RESOLUCIÓN Núm. RES/177/2002

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RESOLUCIÓN POR LA QUE SE OTORGA A GASODUCTOS DE TAMAULIPAS, S. DE R.L. DE C.V., PERMISO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

R E S U L T A N D O

Primero. Que el 14 de febrero de 2002, Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V. (la Solicitante), por conducto del Ing. José Luis Vitagliano Novoa, presentó ante esta Comisión Reguladora de Energía (esta Comisión), una solicitud de permiso de transporte de gas natural conforme a lo establecido por el artículo 32 del Reglamento de Gas Natural (el Reglamento);

Segundo. Que mediante oficio Núm. DGGN/347/2002, de fecha 19 de marzo de 2002, se requirió a la Solicitante información adicional en términos del artículo 33 del Reglamento;

Tercero. Que el 12 de abril de 2002, la Solicitante presentó parte de la información adicional que le fue requerida mediante el oficio a que hace referencia el Resultando Segundo anterior y solicitó prórroga para presentar la información adicional faltante;

Cuarto. Que mediante oficio Núm. DGGN/486/2002, de fecha 22 de abril de 2002, se comunicó a la Solicitante una prórroga para proporcionar la información requerida, misma que fue presentada el 10 y el 28 de mayo de 2002;

Quinto. Que mediante oficio Núm. SE/686/2002, de fecha 31 de mayo de 2002, la Secretaría Ejecutiva de esta Comisión comunicó a la Solicitante que se procedería a evaluar su solicitud en los términos del artículo 35 del Reglamento y para tal efecto requirió la presentación de diversa información;

Sexto. Que con fecha 11 de junio de 2002, en conformidad con el artículo 34 del Reglamento, la Secretaría Ejecutiva de esta Comisión publicó en el Diario Oficial de la Federación el oficio Núm. SE/705/2002, por medio del cual dio a conocer un extracto del proyecto de transporte propuesto por la Solicitante, estableciendo un plazo de dos meses para recibir objeciones o comentarios con relación a dicho proyecto;

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Séptimo. Que con fechas 12 de julio y 5, 13, 19 y 28 de agosto de 2002, la Solicitante presentó información adicional relacionada con el oficio referido en el Resultando Quinto anterior;

Octavo. Que como resultado de diversas reuniones de trabajo celebradas entre funcionarios de esta Comisión y representantes de la Solicitante, ésta presentó con fechas 18, 20 y 26 de junio, 2 y 5 de septiembre de 2002, modificaciones al proyecto de Condiciones Generales para la Prestación del Servicio de Transporte (las Condiciones Generales) y a la propuesta de tarifas e ingreso máximo, así como información técnica adicional, y

Noveno. Que como parte del comunicado presentado el 28 de agosto de 2002 a que hace referencia el Resultando Séptimo anterior, la Solicitante comunicó a esta Comisión que “de ser otorgado el Permiso, se constituirá una prenda sobre el mismo y una hipoteca sobre el sistema de transporte correspondiente a fin de garantizar el financiamiento requerido para el desarrollo del proyecto”, por lo que solicita se le tenga por cumplida la obligación a que se refiere el artículo 51 del Reglamento.

C ON S I D E R A N D O

Primero. Que de acuerdo con lo dispuesto por los artículos 4º, segundo párrafo, 13 y 14 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; 2, fracción VI, y 3, fracciones VIII y XII, de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, y 7, 14, 62 y 82 del Reglamento, corresponde a esta Comisión otorgar permisos para llevar a cabo actividades de transporte de gas natural y aprobar los términos y condiciones a que deberá sujetarse la prestación del servicio de transporte de gas natural;

Segundo. Que la Solicitante pide el permiso de transporte de gas natural, en conformidad con lo dispuesto por los artículos a que se refiere el Considerando inmediato anterior, toda vez que el objeto del proyecto a que se refiere la solicitud en análisis es la construcción, operación y mantenimiento de un sistema de transporte de gas natural bidireccional, que incluirá un ducto y dos estaciones de compresión en los extremos del trayecto, la primera denominada “El Caracol”, que estará ubicada en las cercanías de la estación de compresión 19 del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), en el Municipio de Reynosa, Tamaulipas, y la segunda denominada “Los Indios”, que estará ubicada a un

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costado de la que habría sido la estación 17 del SNG, en el Municipio de San Fernando, Tamaulipas;

Tercero. Que para satisfacer los requisitos contenidos en el artículo 32 del Reglamento, la Solicitante presentó la documentación siguiente:

1. La que contiene su denominación social y el domicilio para oír y recibir notificaciones, el cual se encuentra ubicado en Av. Guillermo González Camarena No. 1600, piso 6, oficina “B”, Santa Fe, C.P. 01210, México, D.F.;

