se requerirá la presentación de una Manifestación de Impacto Regulatorio (MIR) ante la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (Cofemer).
DECIMOCUARTO. Que, mediante el oficio COFEME/15/4683, de fecha 28 de diciembre de 2015, la Cofemer emitió Dictamen Final respecto del proyecto de la presente Resolución, de conformidad con el artículo 69-J de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, y señaló que se puede proceder a su publicación en el DOF.
Por lo expuesto, y con fundamento en los artículos 1, 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, VIII, IX, X, XXVI, inciso a) y XXVII, 27, 42 y Transitorios Primero, Segundo y Tercero de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 81, fracción VI, 95, 131 y Transitorios Tercero y Décimo Tercero de la Ley de Hidrocarburos; 4 y 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 3 y Transitorio 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, 16, fracciones I, II y III, 17, fracción I y 59, fracción I, del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, esta Comisión Reguladora de Energía.
PRIMERO. Se expide la Metodología para determinar los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano, aplicables a Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, sus filiales o divisiones, contenida en el Anexo único de la presente Resolución y que se tiene por reproducido como si a la letra se insertare.
SEGUNDO. Queda sin efectos la Resolución RES/524/2013 y su Anexo Único, a que hace referencia el Resultando Primero.
TERCERO. Publíquese esta Resolución y su Anexo único en el Diario Oficial de la Federación.
CUARTO. La presente Resolución incluido su Anexo único, entrará en vigor a partir del primer día del mes siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación la presente Resolución.
QUINTO. Hágase del conocimiento público 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.
SEXTO. Inscríbase la presente Resolución bajo el Núm. RES/998/2015 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.
ANEXO ÚNICO DE LA RESOLUCIÓN Núm. RES/998//2015
METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS MÁXIMOS DEL GAS NATURAL
OBJETO DE VENTA DE PRIMERA MANO
APARTADO PRIMERO DISPOSICIONES GENERALES
Sección A Determinación del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas
3. Formulación General
4. Estimación del valor y
5. Parámetros y
6. Costos de Transporte,
Sección B Determinación del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Ciudad Pemex, Tabasco
7. Formulación General
8. Ajuste por Tarifas de Transporte,
Sección C Determinación del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Plantas de Procesamiento distintas a Ciudad Pemex o Reynosa.
9. Formulación General
APARTADO TERCERO AJUSTES A LA METODOLOGÍA
12. Mecanismo de Sustitución del Índice de Referencia
13. Precios Convencionales
1.1 El precio máximo del Gas Natural objeto de venta de primera mano incorpora cotizaciones del gas en el mercado de referencia en Estados Unidos de América, los costos de transporte entre la zona fronteriza en Reynosa y ductos del sur de Texas, y los costos de transporte en México. Esta Comisión utilizará como mercados de referencia internacional las cotizaciones del gas registradas en el Houston Ship Channel (HSC), Henry Hub (HH) y el Sur de Texas (ST), y como ajuste por transporte en México, las tarifas máximas autorizadas al Sistrangás. Los costos de transporte entre la frontera en Reynosa y los ductos del sur de Texas se incorporan en función del saldo en el balance de comercio exterior del Gas Natural, que resulta relevante para la determinación del costo de oportunidad del Gas Natural objeto de venta de primera mano.
1.2 El precio máximo del Gas Natural objeto de venta de primera mano se definirá en términos diarios o mensuales, según la preferencia del Adquirente.
1.3 Las ventas de primera mano se facturarán en pesos utilizando, en su caso, el promedio del tipo de cambio para solventar obligaciones denominadas en moneda extranjera pagaderas en la República Mexicana, publicado por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación, correspondiente a los últimos 15 días del mes calendario inmediato anterior al día o mes de flujo, según corresponda.
1.4 Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, sus filiales o divisiones, deberán poner a disposición del público los precios máximos diarios y mensuales del Gas Natural objeto de venta de primera
mano. Al efecto, deberá operar y mantener permanentemente actualizado un sistema de información accesible vía remota, que permita a los Adquirentes conocer los precios que se encuentren vigentes en cada punto de venta.
1.5 El punto de arbitraje se localiza en función del balance de flujos del gas en el Sistrangás y se determinó como la Zona Sur del Sistrangás.
1.6 Cualquier situación no prevista en las disposiciones de la presente metodología, será resuelta por la Comisión a petición de cualquier parte interesada.
