RESOLUCIÓN Núm. RES/147/2003

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RESOLUCIÓN POR LA QUE SE OTORGA A ENERGÍA COSTA AZUL, S. DE R. L. DE C. V., PERMISO DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL

R E S U L T A N D O

Primero. Que el 2 de agosto de 2002, la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM–EM–001–SECRE–2002, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible, y con fecha 3 de febrero de 2003 su vigencia fue prorrogada por seis meses más;

Segundo. Que el 6 de septiembre de 2002, Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V. (la Solicitante), presentó ante esta Comisión una solicitud de permiso de almacenamiento de gas natural, conforme a lo establecido por el artículo 32 del Reglamento de Gas Natural (el Reglamento);

Tercero. Que de conformidad con el artículo 33 del Reglamento, esta Comisión por conducto de la Secretaría Ejecutiva, mediante oficio SE/DGGN/1321/2002 de fecha 26 de septiembre de 2002, requirió a la Solicitante información adicional a fin de complementar su solicitud;

Cuarto. Que el 12 de noviembre de 2002, esta Comisión, mediante oficio SE/DGGN/1661/2002, informó a la Solicitante que de conformidad con el artículo 35 del Reglamento procedería a evaluar su solicitud y a publicar en el Diario Oficial de la Federación un extracto del proyecto de almacenamiento propuesto en los términos del artículo 34 del mismo ordenamiento, y le requirió información adicional;

Quinto. Que el 4 de diciembre de 2002, de conformidad con el artículo 34 del Reglamento, esta Comisión por conducto de la Secretaría Ejecutiva publicó en el Diario Oficial de la Federación el extracto del proyecto de almacenamiento propuesto por la Solicitante, estableciendo un plazo de dos meses para recibir otras solicitudes, objeciones o comentarios con relación a dicho proyecto, sin que esta publicación interrumpiera el trámite de la solicitud inicial;

Sexto. Que con fechas 24 de octubre y 5 de diciembre de 2002, 22 y 28 de enero, 12 de marzo, 21, 23 y 25 de abril, 20 y 23 de mayo y 4 de junio de 2003, la Solicitante presentó la información adicional que le fue requerida mediante los oficios a que se refieren los Resultandos Tercero y Cuarto anteriores;

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Séptimo. Que el 21 de mayo de 2003, la solicitante compareció ante la Comisión para realizar una presentación integral del proyecto de almacenamiento de gas natural;

Octavo. Que el 17 de junio de 2003, la Comisión Reguladora de Energía (esta Comisión) envió para su análisis a la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) a través del portal de la Manifestación de Impacto Regulatorio (MIR) el proyecto de la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2003, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de dicho combustible;

Noveno. Que el 31 de julio de 2003, la Solicitante presentó modificaciones a las condiciones generales para la prestación del servicio (CGPS) y a su propuesta de tarifas, y

Décimo. Que el 3 de septiembre de 2002, la Solicitante realizó el pago de derechos correspondiente a la solicitud a que se refiere el Resultando segundo anterior.

C O N 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 de Gas Natural (el Reglamento), corresponde a esta Comisión otorgar permisos para llevar a cabo actividades de almacenamiento de gas natural y aprobar los términos y condiciones a que deberá sujetarse la prestación del servicio de almacenamiento de gas natural;

Segundo. Que la Solicitante señaló que el proyecto tiene por objeto la construcción de un sistema de almacenamiento que abarca instalaciones portuarias, diseñadas para descargar buques de gas natural licuado (GNL) con capacidad de 65,000 m3 a 160,000 m3 y calado máximo de 13 metros; de recepción, diseñadas para descargar el GNL de un buque a un flujo máximo de 12,000 m3/hr; de almacenamiento, que incluyen dos tanques de doble pared y techo de concreto, del tipo denominado full containment (contención total) con

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capacidad nominal de 165,000 m3 cada uno; de bombeo, consistente en tres bombas de 675 m3/hr localizadas en el interior de cada tanque; de evaporación y entrega de gas natural, con capacidad constante de 28.31 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) (1,000 millones de pies cúbicos diarios (Mmpcd)) y capacidad pico de 36.8 Mm3/d (1,300 Mmpcd);

Tercero. Que el servicio que prestará la Solicitante con el sistema a que se refiere el Considerando inmediato anterior, comprende la recepción de GNL en un punto del sistema de almacenamiento, su depósito y posterior evaporación para la entrega de una cantidad equivalente de gas natural, en uno o varios actos, en un sistema diferente;

Cuarto. Que de conformidad con lo señalado en el párrafo segundo, del artículo 4° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y en las disposiciones aplicables del Reglamento de Gas Natural, la prestación del servicio de almacenamiento en los términos señalados en los Considerandos anteriores puede ser llevada a cabo, previo permiso, por los sectores social y privado, los que podrán construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos de almacenamiento, en los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación que se expidan;

Quinto. Que para satisfacer los requisitos contenidos en el artículo 32 del Reglamento, la Solicitante presentó la información y documentación siguientes:

1. La que contiene su denominación social y el domicilio para oír y recibir notificaciones, el cual se encuentra ubicado en: Tres Picos 65-C, colonia Chapultepec Polanco, 11560, México, D.F.;

2. La que acredita su existencia legal, mediante copia certificada de la póliza número 1106, de fecha 16 de enero de 2002, otorgada ante la fe del Lic. Joaquín Oseguera Iturbide, Corredor Público número dieciséis con Plaza en Tijuana, Baja California, inscrita en el Registro Público de la Propiedad y de Comercio en Tijuana bajo folio mercantil número 5268447, de fecha 31 de enero de 2002;

3. La que acredita la personalidad y las facultades de su representante Tania Ortiz Mena López Negrete, consistente en la copia certificada de la escritura pública número 47044, de fecha 27 de agosto de 2002, otorgada ante la fe del Lic. Ricardo del Monte Núñez, titular de la Notaría Pública Número 8 del Estado de Baja California;

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4. La que contiene la copia del aviso a la Comisión Federal de Competencia (CFC), presentado con fecha 5 de septiembre de 2002, mediante la cual la Solicitante manifiesta la intención de obtener el permiso de almacenamiento de gas natural objeto de esta Resolución, y la Resolución de la CFC mediante oficio SE-10-096-2003-174 del expediente AD-633-2002, en la que se establece lo siguiente: “La aplicación de las medidas establecidas en el Reglamento de Gas Natural para asegurar el acceso abierto y la concurrencia de competidores, permiten el desarrollo del Proyecto y facilitan el proceso de competencia y libre concurrencia en los mercados relevantes referidos”;

5. Asimismo, la CFC señala la necesidad de que, mediante la colaboración con esta Comisión en los aspectos de competencia, se asegure el funcionamiento eficiente de los mercados relevantes en Baja California y en el sur de California, EUA, “en particular de los correspondientes a las medidas que se apliquen a los servicios de transporte de gas natural mediante la red de ductos en el Estado de Baja California”;