2. La que acredita su existencia legal, mediante copia certificada de la escritura pública número 12,887, de fecha 22 de agosto de 2001, otorgada ante la fe del Licenciado Héctor Manuel Cárdenas Villarreal, titular de la Notaría Pública Número 201 de México, Distrito Federal, inscrita en el Registro Público de Comercio del Distrito Federal bajo el folio mercantil número 280800, de fecha 7 de septiembre de 2001, en la que consta la constitución de la Solicitante;

3. La que acredita la personalidad y las facultades de su representante, Ing. José Luis Vitagliano Novoa, consistente en copia certificada de la misma escritura pública señalada en el numeral inmediato anterior, en la cual consta el otorgamiento de un poder general para actos de administración y pleitos y cobranzas, en su favor;

4. La que contiene el objeto, la descripción y las especificaciones técnicas del proyecto, mismas que, tal y como fueron manifestadas por la Solicitante y presentadas en planos y documentos de su expediente técnico, se resumen a continuación:

a) El trayecto del sistema de transporte fue descrito en los términos siguientes: La trayectoria del “Gasoducto San Fernando”, tendrá inicio en la estación de compresión “El Caracol”, ubicada a un costado de la estación de compresión No. 19 de Petróleos Mexicanos (PEMEX), misma que se encuentra en la margen norte de la Carretera No. 40 conocida como Autopista Reynosa-Monterrey, en el Municipio de Reynosa; posteriormente el gasoducto tomará dirección sureste cruzando dicha autopista, hasta llegar a una distancia de aproximadamente 2,000 m con respecto a la Carretera No. 97 “Reynosa-San Fernando”; el trazo continuará en forma

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paralela a dicha carretera en dirección Sur hasta finalizar en la estación de compresión “Los Indios” a ubicarse en la localidad de India Bonita, perteneciente al Municipio de San Fernando, misma que se encontrará adyacente al punto en que había planeado instalar la llamada Estación de Compresión No. 17 de PEMEX. El sistema tendrá una longitud total de 114,241 metros, un diámetro nominal de 914.4 milímetros (36 pulgadas) y seis compresoras;

Asimismo, la Solicitante presentó el esquema siguiente como parte de la descripción del sistema propuesto:

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40

97

707

205

2

GASODUCTO 36”LONG. 114.2 KM

ESQUEMA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DE GASODUCTOS DE TAMAULIPAS, S. DE R.L. DE C.V.

N

REYNOSA

RIO BRAVO

TAMAULIPAS

Río Bravo

E.U.A.

ReformaAgraria

Periquitos

RodolfoMartin Rocha

Progresodel Campesino

Plan delAlazán

Méndez

EST. COMP. N° 19

La IndiaEmilianoZapata

Ducto de Gasoductosde TamaulipasEstación de CompresiónVialidades principalesVialidades secundariasRíos

SIMBOLOGIA

109

EST. COMP.LOS INDIOS

SANFERNANDO

EST. COMP.EL CARACOL

EST. COMP. N° 17

4040

9797

707707

205205

22

GASODUCTO 36”LONG. 114.2 KM

ESQUEMA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DE GASODUCTOS DE TAMAULIPAS, S. DE R.L. DE C.V.

NN

REYNOSA

RIO BRAVO

TAMAULIPAS

Río Bravo

E.U.A.

ReformaAgraria

Periquitos

RodolfoMartin Rocha

Progresodel Campesino

Plan delAlazán

Méndez

EST. COMP. N° 19

La IndiaEmilianoZapata

Ducto de Gasoductosde TamaulipasEstación de CompresiónVialidades principalesVialidades secundariasRíos

SIMBOLOGIA

109109

EST. COMP.LOS INDIOS

SANFERNANDO

EST. COMP.EL CARACOL

EST. COMP. N° 17

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b) El sistema de transporte tendrá las características que se detallan a continuación:

Tramo Material Longitud metros

Diámetro mm (pulgadas)

Estación de compresión El Caracol– Estación de compresión Los Indios

API-5L X-65 114,241 914.4 (36)

c) Las características de las estaciones de compresión son las siguientes:

La Estación de Compresión “El Caracol” operará con una potencia de hasta 15,000 HP y la de “Los Indios” hasta de 22,000 HP. Cada estación contará con tres unidades de las cuales dos estarán operando y una se mantendrá como respaldo. Asimismo cada estación contará con una caseta de medición, regulación, trampa de diablos y Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA) para atender los aspectos operativos y de integridad permanente del gasoducto.