Para los efectos de la metodología contenida en este Anexo, además de las definiciones previstas en la Ley y en el Reglamento, se entenderá en singular o en plural por:
2.1 Adquirente: La persona que adquiere o solicita adquirir Gas Natural objeto de venta de primera mano.
2.2 Cenagás: Centro Nacional de Control del Gas Natural.
2.3 Dólares: La unidad monetaria de curso legal en los Estados Unidos de América.
2.4 Gas Daily: Publicación de la empresa Platts denominada Gas Daily, sección Daily Price Survey, columna mid point, en la que se publican las cotizaciones diarias del gas en los mercados de referencia utilizados para determinar el precio máximo de VPM.
2.5 Inside FERC's: Publicación de la empresa Platts denominada Inside FERC´s Gas Market Report, secciones Prices of Spot Gas Delivered to Pipelines y Market Center Spot Gas Prices, en la que se publican los índices mensuales de los mercados de referencia para determinar el precio máximo de VPM.
2.6 Norma sobre calidad del gas: La Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2003, Calidad del Gas Natural, o cualquier disposición normativa que la modifique o la sustituya.
2.7 Precio máximo de VPM: El precio máximo del Gas Natural objeto de venta de primera mano.
2.8 Reglamento: El Reglamento de las Actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
2.9 Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural o Sistrangás: es el conjunto de sistemas de transporte y de almacenamiento interconectados que se agrupan para efectos tarifarios, en términos de la Ley de Hidrocarburos.
2.10 Unidad: La cantidad de Gas Natural a las condiciones termodinámicas base definidas en las Normas Oficiales Mexicanas aplicables en la materia, que al quemarse en proporción estequiométrica con aire a las mismas condiciones de presión y temperatura, produce la energía térmica equivalente a un Gigajoule (1×109 Joules).
2.11 Venta de primera mano o VPM: La venta de primera mano se entiende como la primera enajenación, en territorio nacional, que realice Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, filiales o divisiones, y cualquier otra empresa productiva del Estado, o una Persona Moral, por cuenta y orden del Estado, a un tercero o entre ellos. Dicha venta deberá realizarse a la salida de las plantas de procesamiento, los puntos de inyección de producto importado, y Ductos de Internación.
Sección A Determinación del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa,
3.1 Las fórmulas para establecer el precio máximo de VPM en Reynosa, en términos diarios o mensuales, se expresarán en dólares por unidad y se definen como:
es el precio máximo de VPM en Reynosa en el día j (dólares/unidad).
es el precio máximo de VPM en Reynosa en el mes i (dólares/unidad).
es el valor estimado del precio diario del Sur de Texas aplicable al día j, calculado de conformidad con la Disposición 4.1.
es el valor estimado del precio mensual del Sur de Texas aplicable al mes i, calculado de conformidad con la Disposición 4.1.
es la variable que define la aplicación de TFi en función del escenario de comercio exterior de acuerdo con lo siguiente:
= -1 cuando el escenario de comercio exterior sea de exportación neta;
= 0 cuando el balance de comercio exterior sea de equilibrio, y
= 1 cuando el escenario de comercio exterior sea de importación neta.
es el costo de transporte entre la frontera en Tamaulipas y los ductos del sur de Texas vigente en el periodo i (dólares/unidad). Cuando se trata de cotizaciones diarias del precio máximo de VPM, TFi se refiere al costo de transporte correspondiente al mes i dentro del que se ubica el día j.
es la variable que define la aplicación de las tarifas de transporte en la Zona Golfo en función del escenario de comercio exterior con base en lo siguiente:
cuando el escenario de comercio exterior sea de exportación neta, y
cuando el balance de comercio exterior sea de equilibrio o de importación neta.
es la tarifa máxima autorizada para prestar el servicio de transporte en base firme en la Zona Golfo del Sistrangás, considerando un factor de utilización de 100 por ciento, convertida, en su caso, a dólares, utilizando el tipo de cambio a que se refiere la Disposición 1.3, y
es la tarifa máxima nacional autorizada para prestar el servicio de transporte en base firme en el Sistrangás, convertida, en su caso, a dólares, utilizando el tipo de cambio a que se refiere la Disposición 1.3.
