RESOLUCIÓN POR LA QUE SE DETERMINA EL COSTO MÁXIMO QUE TRACTEBEL DGJ, S. A. DE C. V., TRACTEBEL DIGAQRO, S. A. DE C. V., Y TRACTEBEL GNP, S. A.

Transcripción

1 RESOLUCIÓN Núm. RES/358/2006 RESOLUCIÓN POR LA QUE SE DETERMINA EL COSTO MÁXIMO QUE TRACTEBEL DGJ, S. A. DE C. V., TRACTEBEL DIGAQRO, S. A. DE C. V., Y TRACTEBEL GNP, S. A. DE C. V., PODRÁN TRASLADAR A LOS USUARIOS FINALES 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, de acuerdo con el Capítulo 5 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), la regulación vigente del precio máximo de adquisición 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, incluyendo el costo total del volumen de gas adquirido por unidad de volumen de gas vendido. Segundo Que, mediante Resolución número RES/112/2001 de fecha 19 de julio de 2001, esta Comisión Reguladora de Energía (esta Comisión) estableció la periodicidad y los formatos en los que los distribuidores de gas natural deben presentar la información a que se refieren los artículos 92 y 93 del Reglamento de Gas Natural (el Reglamento) y la Disposición 5.11 de la Directiva de Precios y Tarifas. Tercero Que, mediante Resolución número RES/200/2003 de fecha 1 de octubre de 2003, esta Comisión modificó la metodología relativa al precio máximo de adquisición (PA) establecido en la Directiva de Precios y Tarifas, a efecto de permitir a los distribuidores de gas natural incorporar en el PA los ajustes que se deriven de la contratación de instrumentos financieros de cobertura de precios en beneficio de los usuarios de gas natural. Cuarto Que esta Comisión ha estado trabajando en una nueva Directiva de Precios y Tarifas con el objeto de mantener permanentemente actualizado el marco regulatorio a efecto de actuar con imparcialidad y brindar certidumbre en el largo plazo, pero, a la vez, con la flexibilidad necesaria para permitir el desarrollo de las empresas permisionarias de acuerdo a la evolución del sector de la energía, lo que ha conducido a esta Comisión a introducir modificaciones en la metodología del precio máximo de adquisición y en los costos trasladables a través de las tarifas de distribución. RES/358/2006

2 Quinto Que, el 14 de julio de 2005, esta Comisión emitió los Acuerdos de Mediación que establecen los lineamientos para resolver la controversia suscitada respecto de las mediciones realizadas en los puntos de recepción del sistema de distribución y la medición agregada dentro de las zonas geográficas, que dará por resultado la realización y firma de Convenios de Medición entre los permisionarios de distribución y Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) en donde se formaliza la facturación de venta de primera mano de conformidad con las mediciones registradas en los puntos de recepción del sistema de distribución a la entrada de cada zona geográfica. 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, 90, 91, 92 y 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 paguen una cantidad mayor al precio máximo de venta de primera mano más las tarifas autorizadas de transporte y almacenamiento. Cuarto Que, de conformidad con las Disposiciones 5.3 fracción I y 5.4 de la Directiva de Precios y Tarifas, el PA permitirá a los distribuidores recuperar los costos en que incurran por 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 o, en su caso, un precio de referencia distinto a éste cuando el distribuidor no esté conectado a una planta de proceso de gas nacional a través del sistema de transporte o RES/358/2006 2

3 cuando el precio máximo de venta de primera mano no sea apropiado, debido a la posición geográfica en donde se ubique el distribuidor. Quinto Que, de conformidad con las Disposiciones 5.6 y 5.7 de la Directiva de Precios y Tarifas, la metodología vigente para la determinación del PA considera que el costo máximo del gas adquirido podrá ser recuperado a través del número total de Gigacalorías vendidas a todos los usuarios de distribución con comercialización, lo que significa la posibilidad, por parte del distribuidor, de recuperar las diferencias entre el gas adquirido y el vendido que registre el sistema de distribución a través del PA en un período, conforme la siguiente fórmula: PA t? G t? T t? A t V t Donde: G t es el costo máximo del gas que podrá ser trasladado a los usuarios en el mes t (pesos). G t será igual al precio máximo de referencia mensual (PR t ) multiplicado por el volumen mensual adquirido por el distribuidor. T t es costo total del servicio transporte incurrido en el mes t (pesos); A t es el costo total del servicio de almacenamiento en el mes t (pesos), y V t es la energía contenida en el volumen de gas vendido en el mes t (unidad) Sexto Que, como resultado de los Convenios de Medición a que hace referencia el Resultando Quinto anterior, PGPB formalizará la facturación de la venta de primera mano considerando las mediciones realizadas en los puntos de recepción de gas natural a la entrada de cada zona geográfica, delimitando las pérdidas operativas por la conducción del gas natural en el sistema de distribución en la contabilidad del distribuidor. Séptimo Que se considera como pérdidas operativas del sistema a la diferencia entre la cantidad de gas natural inyectada al sistema de distribución y la cantidad extraída del mismo, una vez descontadas las diferencias de medición. En la medición de las pérdidas operativas no se considera el gas de empaque en los ductos o los desbalances que sean atribuibles directamente a los usuarios de distribución simple. Octavo Que la metodología del PA descrita en el Considerando Quinto anterior, aunado a la formalización de la facturación de las ventas de primera RES/358/2006 3