Las Estaciones de Compresión “El Caracol” y “Los Indios” fueron diseñadas para manejar un flujo máximo diario de gas natural de 239,561 Gigacalorías diarias (1,000 MMPCD) y 349,759 Gigacalorías diarias (1,460 MMPCD), respectivamente.

d) El sistema tendrá capacidad de entregar 239,561 Gigacalorías diarias (1000 millones de pies cúbicos diarios), hasta la Estación de Compresión “Los Indios” y 349,759 Gigacalorías diarias (1,460 MMPCD) en la descarga de dicha estación, contando la recepción de 110,198 GCALD provenientes del ducto de 1,066.8 mm de diámetro (42”) del SNG que se interconectará con el sistema y tendrá una presión de operación máxima permisible de 8,274 kPa (1,200 libras por pulgada cuadrada);

5. La relativa a su capacidad técnica, administrativa y financiera misma que se detalla a continuación:

a. Capacidad técnica. La Solicitante, por ser una empresa de reciente

creación, acredita su capacidad técnica a través de la experiencia técnica

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de Gasoductos de Chihuahua, S. de R.L. de C.V. (GCH) y de Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB). GCH y PGPB tienen acreditada su experiencia técnica ante esta Comisión, según consta en los permisos de transporte de gas natural Núms. G/016/TRA/97 y G/061/TRA/99, respectivamente.

Por otra parte, la Solicitante celebró el 2 de mayo de 2002 con PGPB un contrato de operación y mantenimiento de gran alcance, por medio del cual éste último aportará la asistencia técnica y experiencia operativa para llevar a cabo la operación, mantenimiento y administración del sistema de transporte de gas natural. Dicho contrato obra en el expediente técnico relativo a la solicitud de permiso;

b. Capacidad administrativa. La Solicitante acredita su capacidad administrativa a través de compromisos de asistencia técnica suscritos por PGPB y GCH, de su propia estructura de organización y la de GCH, para lo cual presentó los currícula de los directivos y principales responsables del proyecto;

c. Capacidad financiera. La Solicitante, al ser una empresa en etapa preoperativa y subsidiaria de GCH, acredita su capacidad financiera a través de estados financieros propios y de GCH al 31 de diciembre de 2001. Dichos estados financieros están dictaminados y auditados por Mancera, Ernst & Young, S.C.;

• La Solicitante fue constituida mediante la escritura pública a que hace referencia el numeral 2 de este Considerando, con un capital social mínimo fijo sin derecho a retiro de $3,000.00 (tres mil pesos 00/100 M.N.) y un capital variable de $4´554,750.00 (cuatro millones quinientos cincuenta y cuatro mil setecientos cincuenta pesos 00/100 M.N.)

• Posteriormente, y de acuerdo con copia certificada de la escritura pública número 14,287, de fecha 13 de febrero de 2002, otorgada ante la fe del Licenciado Héctor Manuel Cárdenas Villarreal, titular de la Notaría Pública Número 201 de México, Distrito Federal, en la cual consta la protocolización de la asamblea de socios de la Solicitante celebrada el 21 de diciembre de 2001, se acordó un aumento de capital social de manera que el capital social mínimo fijo sin derecho a

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retiro de la Solicitante a dicha fecha asciende a $295´924,996.00 (doscientos noventa y cinco millones novecientos veinticuatro mil novecientos noventa y seis pesos 00/100 M.N.), y el capital variable a $300´468,604.00 (trescientos millones cuatrocientos sesenta y ocho mil seiscientos cuatro pesos 00/100 M.N.);

• En los estados financieros dictaminados de GCH, se observa que ésta es propietaria del 99.99% del capital social de la Solicitante, que por otra parte, el restante 0.01% es propiedad de Gasoductos Servicios, S. de R.L. de C.V., por lo que la estructura accionaria y corporativa de la Solicitante es la siguiente:

•

De los estados financieros dictaminados de GCH, se desprende que ésta obtuvo en 2001 ingresos por $82´405,654.00 (ochenta y dos millones cuatrocientos cinco mil seiscientos cincuenta y cuatro pesos 00/100 M.N.) y una utilidad neta de $30´322,556.00 (treinta millones trescientos veintidós mil quinientos cincuenta y seis pesos 00/100 M.N.) con activos que tienen un valor total de $1´005,816,287.00 (un mil cinco millones ochocientos dieciséis mil doscientos ochenta y siete pesos 00/100 M.N.);

Pemex Gas y Petroquímica

Básica

Gasoductos de Chihuahua, S. de

R.L. de C.V.

Gasoductos de Tamaulipas, S. de

R.L. de C.V.