6. La que contiene el objeto, la descripción y las especificaciones técnicas del proyecto que comprende:

a) El conjunto de instalaciones que constituyen el sistema de almacenamiento de gas natural licuado (Sistema o Sistema de GNL), a saber: portuarias, de recepción, de almacenamiento, de evaporación y de entrega de gas natural en el punto de interconexión con otro sistema;

b) La ubicación del sitio y las dimensiones aproximadas mar adentro de las instalaciones portuarias y del terreno propuesto para el Sistema de GNL, así como la configuración general del mismo; el Sistema estará ubicado en la Costa Occidental de Baja California, en el sitio denominado La Jovita, situado en la Colonia Costa Azul, aproximadamente a 27 kilómetros al noroeste de Ensenada y a 1.5 kilómetros al suroeste de la carretera Ensenada-Tijuana; las coordenadas geodésicas del sitio, Latitud 31º59’25’’ Norte y Longitud 116º50’59’’ Oeste; la dimensión del terreno es 1,630,000 m2, (163 hectáreas), con una pendiente gradual de aproximadamente 60 metros de elevación en una distancia de 500 metros a partir de la costa, mostrando la configuración general del Sistema de GNL, dimensiones y forma del predio en la figura siguiente:

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c) Las características topográficas del sitio, las cuales, según lo expuesto por la Solicitante, indican que su relieve está formado por una serie de terrazas que se elevan hacia el Este; el sitio se localiza en una terraza costera cercana a la parte Sudoeste de Punta Salsipuedes a unos 27 kilómetros de Ensenada; la terraza se inclina con suavidad hacia el mar con unos 200 m en su parte más ancha y se extiende cerca de 20 m sobre el nivel del mar y las instalaciones del Sistema de GNL quedarían situadas a distancias variables tierra adentro desde los riscos marinos que conforman la costa a lo largo del área del sitio;

d) Las condiciones geológicas y características del suelo, conforme a lo expuesto por la Solicitante, indican que el sitio está cubierto por una capa superficial formada de arenas sedimentarias de gravilla residuales superpuesta a roca volcánica; que la roca volcánica cubre arenas cretácicas y arcilla de formación de El Rosario; que el área de la costa, al estar sobre una base de roca volcánica, no es susceptible de licuefacción; que investigaciones geológicas y geotécnicas indican que no hay deslizamientos terrestres en las zonas vecinas al sitio; y que reconocimientos geológicos del terreno y estudios fotogeológicos indican que no hay señales de fallas activas sobre la costa inmediatamente cercana al área del sitio;

e) La meteorológica de la región que comprende clima, temperatura, precipitación pluvial, humedad, vientos y condiciones climáticas severas, así como la oceanográfica sobre sedimentos, mareas, corrientes, olas y temperatura del mar que fueron consideradas en el diseño del Sistema de GNL;

f) La descripción de las instalaciones portuarias, que incluyen un rompeolas tipo de cajón de concreto, un muelle que va desde la costa hasta el rompeolas y un embarcadero de atraque en mar abierto, diseñados para la recepción de buques con capacidad de 65,000 m3 a 160,000 m3 y calado máximo de 13 m, permitiendo la descarga de un buque a la vez;

g) La relativa a las instalaciones de recepción de GNL, que constarán de 4 brazos de 406.4 mm (16 pulgadas) cada uno, dos para la descarga de GNL, uno para el retorno de vapor y otro de reserva para ambos servicios; los brazos de descarga estarán equipados con un sistema de paro de emergencia y un sistema de conexión/desconexión rápida para cada brazo;

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h) La relativa a las líneas de conducción y descarga de GNL; para la conducción del GNL, se usarán las bombas del buque, los brazos de descarga y dos líneas de 609.2 mm (24 pulgadas) cada una, localizadas en el muelle, las cuales conducen el GNL a un cabezal simple de descarga; la descarga se hará a razón de 12,000 m3/hr; el vapor desplazado de los tanques de almacenamiento será recolectado en un tanque receptor tipo vertical de 40 m3 de capacidad localizado en el muelle; dicho vapor será regresado al buque a través de la línea de vaporización de gas y el brazo de retorno de vapor;

i) La descripción de las instalaciones de almacenamiento del GNL que constan de: dos tanques de doble pared y techo de concreto para la contención del vapor del tipo denominado full containment (contención total) con capacidad nominal de 165,000 m3 cada uno y presión de diseño de 29 kPa; el contenedor primario de diámetro interno 75 m y 40 m de altura será construido de acero al níquel especificación 9% Ni-Steel ASTM A553; el contenedor secundario de diámetro interno 77.4 m y 42 m de altura construido de concreto pretensado; la altura del domo de concreto será de 10.5 m; el espacio anular entre el tanque interior y exterior abrigará el aislamiento de perlita y el sistema de control de compactación de las capas de fibra de vidrio; el aislamiento del fondo de los tanques consistirá de bloques de espuma de vidrio (foamglass) y el aislamiento superior del tanque interior será de perlita; el sistema de aislamiento asegurará que la tasa de evaporación no exceda el 0.05% del contenido volumétrico del tanque por día (suponiendo un tanque completamente lleno), los tanques estarán equipados con sensores múltiples para el monitoreo de la temperatura y válvulas de alivio para proteger contra la sobrepresión;

j) La descripción de las bombas de conducción de GNL a los evaporadores; precisando que son tres bombas internas de tipo sumergido de capacidad 675 m3/hr. localizadas en el interior de cada tanque y opción de instalar una bomba adicional para incrementar la flexibilidad de la operación del Sistema;

k) La descripción del equipo de evaporación que tendrá una capacidad nominal de 28.31 Mm3/d (1,000 Mmpcd) de gas natural y una capacidad pico de 36.8 Mm3/d (1,300 Mmpcd); la evaporación se llevará a cabo en 6 vaporizadores de rejilla abierta de 200,000 Kg./hr. de capacidad cada uno alimentados por agua de mar y un vaporizador del tipo de combustión sumergida de 125,000 Kg./hr. que se usará como unidad de

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arranque en frío; el vaporizador de rejilla abierta es una estructura modular construido de una aleación de aluminio, el flujo de agua de mar será de 18,000 m3/hr para 28 Mm3/d de gas natural; el vaporizador del tipo de combustión sumergida vaporiza el GNL que fluye dentro de tubos de acero inoxidable sumergidos en un baño de agua con un quemador a gas natural;

l) La descripción de las instalaciones de entrega de gas natural que tendrán una capacidad máxima de 36.8 Mm3/d (1,300 Mmpcd); la presión de entrega del gas natural será 8,720 kPa (1264 psig) a una temperatura mínima de 288.5 K (15.5ºC; 60ºF) y máxima de 321.9 K (48.9ºC; 120ºF); el diagrama de flujo del Sistema de GNL se muestra en la siguiente figura:

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DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO DEL SISTEMA

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7. La información relativa a la operación de las instalaciones portuarias, de recepción, de conducción, de almacenamiento, de evaporación y de entrega de gas natural;

8. La descripción genérica de los métodos y procedimientos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento del Sistema de GNL, cuyo objetivo es identificar posibles riesgos, analizarlos y tomar las medidas de seguridad necesarias a fin de proteger a las personas, sus bienes y al ambiente contra dichos riesgos; dichas medidas incluyen procedimientos de aseguramiento de calidad, de seguridad industrial, sistemas de protección contra incendio, y planes de contingencia para emergencias;

