Anexo 30 de la Resolución Miscelánea Fiscal para 2018
“Especificaciones técnicas de funcionalidad y seguridad
de los equipos y programas informáticos para llevar controles volumétricos de
hidrocarburos y petrolíferos”
30.1. Equipos y programas
informáticos para llevar controles volumétricos de Hidrocarburos y
Petrolíferos.
De conformidad con el artículo 28, fracción I, apartado B, primero,
segundo, tercero, cuarto y sexto párrafos del CFF y el Capítulo 2.6. “De los
controles volumétricos, de los certificados y de los dictámenes de laboratorio
aplicables a hidrocarburos y petrolíferos” de la RMF, las especificaciones
técnicas de funcionalidad y seguridad de los equipos y programas informáticos
para llevar controles volumétricos de Hidrocarburos o Petrolíferos, son las establecidas
en el presente Anexo.
Los equipos y programas informáticos para llevar controles volumétricos
de Hidrocarburos o Petrolíferos deben cumplir las siguientes funcionalidades:
I. Permitir la generación de los registros de volumen a través de sistemas
de medición, de conformidad con el apartado 30.5. de este Anexo;
II. Permitir la recopilación y almacenamiento de la siguiente información,
a través de un programa informático, de conformidad con el apartado 30.6. de
este Anexo:
a) Los
registros del volumen a que se refiere la fracción anterior;
b) La
información contenida en los dictámenes que determinen el tipo de Hidrocarburo
o Petrolífero a que se refiere el Anexo 32;
c) La
información de los CFDI asociados a la adquisición y enajenación de dichos
bienes o, en su caso, a los servicios que tuvieron por objeto tales bienes.
III. Permitir que la información a que se refiere la fracción anterior sea
procesada a fin generar reportes de información diarios y mensuales, de
conformidad con el apartado 30.6. de este Anexo.
Los reportes mensuales a que se refiere la fracción III del presente
apartado, deberán ser enviados por los contribuyentes indicados en la regla
2.6.1.2. al SAT, en la periodicidad establecida en la regla 2.8.1.7., fracción
III.
30.2. Definiciones, siglas y
acrónimos.
30.2.1. Definiciones.
Calibración. Operación que establece, en una primera etapa, una
relación entre los valores y sus incertidumbres de medida asociadas, obtenidas
a partir de los patrones de medida, y las correspondientes indicaciones con sus
incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para
establecer una relación que permita obtener un resultado de medida a partir de
una indicación.
Confirmación metrológica. Conjunto
de operaciones requeridas para asegurarse de que el equipo de medición está
conforme a los requisitos correspondientes a su uso previsto.
Elemento primario. Elemento de medición en contacto con el medio
físico, por medio del cual se obtiene una señal proporcional a la magnitud que
se desea medir.
Elementos secundarios. Instrumentos
para medir las variables de influencia, con fines de compensación y ajuste.
Elemento terciario. Equipo
que recopila la información del Elemento primario y de los Elementos
secundarios, así como la información del tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de
los dispositivos en línea o de pruebas o ensayos a muestras del producto
medido; realiza el cálculo del volumen y la compensación y ajuste a condiciones
de referencia, y envía la información del volumen medido para su registro y
almacenamiento en la UCC.
Especificaciones metrológicas. Valores límite de una o más
características de un instrumento o de un sistema de medición que pueden
influir en los resultados de la medición.
Hidrocarburos. Los bienes a que se refiere la regla 2.6.1.1., fracción
I.
Incertidumbre. Parámetro no negativo que caracteriza la dispersión de
los valores atribuidos a un mensurando a partir de la información que se
utiliza.
Medición dinámica. Proceso que consiste en medir la cantidad de fluido
mientras éste se encuentra en movimiento a través de un ducto o tubería.
Medición estática. Proceso
que consiste en cuantificar la cantidad de fluido que se encuentra en reposo en
un medio de almacenamiento, el volumen se determina tomando en consideración la
Calibración del medio de almacenamiento.
Petrolíferos. Los bienes a que se refiere la regla 2.6.1.1., fracción
II.
Unidad Central de Control. Solución local o remota que permita integrar
todos los componentes requeridos, en cantidad, velocidad de acceso y tamaño,
para permitir las funcionalidades del programa informático para llevar
controles volumétricos y la comunicación con los sistemas de medición asociados
e impresoras para imprimir consultas e informes; siendo éstos, de manera enunciativa
más no limitativa: unidad central de procesamiento, memoria principal, monitor,
teclado, lectores de código, dispositivos de almacenamiento de estado sólido,
magnético u óptico, e interfaces de comunicación.