El Paso Energy International

Company

50% 50%

99.99%

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6. El programa de inversión de US$238´734,426.00 (doscientos treinta y ocho millones setecientos treinta y cuatro mil cuatrocientos veintiséis dólares de los Estados Unidos de América), como sigue:

Nota: El monto especificado en la columna “Año 1” incluye la inversión a ser realizada antes del inicio de operaciones

Inversión total por año (USD) Año Año Año Año AñoTipo de Activo Moneda 1 2 3 4 5Servicio de TransporteDerechos de vía usd 5,038,337 - - - - Terrenos usd 579,167 - - - - Ingeniería, procura y construcción usd 112,044,000 - - - - Interconexiones usd 3,960,000 - - - - Sistema Comercial usd 1,075,000 - - - - Inventarios usd 1,990,500 - - - - Empaque usd 608,416 - - - - Administración y supervisión del proyecto usd 4,534,000 - - - - Costo de contratación de créditos usd 7,788,627 - - - - Intereses durante la construcción usd 5,985,811 Costo de oportunidad del capital durante la construcción usd 17,355,030 - - - - Costos Preoperativos usd 4,508,825 - - - - Contingencias usd 17,055,225 - - - - Costo de desarrollo de los Socios usd 1,155,000 - - - - Servicio de CompresiónDerechos de vía usd - - - - - Terrenos usd 595,833 - - - - Ingeniería, procura y construcción usd 33,499,000 - - - - Interconexiones usd 1,540,000 - - - - Sistema Comercial usd - - - - - Inventarios usd 1,960,500 - - - - Empaque usd - - - - - Administración y supervisión del proyecto usd 1,356,000 - - - - Costo de contratación de créditos usd 2,326,473 - - - - Intereses durante la construcción usd 1,787,969 Costo de oportunidad del capital durante la construcción usd 5,183,970 - - - - Costos Preoperativos usd 1,346,792 - - - - Contingencias usd 5,114,952 - - - - Costo de desarrollo de los Socios usd 345,000 - - - -

Total 238,734,426 - - - -

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7. Las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio de Transporte de Gas Natural;

8. El programa del desarrollo del sistema de transporte de gas natural por etapas;

9. La copia del aviso a la Comisión Federal de Competencia, de fecha 30 de agosto de 2001, mediante el cual la Solicitante manifiesta la intención de obtener el permiso de transporte de gas natural objeto de esta Resolución;

10. El contrato de servicios de transporte de gas natural celebrado por la Solicitante con PGPB el 19 de diciembre de 2001, por una cantidad máxima diaria de transporte de 239,561 GCALD (doscientas treinta y nueve mil quinientas sesenta y una Gigacalorías por día, equivalentes a 1,000 MMPCD) y una cantidad máxima diaria de compresión de 349,759 GCALD (trescientas cuarenta y nueve mil setecientas cincuenta y nueve Gigacalorías por día, equivalentes a 1,460 MMPCD), y

11. Información relativa a la operación del sistema de transporte, manifestando que las dos estaciones de compresión con tres compresores cada una de ellas, estarán completamente automatizadas y que el ducto y las mismas estaciones de compresión, estarán controladas mediante un sistema de telecomunicaciones a través del cual habrá un enlace para la comunicación de datos entre los puntos de recepción, los puntos de entrega, las válvulas de seccionamiento y las instalaciones de lanzamiento de diablos; los sistemas de medición y control estarán bajo el monitoreo de un Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA) y Terminales Remotas (RTU’s), que podrá reunir y asimilar la información relativa a las condiciones de operación del gasoducto y a su capacidad;

Cuarto. Que la Solicitante proporcionó información sobre las fuentes de suministro de gas natural que ha considerado en su proyecto, manifestando que el sistema propuesto recibirá gas natural, principalmente de importación desde el sur de Texas, Estados Unidos de América, en la Estación de Compresión “El Caracol”, a través de los gasoductos “Frontera-Argüelles” y “Frontera-Reynosa”, de 1,066.8 y 609.6 mm (42 y 24 pulgadas) de diámetro del SNG, respectivamente, y que en el futuro recibirá gas natural proveniente de la Cuenca de Burgos, que será procesado en plantas criogénicas a ubicarse en la cercanía de la Estación 19 del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG);

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Quinto. Que la Estación de Compresión “Los Indios” no sólo recibirá gas natural del sistema de transporte propuesto, sino que también recibirá gas natural proveniente del SNG, con origen en la Estación de Compresión “Los Ramones”, de tal manera que el gas se comprimirá en la Estación de Compresión “Los Indios” y se enviará al gasoducto “Cactus-Reynosa” de 1,219.2 mm (48 pulgadas) de diámetro del propio SNG;

Sexto. Que las especificaciones técnicas presentadas por la Solicitante con las que pretende acreditar la viabilidad técnica del proyecto, incluyen los supuestos, bases, fórmulas y métodos de cálculo del flujo de gas, presiones, diámetros y espesor de tuberías que aplicará y cuyos resultados formarán parte del título de permiso y sus anexos correspondientes;

Séptimo. Que la Solicitante identificó, explicó y justificó las especificaciones técnicas y los métodos y procedimientos de seguridad que, en lo no previsto por las normas oficiales mexicanas aplicables, utilizará en el diseño, construcción, operación y mantenimiento del sistema, manifestando que:

1. Son suficientes y adecuados para garantizar la seguridad del sistema de transporte de gas natural para usos propios;

2. Cumplirán con las especificaciones del Código ASME B31.8 “Gas

Transmission and Distribution Piping Systems”, las cuales se utilizan internacionalmente en las instalaciones de tuberías para la conducción del gas, e

3. Identifican el ordenamiento jurídico denominado “Code of Federal

Regulations (Title 49, Parts 190 - 192)”, de los Estados Unidos de América, siendo dicho documento el ordenamiento jurídico aplicado en aquel país que autoriza las especificaciones técnicas incluidas en el proyecto presentado por la Solicitante;

Octavo. Que la Solicitante manifestó que los equipos, materiales, instalaciones y demás dispositivos que serán utilizados en el sistema de transporte cumplirán con las características y especificaciones establecidas por las normas oficiales mexicanas aplicables y que, en lo no previsto por éstas,

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cumplirán especificaciones técnicas y códigos utilizados internacionalmente en la industria del gas;

Noveno. Que la Solicitante se ha obligado expresamente a lo siguiente:

1. Cumplir con las especificaciones técnicas relativas al diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento del sistema de transporte de gas natural, contenidas en las normas oficiales mexicanas aplicables y en lo no previsto por éstas, con las normas descritas en su solicitud de permiso;

2. Utilizar equipos, materiales, instalaciones y demás dispositivos que cumplan con las características y especificaciones establecidas por las normas oficiales mexicanas aplicables, o que, en lo no previsto por éstas, satisfagan especificaciones técnicas internacionalmente aceptadas en la industria del gas;

3. Observar los métodos y procedimientos de seguridad para la operación y mantenimiento del sistema de transporte de gas natural, contenidos en las normas oficiales mexicanas aplicables, y en lo no previsto por éstas, aplicar los métodos y procedimientos de seguridad comprendidos en su solicitud, y

4. Actualizar las especificaciones técnicas, los equipos, materiales, instalaciones y demás dispositivos utilizados en el sistema de transporte de gas natural y los métodos y procedimientos de seguridad, en la medida que las necesidades de seguridad así lo ameriten y, para tal efecto, solicitar a esta Comisión la modificación del permiso;

Décimo. Que la Solicitante ha asumido expresamente la responsabilidad que pudiera surgir por la insuficiencia o mala elección de las especificaciones técnicas y los métodos y procedimientos de seguridad propuestos para su sistema, en lo no previsto por las normas oficiales mexicanas aplicables;

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Undécimo. Que de la información a que se refiere el numeral 5 del Considerando Tercero anterior, se desprende que la Solicitante acreditó capacidad técnica, administrativa y financiera para realizar el proyecto en cuestión y cumplir con los fines del permiso solicitado y aclaró la estructura corporativa en que se inscribe;

Duodécimo. Que el cálculo de las tarifas de transporte y de compresión presentado por la Solicitante se realizó tomando como base una capacidad máxima de transporte y compresión de 239,561 Gigacalorías diarias (1,000 millones de pies cúbicos diarios), en tanto que la capacidad de la estación “Los Indios” será de 349,759 Gigacalorías diarias (1,460 millones de pies cúbicos diarios);

Decimotercero. Que la Solicitante ha justificado la capacidad propuesta de la Estación de Compresión “Los Indios”, manifestando que la potencia requerida en dicha estación estará destinada a mover el gas del sistema objeto de la presente Resolución hasta Cempoala, sin afectar las condiciones actuales de transporte en el tramo “Los Ramones-San Fernando” del SNG hasta por la capacidad máxima de dicho tramo;

Decimocuarto. Que tomando en cuenta las características particulares del proyecto objeto de la presente Resolución, una estructura financiera promedio para los primeros cinco años de 60.1% deuda y 39.9% capital propio, un costo de la deuda de 8% y un costo de capital propio de 20.05%, así como lo dispuesto en las disposiciones 6.23, 6.28 y 6.29 de la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural DIR-GAS-001-1996, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de marzo de 1996 (la Directiva de Precios y Tarifas), el costo promedio ponderado del capital resultante para los primeros cinco años de operación es de 12.81%, el cual se aplica en el cálculo del Ingreso Máximo quinquenal y en la determinación de las tarifas correspondientes;

Decimoquinto. Que la lista de tarifas y el Ingreso Máximo (P0) propuestos por la Solicitante, resultan de aplicar el plan de negocios incluido en su solicitud y tomando en cuenta el criterio planteado en el Considerando Duodécimo anterior, tal y como se presenta a continuación:

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Transporte

Base Firme

Cargo por: Monto Unidades (USD/Gcal)

Capacidad 0.5097 USD/Gcal

Uso 0.0004 USD/Gcal

Base Interrumpible

Tarifa SBI 0.5051 USD/Gcal

Compresión

Base Firme

Capacidad 0.1792 USD/Gcal

Uso 0.0002 USD/Gcal

Base Interrumpible

Tarifa SBI 0.1776 USD/Gcal

INGRESO MAXIMO (P0): 0.6895 USD / Gcal

NOTA: Las tarifas y el Ingreso Máximo expresados en dólares de los Estados Unidos de América serán convertidos a pesos de los Estados Unidos Mexicanos, al tipo de cambio publicado por el Banco de México en el Diario Oficial de la Federación el día siguiente a aquél en que surta efecto la notificación de la presente Resolución.

Decimosexto. Que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha adjudicado, mediante las licitaciones públicas correspondientes, contratos de compromiso de capacidad de generación y compraventa de energía eléctrica asociada para destinarla a la prestación del servicio público de energía eléctrica, y que para tal efecto PGPB ha celebrado contratos de venta de primera mano de gas para satisfacer las necesidades de las centrales de generación correspondientes;

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Decimoséptimo. Que en el futuro próximo, la importación y la Cuenca de Burgos constituirán las fuentes confiables de suministro de gas natural necesario para abastecer a las plantas de generación eléctrica pertenecientes a los ganadores de las licitaciones convocadas por la CFE y ubicadas en la zona de Tuxpan y Altamira;

Decimoctavo. Que en los procesos de licitación a que se refiere el Considerando Decimosexto anterior, PGPB ha cotizado el gas y demás contraprestaciones correspondientes a la venta de primera mano de gas natural y que la CFE ha aceptado dichas cotizaciones en los contratos adjudicados conforme a los procesos de licitación correspondientes;

Decimonoveno. Que el proyecto propuesto por la Solicitante pretende fortalecer la infraestructura necesaria para abastecer de gas natural a las distintas centrales de generación de energía eléctrica referidas en los Considerandos Decimosexto y Decimoséptimo;

Vigésimo. Que la Solicitante aportó información relativa al desglose y justificación de la base de activos, costos y gastos en los que incurrirá para el desarrollo del sistema de transporte de gas natural, de cuyo análisis se desprende que la inversión en el servicio de transporte (que incluye la compresión de la estación “El Caracol”) representa el 76.9% de la base de activos, mientras que la inversión en el servicio de compresión representada por la estación “Los Indios” representa el 23.1% de la base de activos, al tiempo que de los gastos de operación y mantenimiento anuales el servicio de transporte representa el 58.2%, y el servicio de compresión representa el 41.8%;

Vigésimo primero. Que la suma de las tarifas para el transporte de gas de Reynosa a Madero utilizando el trayecto planteado por la Solicitante resulta 50.47% (cincuenta punto cuarenta y siete por ciento) mayor que la tarifa correspondiente del SNG, sin considerar el gas necesario para el funcionamiento del sistema de transporte;

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Vigésimo segundo. Que esta Comisión no recibió propuestas alternativas para transportar 239,561 Gigacalorías diarias (1,000 millones de pies cúbicos diarios) de gas desde la frontera Noreste de México con los Estados Unidos de América a la región Centro-Sur de Tamaulipas, y que la solicitud objeto de la presente Resolución fue ingresada una vez iniciada la etapa preconstructiva del sistema propuesto;

Vigésimo tercero. Que tomando en cuenta lo señalado en el Considerando Decimonoveno y no obstante el efecto referido en el Considerando Vigésimo primero anterior, esta Comisión no considera prudente requerir la modificación del proyecto conforme al artículo 36 del Reglamento;

Vigésimo cuarto. Que esta Comisión considera que existe el potencial de disminuir costos y gastos en el proyecto objeto de la presente Resolución, sin que se vea afectada su viabilidad económica o técnica;

Vigésimo quinto. Que con relación al aviso a que se refiere el numeral 9 del Considerando Tercero, la Comisión Federal de Competencia autorizó a GCH y a PGPB la concentración que notificaron, conforme a la resolución identificada bajo el expediente núm. CNT-147-2001, condicionada a:

“a) Que en los contratos de suministro de gas natural relacionados con el proyecto “San Fernando”, se establezcan cláusulas que garanticen el acceso abierto y no discriminatorio para los comercializadores privados y para los productores independientes de electricidad.

“Para tal efecto, la reserva y la utilización de la capacidad de transporte del sistema de transporte de referencia, se deberá sujetar a las condiciones que establezca la Comisión Reguladora de Energía para ofrecer la capacidad del sistema en el mercado mediante la obligación de realizar uno o más procesos de temporada abierta. Asimismo, habrá de liberarse la capacidad que efectivamente no esté utilizando cuando existan otros interesados en adquirirla.

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“b) Que en los contratos de suministro de gas natural entre PGPB y los productores independientes de electricidad no exista trato discriminatorio ni disposiciones que impidan la competencia y libre concurrencia.

“c) Que PGPB establezca la obligación de vender mediante licitación, su participación en la sociedad tenedora del permiso de transporte de gas natural involucrada con el “proyecto San Fernando”, en un plazo de 5 años contado a partir de que inicie operaciones el gasoducto. Con este propósito, PGPB deberá presentar ante la Comisión a más tardar 1 año contado a partir de la notificación de la presente resolución, un programa de acciones, en su caso necesarias, para garantizar la factibilidad de dicha venta.”;

Vigésimo sexto. Que en la sección 3.2 de la propuesta de Condiciones Generales para la Prestación del Servicio presentada por la Solicitante, se señala que en caso de discrepancia entre dicho documento y las disposiciones jurídicas aplicables, prevalecerá lo dispuesto en estas últimas;

Vigésimo séptimo. Que de acuerdo con lo establecido en el artículo 63 del Reglamento, la capacidad disponible es aquélla que no sea efectivamente utilizada; por lo tanto, y atendiendo a la resolución de la Comisión Federal de Competencia a que se refiere el Considerando Vigésimo quinto anterior, cuando existan otros interesados en contratarla, ésta deberá ofrecerse a través de los procedimientos de cesión de la capacidad reservada y de Temporada Abierta previstas en la sección 15 en relación con la 8, de las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio de Transporte de Gas Natural propuestas por la Solicitante;

Vigésimo octavo. Que conforme a lo dispuesto por el artículo 71, fracción IV, del Reglamento, los permisionarios deberán contratar y mantener vigentes los seguros establecidos en el título de permiso para hacer frente a las responsabilidades en que pudieran incurrir por la operación de sus sistemas, por lo cual la Solicitante deberá contratar una compañía de sólida reputación para realizar los estudios de riesgo correspondientes, de los que se desprendan el tipo y la cobertura de los seguros que requiera contratar para hacer frente a

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las responsabilidades en que pudiera incurrir por realizar actividades de transporte de gas natural;

Vigésimo noveno. Que la Solicitante exhibió copia de los acuses de recibo de la entrega del estudio de impacto ambiental y del estudio de riesgo ambiental en la modalidad de ductos terrestres para el proyecto “Gasoducto San Fernando”, trámite efectuado ante la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT);

Trigésimo. Que con posterioridad a la publicación del extracto del proyecto de la Solicitante en el Diario Oficial de la Federación, referida en el Resultando Sexto de esta Resolución, esta Comisión no recibió ninguna otra solicitud, comentarios u objeción con relación a dicho proyecto y que el plazo para recibirlas, establecido en el artículo 34 del Reglamento, venció el 19 de agosto de 2002;

Trigésimo primero. Que la Solicitante realizó el pago de derechos correspondientes a la evaluación, análisis y expedición del título de permiso respectivo, en términos de lo dispuesto por el artículo 57, fracción IV de la Ley Federal de Derechos, mediante el formulario SAT 5 del Servicio de Administración Tributaria, con fecha 14 de febrero de 2002, en BBVA Bancomer, S.A., sucursal D.F. Campos Elíseos, México, D.F.;

Trigésimo segundo. Que de acuerdo con lo dispuesto en la disposición 11.5 de la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas, todos los contratos objeto de una tarifa convencional deberán:

1. Hacer referencia a la tarifa regulada que hubiera resultado aplicable al servicio si éste no se hubiera prestado a través de una tarifa convencional, y

2. Registrarse ante esta Comisión.

Trigésimo tercero. Que de acuerdo con el escrito a que se refiere el Resultando Noveno, el permiso, los derechos derivados del mismo y el sistema de transporte de gas natural serán gravados en favor de las entidades que financiarán el proyecto, para garantizar el financiamiento requerido para el desarrollo del proyecto, y

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Trigésimo cuarto. Que de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 37 del Reglamento, una vez satisfechos los requisitos aplicables a las solicitudes de permisos de transporte a solicitud de parte, esta Comisión otorgará el permiso correspondiente y que cuando esta Comisión otorgue un permiso de transporte, deberá publicar en el Diario Oficial de la Federación una descripción del objeto del permiso y el nombre y domicilio del titular del mismo.

Por lo anterior, y con fundamento en los artículos 4°, segundo párrafo, 13 y 14 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; 2, fracción VI, 3, fracciones VIII, XII, XIX y XXII, 4 y 11 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía; 1 y 3, fracciones XIV y XV, 35 y 39 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, y 1, 7, 14, 15, 23, 32, 33, 34, 35, 37, 62, 81, 82 y relativos del Reglamento de Gas Natural, así como en las disposiciones 6.23, 6.28, 6.29, 11.5 y relativas de la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural DIR-GAS-001-1996, esta Comisión Reguladora de Energía:

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R E S U E LV E

Primero. Se otorga a Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V., permiso de transporte de gas natural en los términos del Título de Permiso Núm. G/128/TRA/2002.

