Directiva sobre la determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano dir-gas-001-2009






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Lunes 20 de julio de 2009 DIARIO OFICIAL

SECRETARIA DE ENERGIA

DIRECTIVA sobre la determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano DIR-GAS-001-2009.

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de Energía.

DIRECTIVA SOBRE LA DETERMINACION DE LOS PRECIOS MAXIMOS DE GAS NATURAL OBJETO DE VENTA DE PRIMERA MANO DIR-GAS-001-2009.

CONSIDERANDO

Que la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, reformada mediante decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 11 de mayo de 1995, establece en su artículo 3 que la industria petrolera abarca, entre otros, las ventas de primera mano de gas.

Que, asimismo, la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo establece que la regulación de las ventas de primera mano de gas tiene por objeto asegurar su suministro eficiente y comprende los términos y condiciones para realizar dichas ventas, así como la determinación de los precios aplicables.

Que la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, en su artículo 3, fracción VII, faculta a este órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía, que goza de autonomía técnica y operativa, para aprobar los términos y condiciones a que deberán sujetarse las ventas de primera mano de gas natural y expedir las metodologías para la determinación de sus precios, salvo que existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia.

Que, de conformidad con el artículo 8 del Reglamento de Gas Natural, publicado en el DOF el 8 de noviembre de 1995, el precio máximo del gas objeto de las ventas de primera mano (precio de vpm) será fijado conforme a lo establecido en las directivas expedidas por la Comisión, y la metodología para su cálculo deberá reflejar los costos de oportunidad y condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realice la venta.

Que, adicionalmente, de conformidad con el mismo artículo 8 del Reglamento de Gas Natural, así como con el artículo 11 del mismo ordenamiento, el precio de vpm no afectará la facultad del adquirente para negociar condiciones más favorables en su precio de adquisición, y Petróleos Mexicanos podrá otorgar descuentos por volumen o condiciones contractuales diferentes de conformidad con los términos y condiciones generales aprobados por la Comisión, siempre que no incurra en prácticas indebidamente discriminatorias.

Que atendiendo a las disposiciones jurídicas antes referidas, así como al artículo transitorio tercero del propio Reglamento de Gas Natural, con fecha 15 de marzo de 1996 la Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) expidió la Directiva sobre la determinación de precios y tarifas para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR–GAS–001–1996 (la DPT), misma que establece, en su Capítulo 4, la Metodología para determinar el precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano (la Metodología de precio de vpm).

Que, de acuerdo con la disposición 12.3 de la DPT, hasta que esta Comisión Reguladora de Energía apruebe en su totalidad los Términos y Condiciones Generales que regirán las ventas de primera mano de gas natural, éstas se sujetarán a la Metodología de precios aprobada en julio de 1995 (la Metodología Transitoria).

Que, mediante las Resoluciones RES/061/2002 y RES/046/2005 publicadas en el DOF con fechas 30 de abril de 2002 y 21 de abril de 2005, esta Comisión modificó las metodologías arriba señaladas, a efecto de adecuarlas a las condiciones del mercado.

Que, conforme al Régimen Transitorio de los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural (los TCG), aprobados mediante la Resolución RES/158/2000, así como a la Resolución RES/100/2001 y demás correlativas (Resoluciones RES/062/2002, RES/063/2002, RES/064/2002 y RES/110/2002), la Metodología de precio de vpm y la Metodología Transitoria se aplican de la manera siguiente:

I. La Metodología de precio de vpm es aplicable a las ventas de primera mano que se realicen al amparo de las Resoluciones RES/100/2001 y RES/110/2002, y

II. La Metodología Transitoria es aplicable al resto de las ventas de primera mano.

Que la Metodología de precio de vpm modificada mediante las Resoluciones RES/061/2002 y RES/046/2005 define el precio de vpm con base en lo siguiente:

I. El precio de referencia aplicable en Reynosa, Tamps., definido como el mínimo que resulte entre:

a. El índice mensual del mercado Houston Ship Channel (HSC), publicado en el Inside FERC´s Gas Market Report, y

b. El promedio de los precios diarios en el HSC durante los últimos cinco días hábiles de cotización del mes que corresponda (denominada bidweek), publicados en el Gas Daily, sección Daily Price Survey;

II. El costo de transporte entre la frontera en Reynosa, Tamps., y el sur de Texas, EE. UU., denominado TF;

III. El diferencial histórico entre los precios en el HSC y en el sur de Texas, y

IV. En su caso, el ajuste por netback, consistente en la tarifa de transporte en el Sistema Nacional de Gasoductos de Petróleos Mexicanos (SNG) correspondiente al trayecto de Reynosa al punto de arbitraje, menos la tarifa de transporte de Ciudad Pemex al punto de arbitraje.

