RESOLUCIÓN Núm. RES/1700/2016

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RESOLUCIÓN Núm. RES/1700/2016

COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA

RESOLUCIÓN DE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA POR LA QUE SE ACLARAN DIVERSOS CRITERIOS SOBRE LA RESERVA DE CAPACIDAD EN EL SISTEMA DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO NACIONAL INTEGRADO DE GAS NATURAL A QUE HACE REFERENCIA LA RESOLUCIÓN RES/968/2016

RESULTANDO

PRIMERO. Que mediante la resolución RES/080/99 del 2 de junio de 1999, la Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) otorgó a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB) el Permiso de Transporte de Gas Natural número G/061fTRA/99 (el Permiso) para el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG). SEGUNDO. Que mediante la resolución RES/158/2000, del 14 de agosto del 2000, publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 23 de agosto del 2000, la Comisión aprobó la propuesta de Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano (VPM) de gas natural, en la que se estableció un Régimen Transitorio para su aplicación, con una duración igual a la temporada abierta establecida en la resolución RES/080/99 referida en el resultando anterior.

TERCERO. Que mediante la resolución RES/100/2001 del 29 de junio de 2001, la Comisión modificó el Régimen Transitorio de los Términos y Condiciones Generales para las VPM de gas natural, de modo que aquellos adquirentes a quienes se hayan adjudicado o se llegaren a adjudicar contratos de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada en las licitaciones convocadas por la Comisión Federal de Electricidad puedan celebrar contratos de VPM durante dicho Régimen.

CUARTO. Que mediante la resolución RES/061/2002 del 26 de abril de 2002, se modificó la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural, DIR—GAS-001-1996.

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QUINTO.

Que mediante la resolución RES/062/2002 del 26 de abril de 2002, la Comisión aprobó el Capítulo primero del Catálogo de Precios y Contraprestaciones considerando que el precio máximo del gas en trayectos de transporte al norte del punto de arbitraje estaría referido a la planta de proceso de Reynosa.

SEXTO.

Que mediante la resolución RES/063/2002, del 26 de abril de 2002, la Comisión aprobó los Lineamientos Operativos sobre Condiciones Financieras y Suspensión de Entregas presentados por PGPB.

SÉPTIMO.

Que mediante la resolución RES/110/2002 del 13 de junio de 2002, la Comisión modificó el alcance de las resoluciones RES/100/2001, RES/061/2002, RES/062/2002 y RES/063/2002, a fin de que los generadores de energía eléctrica que, para el desarrollo de sus proyectos, requirieran celebrar contratos de VPM de gas natural a largo plazo en condiciones especiales o reservar la capacidad correspondiente en el SNG para el cumplimiento de dichos contratos, pudieran acogerse a lo establecido en dichas Resoluciones.

OCTAVO.

Que mediante la resolución RES/204/2010 del 15 de julio de 2010, la Comisión actualizó los derechos adquiridos de los usuarios del SNG aprobados mediante la resolución RES/400/2007 de fecha 30 de octubre de 2007.

NOVENO.

Que derivado del decreto del 20 de diciembre de 2013, por medio del cual se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía (el Decreto en Materia de Energía), el 11 de agosto de 2014 se publicaron en el DOF la Ley de Hidrocarburos (LH) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), y el 31 de octubre de 2014 el Reglamento de las Actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (el Reglamento).

DÉCIMO.

Que el 28 de agosto de 2014 se publicó en el DOF el Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) como un organismo público descentralizado de la Administración Pública Federal, sectorizado a la Secretaría de Energía, con personalidad jurídica y patrimonio propios.

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COMISIÓN REGULADORA DE ENERGIA

UNDÉCIMO.

Que mediante la resolución RES/481/2014, del 17 de octubre de 2014, la Comisión otorgó al Cenagas el Permiso provisional de gestión independiente del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural (Sistrangas) número P/006/GES/2014, con vigencia de 180 días naturales contada a partir de la emisión de su Decreto de creación, vigencia que fue ampliada mediante las resoluciones RES/131/2015 y RES/971/2015, hasta en tanto se concluyera el proceso de transferencia de los activos, así como de la administración y gestión de los contratos a que refiere el párrafo tercero del artículo Transitorio Décimo Segundo de la LH, por parte de Pemex Transformación Industrial (Pemex TRI) y Pemex Logística como causahabientes de PGPB.