Segundo. Se aprueban las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio de Transporte de Gas Natural presentadas por Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V., con sujeción a lo establecido en los Considerandos Vigésimo sexto y Vigésimo séptimo.

Tercero. Se aprueban la Lista de Tarifas y el Ingreso Máximo (P0) presentados por Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V., referidos en el Considerando Decimoquinto de la presente Resolución, en los términos del Título de Permiso G/128/TRA/2002.

Cuarto. A los efectos de la revisión quinquenal del ingreso máximo de Gasoductos de Tamaulipas S. de R.L. de C.V., esta Comisión Reguladora de Energía verificará que el ejercicio del presupuesto de inversión propuesto para el sistema de transporte así como los costos de operación y mantenimiento no hayan resultado en cobros indebidos o en tarifas inapropiadas para los usuarios, en cuyo caso ajustará en consecuencia el nivel del nuevo Ingreso Máximo (P0) y de las tarifas correspondientes.

Quinto. Se aprueba el trayecto del ducto propuesto por Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V., tal y como ha sido descrito en el numeral 4, inciso a), del Considerando Tercero de la presente Resolución.

Sexto. Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V. deberá desarrollar el proyecto de acuerdo con el programa de obras e inversiones establecido en el Título de Permiso Núm. G/128/TRA/2002.

Séptimo. Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V., deberá cumplir con

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las obligaciones siguientes:

a) Contar un capital social mínimo fijo, sin derecho a retiro, al menos por un monto equivalente al 10% de la inversión propuesta en su proyecto, de acuerdo con la inversión total a que se refiere el Resolutivo inmediato anterior, en la medida en que dicha inversión deba realizarse;

b) Efectuar una Temporada Abierta para la asignación de la capacidad disponible en un plazo de un mes contado a partir de la notificación del permiso y con una duración de un año;

c) Presentar a esta Comisión Reguladora de Energía copia de las pólizas y coberturas de los seguros a efecto de hacer frente a las responsabilidades en que pudiera incurrir por la operación de su sistema de transporte de gas natural, en conformidad con los resultados que se hayan obtenido de los estudios de riesgo mencionados en el Considerando Vigésimo octavo anterior en el término de un mes contado a partir de que los estudios de riesgo hayan sido terminados, pero en todo caso quince días antes de comenzar la operación del sistema de transporte;

d) Presentar ante esta Comisión Reguladora de Energía, el dictamen favorable de una unidad de verificación debidamente acreditada en los términos de la legislación aplicable, en cuanto al cumplimiento de las normas oficiales mexicanas que resulten aplicables al sistema de transporte, así como con el resultado favorable de las pruebas y medidas de verificación de acuerdo con los métodos y procedimientos de seguridad contenidos en el Título de Permiso Núm. G/128/TRA/2002; y

e) Presentar ante esta Comisión Reguladora de Energía el plan detallado con especificaciones de los métodos y procedimientos de operación, mantenimiento y seguridad del sistema, en un plazo de seis meses, contado a partir del inicio de operaciones, así como la información técnica y planimétrica del sistema tal y como haya sido construido, quince días antes del inicio de operaciones.

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f) Presentar ante esta Comisión Reguladora de Energía, a más tardar quince días antes de iniciar operaciones, las especificaciones completas de las estaciones de compresión, así como la filosofía de operación de las mismas, particularmente en lo relativo al redireccionamiento del flujo.

Octavo. Se tiene por presentado el aviso a que se refiere el artículo 51 del Reglamento de Gas Natural.

Noveno. Notifíquese a Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V., que todos los contratos objeto de una tarifa convencional deberán observar lo establecido en la Disposición 11.5 de la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural.

Décimo. Publíquese en el Diario Oficial de la Federación una descripción del objeto del permiso a que se refiere el Resolutivo Primero anterior, así como el nombre y domicilio del titular del mismo.

Undécimo. Notifíquese esta Resolución a Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V., y hágase de su conocimiento que el presente acto administrativo puede ser impugnado interponiendo en su contra 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 Reguladora de Energía ubicadas en Horacio, 1750, Col. Polanco, Delegación Miguel Hidalgo, 11510, México, D.F.

Duodécimo. Inscríbanse la presente Resolución bajo el Núm. RES/177/2002 y el Título de Permiso Núm. G/128/TRA/2002 en el registro a que se refiere la fracción XVI del artículo 3 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía.

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México, D.F., a 12 de septiembre, 2002

Dionisio Pérez-Jácome Presidente

Javier Estrada Comisionado

Rubén Flores Comisionado

Raúl Monteforte Comisionado

Raúl Nocedal Comisionado