RESOLUCIÓN Núm. RES/404/2007

Transcripción

1 RESOLUCIÓN Núm. RES/404/2007 RESOLUCIÓN POR LA QUE SE DETERMINA LA METODOLOGÍA APLICABLE A GAS NATURAL MÉXICO, S. A. DE C. V., Y A COMERCIALIZADORA METROGAS, S. A. DE C. V., PARA EL CÁLCULO DEL FACTOR QUE PERMITE TRASLADAR A LOS USUARIOS FINALES EL COSTO POR LAS PÉRDIDAS OPERATIVAS DE GAS NATURAL A TRAVÉS DE LA TARIFA DE DISTRIBUCIÓN R E S U L T A N D O Primero. Que, mediante Resolución RES/308/2006 de fecha 19 de octubre de 2006, esta Comisión Reguladora de Energía (esta Comisión) modificó la definición de V t en la metodología para la determinación del Precio Máximo de Adquisición (PA) descrita en la Disposición 5.6 de la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural, DIR GAS , publicada en el Diario Oficial de la Federación el 20 de marzo de 1996 (Directiva de Precios y Tarifas) a efecto de considerar únicamente la energía contenida en el volumen de gas natural adquirida, y aprobó a Gas Natural México, S. A. de C. V., y Comercializadora Metrogas, S. A. de C. V., (los Permisionarios) trasladar el costo de las pérdidas operativas del sistema de distribución a través del Factor Y de la tarifa de distribución, previa aprobación de la metodología para el cálculo y traslado de dichas pérdidas operativas. Segundo. Que la Resolución a que hace referencia el Resultando Primero anterior resolvió que, en caso de que las pérdidas operativas actuales excedieran el 2 por ciento del gas natural conducido en el sistema, los Permisionarios deberían presentar, para aprobación de esta Comisión, la justificación de dichas pérdidas, así como un programa de trabajo para minimizarlas, especificando los plazos para ello. Con base en las metas y compromisos planteados en dicho programa, esta Comisión podría, en su caso, autorizar una ampliación al límite máximo permisible del valor de las pérdidas que, durante la vigencia del mismo, podría ser trasladado. Tercero. Que, mediante escritos de fecha 29 de noviembre de 2006, los Permisionarios presentaron ante esta Comisión un recurso de reconsideración en contra de la Resolución número RES/308/2006, misma que quedó confirmada en su contenido a través de la Resolución número RES/023/2007 de fecha 21 de febrero de RES/404/2007

2 Cuarto. Que, con fecha 10 de abril de 2007, la Secretaría Ejecutiva de esta Comisión emitió el oficio número SE/DGGN/0810/2007 mediante el cual, con base en el Acuerdo del Pleno de esta Comisión de fecha 26 de marzo de 2007, notificó a los Permisionarios lo siguiente: 1. Prorrogar la fecha de entrada en vigor de la modificación de la definición de Vt en la metodología para la determinación del PA descrita en la Disposición 5.6 de la Directiva de Precios y Tarifas a que hace referencia el resolutivo primero de la resolución RES/308/2006, hasta el 30 de junio de Prorrogar la fecha de entrada en vigor del traslado de las pérdidas operativas a través de la tarifa como factor Y, referido en el resolutivo segundo de la resolución RES/308/2006, hasta el 30 de junio de 2007, para lo cual se le requiere para que en un plazo de diez días, contado a partir del día siguiente de la notificación del presente oficio, proporcione la información contenida en el resolutivo Cuarto de la resolución RES/308/2006. Quinto. Que, con fecha 16 de mayo de 2007, los Permisionarios presentaron ante esta Comisión un documento de trabajo sobre el tema del traslado de pérdidas operativas de gas natural a través de la tarifa de distribución. Sexto. Que, con fecha 12 de julio de 2007, esta Comisión publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Resolución RES/228/2007, de fecha 9 de julio de 2007, con la que esta Comisión modifica la metodología relativa al PA en el capítulo 5 de la Directiva de Precios y Tarifas para aquellos permisionarios que opten por implementar el Esquema de Cobertura a que refiere dicha Resolución para efectos de ser trasladado en el PA a los usuarios menores, considerando que el traslado del costo de las pérdidas operativas de los sistemas de distribución respectivos se deberá realizar a través del Factor Y a que se refieren la Directiva de Precios y Tarifas y las demás disposiciones jurídicas aplicables en esta materia. Séptimo. Que la Resolución RES/228/2007 señala que los Permisionarios que opten por no instrumentar el Esquema de Cobertura a que refiere dicha Resolución continuarán sujetándose a la formulación del PA establecida en el Capítulo 5 de la Directiva de Precios y Tarifas y demás disposiciones jurídicas aplicables en esta materia. RES/404/2007 2