30.2.2. Siglas y acrónimos.
AGA. Asociación Americana del Gas (por sus siglas en inglés American Gas Association).
API. Instituto Americano del Petróleo (por sus siglas en inglés American Petroleum Institute).
ARM. Acuerdo de reconocimiento mutuo.
ASTM. Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (por sus siglas en
inglés American Society for Testing and
Materials).
CNH. Comisión Nacional de Hidrocarburos.
CRE. Comisión Reguladora de Energía.
EMA. Entidad Mexicana de Acreditación.
ISO. Organización Internacional de Estándares (por sus siglas en
inglés International Organization for
Standardization).
LFMN. Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
MPMS. Manual de Estándares de Medición del Petróleo (por sus siglas en
inglés Manual of Petroleum Measurement
Standards).
NMX. Norma Mexicana.
NOM. Norma Oficial Mexicana.
OIML. Organización Internacional de Metrología Legal.
SGM. Sistema de Gestión de las Mediciones.
UCC. Unidad Central de Control.
30.3. Ámbito de aplicación.
Lo dispuesto en el presente Anexo es aplicable:
I. A los contribuyentes a que se
refiere la regla 2.6.1.2., respecto a las especificaciones técnicas de
funcionalidad y seguridad de los equipos y programas informáticos para llevar
controles volumétricos que adquieran.
II. A los proveedores autorizados a que
se refiere la regla 2.6.2.1., fracción I, respecto a las especificaciones
técnicas de funcionalidad y seguridad de los equipos y programas informáticos
para llevar controles volumétricos que enajenen e instalen.
III. A los proveedores autorizados a que se
refiere la regla 2.6.2.1., fracción II, respecto a las especificaciones
técnicas de funcionalidad y seguridad de los equipos y programas informáticos
para llevar controles volumétricos que sean objeto de sus servicios de
verificación.
30.4. Fuentes de la
información.
La información a que se refiere el apartado 30.1. del presente Anexo
debe obtenerse de conformidad con lo siguiente:
30.4.1. Información sobre los registros del volumen
de los Hidrocarburos y Petrolíferos.
I. La información del volumen de las operaciones de recepción, entrega y
control de existencias de Hidrocarburos y Petrolíferos, debe obtenerse de los
sistemas de medición indicados en el apartado 30.5. de este Anexo y cumplir las
siguientes características:
a) El
volumen de cada tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de las operaciones de
recepción, entrega y control de existencias, se debe cuantificar por medio de
sistemas de medición que cumplan con los requisitos metrológicos para el uso
requerido.
b) Los
registros del volumen se deben enviar para su recopilación y almacenamiento a
la UCC de forma encriptada y a través de medios de transmisión que garanticen
la correcta recepción e integridad de dicha información.
c) La
información del volumen de Hidrocarburos o Petrolíferos que pasan a través de
un ducto de transporte o distribución, o de una manguera para el caso de las
estaciones de servicio, se debe obtener por medio de un sistema de medición
dinámico.
d) La
información del volumen de Hidrocarburos o Petrolíferos, en un medio de
almacenamiento, que puede ser un tanque o una caverna salina o, en un medio de
transporte o distribución, se debe obtener a través de:
1. Un
sistema de medición estática que cuantifique el volumen; o,
2. Sistemas
de medición dinámica para medir las cargas y descargas al medio de
almacenamiento y, por diferencias, calcular el volumen, tomando en
consideración las existencias.
e) En
los medios de transporte y distribución distintos a ducto, cuando el volumen
del medio de almacenamiento se calcule como se indica en el inciso d), numeral
2 de esta fracción, se podrá utilizar un solo sistema de medición acoplado a un
juego de válvulas que permita medir tanto las cargas como las descargas.
Los
comercializadores que enajenen gas natural o Petrolíferos a que se refiere la
regla 2.6.1.1., en los términos del artículo 19, fracción I del Reglamento de
las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos,
deberán obtener la información del volumen a que se refiere esta fracción, de
los registros que les proporcionen los contribuyentes a que se refiere la regla
2.6.1.2., fracciones III, IV, V y VII que les presten servicios.
II. Toda la información del volumen de los Hidrocarburos o Petrolíferos
debe registrarse y almacenarse en la UCC.
30.4.2. Información sobre el tipo de los
Hidrocarburos y Petrolíferos.
