Sistema de Manifestación de Impacto Regulatorio
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MIR de alto impacto
Indique el (los) supuesto (s) de calidad para la emisión de regulación en términos del artículo 3 del Acuerdo de Calidad Regulatoria.
Si
No
No
No
El Transitorio Décimo Tercero de la Ley de Hidrocarburos (la Ley), publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 11 de agosto de 2014, establece que la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) continuará sujetando las ventas de primera mano (VPM) de Hidrocarburos, entre ellos el gas natural, a principios de regulación asimétrica con objeto de limitar el poder dominante de Petróleos Mexicanos (Pemex), en tanto se logra una mayor participación de agentes económicos que propicien el desarrollo eficiente y competitivo de los mercados, para lo cual tomará en cuenta, en lo que proceda, lo establecido en materia de precios en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. El mismo Transitorio Décimo Tercero establece que la regulación de las ventas de primera mano incluirá la aprobación y expedición de los términos y condiciones generales, así como la expedición de la metodología para el cálculo de sus precios. En este sentido y conforme a lo dispuesto en el Transitorio Séptimo del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, La Comisión Reguladora de Energía expedirá las disposiciones administrativas de carácter general aplicables a las ventas de primera mano y comercialización, conforme a lo establecido en el Décimo Tercero Transitorio del Artículo Primero por el que se expide la Ley de Hidrocarburos.
Apartado I.- Definición del problema y objetivos generales de la regulación
| 1. Describa los objetivos generales de la regulación propuesta#1 La regulación propuesta tiene como objetivos: I. Propiciar una mayor participación de agentes económicos en el mercado de gas natural; II. Permitir que las ventas de primera mano de gas natural reflejen las condiciones de un mercado competitivo y el costo de oportunidad y las condiciones de competitividad del energético en el mercado internacional y en el lugar en el que se realice la venta; III. Evitar que exista arbitraje de precios entre las diferentes zonas del país, e IV. Incentivar la mayor producción nacional posible de gas. V. Salvaguardar los intereses de los usuarios; |
Con fecha 21 de noviembre de 2013, la Comisión emitió la resolución RES/524/2013, mediante la cual se aprobó una metodología transitoria a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB) para determinar el precio máximo de gas natural objeto de venta de primera mano (Metodología Transitoria). Dicha Resolución estableció que la metodología transitoria tendrá vigencia a partir del 1 de octubre de 2013 y hasta que la Comisión emita la nueva Directiva para la determinación de los precios del gas natural objeto de ventas de primera mano. Por otro lado, derivado del Decreto del 20 de diciembre de 2013, por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía (el Decreto en Reforma de Energía), el 11 de agosto de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Ley de Hidrocarburos (la Ley). El Transitorio Décimo Tercero de la Ley establece que la regulación de las VPM incluirá la aprobación y expedición de la metodología para el cálculo de sus precios. En esta materia, se deberá observar la práctica común en mercados desarrollados de gas natural, y los precios deberán reflejar, entre otros, el costo de oportunidad y las condiciones y prácticas de competitividad en el mercado internacional de dicho hidrocarburo. Así, con las adecuaciones objeto del presente anteproyecto se busca fijar el precio de VPM de gas natural con base en el costo de oportunidad para establecer condiciones que coadyuven al libre comercio del energético y al desarrollo de un mercado competitivo nacional. Derivado del Decreto en Reforma de Energía y el Transitorio Cuarto de la Ley, el 31 de octubre de 2014 se publicó en el DOF el Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (el Reglamento), mismo que en términos de sus Transitorios Primero y Segundo entró en vigor al día siguiente de su publicación en el DOF, abrogando el Reglamento de Gas Natural, publicado el 8 de noviembre de 1995 en el DOF. El Transitorio Séptimo del Reglamento establece que la Comisión expedirá las disposiciones administrativas de carácter general aplicables a las VPM, conforme a lo establecido en el Décimo Tercero Transitorio del Artículo de la Ley. De lo anterior se desprende la necesidad de diseñar una nueva metodología de precios máximos de VPM que contemple los cambios fundamentales en la estructura, organización y funcionamiento de la industria de los hidrocarburos, es decir esta Comisión considera necesario replantear el análisis para expedir la nueva metodología de precios máximos de VPM. Aunado a lo anterior, la Comisión evaluó las discrepancias entre el precio vigente mensual de VPM en Reynosa y los precios máximos mensuales reportados por PGPB en Tamaulipas, y encontró que el precio de VPM en Reynosa está por debajo 0.12 USD/MMBtu respecto al precio de importaciones que obtiene PGPB. Esta discrepancia es evidencia de que la Metodología Transitoria no está reflejando las condiciones del mercado, e incumple los criterios que establece la Ley; además se encontró que el TFi que representa el costo de transporte de Estados Unidos a la frontera en Reynosa se encuentra desactualizado y no refleja las condiciones del mercado. Para mayor referencia ver el análisis realizado por la Comisión sobre la modificación de la referencia internacional, la actualización del valor del TFi y el cambio del punto de arbitraje puede consultarse con mayor detalle en el Anexo II. Problemática y objetivos regulatorios.doc.