Que, asimismo, la Metodología transitoria, igualmente modificada mediante la Resolución RES/046/2005, define el precio de vpm con base en lo siguiente:

I. El precio de referencia aplicable en Reynosa, Tamps., definido como el mínimo que resulte entre:

a. El índice mensual del sistema Texas Eastern Transmission Corp. (Tetco), publicado en el Inside FERC´s Gas Market Report, y

b. El promedio de los precios diarios de Tetco durante la bidweek, publicados en el Gas Daily, sección Daily Price Survey, y

II. En su caso, el ajuste por netback, consistente en la tarifa de transporte en el SNG correspondiente al trayecto de Reynosa al punto de arbitraje, menos la tarifa de transporte de Ciudad Pemex al punto de arbitraje.

Que, durante 2005 y 2006, Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB) ingresó escritos a la Comisión Reguladora de Energía relativos a una propuesta para sustituir el índice de referencia utilizado en la Metodología de precio de vpm por el correspondiente al mercado de Henry Hub, ubicado en Louisiana, EE. UU.

Que, en materia de energía, el Plan Nacional de Desarrollo 2007–2012 (PND) establece como objetivo “[a]segurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”, para lo cual el “sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales”.

Que, a efecto de lograr el anterior objetivo, el PND señala como estrategia, entre otras, revisar el marco jurídico para hacer de éste un instrumento de desarrollo del sector, fortaleciendo a Petróleos Mexicanos y promoviendo mejores condiciones de competencia en aquellas áreas en las que, por sus características, se incorpore inversión complementaria.

Que uno de los objetivos planteados en el Programa Sectorial de Energía 2007–2012 (PSE) es garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos y para ello propone como estrategias, entre otras, las siguientes:

● “Establecer un marco jurídico y desarrollar las herramientas que permitan al Estado fortalecer su papel como rector en el sector de hidrocarburos” y su correspondiente línea de acción “[r]evisar el marco legal para fortalecer las estructuras administrativas de la Administración Pública Federal que regulan y realizan la supervisión de las distintas etapas de la cadena de valor del sector hidrocarburos”.

● “Impulsar el rediseño del marco jurídico para mejorar la eficiencia en el sector hidrocarburos”, para lo cual establece, entre otras líneas de acción, fortalecer el marco normativo del sector petrolero para que se convierta en un instrumento de desarrollo de la economía, y consolidar y ampliar las acciones regulatorias para asegurar condiciones de competencia en las áreas no consideradas como estratégicas.

Que, como resultado de la reestructuración del sector de gas natural, la Comisión Reguladora de Energía debe concentrar sus esfuerzos en vigilar la consolidación de la industria y, para estos efectos, se requiere contar con los instrumentos de regulación que reflejen las necesidades cambiantes de la industria derivadas de las experiencias adquiridas, de manera que la regulación siente las bases para promover la competencia en los mercados del gas y para que éstos operen en condiciones de suficiencia, eficiencia y competitividad.

Que, en línea con lo que establecen el PND y el PSE, derivado de la propuesta de PGPB a que se hace referencia anteriormente, así como de análisis realizados por la Comisión Reguladora de Energía respecto de las ventajas y desventajas de utilizar el Henry Hub como mercado de referencia en la determinación del precio de vpm, se obtuvieron los resultados siguientes:

I. Se trata de uno de los mercados con mayor liquidez y profundidad en los Estados Unidos de América, ya que:

a. Cuenta con interconexión a 9 gasoductos interestatales y 4 gasoductos intraestatales, y

b. Cuenta con una capacidad aproximada de 1.8 mil millones de pies cúbicos diarios.

II. Es sede de un gran número de transacciones de compraventa de gas natural con importantes volúmenes del energético, y es uno de los mercados de mayor utilización como referente a nivel internacional, por ejemplo, para determinar los precios de cargamentos de gas natural licuado;

III. Lo anterior lo coloca como un mercado con mayor posicionamiento y liquidez que el HSC, lo que evita que PGPB o algún otro participante en la industria pueda influir en sus precios;

IV. Está adecuadamente correlacionado con los mercados del sur de Texas según se desprende de un análisis de igualdad de varianzas en el que:

a. En la mayor parte de los casos donde se compara el índice Henry Hub con los índices del sur de Texas se acepta la hipótesis de que las varianzas son las mismas, y

b. Los resultados obtenidos permiten concluir que la volatilidad de los precios del sur de Texas está altamente correlacionada con la volatilidad de Henry Hub.