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

a) Capacidad técnica. La Solicitante manifestó que el operador del Sistema de GNL será Panhandle Eastern Pipeline Company (CMS), subsidiaria de CMS Energy Company, que aportará la capacidad técnica y experiencia operativa para llevar a cabo la operación , mantenimiento y administración del Sistema de GNL; para acreditar la capacidad técnica y experiencia operativa de CMS, la Solicitante ha presentado documentación relativa a la experiencia de la misma, en la que señala que opera en una terminal de GNL en Lake Charles, Lousiana, en los Estados Unidos de América (EUA), la terminal incluye instalaciones portuarias, tres tanques criogénicos de almacenamiento y las instalaciones necesarias para la recepción, almacenamiento y vaporización de GNL;

b) Capacidad administrativa. La Solicitante acredita su capacidad administrativa a través de Sempra Energy (Sempra) y de CMS; presentando documentación relativa a la experiencia administrativa de ambas empresas, en la que se señala que Sempra cuenta con una experiencia de más de 100 años en la industria del gas natural y con 20 años de experiencia en la operación de instalaciones satélite de licuefacción y regasificación de GNL, y que actualmente administra sistemas de transporte y distribución de gas natural en los EUA y en México;

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c) Que adicionalmente para acreditar la capacidad técnica y administrativa de Sempra y CMS, la Solicitante presentó a esta Comisión, la siguiente información y documentación sobre el desempeño operativo de sistemas de gas natural y de GNL:

i) Carta de la California Public Utilities Commission que certifica que San Diego Gas & Electric Company, subsidiaria de Sempra, ha diseñado, operado y mantenido sus sistemas de gas natural de manera profesional y segura;

ii) El Informe de evaluación de la terminal de GNL de Lake Charles, que abarca el periodo de 1989 a 1999, emitido por la Oficina de Reglamentación de ductos de la FERC (Office of Pipeline Regulation, Federal Energy Regulatory Commission), en el que se señala que la operación de las instalaciones de GNL fueron congruentes con la reglamentación prevista por la FERC y que el diseño y la operación de dichas instalaciones, se han ajustado a la normatividad y a los estándares aplicables;

d) Capacidad financiera. La Solicitante, por ser una empresa de nueva creación, acredita su capacidad financiera a través de Sempra, razón por la cual presenta Informes Anuales de los años 2000 y 2001, y el Informe Anual Financiero del año 2001, donde se describen las actividades de esa empresa y se muestran estados financieros consolidados de los años 1999 a 2001, dictaminados por Deloitte y Touche LLP; adicionalmente, la Solicitante presentó la información siguiente:

i) Documento que muestra que Energía Costa Azul, S. de R.L. de C.V. (Energía Costa Azul), fue constituida el 16 de enero de 2002 conforme a las leyes de los Estados Unidos Mexicanos;

ii) Escrito de Sempra Energy International, de fecha 3 de marzo de 2003 suscrito por el Sr. George Liparidis, Presidente Regional de Operaciones de América del Norte de Sempra Energy International en el que dicha empresa manifiesta que se compromete a apoyar y respaldar técnica y financieramente todas las actividades que la Solicitante realice como titular del permiso objeto de la presente Resolución;

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iii) Escrito de Sempra, de fecha 22 de abril de 2003 suscrito por el Sr. Donald E. Felsinger, Presidente del Grupo Sempra Energy Global Enterprises y representante legal de Sempra, en el que manifiesta que Sempra al ser propietaria indirecta del 100% de las partes sociales de Energía Costa Azul, confirma que conoce todos los aspectos técnicos, financieros y administrativos referentes al proyecto de la Solicitante, y que se compromete a aportar el personal calificado y la asistencia técnica necesaria para que la Solicitante opere las instalaciones y provea el servicio relacionado con el proyecto de manera segura y confiable, y que la Solicitante contará en todo momento con el respaldo técnico y financiero de Sempra;

iv) En la información adicional entregada el 5 de diciembre de 2002, la Solicitante presentó la estructura corporativa que describe la participación accionaria que la conforma a través de Linaga, B.V., que es propietaria del 98% y de Enova International, que es propietaria del restante 2% de las partes sociales suscritas y pagadas de Energía Costa Azul, y que ambas empresas son propiedad de Sempra;

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Sempra Energy

Pacific EnterprisesInternational

Sempra EnergyGlobalEnterprises

Enova International.

100%

100%

100%

Pacific EnterprisesEnova Corporation

100% 100%

Sempra Energy International

100% Directa eIndirectamente

Sempra Energy México, S.A. de C.V.

100%

Energía Costa Azul

0.001% Sempra Energy Holdings III B.V.

Linaga B.V.

100%

100%99.99%

Sempra Energy

Pacific EnterprisesInternational

Sempra EnergyGlobalEnterprises

Enova International.

100%

100%

100%

Pacific EnterprisesEnova Corporation

100% 100%

Sempra Energy International

100% Directa eIndirectamente

Sempra Energy México, S.A. de C.V.

100%

Energía Costa Azul

0.001% Sempra Energy Holdings III B.V.

Linaga B.V.

100%

100%99.99%

2% 98%

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v) Informe Anual Financiero de 2001, de donde se desprende que Sempra Energy Corporation obtuvo en ese año ingresos netos por US$ 518,000,000 (Quinientos dieciocho millones de dólares de los Estados Unidos de América); asimismo, que los activos de esta empresa alcanzan un valor total de US$ 15,156,000,000 (Quince mil ciento cincuenta y seis millones de dólares de los Estados Unidos de América);

10. La relativa a los servicios de consultoría proporcionados por diversas empresas altamente especializadas a fin de evaluar la viabilidad técnica del proyecto de la Solicitante, en los aspectos siguientes:

a) Thales GeoSolutions (Pacific), Inc., realizó el estudio intitulado “Marine Geological Reconnaissance Survey, La Jovita, Baja California, México” sobre inspección y reconocimiento geológicos mar adentro del sitio; la investigación consistió en la adquisición de datos batimétricos y geofísicos usando un equipo de onda dirigida de prospección sonora (single beam echosounder and sidescan sonar) para caracterizar el lecho marino del sitio;

b) URS Corporation, elaboró el estudio intitulado “Geotechnical and Environmental Evaluations” sobre la evaluación geotécnica y ambiental del sitio, el cual resume la geología, sismicidad y oceanografía del sitio; en el litoral de la costa, se analizó la topografía, la geología y características del suelo; mar adentro, se analizaron la batimetría, viento, oleaje, mareas y los riesgos geológicos y sísmicos incluyendo fallas, licuefacción, deslizamientos terrestres y maremotos; los estudios se basaron en investigaciones exploratorias, estudios geofísicos previos y estudios batimétricos y prospección sonora de espectros realizados por Thales GeoSolutions; las condiciones ambientales se basaron en la revisión de la zonificación climática publicada por el Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática y datos de varias estaciones climatológicas; las observaciones de este estudio se usaron para el diseño de las instalaciones del Sistema de GNL;

c) W.F. Baird & Associates Coastal Engineers Ltd, realizó el estudio intitulado “Wave Climate and Berth Downtime Analysis for La Jovita LNG Terminal” sobre el análisis de condiciones climáticas del oleaje y el tiempo en que la terminal está fuera de operación (berth downtime), el objetivo del estudio fue evaluar las condiciones climáticas y características de las olas en el sitio (altura, dirección, velocidad,