I. La información del tipo de los Hidrocarburos o Petrolíferos
correspondiente a cada operación de recepción, entrega o control de
existencias, debe obtenerse de:
a) Dictámenes
que emitan proveedores autorizados por el SAT, en la periodicidad a que se
refiere el apartado 32.3. del Anexo 32.
b) Instrumentos
instalados en línea para cromatografía o densidad, verificados por proveedores
autorizados por el SAT.
II. La información del tipo de los Hidrocarburos o Petrolíferos que debe
registrarse y almacenarse en la UCC es la establecida en el apartado 32.4. del
Anexo 32.
III. El contribuyente es responsable de que la captura de la información del
tipo de los Hidrocarburos o Petrolíferos se realice correctamente.
30.4.3. Información fiscal de
los Hidrocarburos y Petrolíferos.
I. Se consideran CFDI asociados a la adquisición y enajenación de
Hidrocarburos o Petrolíferos o, en su caso, a los servicios que tuvieron por
objeto tales bienes, a los siguientes:
a) Tratándose
de los contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracción I, los CFDI
que amparen la enajenación de los Hidrocarburos.
b) Tratándose
de los contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracción II, los CFDI
que amparen la adquisición de los Hidrocarburos y la enajenación de los
Hidrocarburos o Petrolíferos.
c) Tratándose
de los contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracciones III, IV, V
y VII los CFDI que amparen la prestación del servicio correspondiente.
d) Tratándose
de los contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracción VI, los CFDI
que amparen la adquisición de gas natural o Petrolíferos.
e) Tratándose
de los contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracciones VII y
VIII, que enajenen gas natural o Petrolíferos en los términos del artículo 4,
fracción XIII de la Ley de Hidrocarburos, los CFDI que amparen la adquisición
de gas natural o Petrolíferos, así como los que amparen la enajenación de los mismos.
f) Tratándose
de los contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracción VIII, que
enajenen gas natural o Petrolíferos en los términos del artículo 19, fracción I
del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley
de Hidrocarburos, los CFDI que amparen la adquisición de gas natural o
Petrolíferos, los que amparen la enajenación de los mismos; así como, en su
caso, los CFDI de los servicios que les presten los contribuyentes a que se
refiere la regla 2.6.1.2., fracciones III, IV, V y VII.
II. La información fiscal contenida en tales CFDI que debe registrarse y
almacenarse en la UCC, es la establecida en el apartado 30.6.1.2.4. de este
Anexo.
30.5. Equipos para llevar
controles volumétricos (sistemas de medición).
Los contribuyentes referidos
en la regla 2.6.1.2., excepto los comercializadores que enajenen gas natural o
Petrolíferos en los términos del artículo 19, fracción I del Reglamento de las
actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos,
estarán a lo siguiente:
I. Deben tener sistemas de medición para generar la información de los
volúmenes de las operaciones y de las existencias de los Hidrocarburos o
Petrolíferos, que cumplan con lo establecido en el apartado 30.5.1. de este
Anexo.
II. La
cantidad de sistemas de medición requeridos para la cuantificación del volumen,
dependerá de las instalaciones o proceso de que se trate.
III. Los
sistemas de medición deben instalarse en los siguientes puntos:
a) Cabezal
de pozo o de recolección:
En el cabezal de pozo o el cabezal de producción, el
petróleo extraído de los yacimientos es una mezcla de petróleo, gas natural,
agua y otros componentes, por lo que la medición de flujo debe realizarse por
medio de un medidor multifásico o un separador de medición.
El medidor multifásico o el separador de medición debe
estar instalado corriente abajo del pozo o del cabezal de recolección, para
cuantificar los volúmenes de petróleo y gas natural.
Se debe seleccionar el medidor multifásico o el separador
de medición conforme a los requisitos metrológicos: características de los
fluidos, intervalos de medición y condiciones técnicas u operativas del
proceso.
El medidor multifásico debe cumplir con la normatividad
descrita en el apartado 30.7., fracciones I, V y VI.
Los medidores del separador de medición deben cumplir con
la normatividad descrita en el apartado 30.7., fracciones I y VI, así como III
para la salida de petróleo o, IV para la salida de gas natural.
Del sistema de medición que se debe implementar en el
cabezal de pozo o de recolección, se obtendrán los registros del volumen de
producción (recepción), los cuales pueden corresponder a uno o varios pozos.
Se deben realizar registros de la producción diaria y la
producción acumulada mensual.
b) Estaciones
de procesamiento:
En las estaciones de procesamiento de petróleo o gas
natural y sus condensados, el sistema de medición se debe implementar en la
etapa de almacenamiento para integrar los registros de las operaciones de
producción (recepción), entrega y de control de existencias de los
Hidrocarburos o Petrolíferos de que se trate.