V. La determinación de su precio está asociada con la evolución de los mercados de gas natural en territorio estadounidense;

VI. Tiene una alta correlación con la evolución del mercado de futuros y sus cotizaciones se emplean como referencia para la determinación de diversos instrumentos, como instrumentos derivados de cobertura en el mercado informal (Over the Counter), los diferenciales de transporte, etc., y

VII. Permite una contratación de coberturas financieras directa, sin necesidad de cotizar y contratar diferenciales de mercado (basis). A ello se suma que el Mercado Mexicano de Derivados (MexDer) cuenta con un contrato de licenciamiento con el New York Mercantile Exchange (NYMEX) para ofrecer contratos de futuros de gas natural en México que puede ofrecer diversas ventajas a los adquirentes de gas natural de vpm, tales como las siguientes:

a. Las cotizaciones de futuros en el MexDer, por transitividad, estarán referenciadas a Henry Hub;

b. El contrato ofertado en el MexDer es de 1,000 millones de unidades térmicas británicas (MMBtu), lo cual representa 10% del volumen especificado en el contrato de NYMEX, y

c. Las cotizaciones de futuro pueden obtenerse en pesos.

Que, derivado de lo anterior, se considera que utilizar el índice el Henry Hub como mercado de referencia representa un beneficio para los adquirentes de gas natural, toda vez que:

I. Se contaría con un mercado más representativo de la evolución de los precios de gas natural en EE. UU.;

II. El índice Henry Hub para el mercado spot tiene una alta correlación con el mercado de futuros (NYMEX), por lo que su evolución futura es más transparente y fácil de seguir, y

III. Se lograría una contratación de coberturas más directa, sin necesidad de cotizar otros diferenciales entre mercados (basis), lo que representaría una disminución en los costos de las operaciones de cobertura.

Que, en conformidad con las adecuaciones a la Metodología de precio de vpm establecidas en la Resolución RES/061/2002, el diferencial histórico entre el índice de referencia y el sur de Texas actualmente se determina utilizando como referente para el sur de Texas los precios del gas cotizados en el sistema Tetco.

Que el sur de Texas constituye un mercado relevante para determinar el precio de vpm en México debido a la cercanía con nuestra frontera y a que la mayor parte de las transacciones de comercio exterior de gas natural se realizan en ese mercado.

Que, dada la importancia de la evolución del mercado de gas en el sur de Texas para determinar el precio de vpm, considerar sólo el precio de Tetco como el representativo en ese mercado pudiera, en ocasiones, generar sesgos injustificados en el precio de vpm; por ejemplo, cuando el precio de Tetco no se publique o resulte de transacciones poco representativas, por lo que esta Comisión considera oportuno incorporar un nuevo índice de precio para esa región dentro de la Metodología de precio de vpm.

Que, de acuerdo con los análisis realizados, incorporar el índice cotizado en el sistema Tennessee Gas Pipeline, zona de Corpus Christi, Texas (TGP), como un nuevo referente para el sur de Texas y promediarlo, para tales efectos, con el índice Tetco, resulta idóneo debido a que:

I. TGP representa un punto líquido y suficientemente cercano a la frontera en Reynosa, Tamps., para las transacciones de compraventa de gas;

II. Sus precios se incluyen en las dos publicaciones empleadas en la determinación del precio de vpm (Inside FERC's y Gas Daily), y

III. Los resultados en pruebas estadísticas (análisis de correlación y de igualdad de varianzas) y econométricas (regresiones de mínimos cuadrados) utilizando la serie de precios de TGP contra Henry Hub y Tetco, son satisfactorias.

Que, por otra parte, en conformidad con las adecuaciones a la Metodología de precio de vpm establecidas en la Resolución RES/061/2002 antes referida, el ajuste por netback se determina a partir de las tarifas del servicio de transporte en base firme para los trayectos relevantes en el SNG, suponiendo un factor de utilización de 100 por ciento en dichos trayectos; y cuando no se encuentre disponible alguna de las tarifas del servicio en base firme deberá emplearse la tarifa del servicio de transporte en base interrumpible que sea aplicable al trayecto respectivo.

Que el ajuste por netback no refleja las condiciones de operación de la industria en la actualidad debido a lo siguiente:

I. La producción de gas natural en el sur del país ha perdido importancia absoluta y relativa en la oferta total del energético;

II. En particular, la planta de proceso que fue referente histórico de la oferta nacional de gas por varios años y que sirve de punto de partida para fijar el precio de este combustible, Ciudad Pemex, inyecta volúmenes marginales de gas al SNG;

III. Como resultado del inicio de operaciones de la planta de almacenamiento de Terminal de LNG de Altamira, S.A. de C.V., (TLA), en Altamira, Tamps., se inyectan volúmenes significativos de gas que, conjuntamente con la mayor producción del hidrocarburo en el norte del país, ha generado exportaciones por la frontera de Tamaulipas;
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