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energía de las olas, velocidad del viento, etc.) que afectan las operaciones de descarga de un buque y con ello determinar el diseño adecuado de las instalaciones portuarias incluyendo el rompeolas y prever el tiempo en que las condiciones climáticas permiten descargar de manera segura y eficiente un buque;

d) Kleinfelder, Inc., realizó el estudio intitulado “Hydrology and Hydraulic Studies for La Jovita Project Site in Baja California” sobre la hidrología e hidráulica del sitio; el propósito del estudio fue determinar las superficies de inundación en un periodo de 100 años por salidas de cauces pluviales y delimitar las áreas de inundación durante 100 años;

e) Kleinfelder, Inc., elaboró el estudio intitulado “Onshore Geotechnical and Geologic Hazard Investigation, Energia Costa Azul LNG Project”; sobre investigación geotécnica y geológica del sitio; el estudio presenta los resultados geotécnicos y geológicos del sitio basados en investigación de campo, observaciones y pruebas de laboratorio; de acuerdo a los resultados, Kleinfelder Inc. considera que, desde el punto de vista geotécnico, es factible la construcción del Sistema de GNL debido a que no hay fallas sísmicas activas potenciales que crucen el sitio, no hay deslizamientos terrestres en el sitio, y recomiendan que todas las estructuras del Sistema de GNL sean diseñadas para resistir las cargas dinámicas causadas por movimientos sísmicos de la tierra;

f) El Centro de Investigación Científica y de Educación Superior de Ensenada (CICESE), realizó estudios sobre:

i) La “Identificación de banco de materiales pétreos en la Costa Noroeste del Municipio de Ensenada, B.C.” a fin de identificar y evaluar las posibles fuentes de roca apropiada para la construcción del rompeolas;

ii) “La flora y fauna bentónica en la Jovita, B.C., México”, con la finalidad de evaluar la biodiversidad de la zona cercana al sitio e identificar las especies de interés comercial, cultural y ecológico;

iii) “El submareal en el área de Punta Jovita, Ensenada, B.C.”, a fin de evaluar la biodiversidad bentónica en el área cercana a punta la Jovita, B.C.;

iv) “La flora y fauna terrestres en la Jovita, B.C.”, a fin de determinar la biodiversidad en la región conocida como La Jovita;

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v) “Las principales pesquerías y grupos ambientalistas con posible interés en La Jovita, B.C. México”;

g) La relativa a la información de Foster Wheeler USA Corporation (Foster Wheeler), empresa que llevó a cabo el diseño conceptual del proyecto; para lo cual realizó los estudios siguientes:

i) Estudio intitulado “LNG Receiving Terminal Study”, en el que señala que la configuración de la terminal es típica de la industria; el sitio se localiza en una zona sísmica, por lo que el diseño toma en cuenta la sismicidad del mismo; señala que existen plantas y terminales de GNL que operan de forma segura localizadas en otros lugares del mundo con condiciones sísmicas semejantes a las del sitio propuesto; de acuerdo a los análisis de dispersión de vapor y radiación térmica, el área del terreno es suficiente para instalar hasta cuatro tanques de almacenamiento e instalaciones asociadas;

ii) Estudio intitulado “Breakwater Study for LNG Terminal” sobre el rompeolas; dicho estudio analiza diferentes alternativas para la construcción de un muelle (offshore berth) para desembarcar y descargar buques de GNL de 65,000 a 160,000 m3 de capacidad, y un rompeolas; establece los criterios de diseño para las instalaciones portuarias considerando las condiciones climáticas, de oleaje, sísmicas y oceanográficas del sitio; a partir del análisis y evaluación económica de los diferentes tipos de rompeolas, Foster Wheeler recomienda el uso del rompeolas tipo cajón de concreto por el grado de resistencia sísmica de este tipo de estructuras;

iii) Estudio intitulado “Open Rack vs Submerged Combustion Vaporizer Study”, sobre los vaporizadores del tipo de rejilla abierta y los vaporizadores del tipo de combustión sumergida; el estudio señala que los vaporizadores de rejilla abierta y de combustión sumergidas son de uso común en las terminales de recibo de GNL; los vaporizadores de rejilla abierta tienen costos de operación bajos, pero normalmente altos costos de capital, por el gran tamaño del equipo y por el sistema de tratamiento de agua; los vaporizadores de combustión sumergida requieren combustible para su operación lo cual hace que tengan altos costos de operación; tienen costos iniciales bajos y alta transferencia de calor; de acuerdo al análisis económico, Foster Wheeler recomienda el uso de vaporizadores de rejilla abierta;

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iv) Estudio intitulado “Vapor Dispersion and Thermal Radiation Study Report” sobre dispersión de vapor y radiación térmica, para determinar las distancias de dispersión de vapor entre el embalse del tanque tipo full containment y el límite del Sistema de GNL, el cual utilizó el modelo PHAST 6.02; para el cálculo, se considero la evaporación del GNL en un área de retención y los factores físicos que afectan la dispersión del vapor; de acuerdo a los resultados del análisis de dispersión y radiación térmica, Foster Wheeler señala que las dimensiones de los lotes adquiridos 24-27 del terreno son suficientes para instalar cuatro tanques de almacenamiento así como las instalaciones asociadas del Sistema de GNL;

h) El Colegio de la Frontera Norte, realizó el estudio sobre el “Impacto de la derrama económica (directa, indirecta e inducida) y los efectos multiplicadores (empleo e ingreso) del Sistema de GNL en Baja California”;

11. La descripción del estudio de mercado de gas natural en la región norte de Baja California y California, EUA, realizado por la Solicitante, en el que se especifican las condiciones siguientes:

a) La demanda de energía (gas y electricidad) está creciendo a tasas de 10% anual, las perspectivas señalan que el mercado de Baja California tendrá un consumo pico de gas de 28.31 Mm3/d (1000 Mmpcd) en el 2011;

b) La península de Baja California no está interconectada con el Sistema Nacional de Gasoductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica, por lo que actualmente la totalidad del suministro de gas proviene de los EUA; que la solicitante señala que existen tres puntos de entrada de gas natural: la interconexión Mexicali/Imperial Valley, la interconexión de Tijuana/San Diego y la interconexión Algodones; que los dos primeros sistemas no fueron diseñados para cubrir las demandas de gas natural en la región de Baja California; que los usuarios de Baja California son los últimos en recibir gas de las cuencas de EUA y Canadá lo que ha provocado que en ocasiones la demanda de dichos usuarios no sea cubierta adecuadamente;

c) La estimación de la demanda de gas natural en la región de la península de Baja California representa el mayor crecimiento respecto al promedio nacional; este hecho responde principalmente a los proyectos de desarrollo de infraestructura en el sector eléctrico que se realizarán en la

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región en los próximos años sustituyendo el uso de combustibles más contaminantes y mejorará la competitividad de otras industrias que requerirán de este energético;

d) En el suroeste de los EUA se encuentran en construcción plantas termoeléctricas con capacidad de 6,000 MW y existen proyectos de plantas termoeléctricas que generarán 6,500 MW adicionales; todas ellas alimentadas con gas natural; las plantas en construcción tendrán un consumo pico de gas natural de 29.73 Mm3/d (1,050 Mmpcd) y las que se encuentran en etapa de planeación consumirán 32.59 Mm3/d (1,150 Mmpcd), y

e) La oferta de gas natural en los EUA se encuentra en declive por lo que se espera que ese país incremente las importaciones de GNL; las proyecciones conservadoras estiman que la producción en EUA será de 631,465.6 Mm3 (22.3x106 Mmpc) por año en el 2010;

Sexto. Que adicionalmente y de conformidad con las fracciones IV y VI del artículo 35 del Reglamento, la Solicitante presentó la información siguiente:

1. Estudio intitulado “Onshore Tank Details” sobre la ingeniería de los tanques de almacenamiento, realizado por Arup Texas Inc.; dicho estudio considera las condiciones sísmicas y la carga hidrostática, para el diseño de los tanques; señala que las condiciones sísmicas rigieron el diseño por localizarse el sitio en una zona de actividad sísmica; para el diseño se tomaron en cuenta las recomendaciones de la Sociedad Nacional de Ingeniería de Terremotos de Nueva Zelanda “Seismic Design of Storage Tanks, New Zealand National Society for Earthquake Engineering”; los criterios generales de diseño considerados son: volumen de GNL en tanques de 160,000 m3, tanque tipo “full containment”, vida útil de 25 años, el criterio de carga considera el 125% la carga de producto como prueba hidráulica, el diseño sísmico considera un sismo Operational Basis Eartquake (OBE) 0.35 G horizontal PGA, Safe Shutdown Earthquake (SSE) SSE 0.60 G horizontal PGA; para el análisis del diseño de los tanques se uso el software ”Seismic Storage Tank Analysis” de Arup, que predice la presión debido a cargas hidrostáticas y sísmicas, la deformación de la pared del tanque y el efecto del gradiente de temperatura a través de dicha pared; se realizaron análisis separados para el contenedor primario y el contenedor secundario;

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2. Estudio de la “Evaluación Cualitativa de Riesgo de la Terminal de Importación de GNL de Energía Costa Azul”, realizado por Quest Consultants Inc., el cual identificó los riesgos potenciales causados por eventos externos e internos que podrían resultar en condiciones de peligro significativas fuera de los límites físicos del terreno; analizó las consecuencias y probabilidades derivadas del impacto potencial sobre el público en general y evalúo la aceptabilidad de cada riesgo combinando los impactos potenciales con la frecuencia de emisiones y con ello determinó la medición del riesgo; encontrándose que ninguno de los escenarios recae dentro de la categoría de frecuente o posible y sólo uno recae dentro de la categoría de raro; sin embargo, su probabilidad de ocurrencia es muy baja; todas las combinaciones de probabilidad e impacto resultan en un nivel de riesgo dentro de la categoría de aceptable a normal;

3. Estudio intitulado “Siting Study for Energía Costa Azul, LNG Import Terminal” sobre la distribución del Sistema de GNL, realizado por Quest Consultants Inc., a fin de determinar que la mezcla inflamable no se extienda fuera del área del terreno y no traspase los límites del área de las instalaciones mar adentro; que la radiación térmica debido a un incendio fuera de los límites de la propiedad no exceda los valores aceptables; Quest Consultants señala que el diseño del Sistema cumple con los requerimientos de radiación térmica y dispersión de mezcla inflamable establecidos en la normatividad mexicana; que el resultado está basado en la información del proyecto y está sujeto a cambios en el diseño del Sistema, límites de la propiedad y los parámetros de diseño;

4. Black & Veatch Pritchard, Inc., verificó que la ingeniería, el diseño, y los procedimientos de operación y mantenimiento han sido desarrollados de acuerdo con lo establecido en las normas oficiales mexicanas y en lo no previsto por éstas, con las prácticas internacionalmente reconocidas;

Séptimo. Que la Solicitante proporcionó información sobre las diferentes fuentes de suministro de gas natural licuado que ha considerado para el Sistema de GNL, las cuales se encuentran ubicadas en la cuenca del Pacífico;

Octavo. Que se incluye la evaluación de los diferentes estudios de ingeniería a que se refieren los Considerandos Quinto, numeral 10 y Sexto anteriores, y especificaciones técnicas presentadas por la Solicitante para acreditar la viabilidad técnica del proyecto, así como los supuestos, bases, fórmulas y métodos de cálculo que aplicará para la recepción, almacenamiento,

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evaporación y entrega de gas natural, cuyos resultados formarán parte del Título de permiso y sus anexos correspondientes;

Noveno. Que la Solicitante identificó, explicó y justificó las especificaciones técnicas, códigos 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 de GNL a que se refiere el numeral 6 del Considerando Quinto anterior, manifestando que son suficientes y adecuados para garantizar la seguridad del Sistema de GNL;

Décimo. Que, además de las normas oficiales mexicanas, la Solicitante identificó, explicó y justificó las especificaciones técnicas que serán utilizadas para desarrollar los planes de atención en caso de emergencias, así como el manual detallado de procedimientos de emergencias que aplicará en la operación del Sistema de GNL;

Undécimo. Que la Solicitante manifestó en la información técnica del proyecto que los equipos, materiales, instalaciones y demás dispositivos que serán utilizados en el Sistema de GNL cumplirán con las características y especificaciones establecidas por las normas oficiales mexicanas aplicables y que en lo no previsto por éstas, cumplirán con las especificaciones técnicas y códigos que representan las prácticas internacionalmente aceptadas en la industria del GNL;

Duodécimo. Que una vez que entre en vigor la NOM-013-SECRE-2003, la Solicitante deberá hacer en su caso, las modificaciones necesarias al proyecto de ingeniería, suministro de materiales y construcción (Engineering, Procurement, Construction o EPC) para adecuarlo a dicha Norma Oficial Mexicana;

Decimotercero. Que la Solicitante contrató la asesoría técnica de empresas altamente especializadas para realizar los estudios a que se refieren los Considerandos Quinto, numeral 10 y Sexto anteriores, cuya experiencia es la siguiente:

1. Thales GeoSolutions (Pacific), Inc., es una compañía de ingeniería oceánica, investigación y desarrollo de software que ofrece investigaciones oceanográficas, geológicas y geofísicas como soporte de evaluaciones de riesgos geológicos y obras de ingeniería civil y marítima como cables subacuáticos, tuberías, estructuras en alta mar, rompeolas, vertederos, muelles y terminales marítimas; adicionalmente provee adquisición de datos sobre mapeo del suelo marino, inspección subacuática y demás información

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del ambiente oceánico para proyectos costeros, de playa, puertos, litorales y alta mar y proyectos de soporte marino en sus fases de viabilidad económica, diseño de ingeniería, planeación ambiental y permisos;

2. URS Corporation, es una compañía con experiencia en el diseño de muros de contención, muelles, rompeolas, estructuras y gasoductos en alta mar y terminales y gasoductos en litorales; ofrece un amplio rango de servicios en planeación, diseño y manejo de programas y construcción para transporte, desechos peligrosos, petroquímicos y procesamiento industrial, proyectos generales de construcción y de agua /aguas residuales;

3. W.F. Baird & Associates Coastal Engineers Ltd., es una empresa que se especializa exclusivamente en ingeniería costera e hidráulica; reconocida internacionalmente por su experiencia en estos campos de trabajo;

4. Kleinfelder, Inc., es una empresa que se especializa en las ciencias de tierra, agua y aire; está clasificada entre las primeras 60 empresas de Ingeniería y Ambiental según la encuesta de Engineering News Record; ofrece servicios de asesoría de ingeniería en las áreas geotécnica, sísmica, ambiental e ingeniería de materiales, geología de ingeniería, geología, valoración de riesgos para la salud, hidrogeología, higiene industrial, prueba e inspección de materiales y toxicología;

5. Centro de Investigación Científica y de Educación Superior de Ensenada, CICESE, situado en Ensenada, B.C., dedicado al estudio científico en la ciencia básica y aplicada, así como al desarrollo de nuevas tecnologías en las tres grandes disciplinas Geofísica, Oceanografía y Física Aplicada;

6. Colegio de la Frontera Norte, es una institución de investigación científica y de educación superior, especializada en el estudio de la problemática de la región fronteriza de México con EUA;

7. Arup Texas, Inc., presta servicios multidisciplinarios enfocados a compañías del sector energético dedicadas a actividades que van desde exploración y extracción hasta transmisión y distribución; tiene experiencia en el diseño de tanques para GNL y en obras civiles, estructurales y marítimas para la producción de GNL y en proyectos de terminales de recepción;

8. Foster Wheeler USA Corporation, es una empresa que tiene amplia experiencia en la administración de proyectos en la industria del GNL; ha participado a nivel mundial en proyectos de GNL similares al propuesto por la Solicitante; y

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9. Black & Veatch Pritchard, Inc. (Black & Veatch), es una empresa con más de 40 años de experiencia en la industria del GNL que ha diseñado y construido numerosas instalaciones de almacenamiento de GNL en diferentes partes del mundo;

Decimocuarto. Que la Solicitante contrató la asesoría técnica de Quest Consultants Inc., para realizar los estudios de riesgo a que se refieren los numerales 2 y 3 del Considerando Sexto, anterior, empresa que cuenta con experiencia en las áreas de análisis de riesgos y seguridad;

Decimoquinto. Que el alcance y los resultados obtenidos de los estudios realizados por las empresas citadas en los Considerandos Decimotercero y Decimocuarto anteriores demuestran la viabilidad del proyecto del Sistema de GNL;

Decimosexto. 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 GNL, contenidas en las normas oficiales mexicanas aplicables y en lo no previsto por éstas, en las normas internacionales 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 GNL;

3. Observar los métodos y procedimientos de seguridad para la operación y mantenimiento del Sistema de GNL, 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 GNL y los métodos y procedimientos de seguridad, en la medida que las necesidades de seguridad así lo ameriten o el avance tecnológico en la industria incorpore entre otros, nuevos procedimientos, equipos y técnicas y, para tal efecto, solicitar a esta Comisión la modificación del permiso respectivo;

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Decimoséptimo. 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 o en la práctica internacionalmente reconocida; y considerando al efecto esta Comisión que dicha responsabilidad así como la aplicación de tales especificaciones y de las referidas en los Considerandos Noveno, Décimo y Undécimo anteriores, deberá comprender además el supuesto de la falta de normas oficiales mexicanas, lo cual se reflejará en el título de permiso que se expida;

Decimoctavo. Que para realizar la construcción del Sistema de GNL, es necesario desarrollar la siguiente fase del proyecto de ingeniería, conocida como ingeniería de detalle (Front-End Engineering Design, FEED), así como el EPC;

Decimonoveno. Que la Solicitante, mediante comunicación de fecha 23 de abril de 2003, se compromete bajo protesta de decir verdad, en los términos del artículo 13 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, a realizar las inversiones necesarias para llevar a cabo la prestación del servicio de almacenamiento a que se refiere su solicitud, una vez recibidas todas las autorizaciones necesarias para su ejecución, las cuales formarán parte del Título de permiso correspondiente;

Vigésimo. Que de la información a que se refieren los incisos a), b), c) y d) del numeral 9 del Considerando Quinto anterior, se desprende que la Solicitante acreditó su capacidad técnica, administrativa y financiera para realizar el proyecto en cuestión y cumplir con los fines del permiso solicitado;

Vigésimo primero. Que de conformidad con el Reglamento, la Solicitante se ha comprometido a otorgar el acceso abierto a su sistema para lo cual contará con un sistema de cómputo diseñado específicamente para el Sistema de GNL, que permitirá programar las recepciones de GNL, llevar control de la energía recibida y volúmenes almacenados por cada usuario, programar la vaporización y entregas de gas natural al sistema de transporte con que se interconectará y asignar pérdidas operativas a cada usuario del sistema de almacenamiento; asimismo, manifiesta que prestará el servicio de almacenamiento a todos los usuarios que lo requieran en los términos establecidos en las CGPS;

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Vigésimo segundo. Que la Solicitante ha manifestado que el proyecto tendrá un impacto favorable en el desarrollo económico en la región noroeste de México y zonas circunvecinas al abastecerlas de una fuente alternativa y confiable de gas natural y que contribuirá a la estabilidad de precios de gas natural en la región; y que la información a que se refiere el numeral 10 inciso h) del Considerando Quinto anterior señala que el proyecto tendrá un impacto favorable sobre la producción, el ingreso y el empleo en el Estado de Baja California y sus principales municipios; que el proyecto generará un impacto diferenciado por sector industrial y la magnitud dependerá de los encadenamientos y de sus efectos multiplicadores;

Vigésimo tercero. Que conforme a lo previsto en el Reglamento, esta 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 Directiva de Precios y Tarifas), publicada en el Diario Oficial de la Federación con fecha 20 de marzo de 1996, misma que establece la metodología para el cálculo de las tarifas aplicables a los servicios de transporte y distribución de gas natural y, respecto de las contraprestaciones correspondientes al almacenamiento, señala que los solicitantes de un permiso para esta actividad deberán proponer una metodología de tarifas congruente con los objetivos y lineamientos establecidos en la misma;

Vigésimo cuarto. Que para tal efecto la Solicitante, en cumplimiento de lo previsto en el capítulo 7 de la Directiva de Precios y Tarifas, presentó una propuesta de metodología para el cálculo de tarifas (la metodología tarifaria) con la cual se determinarán las contraprestaciones correspondientes a las distintas modalidades del servicio de almacenamiento previstas en las CGPS, base firme, base interrumpible y cantidades de almacenamiento y retiro de excedentes; y que la metodología tarifaria tiene las características siguientes:

1. Las tarifas iniciales se determinan con base en el horizonte de los primeros cinco años de un plan de negocios de largo plazo que contiene el ingreso requerido para recuperar el costo proyectado de la prestación del servicio de almacenamiento, incluyendo la depreciación de la base de activos; los costos de operación y mantenimiento, administración y ventas; los impuestos y el costo de capital y rentabilidad razonables;

2. El plan de negocios a que se refiere el numeral anterior considera un periodo de 4 años para la construcción del Sistema de GNL, y una vida útil de 30 años para los activos del propio Sistema;

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3. La metodología tarifaria está diseñada para establecer tarifas que se componen de un solo cargo (monómicas) y se determinan de acuerdo con lo siguiente:

a) La tarifa para la modalidad de servicio en base firme se calcula considerando los costos totales (depreciación, costos de mantenimiento, administración y ventas, rentabilidad e impuestos) correspondientes a los primeros cinco años de operación del Sistema de GNL, prorrateados entre 100% de la capacidad máxima de almacenamiento del mismo;

b) La tarifa para la modalidad de servicio en base firme se aplicará a la cantidad máxima de almacenamiento (CMA) diaria que reserven los usuarios en el Sistema;

c) La tarifa para la modalidad de servicio en base interrumpible equivale a 99.9% de la tarifa en base firme, y se aplicará al promedio diario de volumen almacenado disponible de cada usuario durante el periodo de facturación;

d) Los cargos por excedente de almacenamiento y por excedente de retiro de almacenamiento se determinan considerando los costos específicos por las modalidades del servicio, prorrateados entre la capacidad máxima de almacenamiento del Sistema de GNL y de la capacidad máxima de retiro del mismo, respectivamente, y

e) Los cargos señalados en el inciso anterior se aplicarán a las cantidades de GNL que los usuarios almacenen o retiren en exceso de la CMA contratada;

Vigésimo quinto. Que esta Comisión analizó la metodología tarifaria a que se refiere el Considerando Vigésimo cuarto anterior y concluye que contiene los elementos adecuados y necesarios para determinar las tarifas por la prestación del servicio de almacenamiento propuesto de manera congruente con los objetivos y lineamientos que establece la Directiva de Precios y Tarifas;

Vigésimo sexto. Que asimismo, esta Comisión realizó un análisis independiente y exhaustivo de la derivación de las tarifas contenidas en la propuesta de metodología tarifaria y verificó la congruencia de dicha propuesta, así como lo razonable de sus resultados mediante modelos de factibilidad técnico–económica y análisis de sensibilidad;

1. Que conforme a lo anterior, la Lista de Tarifas Máximas propuestas por la Solicitante es la siguiente:

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Modalidad de Servicio Tarifa máxima

Unidad

Base firme 0.3027 Dólares/Gigacaloría/Día

Base interrumpible 0.3024 Dólares/Gigacaloría/Día

Excedente de almacenamiento 0.1362 Dólares/Gigacaloría

Excedente de retiro de almacenamiento 1.1476 Dólares/Gigacaloría

Gas para la Operación del Sistema 1.25 Porcentaje

Tarifa por transferencia de título 0.0397 Dólares/Gigacaloría

Vigésimo séptimo. Que la Solicitante manifiesta que su propuesta de metodología tarifaria cumple con lo establecido en los artículos 66 y 67 del Reglamento, toda vez que únicamente prestará el servicio de almacenamiento y no pretende llevar a cabo actividades de comercialización de gas natural; y que asimismo, el servicio que prestará consiste, de manera integral, en el almacenamiento y entrega del GNL y todos los usuarios del Sistema de GNL tendrán derechos proporcionales en la prestación del servicio, por lo que no existirá la posibilidad de subsidios cruzados;

Vigésimo octavo. Que en términos de la disposición 7.3 de la Directiva de Precios y Tarifas, al presentar la solicitud para un permiso de almacenamiento, cada solicitante deberá proponer una metodología de regulación por incentivos congruente con los objetivos y lineamientos de dicha Directiva, tomando en cuenta las características del almacenamiento propuesto;

Vigésimo noveno. Que de conformidad con la disposición antes señalada y como resultado de la propuesta de metodología tarifaria presentada por la Solicitante, las tarifas máximas que le sean aprobadas deberán cumplir, en lo conducente, con la regulación tarifaria establecida en la Directiva de Precios y Tarifas, incluyendo cualquier disposición de carácter general que la sustituya o la modifique, por lo que dichas tarifas máximas se sujetarán a los ajustes y revisiones que se señalan a continuación:

1. Las tarifas máximas serán objeto de revisiones globales cada quinquenio, para lo cual se emplearán los procedimientos y requerimientos de información establecidos en la Directiva de Precios y Tarifas;

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2. Los cargos que componen las tarifas máximas se ajustarán anualmente para reflejar los efectos en la inflación, así como las variaciones en el tipo de cambio, para lo cual se aplicará el índice de inflación (? ) a que se refiere la sección C del capítulo 6 de la Directiva de Precios y Tarifas;

3. Las tarifas máximas se ajustarán con base en un esquema de costos trasladables congruente con lo establecido en la sección E del capítulo 6 de la Directiva de Precios y Tarifas, el cual reflejará exclusivamente los costos resultantes de cambios en el régimen fiscal local o federal que afecten la prestación del servicio permisionado, y

4. A partir del sexto año de la prestación del servicio de almacenamiento, las tarifas máximas y sus correspondientes cargos se ajustarán de acuerdo con el factor de eficiencia que determine esta Comisión de conformidad con la sección D del capítulo 6 de la Directiva de Precios y Tarifas;

Trigésimo. Que como resultado de lo señalado en el Considerando Vigésimo noveno anterior, las tarifas máximas correspondientes a cada una de las modalidades del servicio de almacenamiento para cada año dentro de cada periodo quinquenal se calcularán con base en la fórmula siguiente, sin considerar los ajustes a que haya lugar por el concepto de costos trasladables referido en el numeral 3 del mismo Considerando, los cuales se aplicarán de manera independiente según corresponda:

??

???

? ???? ? 100

X1TATA ti

1tit *

Donde itTA es la tarifa máxima correspondiente a la modalidad del servicio i (base

firme, base interrumpible, o cargos por excedente de almacenamiento y excedente de retiro de almacenamiento) para el año t de cada periodo quinquenal, donde i

1TA corresponde a la tarifa máxima inicial aprobada por esta Comisión como parte del otorgamiento del permiso objeto de la presente Resolución, o como parte del proceso de revisión quinquenal a que se refiere el numeral 1 del Considerando Vigésimo noveno anterior;

t? es el índice de inflación (porcentual) aplicable en el año t de cada periodo quinquenal, con ? 1=0, y

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X es el factor de eficiencia (porcentual) definido por esta Comisión durante el procedimiento de revisión quinquenal correspondiente, factor que será igual a cero durante los primeros cinco años de la prestación del servicio;

Trigésimo primero. El proceso de revisión en lo relativo al cumplimiento anual de la regulación de tarifas consistirá en verificar que se respeten las tarifas máximas aprobadas para cada modalidad del servicio; para ello, se comparará la tarifa aplicada en el cobro a los usuarios con la tarifa máxima aprobada que corresponda y, en caso de que la tarifa aplicada sea superior a la máxima respectiva, el permisionario reembolsará a los usuarios el cobro realizado en exceso;

Trigésimo segundo. Que a efecto de que esta Comisión lleve a cabo la evaluación del cumplimiento con la regulación tarifaria aplicable, una vez que la Solicitante inicie operaciones, deberá presentar anualmente la documentación que acredite la aplicación de las tarifas máximas a lo largo del año y permita una comparación entre las tarifas aplicadas y las tarifas máximas aprobadas por esta Comisión;

Trigésimo tercero. Que de la evaluación del proyecto, así como de la documentación que se menciona en el numeral 11 del Considerando Quinto anterior, se desprende que la Solicitante justifica la demanda potencial del servicio de almacenamiento en los mercados que prevé atender;

Trigésimo cuarto. Que de la evaluación del proyecto, así como de la documentación que se menciona en el Considerando Séptimo anterior, se desprende que existen fuentes confiables de suministro de gas natural licuado;

Trigésimo quinto. Que de conformidad con el artículo 35 del Reglamento, esta Comisión evaluó las CGPS presentadas por la Solicitante, mismas que son congruentes con lo establecido por el artículo 62 del ordenamiento citado;

Trigésimo sexto. 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 se comprometió mediante escrito de fecha 6 de septiembre de 2002 a contratar y mantener vigentes los seguros que requiera para hacer frente a las responsabilidades en que pudiera incurrir por realizar actividades de almacenamiento de gas natural;