Se deben instalar medidores dinámicos en los ductos de
entrada y salida al (a los) medios(s) de almacenamiento y medidor(es)
estático(s) en el (los) medio(s) de almacenamiento.
Se deben seleccionar los medidores conforme a los
requisitos metrológicos: características de los fluidos, intervalos de medición
y condiciones técnicas u operativas del proceso.
Los medidores estáticos deben cumplir con la normatividad
descrita en el apartado 30.7., fracciones I y II, que les corresponda, así como
VI.
Los medidores dinámicos deben cumplir
con la normatividad descrita en el apartado 30.7., fracciones I y VI, así como
III para el petróleo o, IV para el gas natural.
c) Producción
de Petrolíferos:
En
las refinerías el sistema de medición se debe implementar en la etapa de
almacenamiento para generar los registros de las operaciones de producción
(recepción), entrega y control de existencias de Hidrocarburos o Petrolíferos
de que se trate.
Se
deben instalar medidores dinámicos en los ductos de entrada y salida al (a los)
medio(s) de almacenamiento y medidor(es) estático(s) en el (los) medio(s) de
almacenamiento.
Se
deben seleccionar los medidores conforme a los requisitos metrológicos:
características de los fluidos, intervalos de medición y condiciones técnicas u
operativas del proceso.
Los
medidores estáticos deben cumplir con la normatividad descrita en el apartado
30.7., fracciones I y II, que les corresponda, así como VI.
Los
medidores dinámicos deben cumplir con la normatividad descrita en el apartado
30.7., fracciones I y VI, así como III para el petróleo o, IV para el gas
natural.
d) Terminales
de almacenamiento y áreas de almacenamiento para usos propios:
En
las terminales de almacenamiento, así como en las áreas de almacenamiento para
usos propios, el sistema de medición se debe implementar para generar los
registros del volumen de las operaciones de recepción, entrega y control de
existencias de los Hidrocarburos o Petrolíferos de que se trate.
Las
operaciones de recepción que se realicen en las terminales de almacenamiento o
en las áreas de almacenamiento para usos propios, deben corresponder a los
volúmenes recibidos por algún medio de transporte o distribución.
Las
operaciones de entrega que se realicen en las terminales de almacenamiento
deben corresponder a los volúmenes transferidos a través de algún medio de
transporte o distribución.
Se
deben instalar medidores dinámicos en los ductos de entrada y salida al (a los)
medio(s) de almacenamiento y medidor(es) estático(s) en el (los) medio(s) de
almacenamiento.
Se
deben seleccionar los medidores conforme a los requisitos metrológicos:
características de los fluidos, intervalos de medición y condiciones operativas
del proceso.
Los
medidores estáticos deben cumplir con la normatividad descrita en el apartado
30.7., fracciones I y II, que les corresponda, así como VI.
Los
medidores dinámicos deben cumplir con la normatividad descrita en el apartado
30.7., fracciones I y VI, así como III para el petróleo o, IV para el gas
natural.
e) Transporte
o distribución.
Los
Hidrocarburos o Petrolíferos transportados o distribuidos deben ser medidos
tanto en la instalación que los transfiere como en la que los recibe.
Los
registros del volumen de las operaciones de entrega y recepción, derivadas del
transporte o distribución de tales productos, se deben generar en las
instalaciones que transfieren y reciben dichos Hidrocarburos o Petrolíferos.
Los
ductos para transporte o distribución, de entrada y salida a medios de
almacenamiento, y de carga y descarga de autotanques, carrotanques y
buquetanques, deben tener implementado un sistema de medición dinámica que debe
cumplir con la normatividad descrita en el apartado 30.7., fracciones I y VI,
así como III para el petróleo o, IV para el gas natural.
Los
medios de transporte o distribución distintos a ducto deben tener implementado
un sistema de medición estática, en cumplimiento con la normatividad listada en
el apartado 30.7., fracciones I, II y VI para cuantificar el volumen almacenado
en su respectivo tanque, el cual se debe utilizar para verificar el volumen a
la carga y descarga de los Hidrocarburos o Petrolíferos.
f) Estaciones
de servicio.
En
las estaciones de servicio el sistema de medición se debe implementar para
generar los registros del volumen de las operaciones de recepción, entrega y
control de existencias del Hidrocarburo o Petrolífero que se trate.