4 mano con base en el resultado de las mediciones en los puntos de recepción de los sistemas de distribución de gas natural a que se refiere el Considerando Sexto anterior, permite al distribuidor recuperar las diferencias de medición entre el gas adquirido para su venta a los usuarios de distribución con comercialización y el vendido, así como los costos por las pérdidas operativas inherentes a la conducción del gas en el sistema correspondientes tanto a las entregas a los usuarios de distribución con comercialización, como a los usuarios de distribución simple, pero lo restringe a repercutir dichas diferencias y pérdidas operativas únicamente entre los usuarios de distribución con comercialización, contraviniendo lo establecido en el artículo 6 del Reglamento a que hace referencia el Considerando Segundo anterior. Noveno Que la Directiva de Precios y Tarifas vigente, en el caso de los sistemas de distribución, no establece un mecanismo específico para el traslado del costo en que incurran por las pérdidas operativas a todos los usuarios de dicho sistema, con excepción de la metodología del PA descrita en el Considerando Quinto anterior, por lo que se hace necesario, hasta en tanto no se expida la nueva directiva, definir el concepto de pérdidas operativas, establecer el límite máximo permisible para dichas pérdidas que represente una operación eficiente de los sistemas y determinar el mecanismo que permita repercutirlas de manera no discriminatoria entre todos los usuarios del sistema. Décimo 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% del gas natural conducido en el sistema, sin considerar los desbalances generados por los usuarios de distribución simple o los atribuibles al distribuidor por una adquisición ineficiente de gas que no corresponda al consumo de sus usuarios de distribución con comercialización. Undécimo 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 tener los ingresos suficientes para cubrir los costos eficientes de la operación y prestación del servicio. Duodécimo Que las pérdidas operativas representan un costo inherente a la operación del sistema y a la prestación del servicio y que las mismas están relacionadas con el flujo del gas que se conduce, por lo que deben ser recuperadas mediante la tarifa de distribución y en forma proporcional al gas RES/358/2006 4

5 entregado a cada uno de los usuarios. Decimotercero 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, ya que se considera que existe un límite en dichas pérdidas que está fuera del control del permisionario. Decimocuarto Que, con el objeto de permitir a los permisionarios recuperar el costo que representan las pérdidas operativas que se generan en el sistema de distribución, y hasta en tanto se publique la nueva Directiva de Precios y Tarifas a que se hace referencia en el Resultando Cuarto anterior, se hace necesario permitir el traslado de 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 definición y el límite máximo permisible de pérdidas operativas establecidos en el Considerando Décimo anterior. Decimoquinto Que en caso de existir actualmente pérdidas operativas que excedan el límite máximo permisible establecido en el Considerando Décimo anterior, es necesario que el permisionario justifique a la Comisión el nivel de pérdidas operativas registrado, las causas de las mismas y establezca un programa de reducción de pérdidas operativas a fin de que la Comisión pueda aprobar dicho programa y, con base en las metas y compromisos planteados en el mismo, pueda autorizar una ampliación al límite máximo permisible a ser trasladado durante la vigencia del programa. Decimosexto Que, con el objeto de evitar un trato indebidamente discriminatorio a que se hace referencia en el Considerando Segundo anterior, las pérdidas operativas se deberán prorratear entre todos los usuarios del sistema de distribución, de manera proporcional al consumo de gas natural que realizan dichos usuarios, a menos que se acredite ante esta Comisión que parte de dichas pérdidas puedan ser asignadas justificadamente a usuarios específicos. Decimoséptimo Que, para que esta Comisión pueda aprobar los costos trasladables por pérdidas operativas, los distribuidores deberán presentar ante la Comisión una propuesta de metodología que permita calcular el costo RES/358/2006 5