4.1 La estimación de las cotizaciones del gas en el sur de Texas se calcula considerando la relación de largo plazo existente entre las series de tiempo de los mercados Houston Ship Channel, Henry Hub y el propio Sur de Texas, de acuerdo con lo siguiente:
son los coeficientes del modelo econométrico de corrección de errores empleado para derivar la relación de largo plazo entre los diversos mercados de referencia, calculados de conformidad con la Disposición 5.2.
son los coeficientes del modelo de corrección de errores, calculados de conformidad con la Disposición 5.2.
es el valor del residual del día j-1, que se obtiene de la ecuación de cointegración calculada de conformidad con la Disposición 5.4.
es el valor del residual del mes i-1, que se obtiene de la ecuación de cointegración calculada de conformidad con la Disposición 5.4.
1. El índice de Texas Eastern Transmission Corp., renglón South Texas Zone, publicado en el Inside FERC´s del mes i (dólares/MMBTU).
5.1 Los parámetros se determinan a partir de un procedimiento Engle-Granger, a través de un modelo de mínimos cuadrados ordinarios.
son los coeficientes obtenido de la regresión de mínimos cuadrados ordinarios para el modelo diario.
son los coeficientes obtenido de la regresión de mínimos cuadrados ordinarios para el modelo mensual.
5.2 De conformidad con la metodología del modelo de corrección de errores se utiliza los valores residuales y rezagados un periodo, para obtener mediante mínimos cuadrados ordinarios los siguientes modelos:
Estas relaciones se conocen como mecanismo de corrección de errores, el cual genera que las series
regresen a su nivel de largo plazo, de las cuales se obtiene los parámetros y .
5.3 Los coeficientes , , y se actualizarán semestralmente, en los meses de marzo y septiembre, con base en el procedimiento arriba descrito. La Comisión informará mediante Resolución los nuevos valores que, en su caso, tomen los citados coeficientes.
5.4 La estimación de y que se mencionan en la Disposición 4.1 se realizará conforme las siguientes fórmulas, tomando los valores de los parámetros y de la Disposición 5.1 anterior:
6.1 El costo de transporte, , representa la estimación de los costos por la contratación de los servicios de transporte en gasoductos dentro de los Estados Unidos de América para efectuar importaciones o exportaciones de Gas Natural a través de la frontera en Tamaulipas.
6.2 La aplicación de y de la variable a que se refiere la Disposición 3.1 estarán en función del balance neto diario de comercio exterior de Gas Natural (importación neta, equilibrio o exportación neta) a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas, considerando exclusivamente los flujos comerciales de Gas Natural conducidos en el Sistrangás a través de esa frontera.
De conformidad con lo anterior, el precio máximo de VPM se determinará de la manera siguiente:
I. El precio máximo de VPM en términos diarios se ajustará por el valor vigente de en el día i, dependiendo del balance neto de comercio exterior de Gas Natural en el Sistrangás a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas registrado en el día i, y
II. El precio máximo de VPM en términos mensuales se ajustará por el valor de en el mes i que resulte de la ponderación mensual del balance neto de comercio exterior de Gas Natural en el Sistrangás a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas registrado cada día del mes i correspondiente.
6.3 Las tarifas que se utilizan para el cálculo del son las correspondientes a los sistemas Tennessee Gas Pipeline Company, L.L.C., El Paso Natural Gas Company, L.L.C. y Texas Eastern Transmission, LP., publicadas por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC).
6.4 El cálculo del es el promedio de las tarifas de cada uno de los sistemas mencionados en la Disposición 6.3. Cada tarifa es calculada para cada sistema de la siguiente forma:
es la tarifa de cada uno de los sistema s que menciona la Disposición 6.3, en USD/MMBtu;
es la tarifa máxima de reserva diaria, aprobada a cada sistema s por la FERC, en USD/MMBtu;
es la tarifa de uso aprobada por la FERC, incorporando los impuestos correspondientes (annual charges unit charge, ACA y electric power cost rates, EPCR), en USD/MMBtu;
es el porcentaje de gas combustible y el porcentaje de pérdidas, autorizada por la FERC.
6.5 La Comisión actualizará el valor de semestralmente, en los meses de marzo y septiembre; sin perjuicio de que, de oficio o a solicitud de parte interesada, pueda actualizar el valor cuando este deje de reflejar las condiciones en el mercado de transporte en los Estados Unidos de América.
Sección B Determinación del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Ciudad
7.1 El precio de VPM en Ciudad Pemex, diario o mensual, será igual al precio máximo de VPM en Reynosa más la tarifa de transporte neta (netback) desde la frontera en Reynosa a Ciudad Pemex.