DUODÉCIMO.

Que el artículo 65 de la LH prevé la existencia del Sistrangas, que se integra con la infraestructura del Sistema de Transporte Nacional Integrado, que fue conformado con la incorporación al SNG de los sistemas de transporte de gas natural a cargo de Gasoductos de Tamaulipas, S. de R. L. de C. V., Gasoductos del Bajío, S. de R. L. de C. V., Gasoductos del Noreste, S. de R. L. de C. V., Gas Natural del Noroeste, S. A. de C. V. , TAG Pipelines Norte, S. de R. L. de C. V., y TAG Pipelines Sur, S. de R. L. de C. V., mediante las resoluciones RES/311/2010, RES/289/2011, RES/462/2011, RES/486/2011, RES/468/2012, RES/597/2013, RES/622/2014, RES/623/2014 y los Acuerdos A/056/2014 y A/065/2014.

DECIMOTERCERO.

Que mediante la resolución RES/130/2015, del 19 de febrero de 2015, la Comisión autorizó a PGPB la cesión del Permiso de transporte de gas natural G/061/TRA/99, en favor del Cenagas, que surtió efectos una vez celebrado el contrato de transferencia de la infraestructura de transporte por ducto de gas natural propiedad de PGPB al Cenagas.

DECIMOCUARTO.

Que mediante escrito CENAGAS-DG-202-2015, recibido en la Comisión el 22 de noviembre de 2015, el Cenagas informó a la Comisión que el 28 de octubre de 2015, Pemex TRI y/o Pemex Logística, como causahabientes de PGPB, y el Cenagas, firmaron el convenio marco y el contrato de transferencia de los activos que conforman al SNG, que surtió efectos a partir del 1 de enero de 2016.

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DECIMOQUINTO.

Que el 19 de febrero de 2016 se publicó en el DOF la resolución RES/996/2015, por la que la Comisión Reguladora de Energía aprueba y expide los términos y condiciones generales para las ventas de primera mano de gas natural.

DECIMOSEXTO.

Que el 25 de julio de 2016 la Secretaría de Energía emitió el documento de política pública para la implementación de mercado de gas natural.

DECIMOSÉPTIMO.

Que mediante la resolución RES/968/2016, del 21 de septiembre de 2016, la Comisión determinó la capacidad máxima en el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural que Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), sus organismos subsidiarios y las empresas en las que los primeros cuentan con participación directa o indirecta, podrán reservar con el Cenagas para sus operaciones de generación eléctrica y transformación industrial de hidrocarburos.

DECIMOCTAVO.

Que mediante la resolución RES/1037/2016, del 28 de septiembre de 2016, la Comisión aprobó al Cenagas, en su carácter de gestor, la propuesta del procedimiento de temporada abierta para el Sistrangas.

DECIMONOVENO.

Que mediante la resolución RES/1037/2016, del 28 de septiembre de 2016, se aprobó al Cenagas la propuesta del procedimiento de temporada abierta para el Sistrangas.

VIGÉSIMO.

Que el 3 de octubre de 2016, CFE envió a Cenagas, con copia a la Comisión, la distribución de la capacidad por puntos de extracción de gas natural que la CFE desea reservar bajo la resolución RES/986/2016.

VIGÉSIMO PRIMERO.

Que mediante la resolución RES/1381/2016, del 20 de octubre de 2016, la Comisión aprobó el nuevo el calendario para el procedimiento de temporada abierta para el Sistrangas.

VIGÉSIMO SEGUNDO.

Que el 24 de octubre de 2016, Pemex TRI, mediante oficio DGTRI-DC-1-268-2016, solicitó a la Comisión su opinión para precisar si el Cenagas debe convalidar la reserva de capacidad de transporte que corresponde a los puntos de entrega de los instrumentos legales suscritos de manera previa y bajo la vigencia de las resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002.

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VIGÉSIMO TERCERO.

Que el 25 de octubre de 2016, CFE solicitó a Cenagas, con copia a la Comisión, que los puntos de extracción aprobados sean los propuestos en la estrategia para suministro, en la cual se consideraba la importancia del gas natural proveniente de Estados Unidos, y que en una segunda etapa los puntos de extracción sean modificados cuando entren en operación los nuevos proyectos de infraestructura.

VIGÉSIMO CUARTO.

Que el 27 de octubre, CFE envió a Cenagas, con copia a la Comisión, mediante oficio SE/0306/2016-SMNA0/0181/2016, las modificaciones correspondientes a: i) los puntos de extracción y los puntos de inyección requeridos por la CFE, y ii) los plazos en los que la CFE requiere reservar capacidad en el Sistrangas.

VIGÉSIMO QUINTO.

Que mediante la resolución RES/1631/2016, del 17 de noviembre de 2016, la Comisión autorizó la modificación del calendario del procedimiento de la temporada abierta del Sistrangas contenido en el anexo 6 de la resolución RES/1037/2016 y en el resolutivo Primero de la resolución RES/1381/2016.

CONSIDERANDO

PRIMERO.

Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, y 2 y 3 de la LORCME, la Comisión es una Dependencia de la Administración Pública Centralizada con autonomía técnica, operativa y de gestión, y con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética.

SEGUNDO.

Que el artículo 131 de la LH establece que le corresponde a la Comisión la aplicación y la interpretación para efectos administrativos de la LH, en el ámbito de sus atribuciones.

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TERCERO. Que de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 22, fracciones I y II, de la LORCME, la Comisión cuenta, entre otras, con atribuciones para emitir sus actos y resoluciones con autonomía técnica, operativa y de gestión, así como para emitir resoluciones, acuerdos y demás actos administrativos que estime necesarios para el cumplimiento de sus funciones.

CUARTO. Que de conformidad con los artículos artículo 41, fracción I y 42 de la LORCME, corresponde a la Comisión regular y promover el desarrollo eficiente de, entre otras, las actividades de transporte y almacenamiento de gas natural, así como 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.

QUINTO. Que de acuerdo con la disposición 4.6 del Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 del Gobierno Federal (PND), uno de los objetivos del Gobierno Federal consiste en abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva, a través de acciones concretas relacionadas con la industria de hidrocarburos, tales como el fortalecimiento del mercado de gas natural mediante el incremento de la producción y el robustecimiento en la infraestructura de importación, transporte y distribución, para asegurar el abastecimiento de energía en óptimas condiciones de seguridad, calidad y precio.

SEXTO. Que por cuanto hace a la industria eléctrica, el principal objetivo del PND es asegurar el abastecimiento racional de energía eléctrica a lo largo del país, a través de acciones tales como la diversificación de la composición del parque de generación de electricidad, considerando las expectativas de precios de los energéticos a mediano y largo plazos, modernizar la red de transmisión y distribución de electricidad y promoción del uso eficiente de la energía, así como el aprovechamiento de fuentes renovables, mediante la adopción de nuevas tecnologías y la implementación de mejores prácticas.

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COMISIÓN REGULADORA DE ENERO/1

SÉPTIMO.

Que los párrafos quinto a octavo del artículo Transitorio Décimo

Segundo de la

LH

señala lo siguiente:

"[..]

Los actos jurídicos que sean necesarios para que el Centro Nacional de Control del Gas Natural administre y gestione la capacidad de los contratos señalados en el presente transitorio, se realizarán sin perjuicio de que las empresas productivas del Estado, sus organismos subsidiarios y las empresas en las que los primeros cuenten con participación directa o indirecta reserven y/o mantengan los contratos de reserva de la capacidad que requieran para sus operaciones de generación eléctrica y transformación industrial de hidrocarburos, según sea el caso.

Para efectos de la reserva y/o ejercicio de la capacidad en exceso a la requerida para sus operaciones, las empresas productivas del Estado, sus organismos subsidiarios y las empresas en las que los primeros cuenten con participación directa o indirecta participarán en igualdad de condiciones respecto de otros usuarios, en:

I. La asignación de capacidad que realice el transportista, o en su caso, el Centro Nacional de Control del Gas Natural, a través de boletines electrónicos, en los términos que establezca la Comisión Reguladora de Energía, y/o

II. Los procesos de Temporada Abierta que lleve a cabo el Transportista o en su caso, el Centro Nacional de Control del Gas Natural para la expansión de sus sistemas en los términos que establezca la Comisión Reguladora de Energía.

Para efecto de lo dispuesto en las fracciones anteriores, en cada caso, deberán preverse los mecanismos necesarios para el cobro y pago de la contraprestación de los servicios correspondientes a dichos contratos. En los procesos previstos en el presente transitorio se establecerán los mecanismos necesarios para salvaguardar los derechos de terceros. [...]"