3 Octavo. Que, con fecha 20 de julio de 2007, los Permisionarios presentaron ante esta Comisión un escrito con el que proponen una metodología para el traslado de la pérdidas operativas a través de la tarifa de distribución, solicitando que, en conjunto con el escrito de fecha 16 de mayo de 2007, sirviera como base para el análisis respecto del tema de pérdidas operativas, por lo que, derivado de dichos documentos, se llevaron a cabo diversas reuniones en las oficinas de esta Comisión para revisar con los Permisionarios dicha metodología. Noveno. Que, en los escritos a que hacen referencia los Resultandos Quinto y Octavo anteriores, los Permisionarios hacen referencia a las zonas geográficas de distribución de Monterrey, Toluca y Nuevo Laredo en donde el nivel de pérdidas operativas no podrá ser reducida a 2% en el corto plazo, debido principalmente a situaciones de fraudes e ilícitos, registrados como pérdidas no técnicas, aceptando que el porcentaje de pérdidas técnicas asociadas a la actividad de conducción del gas natural es igual o menor al 2% en todas sus zonas geográficas de distribución. C O N S I D E R A N D O Primero. Que, de acuerdo con los artículos 4, segundo párrafo, 14, fracciones I, II, IV y VI, y 16 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo de Petróleo, 2, fracción VII, y 3, fracciones VIII y XIX, de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, y 1, 7, 14 y 90 a 93 del Reglamento de Gas Natural, corresponde a esta Comisión supervisar y vigilar el cumplimiento de las disposiciones jurídicas aplicables a la actividad de distribución de gas natural, así como aprobar los términos y condiciones a que deberá sujetarse la prestación del servicio de distribución de gas natural. Segundo. Que, de conformidad con el artículo 6 del Reglamento, se considerará indebidamente discriminatorio negar un trato semejante a usuarios o adquirientes similares en condiciones similares. Tercero. Que, de acuerdo con las disposiciones 5.1 y 5.2 de la Directiva de Precios y Tarifas, la regulación del PA establece un límite en el cargo que el distribuidor puede trasladar a los usuarios finales como resultado de los costos incurridos en la adquisición del gas y la contratación de los servicios de transporte y almacenamiento para prevenir que los usuarios finales RES/404/2007 3

4 paguen una cantidad mayor al precio máximo de venta de primera mano más las tarifas autorizadas de transporte y almacenamiento. Cuarto. Que se consideran como pérdidas operativas del sistema de distribución la diferencia entre la energía contenida en el volumen de gas natural inyectada al sistema de distribución y la energía contenida en el volumen de gas natural extraída del mismo. Quinto. Que los criterios de eficiencia en la conducción de gas natural comúnmente aceptados en la industria establecen como límite máximo aceptable de pérdidas operativas hasta el equivalente al 2 por ciento del gas natural conducido en el sistema, aunque existen Permisionarios que han registrado ante esta Comisión niveles más bajos o iguales a cero, en muchos casos porque la medición del gas natural la realiza el Permisionario en los puntos de salida del sistema para cada usuario final y esta medición es utilizada para la facturación que realiza el comercializador, por lo que las pérdidas que puedan existir en el sistema las absorbe el comercializador. Sexto. Que actualmente existen cuatro situaciones en la medición del gas que se inyecta al sistema de distribución de cada zona geográfica de distribución: 1. Cuando la medición del gas la realiza sólo el transportista en el punto de inyección del gas natural en la zona geográfica de distribución (City Gate). 2. Cuando la medición de gas natural la realiza el transportista de gas natural en paralelo con el distribuidor en el City Gate de la zona geográfica. 3. Cuando la medición del gas natural la realiza el distribuidor en las Estaciones de Regulación y Medición dentro de su zona geográfica y en las Estaciones de Medición de los usuarios de distribución simple. 4. Cuando la medición del gas natural la realiza el distribuidor sólo en los puntos de salida del sistema para cada usuario final. Séptimo. Que, en las zonas geográficas en que no se pueda tener información sobre la energía contenida en el volumen de gas natural que se inyecta al sistema de distribución, por no haberse firmado todavía los Acuerdos de Medición con el comercializador, se considerará la medición de la energía contenida en el volumen de gas que utiliza el proveedor de gas RES/404/2007 4