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Trigésimo séptimo. Que dentro del plazo previsto en el artículo 34 del Reglamento, esta Comisión recibió con relación al proyecto de la Solicitante los documentos siguientes:

1. Con fecha 3 de febrero de 2003, tres escritos de Inmuebles Baja Bonita, S.A. de C.V., de Inmuebles Baja Pacífico, S.A. de C.V. y de Inmuebles Vista Golf, S.A. de C.V., en los que exponen las razones por las cuales formula objeciones al proyecto de la Solicitante, mismos que fueron contestados mediante los oficios SE/DGAJ/DGGN/382/2003, SE/DGAJ/DGGN/380/2003, SE/DGAJ/DGGN/381/2003 respectivamente, con fecha 5 de marzo de 2003;

2. Con fecha 4 de febrero de 2003, escrito de los señores Irma I. Castro Cruz y Roberto Valdés Castañeda, propietarios del predio denominado “Nopobampo” colindante con los terrenos propuestos por la Solicitante para la construcción del Sistema de GNL, en el que formulan objeciones al proyecto de la Solicitante, mismo que fue contestado mediante el oficio SE/DGAJ/DGGN/375/2003 de fecha 4 de marzo de 2003, y

3. Con fecha 4 de febrero 2003, dos escritos suscritos por Planificación y Desarrollo Regional Jatay, S.A. de C.V., e Inmobiliaria Plaza Baja California, S.A. de C.V., en los que exponen las razones por las cuales objetan el proyecto de la Solicitante, mismos que fueron contestados mediante los oficios SE/DGAJ/DGGN/370/2003, SE/DGAJ/DGGN/376/2003 respectivamente, con fecha 4 de marzo de 2003;

Trigésimo octavo. Que respecto al contenido de los oficios a que se refiere el Considerando Trigésimo séptimo anterior, esta Comisión ha tomado en cuenta los argumentos presentados, en cuanto se relacionen con la competencia de esta Comisión;

Trigésimo noveno. 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 vigente, mediante el formulario SAT 5 del Servicio de Administración Tributaria, con fecha 3 de septiembre de 2002, en el Banco Nacional de México, S.A., sucursal 0284, Tijuana B.C., por la cantidad de $119,109.00 (ciento diecinueve mil ciento nueve pesos 00/100 M.N.);

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Cuadragésimo. Que de acuerdo con lo dispuesto en la disposición 11.5 de la Directiva 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;

Cuadragésimo primero. Que la solicitud presentada por la Solicitante cumple satisfactoriamente con los requisitos establecidos por el Reglamento para el otorgamiento de permisos de almacenamiento;

Cuadragésimo segundo. Que de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 37 del Reglamento, una vez satisfechos los requisitos aplicables a la solicitud de permisos de almacenamiento el 31 de julio de 2003 por parte de la Solicitante, esta Comisión procede al otorgamiento del permiso correspondiente y posterior publicación en el Diario Oficial de la Federación de una descripción del objeto del permiso y el nombre y domicilio del titular del mismo, y

Cuadragésimo tercero. Que el Permiso que proceda a otorgar esta Comisión por medio de la presente resolución, será sin perjuicio de las autorizaciones que el permisionario deba obtener de otras autoridades federales y locales.

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, 22, 23, 32, 33, 34, 35, 37, 62, 82 y relativos del Reglamento de Gas Natural, esta Comisión Reguladora de Energía:

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R E S U E L V E

Primero. Se otorga a Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., permiso de almacenamiento de gas natural en los términos del Título de Permiso G/140/ALM/2003.

Segundo. Se aprueban las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio de Almacenamiento de Gas Natural en los términos presentados por Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V.

Tercero. Se aprueban la metodología tarifaria y la Lista de Tarifas Máximas presentadas por Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., referidas en los Considerandos Vigésimo cuarto y Vigésimo sexto.1 de la presente Resolución, en los términos del Título de Permiso G/140/ALM/2003.

Cuarto. Energía Costa Azul, 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 G/140/ALM/2003.

Quinto. Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., deberá presentar, en su caso, dentro de los 60 días posteriores a la entrada en vigor de la NOM-013-SECRE-2003 el programa de modificaciones necesarias al proyecto de ingeniería, suministro de materiales y construcción para dar cumplimiento a la misma.

Sexto. Las tarifas máximas a que se refiere el Resolutivo Tercero anterior, estarán sujetas a las revisiones y ajustes a que se refieren los Considerandos Vigésimo noveno y Trigésimo de la presente Resolución.

Séptimo. A efecto de que esta Comisión Reguladora de Energía lleve a cabo el proceso de revisión del cumplimiento de la regulación tarifaria aplicable, Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., deberá presentar, dentro de los dos primeros meses de cada año, información mensual del año anterior respecto de:

1. Las tarifas máximas aplicadas por la prestación del servicio de almacenamiento;

2. Las tarifas convencionales aplicadas y los criterios que subyacen a la determinación de cada tarifa convencional pactada;

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3. Los ingresos derivados de las tarifas máximas y de las tarifas convencionales aplicadas, distinguiendo en cada caso los ingresos por concepto de cada uno de los cargos que componen dichas tarifas;

4. Las unidades de capacidad reservada por los usuarios para cada modalidad de servicio, distinguiendo la capacidad relacionada con las tarifas convencionales y con las tarifas máximas;

5. Las unidades de energía correspondientes a los volúmenes recibidos, almacenados y entregados por modalidad de servicio, distinguiendo los volúmenes relacionados con las tarifas máximas y con las tarifas convencionales;

6. El número de usuarios por modalidad de servicio;

7. Los costos fijos y variables incurridos en la prestación del servicio;

8. El monto de las inversiones realizadas, y

9. Cualquier otra información que requiera la Comisión para la verificación del cumplimiento con la regulación de tarifas máximas.

Octavo. Todos los contratos objeto de una tarifa convencional pactada por Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., deberán observar lo establecido en la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural DIR–GAS–001–1996;

Noveno. Se aprueba el proyecto correspondiente a la solicitud de almacenamiento de gas natural propuesto por Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., tal y como ha sido descrito en el numeral 6 del Considerando Quinto de la presente Resolución.

Décimo. Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., deberá presentar antes del inicio de operaciones el contrato de operación y mantenimiento celebrado con Panhandle Eastern Pipeline Company (CMS), subsidiaria de CMS Energy Company, y en su caso, el convenio de asistencia técnica mediante el cual CMS se obliga a proporcionar la asistencia técnica a Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., con una duración de al menos cinco años, al término de los cuales el operador del sistema deberá acreditar la capacidad técnica por sí mismo, o a través de un tercero que cuente, a juicio de esta Comisión Reguladora de Energía, con la capacidad técnica suficiente para tal efecto.

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Undécimo. Este Permiso se otorga sin perjuicio de las autorizaciones que Energía Costa Azul, S. de R. L. de C. V., deba obtener de otras autoridades federales y locales.

Duodécimo. 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.

Decimotercero. Notifíquese esta Resolución a Energía Costa Azul, 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.

Decimocuarto. Inscríbanse la presente Resolución bajo el Núm. RES/147/2003 y permiso G/140/ALM/2003 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 7 de agosto, 2003

Dionisio Pérez-Jácome Presidente

Rubén Flores Comisionado

Raúl Monteforte Comisionado

Adrián Rojí Comisionado