Metodología de precios.
| Disposiciones jurídicas vigentes#1 Actualmente el precio de VPM de gas natural se rige por la RES/524/2013, misma que ya no refleja adecuadamente el costo de oportunidad del gas (ver respuesta siguiente). Además, la RES/524/2013 resulta insuficiente para atender el mandato derivado de la Ley, el Reglamento y el Decreto de Reforma Energética. |
Costos: Actualmente el precio de VPM de gas natural se rige por la RES/524/2013, la cual establece la Metodología Transitoria a PGPB que emplea como referencia, y como parte de la medida del costo de oportunidad del gas natural, la referencia internacional de las cotizaciones de Henry Hub (HH) ajustadas por el diferencial histórico entre el mercado de referencia y los correspondientes el índice Sur de Texas (ST) - reflejado en el parámetro miu de la fórmula vigente-: [HH-μ∙ST]; y toma como punto de arbitraje la Zona Golfo del país. Sin embargo, se ha observado que el parámetro miu ha sido sobreestimado, ocasionando que de agosto de 2009a junio de 2015 la metodología de precios máximos de VPM mensual ha resultado en que dichos precios, calculados en Reynosa, se ubiquen en promedio 0.07 USD/MMBtu por debajo de la canasta de índices del ST, en tanto que para el caso de los precios máximos de VPM en base diaria se observa dicha diferencia se ubica en 0.20 USD/MMBtu. Además el costo de transporte TFi (el cual es el costo de transporte entre la frontera en Tamaulipas y los ductos del sur de Texas) no refleja adecuadamente el costo de oportunidad del gas natural debido a que su cálculo se realizó en 2003 y desde entonces no ha sido actualizado. Lo anterior es indicativo que la Metodología Transitoria refleja de manera distorsionada el costo de oportunidad y las condiciones de competitividad del gas natural objeto de VPM, lo que constituye una barrera de entrada a nuevos participantes en el mercado. Además, la RES/524/2013 resulta insuficiente para atender el mandato derivado de la Ley, el Reglamento y el Decreto de Reforma Energética.