7.2 Las fórmulas para establecer el precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Ciudad Pemex se expresarán en dólares por unidad y se definen como:
es el precio máximo de VPM en Ciudad Pemex en el día j (dólares/unidad);
es el precio máximo de VPM en Reynosa en el día j (dólares/unidad);
es el precio máximo de VPM en Ciudad Pemex en el mes i (dólares/unidad);
es el precio máximo de VPM en Reynosa en el mes i (dólares/unidad), y
es la tarifa neta (netback) aplicable al Sistrangás para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta Ciudad Pemex vigente en el periodo i (dólares o pesos/unidad).
8.1 El valor de a que se refiere la Disposición 7.2 anterior será calculado de acuerdo con la fórmula siguiente:
es la tarifa para el servicio de transporte aplicable al Sistrangás desde la frontera en Reynosa hasta el punto de arbitraje vigente en el periodo i, (dólares o pesos/unidad), y
es la tarifa por el servicio de transporte aplicable al Sistrangás desde Ciudad Pemex hasta el punto de arbitraje vigente en el periodo i, (dólares o pesos/unidad).
8.2 Las tarifas de transporte de la frontera al punto de arbitraje y de este a Ciudad Pemex, vigentes en el periodo i a que se refiere la disposición anterior, se calcularán utilizando las tarifas publicadas por la Comisión de acuerdo con la fórmula siguiente:
es el cargo anual por capacidad autorizado para el servicio de transporte aplicable al Sistrangás desde la frontera en Reynosa al punto de arbitraje en el periodo i (dólares o pesos/unidad);
es el cargo por uso autorizado para el servicio de transporte aplicable al Sistrangás desde la frontera en Reynosa al punto de arbitraje en el periodo i (dólares o pesos/unidad);
es el cargo anual por capacidad autorizado para el servicio de transporte aplicable al Sistrangás desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex en el periodo i (dólares o pesos/unidad), y
es el cargo por uso autorizado para el servicio de transporte aplicable al Sistrangás desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex en el periodo i (dólares o pesos/unidad).
8.3 Cuando no esté disponible alguna de las tarifas del Servicio en Base Firme para calcular la tarifa neta ( ) para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta Ciudad Pemex, la Comisión deberá emitir la tarifa correspondiente.
8.4 Para el cálculo del precio máximo de VPM, las tarifas publicadas en pesos se convertirán a dólares,
empleando para ello el tipo de cambio a que se refiere la Disposición 1.3, de manera que la conversión de pesos a dólares y viceversa no genere una distorsión en el precio que facture Petróleos Mexicanos.
Sección C Determinación del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Plantas de
Procesamiento distintas a Ciudad Pemex o Reynosa.
9.1 El precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en plantas de procesamiento distintas a las ubicadas en Ciudad Pemex o Reynosa se determinará conforme a los criterios que se indican a continuación:
I. Para plantas de procesamiento ubicadas en zonas del Sistrangás entre la zona correspondiente a la planta de procesamiento de Reynosa y hasta la zona en la que se localiza el punto de arbitraje, el precio máximo de VPM se calculará como la suma del precio máximo de VPM en Reynosa y las tarifas de transporte aprobadas aplicables al Sistrangás para los sectores que integran el trayecto comprendido entre Reynosa y la planta de procesamiento respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta:
es el precio máximo de VPM en la planta de procesamiento p, en el día j (dólares/unidad);
es el precio máximo de VPM en la planta de procesamiento p, en el mes i (dólares/unidad);
es el precio máximo de VPM en Reynosa en el mes i (dólares/unidad);
es la suma de las tarifas autorizadas para el servicio de transporte aplicables al Sistrangás en las zonas que integran el trayecto desde la frontera en Reynosa hasta la zona de tarifas donde se ubica la planta de procesamiento p vigente en el periodo i (dólares/unidad), y
es la tarifa de transporte de la zona donde se ubica la planta de procesamiento p vigente en el periodo i (dólares/unidad).
II. Para plantas de procesamiento ubicadas en zonas del Sistrangás entre la zona correspondiente a la planta de procesamiento de Ciudad Pemex y hasta la zona en la que se localiza el punto de arbitraje, el precio máximo de VPM se calculará como la suma del precio máximo de VPM en Ciudad Pemex y las tarifas de transporte aprobadas aplicables al Sistrangás para los sectores que integran el trayecto comprendido entre Ciudad Pemex y la planta de procesamiento respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta:
es la suma de las tarifas autorizadas para el servicio de transporte aplicables al Sistrangás en las zonas que integran el trayecto desde Ciudad Pemex hasta la zona
de tarifas donde se ubica la planta de procesamiento p vigente en el periodo i (dólares/unidad), y
es la tarifa de transporte autorizada para el servicio de transporte aplicable al Sistrangás en la zona donde se ubica la planta de procesamiento p vigente en el periodo i (dólares/unidad).