OCTAVO.

Que el documento de política pública a que hace referencia el Resultando Decimosexto establece, entre las metas de corto plazo para 2016, que el Cenagas llevará a cabo las acciones necesarias para la implementación de la reserva de capacidad, a fin de que en 2017 el Cenagas realice la operación comercial del Sistrangas bajo el régimen de reserva de capacidad, previo

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NOVENO.

Que el mismo documento de política pública establece que la reserva de capacidad en su primera etapa se llevará a cabo a través de una ronda cero o ronda EPE, para asignar capacidad a Pemex y a CFE en su carácter de empresas productivas del Estado.

DÉCIMO.

_{Que, en la sección 4.1 de las Condiciones Generales para la prestación}

del servicio de Transporte de Gas Natural (CGPS) aprobados para el SNG como parte del permiso G/061/TRA/99 otorgado en 1999, se establece que cuando el Usuario no esté interconectado al Sistema, o el Transportista no cuente con la capacidad en su Sistema para prestar el Servicio de Transporte, las partes deberán celebrar un Acuerdo de Inversión para la Extensión o Ampliación del Sistema.

UNDÉCIMO.

Que de acuerdo a la sección 4.2. Extensiones y Ampliaciones de los CGPS, el Transportista estará obligado a realizar la Ampliación o Extensión del Sistema para prestar el correspondiente servicio de transporte en base firme, a solicitud de cualquier interesado, siempre que: I. El servicio sea económicamente viable, o II. El Transportista y el Usuario celebren un Acuerdo de Inversiones para cubrir el costo de los ductos y demás instalaciones que constituyan la Extensión o Ampliación.

DUODÉCIMO.

Que de acuerdo a la sección 4.2.3 Acuerdo de Inversiones de los CGPS, el Transportista, a solicitud del Usuario o los Usuarios, deberá celebrar un Acuerdo de Inversiones para cubrir el costo de los ductos y demás instalaciones que constituyan la Extensión o Ampliación. En el Acuerdo de Inversiones, se determinarán los términos y plazos para realizar la Extensión o Ampliación y la parte responsable de la ingeniería básica y de detalle, construcción y supervisión de las obras.

DECIMOTERCERO.

_{Que considerando lo anterior, se tiene que en los Acuerdos}

de Inversión firmados al amparo de las CGPS, otorgó a los usuarios que suscribieron dichos contratos, un derecho sobre la capacidad de transporte de gas natural que resultó de la Extensión o Ampliación objeto de la inversión, el cual debe ser reconocido mediante un contrato de reserva de capacidad, a fin de salvaguardar sus derechos, tal como lo mandata el párrafo octavo del artículo Décimo Segundo transitorio de la

LH.

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DECIMOCUARTO. Que mediante la resolución RES/100/2001 se modificó el Régimen Transitorio de los Términos y Condiciones Generales para las VPM de Gas Natural, a fin de que aquellos adquirentes a quienes se hubieren adjudicado o se adjudicaren contratos de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada en las licitaciones convocadas por la Comisión Federal de Electricidad pudieran celebrar durante dicho Régimen, Contratos de VPM, conforme a lo siguiente:

a) Una vez celebrados los Acuerdos Base en las condiciones especiales que correspondieren, los adquirentes podían presentar pedidos a PGPB, quien estaba facultado para confirmarlos de acuerdo con el procedimiento previsto en la Cláusula 7 de los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural y en plazos que podían ser menores a los previstos en la Cláusula mencionada y en el Régimen Transitorio de dichos Términos y Condiciones Generales.

b) Conforme lo dispone la Cláusula 6 del modelo de Acuerdo Base que fue aprobado y que forma parte de los Términos y Condiciones generales, una vez que fueren aprobados por la Comisión los Lineamientos operativos sobre condiciones financieras y suspensión de entregas y el Catálogo de precios y contraprestaciones, se integrarían a los contratos a que se refiere el inciso a) anterior.

c) En todo caso, PGPB sería el responsable de respetar los derechos adquiridos de sus clientes para contratar cantidades de gas equivalentes a los volúmenes que al momento de la Resolución RES/100/2001 recibían en virtud de sus contratos vigentes en términos de las Resoluciones RES/080/1999 y RES/158/2000. Lo anterior, le corresponde ahora al Cenagas como titular del permiso G/061fTRA/99.

DECIMOQUINTO. Que que la misma resolución RES/100/2001 disponía que, durante el régimen transitorio, PGPB únicamente podía celebrar contratos para la VPM en condiciones especiales con aquellos adquirentes a quienes se hubieren adjudicado o se adjudicaren contratos de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada en las licitaciones convocadas por la CFE.

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DECIMOSEXTO. Que un año más tarde, mediante la resolución RES/110/2002 la Comisión dispuso que los generadores de energía eléctrica que para el desarrollo de sus proyectos requirieren contar con contratos de venta de primera mano de gas natural a largo plazo en condiciones especiales o reservar la capacidad correspondiente en el SNG para el cumplimiento de dichos contratos, podían acogerse a lo establecido en las resoluciones señalas en los resultandos del Tercero al Cuarto de esta resolución. Asimismo, se señaló que PGPB sería responsable de respetar los derechos de sus clientes actuales.

DECIMOSÉPTIMO. Que mediante la resolución RES/204/2010 se actualizaron los criterios para reservar capacidad en el Sistrangas establecidos en la resolución RES/400/2007.

DECIMOCTAVO. Que en el resolutivo cuarto de la resolución RES/996/2015 se estableció que los Acuerdos Base y Contratos de Venta de Primera Mano de Gas Natural celebrados al amparo de las Resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002, mantienen su vigencia en los términos pactados, y para tales efectos se mantienen vigentes las disposiciones que resulten aplicables de los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural a que hace referencia la resolución RES/158/2000.

DECIMONOVENO. Que por su parte, el Resolutivo Primero de la RES/968/2016 establece que la capacidad máxima en el Sistrangas que Pemex y CFE podrán reservar con el Cenagas, para sus operaciones de generación eléctrica y transformación industrial de hidrocarburos, es la siguiente:

CAPACIDAD TOTAL (GJ/D) CFE PEMEX 1,152,752 1,430,877 RES/1700/2016 10

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VIGÉSIMO.

Que el Resolutivo Segundo de la resolución RES/968/2016 señala que la capacidad a la que se refiere el Resolutivo Primero es independiente de la capacidad contratada en base firme al amparo de las resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002.

VIGÉSIMO PRIMERO.

Que mediante la resolución RES/1381/2016 la Comisión aprobó la modificación del plazo de temporada abierta del Sistrangas establecido en la RES/1037/2016 para recibir solicitudes de servicio del 28 de noviembre al 23 de diciembre de 2016.

VIGÉSIMO SEGUNDO.

Que mediante la resolución RES/1632/2016 la Comisión aprobó modificar el calendario para la temporada abierta del Sistrangas establecido en la resolución RES/1381/2016, para quedar del 28 de noviembre al 30 de diciembre de 2016.

VIGÉSIMO TERCERO.

Que de acuerdo con lo antes señalado, la Comisión considera necesario dar claridad y certeza respecto a la reserva de capacidad de transporte de gas natural que el Cenagas reconocerá a: i) los PIE que sean titulares de contratos de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada derivados de las licitaciones que fueron convocadas por la CFE, y ii) los usuarios que cuenten con acuerdos de inversión que fueron firmados al amparo de las CGPS para el SNG, que comprometían determinada capacidad en base firme en dicho sistema; ante el inminente inicio del régimen de reserva de capacidad del Sistrangas.

VIGÉSIMO CUARTO.

Que lo anterior con el objetivo de contribuir a lo previsto en el PND, específicamente en lo relativo a asegurar el abastecimiento racional de energía eléctrica a lo largo del país, a través de acciones tales como la diversificación de la composición del parque de generación de electricidad, y salvaguardar los derechos de terceros tal como lo dispone el párrafo octavo del artículo Transitorio Décimo Segundo de la LH.

Por lo anterior, y con fundamento en los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo primero, 5, 22, fracciones I, II, III, IV, X, XXIV, XXVI y XXVII, 27, 41, fracción I y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, fracción III, 5, segundo párrafo, 48, fracción II, 65, 66, 70, 81, fracciones I, incisos a) y f) y VI, 82, 95, 131 y Transitorio Décimo Segundo de la Ley de

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Hidrocarburos; 1, 5, fracciones I y VII, 6, 30, 33, 60, 72, 73 y 74 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos; 2, 16, fracciones VII, IX y X, 35, fracción I, 38, 49 y 57, fracción I de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, y 1, 2, 3, 6, fracción I, 10, 16, párrafo segundo, fracciones I y III, 17, fracción I y 59, fracción I del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, la Comisión Reguladora de Energía:

RESUELVE

PRIMERO. El Centro Nacional de Control del Gas Natural deberá excluir de la capacidad disponible para temporada abierta, la capacidad que fue comprometida en base firme a través de los contratos firmados al amparo de las resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002.

SEGUNDO. El Centro Nacional de Control del Gas Natural deberá excluir de la capacidad disponible para temporada abierta, la capacidad asociada a los acuerdos de inversión que fueron firmados al amparo de las Condiciones Generales de Prestación de Servicio aprobadas para el Sistema Nacional de Gasoductos, que comprometían determinada capacidad en base firme en dicho sistema, ahora llamado Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural.

TERCERO. Los productores independientes de energía eléctrica que sean titulares de contratos de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada derivados de las licitaciones convocadas por la Comisión Federal de Electricidad, pero que no cuenten con contratos de capacidad de transporte de gas natural en base firme al amparo de las resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002, podrán reservar con el Centro Nacional de Control del Gas Natural hasta por la capacidad que les fue reconocida en los derechos adquiridos aprobados por la Comisión Reguladora de Energía mediante la Resolución RES/204/2010 y notificados en su momento por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

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Para efectos de lo anterior, el Centro Nacional de Control del Gas Natural deberá determinar el punto de inyección y trayectos asociados (asignación de capacidad). Para dicha determinación se deberán observar las siguientes premisas:

I. Asignar los puntos de inyección de acuerdo a los patrones de inyección históricos con los que han sido atendidos los requerimientos de los productores independientes de energía;

II. Dadas las combinaciones de inyección y extracción, identificar las trayectorias que dentro del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural sean técnicamente viables y que optimicen la capacidad disponible para el resto de los usuarios del sistema, y

III. Tomar en cuenta los porcentajes de gas combustible vigentes en la relación entre cantidades inyectadas y extraídas.

CUARTO. Las capacidades referidas en los resolutivos primero a tercero que se excluyen de la temporada abierta, deberán ser contabilizadas y asignadas una sola vez por el Centro Nacional de Control del Gas Natural, en caso de estar previstas simultáneamente en más de uno de los supuestos establecidos en los resolutivos Primero a Tercero de la presente Resolución.

QUINTO. Los contratos a que hace referencia el resolutivo primero se mantendrán en sus términos, sin perjuicio de que puedan solicitar capacidad por debajo de lo establecido en el contrato respectivo cuando ros productores independientes de energía requieran cantidades menores a las estipuladas. SEXTO. Los usuarios del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural a que se hace referencia en los resolutivos segundo y tercero tendrán hasta el 31 de enero de 2017 para reservar con el Centro Nacional de Control del Gas Natural, en la modalidad en base firme, la capacidad a la que se hace referencia en la presente resolución.

SÉPTIMO. En caso de que alguna de las Empresas Productivas del Estado reserve capacidad en base firme con el Centro Nacional de Control de Gas Natural, en nombre de cualquier productor independiente de energía, de acuerdo a lo establecido en el resolutivo inmediato anterior, dicha capacidad deberá ser tratada independientemente de aquella capacidad derivada de la Ronda EPE.

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OCTAVO.

La asignación de capacidad que el Centro Nacional de Control del Gas Natural realice a la Comisión Federal de Electricidad con motivo de la Ronda EPE y al amparo de la resolución RES/968/2016, deberá efectuarse considerando la capacidad que cada una las empresas productivas subsidiarias requiera, en lo particular, para sus propias operaciones de generación, de conformidad con lo previsto en el artículo Décimo Segundo Transitorio, párrafo quinto, de la Ley de Hidrocarburos. En razón de ello, corresponderá a cada una de las empresas productivas subsidiarias de generación de la Comisión Federal de Electricidad a las que se les asigne capacidad, suscribir con el Centro Nacional de Control del Gas Natural el contrato de reserva de capacidad respectivo.

NOVENO.