Apartado II.- Identificación de las posibles alternativas a la regulación
| Alternativas#1 No emitir regulación alguna Costos: a) De no se hacer ningún cambio a la referencia, el precio de VPM seguiría sin reflejar el costo de oportunidad y las condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realice la venta. Toda vez que el diferencial histórico ha sido sobreestimado ocasionando que los componentes de referencia internacional dentro de los precios máximos de VPM calculados en Reynosa, se ubiquen, en promedio, por debajo de la canasta de índices del ST. De agosto de 2009 a junio de 2015, para las series diarias y mensuales respectivamente, el componente [HH-μ∙ST] se ubica, en promedio, 13 centavos de dólar y 26 centavos de dólar por debajo de la referencia del ST. b) En caso de no realizarse la actualización del factor TFi se estaría dejando de reflejar el costo de oportunidad del gas nacional ya que las condiciones de 2003 son distintas a las que se presentan en la actualidad. Conforme a lo señalado anteriormente, el valor del costo de transporte entre la frontera en Tamaulipas y los ductos del Sur de Texas que actualmente se utiliza, fue estimado en 2003 a partir de los costos de transporte en que incurría Pemex y se determinó con base en la contratación y utilización eficiente de servicios de transporte en los ductos del sur de Texas. c) En caso de que el punto de arbitraje permanezca en la Zona Golfo, se espera que la producción nacional de gas natural continúe con una tendencia decreciente (debido a que el punto de arbitraje puede ayudar a evitar arbitraje de precios). La información de comercio exterior presentada por PGPB muestra que las importaciones de gas natural de agosto de 2009 a junio de 2015 presentaron un incremento de 921.23 millones de pies cúbicos diarios, lo que representa una tasa de crecimiento de 221.31%; mientras que la producción nacional de gas natural ha presentado una caída de 615.36 millones de pies cúbicos diarios de agosto de 2009 a diciembre de 2014. Situación que se explica en parte por los bajos precios en Ciudad Pemex ocasionados por el hecho de tener la zona de arbitraje en la Zona Golfo. d) Incumplimiento en las disposiciones jurídicas vigentes, así como los objetivos señalados en la pregunta I. Conforme a lo señalado en la regulación vigente la Comisión deberá emitir la metodología para el cálculo de los precios de VPM de gas natural, donde estos precios deberán reflejar el costo de oportunidad y las condiciones y prácticas de competitividad en el mercado internacional de este hidrocarburo. Beneficios: a) Los agentes del mercado (Pemex y usuarios) conocen la Metodología Transitoria, por lo que no existirían costos de aprendizaje en una nueva metodología. | |
| Alternativas#2 Otro tipo de regulación Alternativa 2: Cambio en la referencia internacional y actualización del factor TFi. Se determinó utilizar solamente el índice Houston Ship Channel (HSC) debido a que, conforme a investigaciones informales realizadas por la Comisión con diversos agentes de mercado, tales como PGPB, MGI Supply y Shell Trading México, una parte sustancial de las transacciones de gas natural en el sur de Texas se referencian a las cotizaciones del mercado HSC; además, este índice cuenta con ventajas similares a las de HH, tales como profundidad y liquidez, cuentan con publicación de referencia diaria y mensual (Platts), cuenta con mercado financiero dinámico para la cotización de instrumentos de cobertura, y es un índice puro, por lo que no hay riesgos de distorsiones en el cálculo. Por otro lado, se analizó los ductos conectados entre México y Estados Unidos mediante los cuales se realiza la importación de gas natural, con el objetivo de reflejar el costo actualizado de transporte entre la frontera en Tamaulipas y los ductos del sur de Texas, y por tanto reflejar adecuadamente el costo de oportunidad del gas nacional y las condiciones que favorezcan el desarrollo de un suministro más competitivo. Derivado de este análisis, se decide actualizar el valor de TFi en la fórmula de precios máximos de VPM, para ello se considera información pública sobre tarifas reguladas por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) de los sistemas de transporte Tennessee Gas Pipeline Company, LLC. (TGP), El Paso Natural Gas Company, LLC. (EPNG) y Texas Eastern Transmission, LP., las cuales se encuentran disponibles en la página web de la FERC. La tarifa correspondiente para cada sistema se evaluó como la suma de la tarifa máxima de reserva diaria más la tarifa de uso respectiva, incorporando los impuestos correspondientes. A esta operación se le incluyó el porcentaje de gas combustible y el porcentaje de pérdidas, ambos autorizado por la FERC. El resultado de los cálculos realizados establecen un TFi de 0.2505 USD/MMBtu, equivalente a 0.2374 USD/GJ. Costos: El componente de la referencia internacional podría sufrir una mayor volatilidad en algún período de tiempo. No se toma toda la información de los mercados en el sur de Texas que pueden importar gas natural. Beneficios: El cálculo del precio es sencillo y transparente, haciendo que los agentes del mercado (Pemex y usuarios) puedan replicarlo fácilmente. El HSC es un índice puro que presenta las características anteriormente señaladas. | |
| Alternativas#3 Otro tipo de regulación Alternativa 3. Estimación de la referencial internacional mediante mínimos cuadrados ordinarios Se propuso estimar el índice ST a través de un modelo de mínimos cuadrados ordinarios, para las series diarias y mensuales, bajo las siguientes combinaciones: ST=β0+β1 HH+β2 HSC+ε ST=β0+β1 HH+ε ST=β0+β1 HSC+ε ST=β0 HH+β1 HSC+ε ST=β0 HH+ε ST=β0 HSC+ε Sin embargo, al analizar las series de forma individual se observó que no siguen un proceso estacionario, por lo que las anteriores regresiones deben considerarse espurias, es decir, las relaciones entre las variables dependientes y el ST expresadas en los estimadores pueden no ser verdaderas. Costo: Se considera que la aplicación de índices estimados a través de una regresión espuria puede distorsionar el mercado, ya que no reflejaría adecuadamente el costo de oportunidad del gas nacional. | |
| Alternativas#4 Otro tipo de regulación Alternativa 4: Estimación del ST mediante un modelo de corrección de error, actualización del TFi y cambio del punto de arbitraje. Se propone el cambio de referencia internacional. Utilizando un modelo de corrección de error, con la siguiente especificación se estima el ST : ST_i - ST_i-1 = δ1 ϵ_i-1+ δ2 * [ ST_i-1 -ST_i-2 ]+ δ3 * [HH_i-1 -[HH_i-2] +δ4 * [HSC_i-1 - HSC_i-2] Donde δk son los coeficientes del modelo de corrección de error ϵ_i-1 es el valor del residual del periodo i-1, que se obtiene de la ecuación de mínimos de cuadrados ordinarios (ecuación de cointegración): ST=β0 HH+β1 HSC+ε Actualización del TFi. Se analizó los ductos conectados entre México y Estados Unidos mediante los cuales se realiza la importación de gas natural en la frontera de Tamaulipas, con el objetivo de reflejar el costo actualizado de transporte entre la frontera en Tamaulipas y los ductos del sur de Texas. Derivado de este análisis, se decide actualizar el valor de TFi en la fórmula de precios máximos de VPM, para ello se considera información pública sobre tarifas reguladas por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) de los sistemas de transporte Tennessee Gas Pipeline Company, LLC. (TGP), El Paso Natural Gas Company, LLC. (EPNG) y Texas Eastern Transmission, LP., las cuales se encuentran disponibles en la página web de la FERC. La tarifa correspondiente para cada sistema se evaluó como la suma de la tarifa máxima de reserva diaria más la tarifa de uso respectiva, incorporando los impuestos correspondientes. A esta operación se le incluyó el porcentaje de gas combustible y el porcentaje de pérdidas, ambos autorizado por la FERC. El resultado de los cálculos realizados establecen un TFi de 0.2505 USD/MMBtu, equivalente a 0.2374 USD/GJ. Cambio en el punto de arbitraje. Con el fin de incentivar la producción nacional, se fija el punto de arbitraje en la Zona Sur. Costos: El cálculo del ST no es fácil de replicar. Beneficios: Refleja las condiciones del mercado del sur de Estados Unidos, gracias a que incorpora información de tres índices de la región. El precio de referencia no depende de un solo índices, por lo que es menos susceptible a la volatilidad del mercado. Cumplimiento en las disposiciones jurídicas vigentes, así como los objetivos señalados en la pregunta I de la presente sección. Con la actualización del factor TFi se reflejará el costo de oportunidad del gas nacional. El cambio del punto de arbitraje de la Zona Golfo a la Zona Sur, se espera que la producción nacional de gas natural revierta una tendencia decreciente. Derivado de estos beneficios se toma la decisión de que esta última alternativa es la mejor; por lo que esta Comisión considera presentarla como la propuesta regulatoria. Hay que señalar que la Comisión proporcionaría a los usuarios los parámetros de las regresiones que se generan con esta alternativa para reducir la dificultad del cálculo del previo de VPM; para mayor detalle puede consultarse el Anexo Único Metodología de precios VPM gas natural.doc. |
Con base en el análisis que la Comisión ha elaborado, se ha determinado utilizar un índice ST estimado por un modelo de corrección de error como índice de referencia en lugar de [HH-m*ST]; también se ha determinado actualizar el valor de TFi a 0.2374 USD/GJ, obtenido de analizar las condiciones del mercado de transporte en la zona del sur de Texas, para lo cual se consideró la información pública de tarifas de diversos transportistas. A partir de un modelo de arbitraje de precios, se decidió que la fórmula propuesta refleja de mejor manera las condiciones del mercado de gas. Además se incentiva un incremento en los precios de VPM en Ciudad Pemex, lo cual nos ayuda a cumplir con los objetivos descritos en la pregunta I. El análisis que realizó la Comisión sobre el cambio de referencia internacional y la actualización del valor TFi puede consultarse en el Anexo II. Problemática y objetivos regulatorios.doc
Los mercados de gas natural en el mundo se desarrollan fundamentalmente en función de la política energética y comercial de cada país. En general, en los últimos años se ha observado mayor apertura hacia la conformación de mercados competitivos de gas natural, tanto en países desarrollados como en vías de desarrollo. Contrastantemente, el caso de México es muy particular y no encuentra semejanza con algún otro país, ya que: a) la VPM de gas natural se rige bajo un monopolio estatal, b) México es productor e importador neto de dicho gas, y c) el mercado mexicano se encuentra integrado al mercado de Norteamérica y su principal socio comercial en materia de gas natural es Estados Unidos, cuyo mercado es el más desarrollado y competitivo del mundo. En este sentido, dadas las características del mercado de gas natural en México no es posible compararlo con algún otro país. No obstante, sobre los mecanismos de determinación de precios, se puede revisar el Anexo III. Alternativas a la regulación (Experiencia internacional).doc en donde se encontrarán algunas experiencias internacionales.
Apartado III.- Impacto de la regulación
| Disposiciones en materia#1 Protección a los consumidores La regulación de cambio de referencia, la actualización del valor TFi y el cambio en el punto de arbitraje no implica alguna población o industria potencialmente afectada. Sin embargo hay que mencionar que si bien la regulación propuesta no tiene como objeto proteger a los consumidores, la metodología busca incentivar el mercado de gas natural nacional: limitar el poder dominante de Pemex, incentivar una mayor participación de agentes económicos y lograr un incremento de la producción nacional. No existe área geográfica afectada. El riesgo asociado a un mercado monopólico no regulado le confiere al único productor un poder de mercado que se expresa en la posibilidad del poder para influir en el precio y elegir producir en cualquier punto de la curva de demanda (no necesariamente el óptimo para el mercado): el monopolista vende una cantidad menor a un precio mayor que un mercado con competencia (o perfecto), generando pérdidas irrecuperables de eficiencia. La regulación propuesta mitiga este riesgo al limitar el poder monopólico o dominante de Pemex incentivando la participación de nuevos competidores y la producción de Pemex. Ambas acciones permitirían un mayor bienestar a los consumidores al aumentar la oferta/producción del gas natural y tener acceso a un bien más barato que otros bienes sustitutos, como el gas licuado de petróleo, ver Anexo II. Problemática y Objetivos Regulatorios.doc |
| Accion#1 No Aplica
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| Disposiciones/obligaciones#1 No Aplica
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Los cambios que se proponen en la metodología de precios de VPM, buscan reflejar los costos de oportunidad y las condiciones de gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realice la venta. De esta manera, uno de los objetivos fundamentales que se buscan con el anteproyecto es eliminar barreras de entrada que existen en el mercado de gas natural para que nuevos participantes puedan importar gas natural y competir con Pemex en la cadena de suministro. Hay que destacar que en el mercado de gas natural vigente, Pemex es un monopolio, y como se ha mencionado anteriormente esta estructura de mercado implica una pérdida de bienestar; una acción para reducir esta pérdida es la regulación del precio. Esta Comisión optó por fijar un precio máximo de VPM que busca incentivar la producción nacional de la Zona Sur y motivar la entrada de nuevos agentes económicos que propicien el desarrollo eficiente y competitivo de los mercados, procurando evitar la creación de oligopolios. De aplicarse dicha regulación, Pemex ya no sería el único oferente, lo que beneficiaría a los consumidores con nuevas alternativas de suministro de gas natural, así como el acceso de un hidrocarburo más barato, comparado con que el gas licuado petróleo. Hay que destacar que el gas natural representa un insumo en diversos procesos industriales, de tal forma que un insumo más barato para las industrias implicaría el desarrollo mercado nacional.
De acuerdo a la teoría económica, un mercado monopólico implica una menor producción a un nivel de precio mayor. Asimismo, esta ineficiencia en el mercado se vería reflejada en los consumidores que dispondrían de un bien de la calidad que sólo produzca el monopolista. Estas características, entre otras, se ven expresadas en una pérdida de eficiencia en el mercado que la metodología propuesta busca controlar: que el monopolista fije el precio y la oferta, una oferta del hidrocarburo menor a la demanda del mercado, y posible arbitraje vía precios entre regiones. Con el objetivo de reflejar el costo de oportunidad y condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional, así como eliminar las anteriores características de un mercado monopólico, la metodología de precios propuesta presenta las siguientes características: • Un precio máximo fijado por la Comisión, que busca eliminar el poder monopólico de Pemex de influir en el precio. • Un precio de referencia de gas natural internacional (estimación del ST mediante un modelo de corrección de error), el cual reflejará el mercado competitivo y desarrollado de gas natural de Estados Unidos. • La incorporación del costo de transporte de gas natural del sur de Texas a la frontera de Reynosa, con el fin de reflejar el costo de oportunidad del gas nacional y establecer las condiciones que favorezcan el desarrollo de un suministro más competitivo. • Cambio en el punto de arbitraje de Zona Golfo a Zona Sur, con el objetivo de motivar la producción nacional en el sur del país, y eliminar posibilidades de arbitraje de precios en el país.
La propuesta de regulación impacta de manera general a todos los usuarios, por lo que no existe un esquema de diferenciación.
| Costo unitario#1 Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc |
| Beneficio unitario#1 Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc |
Se adjunta archivo Anexo I. Análisis costo-beneficio.doc
Apartado IV. Cumplimiento y aplicación de la propuesta
Derivado del cambio de naturaleza de la Comisión de ser un Órgano Desconcentrado a ser un Órgano Regulador Coordinado, el Transitorio Sexto de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, establece que sin menoscabo de los ingresos que la Comisión obtenga por concepto de las contribuciones y aprovechamientos que disponga por los servicios que preste, contará con un presupuesto durante el periodo de 2015 a 2018, a fin de lograr una oportuna y eficaz instrumentación de sus atribuciones, por lo que no suponen un costo adicional a los ya considerados.
El proyecto de regulación objeto de la presente Mejora de Impacto Regulatorio (MIR) no tiene contemplado un esquema de sanciones, verificación o vigilancia. Sin embargo, el incumplimiento de las disposiciones contenidas en la Resolución podrá ser sancionado por la Comisión, en su caso, en los términos de las disposiciones legales y reglamentarias aplicables. En este sentido, en el Transitorio Décimo Tercero de la Ley se establece que el incumplimiento de la regulación que la Comisión establezca sobre los términos y condiciones de ventas de primera mano y sus precios, se sancionará por dicha Comisión con multas de ciento cincuenta mil días a setenta y cinco millones de días de salario mínimo general vigente en el Distrito Federal.
Apartado V. Evaluación de la propuesta
No hay esquema contemplado para evaluar el logro de los objetivos de la regulación propuesta, sin embargo la regulación por medio de la metodología de precios podrá modificarse por iniciativa de la Comisión o a solicitud de parte interesada cuando se considere que la fórmula requiere algún cambio que beneficie al mercado. En este sentido la Comisión se encuentra abierta a recibir comentarios de los agentes involucrados. Por último es necesario mencionar que el componente TFi y los parámetros del modelo de corrección de error se actualizará semestralmente, con el fin de seguir reflejando la relación entre los índices HH, HSC y ST en el sur de Texas.
Apartado VI. Consulta pública
No
| Mecanismo mediante el cual se realizó la consulta#1
|
Ninguna.
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