5 para la facturación a los Permisionarios, en el caso de ventas a usuarios de distribución con comercialización, y para la facturación a los usuarios de distribución simple dentro del sistema, como la energía contenida en el volumen de gas inyectado al sistema de distribución, para efectos de determinar las pérdidas operativas. Asimismo, se considerará la energía contenida en el volumen de gas natural medida por el distribuidor, para efectos de la facturación del servicio de distribución con comercialización y distribución simple dentro del sistema, como la energía contenida en el volumen de gas extraída del sistema de distribución. Octavo. Que, de conformidad con el artículo 81 del Reglamento y la Disposición 9.2 de la Directiva de Precios y Tarifas, las tarifas de distribución deben permitir a los permisionarios eficientes obtener los ingresos suficientes para cubrir los costos adecuados de operación y mantenimiento aplicables al servicio, los impuestos, la depreciación y una rentabilidad razonable. Noveno. Que las pérdidas operativas técnicas representan un costo inherente a la operación del sistema y están relacionadas con el flujo del gas que se conduce, por lo que deben ser recuperadas mediante un cargo trasladable a la tarifa de distribución proporcional al gas entregado a cada uno de los usuarios. Décimo. Que, de conformidad con el Capítulo 6 de la Directiva de Precios y Tarifas, los costos trasladables son aquellos que los permisionarios pueden transferir directamente a los usuarios a través de la tarifa de distribución por medio del Factor Y. Estos costos no están sujetos al ajuste por la inflación y por factor de eficiencia. Undécimo. Que, con el objeto de permitir a los permisionarios recuperar el costo que representan las pérdidas operativas técnicas que se generan en el sistema de distribución, y toda vez que tienen una relación directa con el flujo del gas que se conduce, se hace necesario trasladar este costo en el cargo por uso de la tarifa de distribución, en el caso de los usuarios de distribución simple, y en el cargo volumétrico, en el caso de la tarifa para los usuarios que contraten la distribución con comercialización, atendiendo a la siguiente metodología: Se determinará un máximo de 2 por ciento como el porcentaje del volumen de pérdidas operativas técnicas, definido como la diferencia entre la RES/404/2007 5

6 sumatoria de la energía contenida en el volumen de gas que utiliza el proveedor para la facturación del gas a los Permisionarios, en el caso de ventas a usuarios de distribución con comercialización, y para la facturación a los usuarios de distribución simple dentro del sistema, menos la energía contenida en el volumen de gas natural medido por el distribuidor para efectos de la facturación del servicio de distribución con comercialización y simple dentro del sistema. Se calculará la proporción de esta diferencia con respecto a la energía contenida en el volumen de gas conducido y facturado por los Permisionarios como distribución con comercialización y distribución simple en un periodo de un año. P t = (GA t-1 + GDS t-1) - GD t-1 Donde: P t GA t-1 GD t-1 Es el factor que multiplicado por cien representa el porcentaje de la pérdida operativa técnica del sistema inherente a la conducción de gas natural a aplicar en el año (t). Este porcentaje no podrá tener un valor menor a 0 por ciento ni mayor a 2.0 por ciento. Es la energía contenida en el volumen de gas adquirido por los Permisionarios de distribución, facturado por PGPB o por el comercializador, para su venta a los usuarios de distribución con comercialización dentro del sistema de distribución de la zona geográfica en el periodo anterior de doce meses de octubreseptiembre (t-1). GDS t-1 Es la energía contenida en el volumen de gas facturado por PGPB o por el comercializador a los usuarios de distribución simple dentro del sistema. La medición de este gas la realiza el distribuidor y es proporcionada al comercializador para dicha facturación. GD t-1 Es la energía contenida en el volumen de gas conducido y/o facturado por los Permisionarios como distribución con comercialización y distribución simple dentro del sistema en la zona RES/404/2007 6

7 geográfica de distribución en el periodo anterior de doce meses de octubre-septiembre (t-1). Cuando el porcentaje resultante sea superior al 2 por ciento, se aplicará un P t de 2 por ciento en la determinación del costo de las pérdidas operativas a ser recuperadas a través de la tarifa por el tiempo. Si el porcentaje resultante se ubica entre los siguientes rangos, se aplicará el porcentaje correspondiente de la siguiente tabla para la determinación del costo de las pérdidas operativas a ser recuperadas. Porcentaje que arroja la fórmula P t 0.001% - 0.4% 0.4% 0.401% - 0.8% 0.8% 0.801% - 1.2% 1.2% 1.201% - 1.6% 1.6% 1.601% - 2.0% 2.0% Cuando el porcentaje resultante sea menor o igual a por ciento se considerará que no existen pérdidas operativas como lo señala el Considerando Quinto anterior. La fórmula se revisará cuatrimestralmente, integrando en el promedio móvil los datos reales de los meses transcurridos. Si en la revisión de la fórmula el porcentaje resultante registra un movimiento de dos o más rangos, el Permisionario podrá modificar el P t correspondiente para la determinación del costo de las pérdidas operativas a ser recuperadas, dando aviso a esta Comisión con quince días de anticipación. Si el Permisionario, manteniéndose por debajo del 2 por ciento al término del año, y como resultado de la instrumentación del P t de la tabla anterior, no hubiera recuperado la pérdida operativa, podrá solicitar a esta Comisión la revisión del porcentaje resultante de la fórmula. Para la determinación del valor del costo de las pérdidas operativas, o Factor Y PDC, se utilizará el precio mensual del Esquema de Cobertura que señala la Resolución RES/228/2007 a que hace referencia el Resultando Sexto anterior para el mercado de usuarios menores, o en su caso, el Precio Máximo de Adquisición denominado PA mensual, establecido en el capítulo 5 RES/404/2007 7

8 de la Directiva de Precios y Tarifas y demás disposiciones jurídicas aplicables en esta materia, para el resto de los mercados o usuarios que no estén bajo dicho Esquema de Cobertura. Y PDC estará determinado en pesos por GJ. Donde: Y PDCi = PA i * P t Y PDCi PA i Costo unitario mensual de las pérdidas operativas en el mercado de usuarios menores o en su caso para el resto de los usuarios de distribución con comercialización en el mes (i). Es el precio máximo de adquisición que considera el Precio Anual de Cobertura (PAC) del Esquema de Cobertura en el mercado de usuarios menores según la RES/228/2007, o en su caso, el Precio Máximo de Adquisición denominado PA(i) mensual establecido en el capítulo 5 de la Directiva de Precios y Tarifas y demás disposiciones jurídicas aplicables en esta materia. Para el caso de los usuarios de distribución simple que se ubiquen dentro de la zona geográfica de distribución y que sean clientes de PGPB u otra comercializadora, se aplicará el factor de pérdidas operativas técnicas al precio de venta de primera mano (PVPM) del mes (i) reportado por PGPB en su página electrónica con el costo de servicio y transporte correspondiente, o en el caso de las zonas geográficas con un precio de referencia distinto al PVPM, el precio de referencia para el mes (i) más la tarifa de transporte para la entrega en la zona geográfica que corresponda y el servicio correspondiente. Donde: Y PDSi = PVPM (o PR) i * P t Y PDSi Costo unitario mensual de las pérdidas operativas en el mercado de usuarios de distribución simple en el mes (i). (PVPM (o PR) i ) Es el Precio de Venta de Primera Mano más el servicio y RES/404/2007 8

9 tarifa de transporte correspondiente, o en el caso de las zonas geográficas con un precio de referencia distinto al PVPM, el precio de referencia para el mes (i) más el servicio correspondiente y la tarifa de transporte para la entrega en la zona geográfica que corresponda, sobre la base adicional notificado o equivalente. Una vez determinado el factor Y PDC y Y PDS para cada zona geográfica para el mes (i), se sumará como costo trasladable al cargo por uso de la tarifa de distribución que aplique a los usuarios de distribución simple en la factura del mes (i) o en el cargo volumétrico en la tarifa que aplique a los usuarios de distribución con comercialización del mes (i). Es decir, sólo se aplicará a la energía contenida en el volumen de gas entregado a cada usuario. Duodécimo. Que la metodología descrita en el Considerando Undécimo anterior busca establecer un esquema de incentivos transparente que le permita a los Permisionarios que, como resultado de la implementación del programa de reducción de pérdidas alcancen un nivel de pérdidas operativas menor al determinado como P t =2 por ciento y aprobado por esta Comisión, a mantenerlo por la duración de dicho programa, generando un ingreso por la eficiencia alcanzada en el sistema. Decimotercero. Que esta metodología fue discutida por los Permisionarios en las reuniones a que hace referencia el Resultando Octavo anterior, y permite la instrumentación automática del Factor Y en cada factura de manera mensual a cada usuario a partir del 1 de diciembre de Decimocuarto. Que derivado de la revisión de los escritos señalados en los Resultandos Quinto y Octavo anteriores, existen actualmente tres zonas geográficas de distribución que reflejan porcentajes de pérdidas operativas mayores al límite máximo que señala el Considerando Quinto anterior, argumentando el Permisionario que las pérdidas operativas que rebasan dicho porcentaje se refieren a pérdidas no técnicas asociadas a situaciones de ilícitos y fraudes. Decimoquinto. Que las zonas geográficas a que hacen referencia los escritos señalados en el Considerando inmediato anterior son Monterrey, Toluca y Nuevo Laredo, sistemas de distribución preexistentes a los procesos de licitación para el otorgamiento de permisos de distribución, y que, si bien el Permisionario ha llevado a cabo inversiones para sustituir la RES/404/2007 9

10 red dañada y reducir las pérdidas técnicas por debajo del límite autorizado, no ha logrado eliminar las pérdidas asociadas a ilícitos y fraudes, por lo que el porcentaje de las pérdidas operativas técnicas asociadas a la conducción de gas se ubica por encima de los niveles a que se refiere el Considerando Quinto anterior. Tomando en cuenta esta circunstancia, esta Comisión ha considerado procedente autorizar al Permisionario un programa de disminución de pérdidas operativas no técnicas que deberá ser implementado en un periodo de cinco años a partir de la fecha de entrada en vigor de los expedientes tarifarios del tercer quinquenio, y autorizar, por única vez, que el porcentaje que rebasa el 2% de la fórmula descrita en el Considerando Undécimo anterior sea recuperado de manera excepcional para estas zonas geográficas a través del Ingreso Máximo y la lista de tarifas que esta Comisión apruebe para el próximo periodo quinquenal de operaciones. Decimosexto. Que, para los efectos del artículo 59 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, mediante oficio número SE/DGGN/2576/2007 de fecha 28 de septiembre de 2007, esta Comisión puso previamente del conocimiento de los Permisionarios el proyecto de Resolución, estableciendo un plazo de diez días contado a partir de su notificación para que manifestara lo que a su derecho conviniera y aportara las pruebas que estimara convenientes. Decimoséptimo. Que, con fechas 15 y 24 de octubre de 2007 los Permisionarios dieron respuesta al oficio a que se refiere el Considerando Decimosexto anterior, acompañando comentarios al proyecto de Resolución. Por lo anteriormente expuesto, y con fundamento en los artículos 4, segundo párrafo, 14 y 16 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, 1, 2, fracción VII, 3, fracciones VIII, XII, XIX y XXII, 4 y 11 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, 1, 2, 3, 9, 12, 13, 14, 16, fracción X, 39, y 57, fracción I, de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1, 2, fracciones VI y XXII, 6, 7, 14, 61, 81, 90 a 93 y relativos del Reglamento de Gas Natural, y Disposiciones 1.1, 5.1 a 5.4, 5.6, 5.7, 5.15, 5.17, 6.44 a 6.63, 9.61, 9.66 y relativas de la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural, DIR-GAS , esta Comisión Reguladora de Energía: RES/404/