Para efectos de la asignación de capacidad en el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural para todos los usuarios, ya sea aquellos que reserven al amparo de la Ronda EPE o los correspondientes en temporada abierta, así como a los que hacen referencia los resolutivos primero a tercero del presente instrumento, el Centro Nacional de Control del Gas Natural permitirá intercambiar puntos de inyección siempre que esto sea técnicamente viable, no se afecte el servicio de terceros y no se ponga en riesgo la operación del sistema; dicho intercambio se podrá realizar una vez concluida la asignación de capacidad como resultado de la Temporada Abierta y no deberá generar rentas para los usuarios.

DÉCIMO.

Una vez llegada la fecha a que hace referencia el Resolutivo Sexto, el Centro Nacional de Control del Gas Natural deberá implementar una nueva temporada abierta para asignar la capacidad que, habiendo sido excluida de la temporada abierta que está actualmente en curso, no haya sido reservada por los productores independientes de energía en términos de lo establecido en la presente Resolución.

UNDÉCIMO.

La capacidad que reserven los adquirentes al amparo de los resolutivos Primero y Tercero de la presente Resolución, deberá destinarse únicamente para las actividades de generación eléctrica que fueron reconocidas mediante las resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002. Lo anterior, en el entendido que aquella capacidad que no esté siendo utilizada para tales fines deberá ser puesta a disposición de terceros mediante boletín electrónico por el Centro Nacional de Control del Gas Natural, a fin de garantizar la operación eficiente del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural y garantizar el acceso abierto no indebidamente discriminatorio.

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DUODÉCIMO. En el uso de la capacidad que los productores independientes de energía eléctrica y los usuarios del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural que cuenten con acuerdos de inversión, reserven con motivo de la presente resolución, se deberá observar en todo momento los principios de acceso abierto no indebidamente discriminatorio, y las reglas establecidas en la resolución RES/900/2015 y demás disposiciones que resulten aplicables.

DECIMOTERCERO. La tarifa máxima que pagarán los productores independientes de energía eléctrica y los usuarios del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural que cuenten con acuerdos de inversión, con motivo de la reserva de capacidad que resulte de la presente resolución, será la tarifa máxima regulada de los trayectos por punto de inyección y punto de extracción para los cuales les sea asignada capacidad.

DECIMOCUARTO. Que la capacidad que las empresas productivas del Estado, los productores independientes de energía eléctrica y los usuarios del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural que cuenten con acuerdos de inversión requieran en exceso a la reservada al amparo de la presente Resolución podrá ser reservada mediante el proceso de temporada abierta que lleve a cabo el Centro Nacional de Control del Gas Natural. Su participación en la temporada abierta será en igualdad de condiciones respecto de otros interesados.

DECIMOQUINTO. Notifíquese la presente resolución a Petróleos Mexicanos, la Comisión Federal de Electricidad, al Centro Nacional de Control del Gas Natural, a los productores independientes de energía eléctrica con contratos de reserva de capacidad en base firme reconocidos en las resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002, a los usuarios que firmaron Acuerdos de Inversión al amparo de lo establecido en las Condiciones Generales de Prestación de Servicio de Transporte del Sistema Nacional de Gasoductos (ahora Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural) y hágase de su conocimiento que el presente acto administrativo sólo podrá impugnarse a través del juicio de amparo indirecto, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 27 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y que el expediente respectivo se encuentra y puede ser consultado, en las oficinas de esta Comisión Reguladora de Energía, ubicadas en boulevard Adolfo López Mateos 172, colonia Merced Gómez, Benito Juárez, código postal 03930, Ciudad de México.

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Marcelino Madrigal Martínez Comisionado

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Luis Guillermo Pineda Bernal Comisionado

DECIMOSEXTO. Inscríbase la presente resolución bajo el número

RES/1700/2016, en el registro a que se refieren los artículos 22, fracción XXVI y 25, fracción X, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y 59, fracción 1 del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.

Ciudad de México, a 24 de noviembre de 2016.

ermo Ignacio García Alcocer Presidente

Noé Nav reté González Comi ionado

vvV,--‘45e,y.ejte-v-vvr\-...,ro Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez

Comisionada

Ago

ra-

Jesús Se aríderos Comisionado

Gúl rmo Z iga Martínez Comía nado

(17)

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Digitally signed by INGRID GALLO MONTERO

Date: 2016.11.29 00:50:51 +00:00 Reason: Firma digital