10.1 Cuando debido a la instalación de nuevas plantas de procesamiento, incorporación de nuevos puntos de inyección de producto importado y ductos de internación, o por cualquier otra circunstancia, las fórmulas previstas en esta metodología no permitan determinar adecuadamente el precio del Gas Natural proveniente de dichos orígenes, esta Comisión evaluará y, en su caso, expedirá los mecanismos específicos que se requieran para determinar los precios de VPM.
10.2 En caso que el Gas Natural objeto de venta de primera mano que se entregue a los Adquirentes no cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en la Norma sobre calidad del gas o no sea intercambiable comercialmente con el Gas Natural que se enajena en los mercados de referencia internacionales, aquellos que realicen venta de primera mano se sujetarán a lo siguiente:
I. Cuando el deterioro en la calidad del Gas Natural se deba a una situación coyuntural y puntual, el precio del Gas Natural objeto de venta de primera mano que se aplique, así como los descuentos o penalizaciones correspondientes, se sujetarán a lo que al efecto establezcan los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural aprobados y expedidos por la Comisión, y
II. Cuando el deterioro en la calidad del Gas Natural represente una situación permanente de tal forma que dé origen a la expedición de una Norma Oficial Mexicana de emergencia, a la declaratoria de una "emergencia severa" en los términos que establece la Norma sobre calidad del gas, o alguna otra disposición similar, el precio del Gas Natural objeto de venta de primera mano se sujetará a lo que establezca la Comisión mediante resolución debidamente fundada y motivada.
11.1 La Comisión podrá modificar la metodología para la determinación del precio máximo del Gas Natural objeto de venta de primera mano, ya sea de oficio, a solicitud de aquellos que realicen venta de primera mano o de los Adquirentes.
11.2 Cualquier modificación en la fórmula para el cálculo del precio máximo del Gas Natural objeto de venta de primera mano requerirá la aprobación y expedición de la Comisión.
11.3 Para la conversión de dólares/MMBtu a dólares/unidad, las cantidades han de multiplicarse por el siguiente factor de conversión:
1 MMBtu = 1.0551 GJ.
12.1 Cuando no se encuentren disponible alguna de las cotizaciones de referencia, diarias o mensuales, y , y que como consecuencia no se puedan obtener las diferencias y establecidas en la Disposición 4.1, se utilizará el valor más reciente disponible que corresponda.
13.1 La regulación de los precios máximos de VPM no afectará la facultad del adquirente para negociar condiciones de precio más favorables que deberán ser congruentes con las disposiciones jurídicas aplicables, la metodología contenida en este Anexo, y los Términos y Condiciones Generales para las ventas de primera mano aprobados por la Comisión.
13.2 Cuando Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios o divisiones pacten precios convencionales, deberá informar de este hecho a la Comisión y deberá hacer del conocimiento general, a través de su sistema de información, una versión pública de dichos precios y las condiciones en la que los haya negociado.
13.3 Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios o divisiones deberán hacer extensivos los precios convencionales pactados a cualquier Adquirente que se ubique en los supuestos equivalentes a los previstos en la negociación de dichos precios convencionales.
Primera. Hasta que la Comisión determine la entrada en vigor, en su totalidad, de los Términos y Condiciones Generales de Venta de Primera Mano de Gas Natural, se seguirá realizando la VPM con base en las modalidades y estructura de contratación que se han venido utilizando, y la determinación de sus precios se sujetarán a la metodología contenida en el presente Anexo.
Segunda. El periodo considerado para realizar las estimaciones diarias de la Disposición 5 es del 22 de febrero del 2000 al 10 de diciembre de 2015. En el caso de las estimaciones mensuales el periodo es de enero de 2000 a diciembre de 2015.
Tercera. El costo de Transporte de la Disposición 6 fue actualizado con las tarifas de la FERC vigentes a septiembre de 2015.
Cuarta. A la entrada en vigor de la metodología contenida en el presente Anexo, el valor de los parámetros a que se refiere la Disposición 5 y 6 serán los siguientes, y estarán vigentes hasta marzo de 2016:
i. Diario:
ii. Mensual:
iii. Costo de Transporte: