DIRECTIVA SOBRE LA DETERMINACION DE PRECIOS Y TARIFAS PARA LAS ACTIVIDADES REGULADAS EN MATERIA DE GAS
NATURAL6 DIR-GAS-001-1996
Al margen un logotipo, que dice: Comisión Reguladora de Energía
Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural
Con fundamento en los Artículos 4o., segundo párrafo, 9o., 14 fracción II de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; 2, fracciones V, VI y VII, 3, fracciones VII, X y XIV, y 11 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía; 1 y 4, primer párrafo, de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; y 1, 2, fracción V, 8, 81, 82, 84, 86, 87, 88, 90, 91, 92, 108 y tercero transitorio del Reglamento de Gas Natural, y
CONSIDERANDO
Que el Plan Nacional de Desarrollo 1995-2000 establece que los bienes y servicios producidos por el sector energético deberán alcanzar estándares de calidad internacional y que sus precios y tarifas deberán ser fijados de manera transparente y predecible, de modo que aseguren la competitividad, el uso racional y la conservación de los recursos, así como la asignación óptima de inversiones;
Que acorde con el mismo Plan, la actividad reguladora del Estado no debe obstruir o entorpecer la actividad productiva de los particulares, sino promoverla y que es necesario que la política industrial se desarrolle bajo condiciones reguladoras equitativas, transparentes y eficientes, y estimule la capacidad competitiva de las empresas, la inversión productiva y, por lo tanto, propicie la creación de más y mejores empleos en la industria y los servicios;
Que como parte de las estrategias consideradas en el Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000, se plantean acciones que premitan establecer precios y tarifas eficientes y equitativos que contribuyan a la competitividad global de la planta productiva, impulsen el desarrollo de la infraestructura y garanticen el uso racional de los recursos para satisfacer los requerimientos de energía de la sociedad;
Que la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo fue reformada, mediante decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación el 11 de mayo de 1995, para permitir la participación de los sectores social y privado en las actividades de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural;
6Publicada: D.O.F. del 20 de marzo de 1996
Modificada mediante Resoluciones núms. RES/061/2002, RES/242/2002, RES/274/2002 RES/047/2003, RES/201/2003 y RES/284/2004
Que las reformas a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo establecen que las ventas de primera mano y la prestación de los servicios de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural son actividades sujetas a la regulación de precios y tarifas;
Que la Ley de la Comisión Reguladora de Energía faculta a este órgano desconcentrado para que regule las actividades mencionadas en el considerando anterior y para expedir disposiciones administrativas de carácter general aplicables a las personas que realicen dichas actividades reguladas;
Que el transitorio tercero del Reglamento de Gas Natural establece que la Comisión Reguladora de Energía expedirá, en un plazo de cuatro meses a partir de la entrada en vigor de dicho ordenamiento, las Directivas relativas a los precios de ventas de primera mano y a las tarifas para la prestación de servicios de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, y
Que por acuerdo publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de noviembre de 1995, el Ejecutivo Federal estableció las bases para llevar a cabo la desregulación de requisitos y plazos relacionados con el establecimiento y operación de empresas, con el objeto de alentar su crecimiento y la inversión en condiciones de regulación mejores o similares a las de otros países.
La Comisión Reguladora de Energía expide la:
DIRECTIVA DIR-GAS-001-1996 SOBRE LA DETERMINACIÓN DE PRECIOS Y TARIFAS PARA LAS ACTIVIDADES REGULADAS EN MATERIA DE GAS NATURAL.
México Distrito Federal, a 15 de marzo de 1996.- El Presidente, Héctor Olea.- Rúbrica.- Los Comisionados: Javier Estrada, Rubén Flores, Raúl Monteforte, Raúl Nocedal.- Rúbricas.
Directiva Sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural
DIR-GAS-001-1996 1. Alcance y objetivos
1.1 Esta Directiva tiene por objeto establecer las metodologías que,
conforme al Reglamento de Gas Natural, deberán utilizar las empresas reguladas para determinar los precios y las tarifas en la industria del gas natural.
1.2 Las actividades reguladas por esta Directiva comprenden las
ventas de primera mano y la prestación de los servicios de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural.
1.3 En la elaboración de esta Directiva se han tomado en cuenta estudios detallados de las diferentes formas de regulación por incentivos y su aplicabilidad en México. Asimismo, la Directiva recoge los comentarios, sugerencias y observaciones que los usuarios y los sectores relacionados con la industria de gas natural, nacional e internacional, realizaron durante el periodo de consultas públicas convocado por la Comisión Reguladora de Energía.
1.4 La Comisión ha formulado esta Directiva para cumplir con los objetivos siguientes:
I. Propiciar un suministro eficiente de gas natural;
II. Permitir que las ventas de primera mano reflejen las condiciones de un mercado competitivo;
III. Favorecer el desarrollo y la operación segura y confiable de los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución; IV. Promover la adquisición, transporte, almacenamiento y
dis-tribución de gas natural a precios y tarifas adecuadas para los usuarios industriales, comerciales y residenciales;
V. Evitar la discriminación indebida;
VI. Promover la competencia y el libre acceso a los servicios; VII. Permitir que los operadores eficientes obtengan una
ren-tabilidad apropiada sobre sus activos;
VIII. Prevenir los subsidios cruzados entre los servicios que presten las empresas reguladas, y
IX Diseñar un régimen de regulación predecible, estable y transpa-rente que ofrezca flexibilidad y no imponga cargas innecesarias a las empresas reguladas.
2. Definiciones
2.1 Adquirente: La persona que celebra o solicita celebrar un contrato
que tenga por objeto una venta de primera mano.
2.2 Almacenamiento: La actividad de recibir, mantener en depósito y entregar gas, cuando el gas sea mantenido en depósito en instalaciones fijas distintas a los ductos.
2.3 Cargo por capacidad: La porción de la tarifa basada en la
capacidad reservada por el usuario para satisfacer su demanda máxima en un periodo determinado.
2.4 Cargo por conexión: La porción de la tarifa basada en un monto
fijo por el costo de conexión al sistema.
2.5 Cargo por servicio: La porción de la tarifa asociada con los costos inherentes a la prestación del servicio de transporte, almacenamiento y distribución para un usuario específico.
2.6 Cargo por uso: La porción de la tarifa basada en la prestación del
servicio que refleja el uso del sistema de acuerdo al volumen de gas conducido o consumido a cuenta del usuario.
2.7 Comisión: La Comisión Reguladora de Energía.
2.8 Condiciones generales para la prestación del servicio: El
documento aprobado por la Comisión que establece las tarifas y los derechos y obligaciones de un permisionario frente a los usuarios.
2.9 Costos permitidos: Los costos de una empresa regulada
aprobados por la Comisión con el objeto de determinar el ingreso máximo de los permisionarios.
2.10 Directiva de Contabilidad: Documento que establece los criterios y lineamientos a que deberán ajustarse los permisionarios en el registro contable de sus operaciones.
2.11 Distribución: La actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas por medio de ductos dentro de una zona geográfica.
2.13 Ductos: Las tuberías e instalaciones para la conducción de gas. 2.14 Empresas reguladas: Las entidades que realizan las ventas de
primera mano y las empresas y entidades que prestan servicios de transporte, almacenamiento y distribución.
2.15 Factor de carga: El indicador de utilización efectiva con relación a la utilización potencial máxima del sistema o de la capacidad máxima reservada.
2.16 Flujo: El volumen de gas, o su equivalente en unidades, que se recibe, conduce y entrega a través de un sistema en un periodo determinado.
2.17 Gas o gas natural: La mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por metano.
2.18 Gas Daily: Publicación diaria de Pasha Publications especializada en el mercado de gas natural en los Estados Unidos de América. 2.19 Houston Ship Channel: Mercado de referencia de gas natural en
el sur de Texas.
2.20 Ingreso máximo: El ingreso anual promedio máximo por unidad establecido por la Comisión, para la prestación de los servicios de transporte y distribución.
2.21 Ingreso obtenido: El ingreso anual promedio por unidad generado por cada permisionario y que se utiliza para compararlo con el ingreso máximo.
2.22 Inside FERC’s Gas Market Report: Publicación quincenal de McGraw-Hill Companies especializada en el mercado de gas natural en los Estados Unidos de América.
2.23 Lista de tarifas: El conjunto de tarifas aprobadas por la Comisión a un permisionario.
2.24 Perfil de carga: El patrón de demanda de gas a lo largo del año. 2.25 Perfil de carga estimado: La evaluación de perfiles de carga
estándar con base en la agrupación de usuarios finales dentro de varias categorías.
2.26 Permisionario: El titular de un permiso de transporte, alma-cenamiento o distribución.
2.27 Petróleos Mexicanos: Petróleos Mexicanos y cualquiera de sus organismos subsidiarios en los términos de su Ley Orgánica.
2.28 Pico del sistema: El periodo o periodos en que el sistema se encuentra en el punto más alto de uso.
2.29 Precio ajustado por costos de transporte: El precio que resulta de tomar una referencia de mercado y ajustarla por los costos de conducir el gas al punto de venta (tomado del término netback price)
2.30 Precio convencional: El precio de ventas de primera mano convenido en ejercicio de la facultad del adquirente para negociar condiciones más favorables en su precio de adquisición del gas. 2.31 Precio de referencia del gas: El precio máximo del gas que el
distribuidor podrá trasladar al usuario.
2.32 Precio máximo de adquisición: El cargo máximo que los distri-buidores podrán hacer a los usuarios finales por los conceptos de adquisición, transporte y almacenamiento de gas.
2.33 Punto de arbitraje: El punto en el sistema de transporte de Petróleos Mexicanos donde coinciden los flujos de gas importado y nacional.
2.34 Rango de volumen: La diferencia entre los niveles mínimo y máximo de volumen consumido anualmente, correspondiente a un cargo determinado.
2.35 Región: El territorio cubierto por un tramo del sistema de transporte en que se aplica una tarifa única.
2.36 Reglamento: El Reglamento de Gas Natural.
2.37 Servicio de almacenamiento: La recepción de gas en un punto del sistema de almacenamiento y la entrega, en uno o varios actos, de una cantidad similar en el mismo punto o en otro contiguo del mismo sistema.
2.38 Servicio de distribución: La comercialización y entrega de gas por el distribuidor a un usuario final dentro de su zona geográfica, o la recepción de gas en el punto o los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.
2.39 Servicio de distribución con comercialización: El servicio de distribución simple y la comercialización del gas dentro de una zona geográfica.
2.40 Servicio de distribución simple: La recepción de gas en el punto o los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de
una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema. 2.41 Servicio de transporte: La recepción de gas en un punto del
sistema de transporte y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.
2.42 Servicio de transporte a contraflujo: El servicio de transporte que va contra el flujo físico del gas en el sistema.
2.43 Servicio en base firme: El servicio en que el usuario tiene acceso ininterrumpido al sistema en los términos establecidos en las condiciones generales para la prestación del servicio del permisionario.
2.44 Servicio interrumpible: El servicio en que el usuario tiene acceso al sistema bajo la condición de ser interrumpido cuando el transportista o distribuidor lo requiera.
2.45 Servicios de conexión: El conjunto de obras y servicios necesarios para conectar a los usuarios con los sistemas de transporte o distribución.
2.46 Sistema: El conjunto de ductos, compresores, reguladores, medi-dores y otros equipos para la conducción o almacenamiento de gas.
2.47 Tarifa convencional: Los cargos pactados libremente por el usuario y el permisionario para un servicio determinado.
2.48 Tarifa volumétrica: La tarifa de distribución con comercialización que se cobra a los usuarios finales y que combina los cargos por capacidad y por uso, y que depende del volumen consumido. 2.49 Tarifas: Los cargos para cada clase y modalidad de servicios
ofrecidos por el permisionario.
2.50 Términos y condiciones generales que regirán las ventas de primera mano: El documento que señala los derechos y obligaciones de Petróleos Mexicanos frente a los adquirentes de gas mediante ventas de primera mano.
2.51 Tipo de cambio: La equivalencia peso/dólar para solventar obli-gaciones denominadas en moneda extranjera pagaderas en la República Mexicana, publicada por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación.
2.52 Transporte: La actividad de recibir, conducir y entregar gas por medio de ductos, a personas que no sean usuarios finales localizados dentro de una zona geográfica.
2.53 Unidad: El volumen de gas que contiene la energía equivalente a mil millones de calorías a un kg/cm2 de presión absoluta y una temperatura de 20º C; denominada gigacalorías (Gcal). Un millón de Btu equivale a 0.252 Gcal.
2.54 Usuario: La persona que utiliza o solicita los servicios de un permisionario.
2.55 Usuario final: La persona que adquiere gas para su consumo. 2.56 Venta de primera mano: La primera enajenación de gas de origen
nacional que realice Petróleos Mexicanos a un tercero para su entrega en territorio nacional.
3. Resumen de la Directiva
3.1. Esta Directiva regula las actividades siguientes: I. Las ventas de primera mano;
II. El servicio de transporte; III. El servicio de almacenamiento; IV. El servicio de distribución;
V. La adquisición, el transporte y el almacenamiento de gas contratados por el distribuidor para prestar el servicio de distribución con comercialización, y
VI. La conexión de los usuarios a los sistemas de transporte.
3.2 La conexión al sistema de distribución y la instalación de
medidores forman parte del servicio de distribución.
3.3 Esta directiva establece metodologías para la determinación de precios y tarifas para las actividades antes mencionadas. Los instrumentos de regulación se resumen en el Cuadro 3.1. Cada instrumento, con su correspondiente explicación, se desglosa en las siguientes secciones:
Cuadro 3.1- Instrumentos de regulación de precios y tarifas
A. Precio máximo de venta de primera mano
3.4 El precio máximo de venta de primera mano será el precio más
alto que Petróleos Mexicanos podrá cobrar por el gas entregado a la salida de las plantas de proceso o en el punto o puntos de entrega que determine el adquirente.
3.5 El precio máximo de venta de primera mano tendrá tres com-ponentes:
I. El precio base, que refleja las condiciones de las ventas de primera mano existentes a la entrada en vigor de esta Directiva;
II. Los cambios en los precios del Houston Ship Channel, que reflejan la evolución internacional de los precios del gas en un mercado relevante para el gas mexicano, y que presenta condiciones apropiadas de liquidez y desarrollo de instrumentos financieros de cobertura, y
III. Los cambios en las tarifas de transporte desde la frontera a Ciudad Pemex, el punto de entrega de la mayor parte del gas producido en México, a fin de reflejar la evolución de las condiciones en los mercados de transporte.
3.6 El precio máximo de las ventas de primera mano se establecerá
en dólares por unidad y se calculará diariamente tomando como base el precio de ventas de primera mano al 1o. de marzo de 1996, y ajustándolo de acuerdo a los cambios en:
I. El precio del gas en el Houston Ship Channel, y
II. Las tarifas de transporte autorizadas de Reynosa a Ciudad Pemex.
3.7 La Comisión cumple con tres objetivos al regular el precio máximo
de las ventas de primera mano:
I. Reproducir, hasta donde sea posible, las condiciones de un mercado competitivo;
II. Reflejar de manera transparente el impacto que tienen las tarifas de transporte en México sobre el precio del gas, y III. Atenuar los efectos de la transición hacia el nuevo sistema de
determinación de precios de ventas de primera mano.
3.8 Los adquirentes de gas podrán convenir condiciones más
favo-rables en el precio del gas objeto de las ventas de primera mano.
B. Precio máximo de adquisición
3.9 El precio máximo de adquisición determina el precio promedio máximo que los distribuidores podrán recuperar por concepto de adquisición, transporte y almacenamiento de gas para la prestación del servicio de distribución con comercialización. 3.10 Este precio estará expresado en pesos por unidad y estará
compuesto por el precio máximo del gas que el distribuidor podrá trasladar al usuario, y los costos de transporte y almacenamiento incurridos por el distribuidor.
C. Tarifas de transporte y distribución
3.11 Los transportistas y distribuidores estarán regulados por un límite máximo al ingreso promedio por unidad (ingreso máximo) que perciban por la prestación de sus servicios. Este límite podrá ser diferente para cada transportista o distribuidor.
3.12 El ingreso máximo se determinará de manera que los transportistas y distribuidores eficientes puedan obtener una rentabilidad apropiada sobre sus activos.
3.13 La metodología permitirá que el ingreso máximo se incremente anualmente conforme al índice de inflación ajustado por un factor de eficiencia que refleje los aumentos de productividad en el sector. El factor de eficiencia será cero para los primeros cinco años de la prestación del servicio.
3.14 La Comisión regulará las tarifas de transporte y de distribución utilizando un límite máximo al ingreso promedio por unidad. El objetivo de esta medida es:
I. Ofrecer a los permisionarios la flexibilidad necesaria para participar en un mercado en desarrollo manteniendo una rentabilidad apropiada sobre sus activos;
II. Proporcionar a los transportistas y distribuidores incentivos para mejorar la eficiencia e incrementar su productividad, y III. Mantener una intervención moderada de la Comisión en las
actividades reguladas.
D. Tarifas de almacenamiento
3.15 Los servicios de almacenamiento estarán regulados por la Comisión. Los solicitantes de un permiso de almacenamiento deberán proponer a la Comisión una metodología de regulación que tome en cuenta las características del tipo de almacenamiento permisionado. La metodología deberá ser congruente con los principios de esta Directiva.
E. Servicios de conexión
3.16 La Comisión supervisará los cargos por conexión a los sistemas de transporte mediante la comparación de las tarifas cobradas por diferentes transportistas en la industria.
3.17 Los servicios de conexión en los sistemas de transporte son potencialmente competitivos. Por ello, los usuarios de estos sistemas tendrán a libertad de adquirir los servicios de conexión con terceros, sujetos al cumplimiento de las especificaciones técnicas que establecerá el transportista en sus condiciones generales para la prestación del servicio.
3.18 El transportista podrá llevar a cabo los trabajos necesarios para la conexión de acoplamiento a su sistema, pero el resto de la instalación, así como la operación y mantenimiento de la
conexión se sujetarán a lo que convengan el transportista y la parte que desee la conexión. La operación y mantenimiento de la conexión también estarán sujetos a un convenio entre las partes. Las controversias que surjan con relación a lo anterior serán sometidas al arbitraje de la Comisión.
3.19 El ingreso máximo del transportista no incluirá los costos e ingresos asociados a la conexión de otros sistemas. Esto se debe a que los costos e ingresos de los servicios de conexión no se relacionan con el volumen de gas transportado.
3.20 El ingreso máximo del distribuidor incluirá los cargos de conexión estándar para los usuarios finales. El servicio de conexión estándar se incluye en el cálculo del ingreso máximo por consideraciones de seguridad de los usuarios e integridad de los sistemas.
3.21 Los costos e ingresos de conexión no estándar, así como los cargos por desconexión y reconexión, se excluyen del ingreso máximo del distribuidor.
F. Lista de tarifas
3.22 Los permisionarios deberán proponer a la Comisión, para su aprobación, la lista de tarifas para la prestación de sus servicios. Las tarifas deberán constar de dos partes: cargo por capacidad y cargo por uso.
3.23 Los transportistas determinarán sus tarifas de tal forma que puedan recuperar sus costos fijos a través de los cargos por capacidad, y sus costos variables por medio del cargo por uso. 3.24 Los distribuidores determinarán sus tarifas de tal forma que
puedan recuperar 50 por ciento de sus costos mediante los cargos por capacidad y por uso.
3.25 Los distribuidores podrán cobrar a los usuarios del servicio de distribución con comercialización una tarifa volumétrica.
3.26 Los permisionarios deberán publicar la lista de sus tarifas y cobrar cada servicio por separado. Estas listas de tarifas deberán contar con la aprobación de la Comisión, la cual revisará que cumplan con:
I. El objetivo de promover el uso eficiente de los sistemas y su desarrollo;
II. El principio de no discriminación indebida entre las diferentes categorías de usuarios, y
III. El requisito en el Artículo 67 del Reglamento, que prohibe los subsidios cruzados entre cada servicio.
G. Tarifas mínimas
3.27 Los permisionarios no podrán cobrar por sus servicios menos que las tarifas mínimas, equivalentes al cargo por uso.
3.28 Las tarifas mínimas limitan la competencia predatoria y estimulan la inversión en nuevos sistemas.
H. Tarifas convencionales
3.29 Los permisionarios y usuarios podrán pactar tarifas convencionales para la prestación de los servicios distintas a los ofrecidos por los permisionarios en sus listas de tarifas.
4. Precio Máximo del Gas Natural Objeto de venta de primera mano
4.1 La regulación del precio del gas natural objeto de venta de primera
mano determina el precio máximo que Petróleos Mexicanos puede cobrar por ventas de gas nacional en las plantas de proceso. 4.2 Esta Directiva establece la metodología para calcular el precio
máximo del gas natural objeto de venta de primera mano a la salida de las plantas de proceso, así como en el punto de interconexión fronterizo en Reynosa, Tamaulipas.
4.3 La metodología reproduce las condiciones de un mercado
competitivo. En particular, el objetivo de la Comisión es reflejar en México la evolución internacional de los precios del gas tomando como base un mercado de referencia con:
I. Condiciones apropiadas de liquidez; II. Instrumentos financieros de cobertura, y
III. Condiciones para la determinación de precios relevantes para México.
4.4 El precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano
incorpora las cotizaciones del gas en el mercado de referencia en Estados Unidos de América, el diferencial histórico entre estas cotizaciones y los precios del gas en los mercados del Sur de Texas, los costos de transporte entre la zona fronteriza en Reynosa y los ductos del Sur de Texas, y los costos de transporte en México. La Comisión utilizará como mercado de referencia internacional las cotizaciones del gas registradas en el Houston Ship Channel y como ajuste por transporte en México, las tarifas
máximas autorizadas a Petróleos Mexicanos. Los costos de transporte entre la frontera en Reynosa y los ductos del Sur de Texas se incorporan en función del saldo nacional en el balance de comercio exterior de gas natural.
4.5 La Comisión podrá expedir, de oficio o a solicitud de parte, una
metodología distinta para calcular el precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano cuando dicha metodología refleje de mejor manera el costo de oportunidad del gas nacional.
4.6 Petróleos Mexicanos deberá poner a disposición del público los
precios máximos diarios y mensuales del gas objeto de venta de primera mano.
4.7 Petróleos Mexicanos facturará las ventas de primera mano en
pesos al tipo de cambio vigente en el día de la facturación.
A. Metodología
4.8 La metodología para la determinación del precio máximo del gas
natural objeto de venta de primera mano define el precio máximo que Petróleos Mexicanos podrá cobrar por las ventas de gas en cada una de las Plantas de Proceso.
4.9 El precio máximo del gas podrá definirse en términos diarios o mensuales, según la preferencia del adquirente.
Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas
4.10 La metodología para determinar el precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas incorpora los elementos siguientes:
I. El precio de referencia en el Houston Ship Channel;
II. El diferencial histórico entre el precio de referencia y las cotizaciones del gas en los mercados del Sur de Texas, y III. Los costos de transporte entre la zona fronteriza en Reynosa
y los ductos del Sur de Texas, que se agregan, descuentan o eliminan en función del balance de comercio exterior de gas natural.
4.11 Las fórmulas para establecer el precio máximo del gas en Reynosa, en términos diarios o mensuales, se expresarán en dólares por unidad y se definen como:
Diario: VPMRid = HSCdi-1 - Di + TFi
Mensual:VPMRm
i = HSCmi - Di + TFi
Donde:
4.12 El diferencial histórico, Di, se calculará con base en el promedio de las diferencias entre el índice mensual del Houston Ship Channel y la cotización mensual del gas en el sur de Texas registradas entre el mes vigente (i) y los n–1 meses previos. Por regla general, el diferencial histórico se determinará con base en el promedio trimestral de la diferencia señalada, de manera que n será igual a tres (3), salvo que por condiciones extraordinarias dicho promedio no permita reflejar adecuadamente las condiciones prevalecientes en el mercado de referencia, en cuyo caso la Comisión fundamentará y motivará debidamente el cambio de valor para n. La fórmula para calcular el diferencial histórico es la siguiente:
VPMRid es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Reynosa en el día i (dólares/unidad);
VPMRm
i es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Reynosa en el mes i (dólares/unidad);
HSCd
i-1 es el precio promedio del rango cotizado en el
Houston Ship Channel el día inmediato anterior al día i publicado en el Gas Daily, Daily Price Survey renglón Houston Ship Channel (convertido de dólares/mmBtu a dólares/unidad);
HSCm
i es el índice del Houston Ship Channel publicado en el
Inside FERC´s Gas Market Report del mes i (convertido de dólares/mmBtu a dólares/unidad);
Di es el diferencial histórico entre el índice mensual de referencia en el Houston Ship Channel y la cotización promedio del gas en el Sur de Texas (dólares/unidad) calculado de conformidad con la disposición 4.12 siguiente, y
TFi es el costo de transporte entre la frontera en Tamaulipas
y los ductos del Sur de Texas vigente en el periodo i (dólares/unidad). HSCm - ST m
Σ
j=0 n-1 Di = n i-j i-jDonde:
4.13 El costo de transporte, TFi, representa los costos por la
contratación de los servicios de transporte requeridos en gasoductos dentro de los Estados Unidos de América para efectuar importaciones o exportaciones de gas natural a través de la frontera en Tamaulipas.
4.14 La aplicación de TFi estará en función del balance de comercio
exterior de gas natural a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas. Dicha aplicación se realizará de acuerdo con los criterios siguientes:
TFi > 0 Cuando el escenario de comercio exterior sea de importación neta;
TFi = 0 Cuando el balance de comercio exterior sea de
equilibrio, y
TFi < 0 Cuando el escenario de comercio exterior sea de
exportación neta.
El balance de comercio exterior de gas natural a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas (importación neta, equilibrio o exportación neta), se determinará en función del balance neto diario de los flujos registrados en los puntos de importación/ exportación localizados en dicha frontera.
De conformidad con lo anterior, el precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano, se determinará de la manera siguiente:
I. El precio máximo diario del gas natural objeto de venta de primera mano en el día i se ajustará por el valor del costo de transporte entre los ductos del sur de Texas y la frontera
n es igual a tres (3);
HSCm es el índice del Houston Ship Channel publicado
en el Inside FERC´s Gas Market Report del mes i-j (convertido de dólares/mmBtu a dólares/unidad), y
ST m es el índice de Texas Eastern Transmission Corp.,
renglón South Texas zone, publicado en el Inside FERC’s Gas Market Report del mes i-j (convertido de dólares/mmBtu a dólares/unidad)
i-j
4.15 La Comisión determinará el valor de TFi mediante resolución debidamente fundada y motivada, para lo cual mantendrá un análisis y seguimiento de las condiciones del mercado de transporte relevante en los Estados Unidos de América, de manera que este elemento permita reflejar adecuadamente el costo de oportunidad del gas nacional.
4.16 A efecto de contar con información adicional para la determinación de TFi, Petróleos Mexicanos deberá presentar y mantener actualizado ante la Comisión un registro de contratos de exportación e importación de gas natural que señale, al menos, el cliente o proveedor del gas y de los servicios de transporte, la fecha de celebración y duración de los contratos, el precio y los volúmenes pactados, así como los puntos de origen y destino. Asimismo, Petróleos Mexicanos deberá proporcionar a la Comisión, al inicio de cada mes, un informe de actividades de comercio exterior que incluya:
I. Los volúmenes diarios de importación y exportación de gas natural del mes previo por origen y destino, y
II. La composición del costo o el valor de dichas importaciones y exportaciones, desagregando el precio del gas, los costos unitarios de transporte y el costo de otros servicios, impuestos, etc., en su caso.
III. El factor de carga de los sistemas de transporte utilizados para conducir los flujos de importación y exportación de gas natural del mes previo, considerando los trayectos de dichos flujos. 4.17 La Comisión podrá actualizar, de oficio o a solicitud de parte, el
valor de TFi cuando este parámetro deje de reflejar las condiciones en el mercado de transporte en los Estados Unidos de América.
de Tamaulipas vigente en el periodo i, TFi,dependiendo del
balance neto de comercio exterior de gas natural a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas, registrado en el día i, y II. El precio máximo mensual del gas natural objeto de venta de
primera mano en el mes i se ajustará por el valor del costo de transporte entre los ductos del sur de Texas y la frontera de Tamaulipas vigente en el periodo i, TFi, que resulte de la ponderación mensual del balance neto de comercio exterior de gas natural a través de la frontera en Reynosa, Tamaulipas, registrado cada día del mes correspondiente.
Precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano en Ciudad Pemex
4.18 El precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano en Ciudad Pemex, diario o mensual, será igual al precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa más la tarifa de transporte neta (netback) desde la frontera en Reynosa a Ciudad Pemex.
4.19 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:
Diario: VPMCPd = VPMRd + TP
i
Mensual: VPMCPm = VPMRm + TP
i
Donde:
4.20 El valor de TPi será calculado de acuerdo con la fórmula siguiente:
TPi = TPiA - TPiCP
Donde:
VPMCPd es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Ciudad Pemex en el día i (dólares/unidad);
VPMRd es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Reynosa en el día i (dólares/unidad);
VPMCPm es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Ciudad Pemex en el mes i (dólares/unidad);
VPMRm es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Reynosa en el mes i (dólares/unidad), y
TPi es la tarifa neta (netback) autorizada a Petróleos
Mexicanos para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta Ciudad Pemex vigente en el periodo i (dólares/unidad). i i i i i i i i
TPiA es la tarifa autorizada a Petróleos Mexicanos para el
servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta el punto de arbitraje vigente en el periodo i (dólares/unidad);
Tarifas de transporte en México
4.21 Las tarifas de transporte de la frontera al punto de arbitraje (TPiA) y de éste a Ciudad Pemex (TPiCP) vigentes en el periodo
i se calcularán utilizando las tarifas publicadas por Petróleos Mexicanos de acuerdo con la fórmula siguiente:
TPiA = CUiA + CCiA y TPiCP = CUiCP + CCiCP
Donde:
4.22 Actualmente, el punto de arbitraje se localiza en Los Ramones, Nuevo León.
4.23 Para el cálculo del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano, las tarifas publicadas en pesos se convertirán a dólares empleando para ello el tipo de cambio publicado por el Banco de México el día en que las tarifas de transporte aprobadas por la Comisión hayan entrado en vigor.
4.24 El valor de TPi se mantendrá sin cambio mientras no se apruebe un nuevo valor para las tarifas de transporte de Petróleos Mexicanos, independientemente de las variaciones en el tipo de cambio.
Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Plantas de Proceso distintas a Ciudad Pemex o Reynosa
CUiA es el cargo por uso autorizado a Petróleos Mexicanos
para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa al punto de arbitraje en el periodo i (dólares/ unidad);
CCiA es el cargo anual por capacidad autorizado a Petróleos
Mexicanos para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa al punto de arbitraje en el periodo i (dólares/unidad);
CUiCP es el cargo por uso autorizado a Petróleos Mexicanos
para el servicio de transporte desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex en el periodo i (dólares/unidad), y
CCiCP es el cargo anual por capacidad autorizado a Petróleos
Mexicanos para el servicio de transporte desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex en el periodo i (dólares/unidad).
Mexicanos desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex vigente en el periodo i (dólares/unidad);
4.25 El precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Plantas de Proceso distintas a las ubicadas en Ciudad Pemex o Reynosa se determinará conforme a los criterios que se indican a continuación:
I. Para Plantas de Proceso ubicadas en el sistema de transporte de Petróleos Mexicanos entre Reynosa y el punto de arbitraje, el precio máximo se calculará como la suma del precio máximo del gas en Reynosa y la tarifa de transporte autorizada a Petróleos Mexicanos para el trayecto comprendido entre Reynosa y la Planta de Proceso respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta:
Diario: VPMP d = VPMRd + TP R - TP P
Mensual: VPMPm = VPMRm + TPR - TPP
Donde:
II. Para Plantas de Proceso ubicadas en el sistema de transporte de Petróleos Mexicanos entre Ciudad Pemex y el punto de arbitraje, el precio máximo se calculará como la suma del precio máximo del gas en Ciudad Pemex y la tarifa de transporte autorizada a Petróleos Mexicanos para el trayecto comprendido entre Ciudad Pemex y la Planta de Proceso respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta:
VPMP d es el precio máximo del gas objeto de venta de
primera mano en la Planta de Proceso p en el día i (dólares/unidad);
VPMRd es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Reynosa en el día i (dólares/unidad);
VPMPm es el precio máximo del gas objeto de venta de
primera mano en la Planta de Proceso p en el mes i (dólares/unidad);
VPMRm es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Reynosa en el mes i (dólares/unidad); TPR es la tarifa autorizada a Petróleos Mexicanos para el
servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta el sector de transporte donde se ubica la Planta de Proceso p vigente en el periodo i (dólares/unidad), y
TP P es la tarifa de transporte del sector donde se ubica la
Planta de Proceso p vigente en el periodo i (dólares/ unidad).
P,i P,i P,i
P,i P,i i i i P,i P,i i i P,i i
4.26 Cuando, por el desarrollo de nuevos yacimientos de gas natural o la instalación de nuevas Plantas de Proceso, las fórmulas previstas en esta Directiva no permitan determinar adecuadamente el precio del gas proveniente de dichos orígenes con base en su costo de oportunidad o las condiciones de los mercados de referencia que resulten relevantes, esta Comisión evaluará y, en su caso, expedirá las fórmulas específicas que se requieran.
B. Ajustes a la metodología
4.27 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 Petróleos Mexicanos o a solicitud de los adquirentes.
4.28 Cualquier modificación en la fórmula para el cálculo del precio máximo del gas objeto de venta de primera mano requerirá la aprobación de la Comisión.
Diario: VPMP d = VPMCPd + TP CP - TP P
Mensual: VPMPm = VPMCPm + TP CP - TPP
Donde:
VPMP d es el precio máximo del gas objeto de venta de
primera mano en la Planta de Proceso p en el día i (dólares/unidad);
VPMCPd es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Ciudad Pemex en el día i (dólares/unidad);
VPMPm es el precio máximo del gas objeto de venta de
primera mano en la Planta de Proceso p en el mes i (dólares/unidad);
VPMCPm es el precio máximo del gas objeto de venta de primera
mano en Ciudad Pemex en el mes i (dólares/unidad);
TP CP es la tarifa autorizada a Petróleos Mexicanos para
el servicio de transporte desde Ciudad Pemex hasta el sector de transporte donde se ubica la Planta de Proceso p vigente en el periodo i (dólares/unidad), y
TPP es la tarifa de transporte del sector donde se ubica la
Planta de Proceso p vigente en el periodo i (dólares/ unidad).
P,i i P,i P,i
i P,i P,i i P,i P,i P,i i i i
4.29 Se considerarán modificaciones a las fórmulas de precios máximos del gas objeto de venta de primera mano los cambios en:
I. El mercado de referencia (Houston Ship Channel);
II. Las publicaciones que registran las cotizaciones de referencia (Gas Daily e Inside FERC’s Gas Market Report);
III. El punto de arbitraje del sistema (Los Ramones);
IV. La metodología y los índices empleados en el cálculo del diferencial histórico Di;
V. La metodología para determinar TFi;
VI. La metodología para calcular TPi;
VII. Los trayectos para calcular TPi, y VIII. Otros que considere la Comisión.
C. Precios convencionales
4.30 Los precios máximos del gas natural objeto de venta de primera mano no afectarán la facultad del adquirente para negociar condiciones de precio más favorables que deberán ser congruentes con el Reglamento, esta Directiva, y los términos y condiciones generales para las ventas de primera mano aprobados por la Comisión.
5. Precio máximo de adquisición
5.1 La regulación del precio máximo de adquisición establece
un límite en el cargo que el distribuidor puede trasladar a los usuarios finales como resultado de sus costos incurridos en la adquisición del gas y la contratación de los servicios de transporte y almacenamiento.
5.2 La Comisión regula esta actividad para prevenir que los usuarios
finales que adquieren gas de los distribuidores paguen una cantidad mayor al precio máximo de venta de primera mano más las tarifas autorizadas de transporte y almacenamiento.
5.3 El precio máximo de adquisición permitirá a los distribuidores recuperar los costos en que incurran por:
I. La adquisición de gas a un precio igual o menor al promedio ponderado del precio de referencia, que normalmente será el precio máximo de las ventas de primera mano, y
II. La contratación prudente del servicio de transporte a través de un trayecto apropiado y del servicio de almacenamiento incurrido, a las tarifas aprobadas por la Comisión.
5.4 La Comisión, de oficio o a solicitud del distribuidor o de los usuarios, podrá autorizar un precio de referencia distinto al precio máximo de venta de primera mano a que se refiere la fracción I del párrafo anterior, cuando:
I. El distribuidor no esté conectado a una planta de proceso de gas nacional, a través del sistema de transporte, o
II. El precio máximo de venta de primera mano no sea apropiado, debido a la posición geográfica en donde se ubique el distribuidor.
5.5 Los distribuidores tendrán la obligación de minimizar sus costos
de adquisición, transporte y almacenamiento con respecto a las condiciones prevalecientes en el mercado.
A. Metodología
5.6 El precio máximo de adquisición para cada distribuidor en el mes t
(PAt) estará expresado en pesos por unidad y se calculará conforme a la
fórmula siguiente:
Donde:
Gt es el costo máximo del gas que podrá ser trasladado a
los usuarios en el mes t (pesos);
Tt es costo total del servicio transporte incurrido en el
mes t (pesos);
At es el costo total del servicio de almacenamiento en el
mes t (pesos), y
Vt es la energía contenida en el volumen de gas vendido
en el mes t (unidad).
5.7 El costo máximo del gas que podrá ser trasladado a los usuarios
en el mes t (Gt) será igual al precio máximo de referencia mensual (PRt) multiplicado por el volumen mensual adquirido por el
distribuidor (Vt).
Gt + Tt + At
PAt = V
5.8 Cuando el precio máximo de referencia del gas esté expresado en términos diarios, Gt se calculará de acuerdo a la fórmula
siguiente:
Donde:
PRit es el precio de referencia promedio del gas para el
distribuidor en el día i del mes t (pesos/unidad), que será el precio máximo de las ventas de primera mano excepto en las circunstancias a que se refiere el párrafo 5.4, y
Vit es la energía contenida en el volumen de gas adquirido
en el día i del mes t (unidad).
5.9 Para calcular el precio máximo de adquisición, los precios de referencia del gas se convertirán a pesos utilizando el tipo de cambio promedio durante el mes.
B. Verificación
5.10 La Comisión podrá verificar el cumplimiento de las disposiciones en este capítulo a través de:
I. Comparaciones con el desempeño de otros distribuidores, y II. Revisión de la información que el distribuidor presente a la
Comisión.
5.11 Para la verificación periódica de los precios de adquisición, cada distribuidor deberá presentar a la Comisión información mensual correspondiente al periodo de verificación. Esta información deberá incluir:
I. Los volúmenes de adquisición de gas; II. Los precios máximos de referencia del gas; III. Los costos de transporte;
IV. Los costos de almacenamiento, y
V. Los ingresos mensuales por concepto de ventas de gas a los usuarios finales.
5.12 Con esta información, los distribuidores calcularán, y presentarán a la Comisión, el precio máximo de adquisición y el ingreso por unidad derivado de las ventas de gas a los usuarios finales.
PRit x Vit
Σ
i5.13 La Comisión evaluará los costos de transporte y almacenamiento presentados por el distribuidor con base en:
I. Las tarifas máximas autorizadas para los sistemas de transporte y almacenamiento utilizados por el distribuidor, y II. Los costos de transporte y almacenamiento incurridos por
otros distribuidores en situaciones similares.
5.14 Si la Comisión determina que los costos de transporte y almacenamiento incurridos por el distribuidor son excesivos ajustará esta diferencia, más sus intereses, en el cálculo del precio máximo de adquisición del distribuidor.
5.15 Cuando el ingreso por unidad de las ventas de gas del distribuidor sea mayor que el precio máximo de adquisición, el distribuidor deberá reintegrar la diferencia, más intereses, en un plazo no mayor de tres meses a partir de la fecha de verificación.
5.16 La tasa de interés utilizada será la Tasa de Interés Interbancaria de Equilibrio publicada por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación.
5.17 Cuando el ingreso por unidad de las ventas de gas del distribuidor sea menor o igual al precio máximo de adquisición, el distribuidor no realizará ningún ajuste.
6. Tarifas de transporte y distribución
6.1 Las tarifas de transporte y distribución se regularán a través de una metodología de ingreso máximo. A diferencia de la regulación por “costo de servicio”, esta metodología resulta en una intervención reguladora moderada y proporciona a los permisionarios:
I. Incentivos para mejorar la eficiencia de los sistemas e incre-mentar el flujo de gas conducido;
II. Flexibilidad para el desarrollo de la industria del gas, y III. La oportunidad de obtener una rentabilidad apropiada, a los
permisionarios eficientes.
6.2 Al elegir esta forma de regulación, la Comisión combina incentivos
para un desarrollo y operación eficientes, con un régimen que limita el riesgo y promueve la expansión de la oferta de gas a una amplia base de usuarios. Este régimen proporciona un balance entre la protección a los usuarios y el establecimiento de condiciones para promover la inversión en México y desarrollar la industria de gas.
6.3 La Comisión regulará las tarifas de transporte y distribución fijando un ingreso máximo anual durante un periodo de cinco años. El ingreso máximo inicial podrá ser distinto para cada permisionario de acuerdo a sus condiciones específicas de operación.
6.4 La regulación del ingreso máximo será aplicable a partir del año
en que el permisionario inicie la prestación de los servicios.
6.5 El ingreso máximo dará a los permisionarios eficientes la
oportunidad de obtener una rentabilidad apropiada sobre su inversión. Sin embargo, los permisionarios no tendrán garantizada una rentabilidad específica ni estarán sujetos a un límite máximo en su rentabilidad, siempre y cuando el ingreso obtenido no sea mayor al ingreso máximo autorizado por la Comisión.
6.6 Cada año, el ingreso máximo se ajustará de acuerdo a las
variaciones en un índice de inflación y a un factor de eficiencia. El factor de eficiencia será cero para los primeros cinco años a partir del inicio de la prestación del servicio.
6.7 El ingreso obtenido se calculará al concluir cada año y será comparado con el ingreso máximo aprobado por la Comisión. Si el ingreso obtenido es mayor que el ingreso máximo, la Comisión ajustará a la baja el ingreso máximo autorizado para el siguiente año, con el objeto de compensar esta diferencia.
6.8 Durante los primeros cinco años de operación, si el ingreso promedio anual por unidad obtenido es menor al ingreso máximo, la Comisión ajustará a la alza el ingreso máximo autorizado para el siguiente año.
6.9 Cada cinco años, la Comisión y el permisionario revisarán los parámetros utilizados en la determinación del ingreso máximo. El nuevo ingreso máximo autorizado por la Comisión estará vigente por un nuevo periodo de cinco años y deberá permitir al permisionario eficiente la oportunidad de obtener una rentabilidad apropiada sobre su inversión, sin que, en ningún caso, se vea afectada por la rentabilidad obtenida por el permisionario en años pasados.
6.10 Durante las revisiones periódicas de cada cinco años, la Comisión, al determinar la rentabilidad apropiada, tomará en cuenta la eficiencia relativa de cada permisionario, permitiendo a los más eficientes obtener una rentabilidad mayor.
6.11 En el cálculo del ingreso unitario obtenido se incluirán los ingresos provenientes tanto de la aplicación de las tarifas reguladas como de las convencionales, con las siguientes excepciones:
I. El ingreso máximo de los transportistas no incluirá el ingreso por los cargos de conexión, que serán regulados de acuerdo a lo establecido en el Capítulo 8, y
II. El ingreso máximo de los distribuidores no incluirá los ingresos por la venta de gas a los usuarios finales, que será regulado conforme a lo establecido en el Capítulo 5.
6.12 Durante las revisiones de cada cinco años, la Comisión podrá incluir ponderaciones en el cálculo del ingreso máximo para reflejar diferencias entre los ingresos derivados de la prestación de servicios a diferentes grupos de usuarios.
6.13 Las siguientes secciones de este capítulo explican: I. La metodología para calcular el ingreso máximo; II. Los parámetros de la fórmula;
III. La forma como se verificará su cumplimiento;
IV. La metodología utilizada por la Comisión y el procedimiento para revisar los parámetros del ingreso máximo cada cinco años, y
V. La metodología para calcular anualmente el ingreso obtenido.
A. Metodología
6.14 El ingreso máximo para el periodo t (IMt) se expresará en pesos
por unidad y se calculará utilizando la fórmula siguiente:
Donde:
Πt es el cambio en el índice de inflación en el año t
(porcentaje);
X es el factor de eficiencia (porcentaje);
Pt-1 es el valor inicial del ingreso máximo (P0) ajustado por
los cambios en el factor (Πt -X) entre el periodo inicial y
el año t-1 (pesos/unidad); IMt = 1 +
Πt - X
100
Yt son los costos por unidad trasladables a los usuarios
en el año t (pesos/unidad), y
Kt es el factor de corrección para asegurar el
cumpli-miento del ingreso máximo aplicado en el año t (pesos/unidad).
6.15 P0 es el valor inicial del ingreso máximo autorizado por la
Comi-sión al expedir el permiso o al momento de la reviComi-sión de cada cinco años.
6.16 Antes de recibir el permiso correspondiente, y posteriormente cada cinco años, el permisionario necesitará obtener la aprobación de la Comisión con relación a los valores de los parámetros para calcular su ingreso máximo:
I. El valor inicial del ingreso máximo (P0);
II. El índice de inflación (Π); III. El ajuste por eficiencia (X), y
IV. Los costos que pueden ser trasladados a los usuarios (Y). 6.17 Cada uno de los elementos anteriores, así como el factor de
corrección (K), se explican en las secciones siguientes.
B. Valor inicial del ingreso máximo (P0)
6.18 El parámetro P0 es el valor inicial del ingreso máximo autorizado
por la Comisión, el cual se ajustará con el factor Πt-X. El resto de
los elementos del ingreso máximo (Y y K) no estarán sujetos al ajuste de este factor.
6.19 Los parámetros iniciales de los primeros cinco años de los distribuidores que obtengan su permiso a través de un proceso de licitación serán establecidos de acuerdo a la propuesta presentada en la licitación.
6.20 Para el resto de los permisionarios, la Comisión aprobará P0
después de evaluar el ingreso requerido para cubrir los costos permitidos a la empresa para el periodo de cinco años.
6.21 Los transportistas deberán calcular P0 con base en la utilización
total de la capacidad operativa del ducto. La Comisión podrá autorizar un factor de uso diferente en el cálculo de P0 cuando el transportista demuestre que este factor refleja de mejor manera sus condiciones particulares de operación.
6.22 La Comisión aprobará P0 para cada permisionario tomando en
cuenta los factores siguientes:
I. El establecimiento de tarifas apropiadas y estables para los usuarios, y
II. La oportunidad de que los permisionarios eficientes obtengan una rentabilidad apropiada sobre sus activos.
Presentación de información financiera
6.23 Para la fijación de P0 , los permisionarios deberán proporcionar
a la Comisión un plan de negocios que contenga la información siguiente:
I. El valor de la base de los activos de la empresa, utilizando principios contables de reexpresión de costos, de acuerdo con la Directiva de Contabilidad expedida por la Comisión; II. El monto y el programa de las inversiones planeadas para el
periodo de cinco años y los cinco años posteriores, incluyendo inversiones en reposición de activos y nuevas instalaciones; III. Los costos de operación y mantenimiento, proyectados para el
periodo de cinco años y los tres años subsecuentes;
IV. La definición de los costos influidos por la inflación en México, por la de Estados Unidos de América y por las variaciones en el tipo de cambio;
V. La información relativa a sus costos históricos e información de volumen manejado, en su caso;
VI. Las proyecciones del flujo de gas conducido para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes, y
VII. El costo promedio ponderado del capital proyectado para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes, tomando en cuenta:
a) La rentabilidad esperada;
b) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión;
c) El costo del capital contable;
d) En su caso, el costo de las acciones preferenciales, y e) El costo de otros instrumentos financieros.
6.24 La Comisión podrá solicitar información adicional y especificar el formato en que se presentará dicha información.
Revisión del plan de negocios
6.25 Los permisionarios deberán presentar a la Comisión el valor reex-presado de sus activos. Estos valores deberán ser determinados utilizando las metodologías aprobadas para revaluación de activos en México.
6.26 La Comisión revisará la base de activos presentada por el permisionario para asegurar que:
I. Solamente se hayan incluido activos relacionados con la prestación del servicio;
II. Se hayan hecho los ajustes adecuados para obtener los valores reexpresados, y
III. Se hayan hecho los ajustes adecuados por depreciación. 6.27 La Comisión revisará las proyecciones de costos y el flujo del
permisionario en relación a: I. Congruencia interna; II. Tendencias históricas;
III. Comparaciones con parámetros internacionales y nacionales de la industria, y
IV. Congruencia con las proyecciones hechas por otros permi-sionarios en condiciones similares.
Determinación de una rentabilidad apropiada
6.28 Para permitir a los permisionarios eficientes la oportunidad de obtener una rentabilidad apropiada sobre su base de activos, la Comisión tomará en cuenta:
I. La razón deuda/capital contable del permisionario, y II. El costo de oportunidad del capital.
6.29 Para determinar el costo de oportunidad del capital, la Comisión revisará, entre otros:
II. Las condiciones de rentabilidad para las inversiones en México, y
III. Otros factores que la Comisión considere apropiados.
6.30 En el análisis de rentabilidad, la Comisión tomará como base modelos de análisis de riesgo financiero utilizados comúnmente en la industria, tales como el Costo Promedio Ponderado del Capital, el Modelo de Fijación de Precios en el Mercado de Capital y el Modelo de Crecimiento de los Dividendos.
C. Índice de Inflación (Πt)
6.31 El ingreso máximo se ajustará anualmente de acuerdo a los cambios en el índice de inflación (Πt). Este índice reflejará las
variaciones anuales históricas en:
I. El Índice Nacional de Precios al Consumidor (IPC)en México, publicado por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación;
II. El Índice de Precios al Consumidor en los Estados Unidos de América, de acuerdo a la información publicada por la Oficina de Estadísticas Laborales, y
III. Las fluctuaciones en el tipo de cambio.
6.32 La Comisión podrá autorizar ajustes mensuales o trimestrales al ingreso máximo cuando, a solicitud de los permisionarios, lo considere conveniente para reflejar altos niveles de inflación o variaciones importantes en el tipo de cambio.
6.33 Una fracción de Πt reflejará los cambios en el IPC en Estados
Unidos de América y en el tipo de cambio. El resto reflejará los cambios en el IPC mexicano.
6.34 Las proporciones iniciales para calcular el índice inflacionario de cada permisionario al fijar P0 serán determinadas por las proporciones de costos afectados por:
I. La inflación en México;
II. La inflación en Estados Unidos de América, y III. Las variaciones del tipo de cambio.
6.35 Los conceptos de costos que se utilizarán en el cálculo de las proporciones a que se refiere el párrafo anterior, serán definidos en el momento de establecer P0 y se mantendrán fijos hasta la
siguiente revisión. Sin embargo, el valor de las proporciones correspondientes podrá variar anualmente.
6.36 Las proporciones serán determinadas de acuerdo a las fórmulas siguientes:
y
tal que, W MX + WEU = 1
Donde:
WMX es la proporción de los costos afectados por la inflación
en México, utilizada en la determinación del índice inflacionario en el año t;
WEU es la proporción de los costos afectados por las
varia-ciones del tipo de cambio y la inflación de los Estados Unidos de América, utilizada en la determinación del índice inflacionario en el año t;
CMX es el valor de los costos afectados por la inflación en
México en el año t-1 (pesos);
CEU es el valor de los costos afectados por las variaciones
del tipo de cambio y la inflación de Estados Unidos de América en el año t-1 (pesos), y
CTt-1 es el costo total incurrido en el año t-1, de conformidad
con los conceptos de costos aprobados por la Comisión en el momento de establecer P0 (pesos).
6.37 Cada permisionario deberá obtener la aprobación de la Comisión sobre la proporción inicial de los costos influenciados por las variaciones del tipo de cambio y la inflación de Estados Unidos de América y los afectados por la inflación en México.
6.38 El índice inflacionario para el periodo t (Πt) se expresará en
términos porcentuales de acuerdo a la fórmula siguiente:
Donde:
ΠMX es la variación del IPC en México en el periodo t-1
(porcentaje); CMX CEU WEU = CT WMX = CTt-1 t-1 t-1 t t-1 t t t t t t-1 t-1 Πt = WMXtΠMXt-1 + WEUtΠEUt-1 + WEUt
( )
1+ΠEUt-1 et-1 x 100 t-1ΠEU es la variación del IPC en Estados Unidos de América
en el periodo t-1 (porcentaje), y
et-1 es la variación promedio del tipo de cambio en el
periodo t-1 (porcentaje)
6.39 Cuando la Comisión permita ajustes mensuales o trimestrales en el ingreso máximo, Πt se definirá de acuerdo a las variaciones
históricas registradas en los índices de inflación mensual o trimestral y las variaciones mensuales o trimestrales del tipo de cambio.
D. Factor de eficiencia (X)
6.40 El factor de eficiencia será igual a cero durante los primeros cinco años, a partir del inicio de la prestación del servicio.
6.41 A partir del sexto año de operación, la Comisión establecerá un factor o conjunto de factores de eficiencia para cada permisionario, que se mantendrá fijo para los siguientes cinco años.
6.42 Para cada permisionario, el factor de eficiencia se establecerá tomando en cuenta:
I. Las mejoras esperadas en su eficiencia operativa a lo largo del periodo de cinco años, y
II. Los factores que influyan en sus costos por unidad, tales como el programa de inversión en el periodo.
6.43 Al revisar las mejoras esperadas en la eficiencia del permisionario, la Comisión considerará:
I. Tendencias históricas de la eficiencia del permisionario; II. Estándares internacionales de eficiencia en la industria; III. Índices de productividad total de largo plazo;
IV. Economías de escala, y
V. Comparaciones con otros permisionarios establecidos en México.
E. Costos trasladables a los usuarios (Y)
6.44 Los costos trasladables son aquellos que los permisionarios pueden transferir directamente a los usuarios. Estos costos no están sujetos al ajuste Πt-X porque están fuera del control
del permisionario. Los cambios en estos costos se reflejarán en cambios en las tarifas de los servicios prestados por el permisionario.
6.45 Los costos que se considerarán trasladables son:
I. El costo de los transportistas para balancear el sistema, ocasionado por pérdidas operativas, y
II. Los costos de los cambios en el régimen impositivo local o federal del permisionario.
6.46 Los costos de los transportistas para balancear el sistema, ocasionados por pérdidas operativas, estarán sujetos a un límite equivalente al precio máximo de venta de primera mano o cualquier otro precio de referencia que la Comisión considere adecuado. De esta manera, los transportistas no percibirán utilidades sobre la compra y venta de gas para balancear sus sistemas. Estos costos no comprenden los consumos de los usuarios en exceso o por debajo de lo nominado.
6.47 Para el cálculo de IMt, los permisionarios deberán presentar a la Comisión, al inicio del año, su estimación de costos trasladables. La Comisión analizará las diferencias entre esta estimación y los costos trasladables incurridos durante el año y, en el momento de realizar la comparación entre el ingreso máximo y el ingreso obtenido, ajustará aquéllas diferencias que considere apropiadas. 6.48 Los permisionarios deberán identificar en su contabilidad los
costos trasladados a los usuarios.
6.49 Los costos de los distribuidores por la adquisición, transporte y alma-cenamiento de gas a favor de sus usuarios finales, no se considerarán como costos trasladables o como parte del ingreso máximo de distribución. Estos costos se regularán por separado a través de lo establecido en el capítulo 5.
F. Factor de corrección (K)
6.50 El factor de corrección es el instrumento por medio del cual la Comisión asegura el cumplimiento de la regulación por parte de los permisionarios. Este factor se utiliza para corregir las desviaciones anuales existentes entre el ingreso máximo y el ingreso obtenido por cada permisionario.
6.51 El factor de corrección es necesario para asegurar el cum-plimiento de la regulación en materia de tarifas por parte de los permisionarios.
6.52 El factor de corrección se aplicará anualmente sólo cuando el in-greso obtenido por cada permisionario exceda al inin-greso máximo autorizado por la Comisión.
6.53 Cuando el ingreso obtenido por los permisionarios en t-1 haya sido mayor al ingreso máximo autorizado por la Comisión para ese año, el factor de corrección reducirá el ingreso máximo del año t por un monto equivalente al ingreso adicional que se haya obtenido, más los intereses correspondientes. El factor de corrección para el periodo t (Kt) se expresará en pesos por unidad
y se calculará de acuerdo a la fórmula siguiente:
Donde:
IMt-1 es el ingreso máximo en el año t-1 (pesos/unidad);
I0t-1 es el ingreso obtenido en el año t-1 (pesos/unidad);
rt-1 es la tasa de interés anual promedio del año t-1;
Vt es la energía contenida en el volumen anual estimado
para el año t (unidad), y
Vt-1 es la energía contenida en el volumen anual conducido
en el año t-1 (unidad).
6.54 La tasa de interés utilizada en el factor de corrección será la Tasa de Interés Interbancaria de Equilibrio publicada por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación.
Los Primeros Cinco Años
6.55 El factor de corrección será igual a cero para el primer año de la prestación del servicio permisionado.
6.56 Durante los primeros cinco de prestación del servicio, se utili-zará el factor de corrección cuando el ingreso obtenido por el permisionario sea mayor (IO>IM) o menor (IO<IM) al ingreso máximo autorizado por la Comisión.
6.57 Cuando el ingreso obtenido por los permisionarios haya sido menor al ingreso máximo autorizado por la Comisión (IO<IM), el factor de corrección aumentará el ingreso máximo del año siguiente por un monto equivalente al ingreso que se haya dejado de obtener, más los intereses correspondientes (K>0).
(IMt-1 - I0t-1)(1 + rt-1)Vt-1
Kt = Vt
0
cuando I0t-1 > IMt-1
Esta corrección sólo operará durante los primeros cinco años.
6.58 La posibilidad de ajustar el ingreso máximo a la alza durante los primeros cinco años de operaciones, permite a los permisionarios contar con mayor flexibilidad para ajustar sus tarifas durante el periodo inicial de desarrollo del sistema.
6.59 Durante este periodo, los transportistas aplicarán anualmente los ajustes del factor de corrección ya sean éstos positivos (IO<IM) o negativos (IO>IM).
6.60 La Comisión exentará a los distribuidores de la obligación de apli-car anualmente el factor de corrección, durante los primeros cinco años de prestación del servicio. Esta flexibilidad obedece a: I. La dificultad de predecir la demanda exacta para los diferentes
servicios de distribución, y
II. La volatilidad inicial del ingreso obtenido asociada con la prestación del servicio de distribución a diferentes categorías de usuarios.
6.61 Durante el periodo inicial de la prestación del servicio, la Comisión exigirá a los distribuidores sólo dos ajustes en el ingreso máximo: I. En el cuarto año de prestación del servicio, con base en los ingresos obtenidos durante los tres primeros años de operación, y
II. En el sexto año de prestación del servicio, con base en los ingresos obtenidos durante el cuarto y quinto años de operación.
6.62 El ingreso máximo del segundo, tercero y quinto años no se verán afectados por el factor de corrección, pero sí serán ajustados por los cambios en el índice inflacionario y los costos trasladables. 6.63 El mecanismo para calcular los ajustes que realicen los
dis-tribuidores en este periodo será: K1,2,3 = 0 K4 = KR1 + KR2 + KR3 V4 K5 = 0 K6 = KR4 + KR5 V6