6 a ser trasladado a través de la tarifa en pesos por Gigacaloría (factor Y), incluyendo la estimación de las pérdidas operativas en Gigacalorías debidamente justificadas ante esta Comisión, así como el precio para calcular el costo de dichas pérdidas. Decimoctavo Que, por lo expuesto en los Considerandos anteriores, para obtener una regulación y supervisión efectiva y no discriminatoria en la materia resulta necesario adecuar la definición de V t en la fórmula empleada para la determinación del PA descrita en el Considerando Quinto anterior, así como en los ajustes realizados a dicha fórmula en las resoluciones RES/112/2001 y RES/200/2003 que se mencionan en los Resultandos Segundo y Tercero, para quedar como sigue: PA t? G t? T t? A t V t Donde: G t es el costo máximo del gas que podrá ser trasladado a los usuarios en el mes t (pesos). Gt es el resultado de multiplicar el precio máximo de referencia mensual por la energía contenida en el volumen mensual adquirido por el distribuidor. T t es costo total del servicio transporte incurrido en el mes t (pesos); A t es el costo total del servicio de almacenamiento en el mes t (pesos), y V t es la energía contenida en el volumen de gas adquirido en el mes t (unidad) Por lo anteriormente expuesto, y con fundamento en los artículos 4, segundo párrafo, 13, 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, 6.50 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/358/2006 6

7 R E S U E L V E Primero A partir del primero de enero de 2007 se modifica la definición de V t en la metodología para la determinación del PA descrita en la Disposición 5.6 de la Directiva de Precios y Tarifas para quedar como sigue: G t T t A t V t PA t? G? T t t? A t V t Donde: es el costo máximo del gas que podrá ser trasladado a los usuarios en el mes t (pesos). Gt es el resultado de multiplicar el precio máximo de referencia mensual por la energía contenida en el volumen mensual adquirido por el distribuidor. es costo total del servicio transporte incurrido en el mes t (pesos); es el costo total del servicio de almacenamiento en el mes t (pesos), y es la energía contenida en el volumen de gas adquirido en el mes t (unidad) Segundo A partir de la fecha de entrada en vigor de la nueva metodología para la determinación del PA establecida en el Resolutivo Primero anterior, Tractebel DGJ, S. A. de C. V., Tractebel Digaqro, S. A. de C. V., y Tractebel GNP, S. A. de C. V., podrán trasladar el costo de las pérdidas operativas del sistema de distribución a través del factor Y de la tarifa de distribución, hasta un límite máximo equivalente a un 2% de gas natural conducido en el sistema, que afectará el cargo por uso de la tarifa de distribución simple y el cargo volumétrico de la tarifa de distribución con comercialización. Tercero En caso que las pérdidas operativas actuales excedan el 2% del gas natural conducido en el sistema, Tractebel DGJ, S. A. de C. V., Tractebel Digaqro, S. A. de C. V., y Tractebel GNP, S. A. de C. V., deberán presentar, para aprobación de la 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, la Comisión podrá, en su caso, autorizar una ampliación al límite máximo permisible del valor de las pérdidas que, durante la vigencia del mismo, puede ser trasladado. Cuarto Se le requiere a Tractebel DGJ, S. A. de C. V., Tractebel Digaqro, S. A. de C. V., y Tractebel GNP, S. A. de C. V., para que, en un plazo no RES/358/2006 7

8 mayor a un mes contado a partir de la fecha en que surta efectos la notificación de la presente Resolución, presenten para la aprobación de esta Comisión la metodología para la determinación de las pérdidas operativas en Gigacalorías, la propuesta de metodología para el cálculo del factor Y a que se refiere esta Resolución, así como su impacto sobre el ingreso máximo autorizado. Quinto Notifíquese a Tractebel DGJ, S. A. de C. V., Tractebel Digaqro, S. A. de C. V., y Tractebel GNP, 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/358/2006 en el registro a que se refiere la fracción XVI del artículo 3 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía. México, D.F., a 07 de diciembre, 2006 Francisco J. Salazar Diez de Sollano Presidente Francisco José Barnés de Castro Comisionado Israel Hurtado Acosta Comisionado Noé Navarrete González Adrián Rojí Uribe Comisionado Comisionado RES/358/2006 8

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