11 R E S U E L V E Primero. Se determina la metodología que Gas Natural México, S. A. de C. V. y Comercializadora Metrogas, S. A. de C. V. deberán aplicar para realizar el cálculo del Factor Y descrita en el Considerando Undécimo anterior, y su instrumentación en la factura mensual que permita trasladar a los usuarios finales el costo de las pérdidas operativas técnicas a través del cargo por uso de la tarifa de distribución simple y cargo volumétrico de la tarifa de distribución con comercialización, siempre y cuando dichas perdidas operativas técnicas no rebasen el límite máximo de 2 por ciento, a partir del 1 de diciembre de Segundo. Se le requiere a Gas Natural México, S. A. de C. V., y Comercializadora Metrogas, S. A. de C. V., para que, en un plazo de cinco días contado a partir de que surta efectos la presente Resolución, presente los porcentajes de pérdidas operativas técnicas que resulten de la metodología descrita en el Considerando Undécimo anterior y la información que sustenta el cálculo, para su aprobación. Tercero. Gas Natural México, S. A. de C. V., deberá de presentar, como parte del proceso de Revisión del Plan de Negocios de los permisos de distribución de las zonas geográficas de Monterrey, Toluca y Nuevo Laredo, el nivel de pérdidas operativas no técnicas y la estimación de su costo anual, considerado un programa de reducción de pérdidas operativas no técnicas para alcanzar un máximo de pérdidas operativas de 2 por ciento en un periodo de cinco años, contabilizado a partir de la fecha de entrada en vigor de los expedientes tarifarios del tercer quinquenio, así como el programa de acciones que llevará a cabo para eliminar las situaciones de ilícitos o fraudes en la operación del sistema, presentando el nivel y justificación de los gastos de administración y operativos que se llevarán a cabo para dichas acciones. RES/404/

12 Cuarto. Gas Natural México, S. A. de C. V., y Comercializadora Metrogas, S. A. de C. V., deberán informar cada cuatro meses a esta Comisión el porcentaje de pérdidas técnicas en cada una de sus zonas geográficas de distribución, y Gas Natural México, S. A. de C. V., deberá informar mensualmente a esta Comisión el nivel de pérdidas no técnicas en las zonas geográficas de Monterrey, Toluca y Nuevo Laredo. Quinto. Notifíquese a Gas Natural México, S. A. de C. V., y a Comercializadora Metrogas, S. A. de C. V., la presente Resolución, y hágase de su conocimiento que contra el presente acto administrativo podrá interponerse el recurso de reconsideración que prevé el artículo 11 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía y que el expediente respectivo se encuentra y puede ser consultado en las oficinas de esta Comisión ubicadas en Horacio 1750, Col. Polanco, Delegación Miguel Hidalgo, 11510, México, D. F. Sexto. Inscríbase la presente Resolución bajo el Núm. RES/404/2007 en el registro a que se refiere la fracción XVI del artículo 3 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía. RES/404/

13 México, Distrito Federal, a 30 de octubre de 2007 Francisco J. Salazar Diez de Sollano Presidente Francisco José Barnés de Castro Comisionado Israel Hurtado Acosta Comisionado Noé Navarrete González Comisionado Adrián Rojí Uribe Comisionado RES/404/