Las
operaciones de recepción que se realicen en las estaciones de servicio deben
corresponder a los volúmenes recibidos.
Se
deben instalar medidor(es) estático(s) en el (los) tanque(s) de almacenamiento
y dinámico(s) en los dispensadores.
Los
medidores estáticos deben cumplir con la normatividad descrita en el apartado
30.7., fracciones I y II, que les corresponda, así como VI.
Los
medidores dinámicos de los dispensadores deben cumplir con la normatividad
descrita en el apartado 30.7., fracciones I y III, incisos a), b) y c), que les
corresponda.
30.5.1. Requerimientos de los
sistemas de medición.
Los sistemas de medición deben cumplir con los siguientes
requerimientos:
I. Requerimientos generales:
a) Cumplir
con la regulación que les corresponda:
1. Lineamientos
Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, emitidos por la CNH,
publicados en el DOF el 29 de septiembre de 2015, modificados mediante acuerdos
publicados el 2 de agosto de 2016, 11 de noviembre de 2016 y 11 de diciembre de
2017.
2. Disposiciones
Administrativas de Carácter General en materia de medición aplicables a la
actividad de transporte por ducto de hidrocarburos, petrolíferos y
petroquímicos, emitidas por la CRE y publicadas en el DOF el 17 de diciembre de
2015.
3. Disposiciones
Administrativas de Carácter General en materia de medición aplicables a la
actividad de almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos, emitidas
por la CRE y publicadas en el DOF el 11 de enero de 2016.
b) Tener implementado un SGM, en
cumplimiento de la NMX-CC-10012-IMNC “Sistemas de Gestión de las Mediciones -
Requisitos para los Procesos de Medición y los equipos de Medición”, cuya
declaratoria de vigencia por parte de la Secretaría de Economía fue publicada
en el DOF el 27 de julio de 2004, o aquélla que la sustituya, para lograr la
Confirmación metrológica y el control continuo de los procesos de medición, con
la finalidad de que los resultados obtenidos sean conformes a las
Especificaciones metrológicas. El SGM debe interrelacionar los siguientes
aspectos:
1. Normatividad y procedimientos.
2. Sistemas de medición.
3. Responsabilidad y competencia del
personal que opera los sistemas de medición.
c) Contar con una interfaz o módulo de
comunicación para la transferencia de la información a la UCC, con las
siguientes características:
1. Disponer de un protocolo de
comunicación para enlazar los equipos con la UCC.
2. Inmune a perturbaciones
electromagnéticas.
3. Ser estable y tolerante a fallas
eléctricas y de comunicación.
4. Las conexiones de la interfaz o módulo
de comunicación entre un sistema de medición y la UCC deben incluir un
mecanismo de seguridad, con la finalidad de que quede evidencia en caso de
alguna alteración, desconexión o interrupción en la transferencia de la
información, las cuales se deben registrar en la bitácora de eventos a que se
refiere el apartado 30.6. del presente Anexo.
5. No debe existir ningún elemento
mecánico o electrónico adicional que permita alterar la información.
d) Realizar
la cuantificación y/o totalización de la masa o volumen del Hidrocarburo o
Petrolífero de que se trate, a condiciones de referencia:
1. Para
Hidrocarburos:
i. Temperatura
15.56 °C (60 °F).
ii. Presión
absoluta 101.325 kPa (1 atmósfera).
2. Para
Petrolíferos:
i. Temperatura
20 °C (293.15 K).
ii. Presión
absoluta 101.325 kPa (1 atmósfera).
e) Estar
integrados por los siguientes elementos:
1. Elemento
primario. Dispositivo que cuantifica el volumen del Hidrocarburo o Petrolífero
de que se trate, en reposo en un medio de almacenamiento en el caso de la
Medición estática, o el volumen/masa del producto que fluye por un ducto, en el
caso de la Medición dinámica, mismo que debe cumplir con las siguientes
características:
i. Selección
de acuerdo al tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de
que se trate, las condiciones del proceso, los intervalos de operación y la
exactitud requerida, para satisfacer los requisitos metrológicos.
ii. Instalación
y operación conforme a lo dispuesto en el apartado 30.5.1., fracción I, inciso
a) del presente Anexo, en función de la variable a medir y la tecnología a
emplear.
iii. Calibración
vigente, realizada por un laboratorio acreditado por la EMA o por una entidad
que cuente con un ARM con la EMA, de conformidad con lo establecido en la LFMN.
iv. Placa
de identificación del elemento.
2. Elementos
secundarios. Deben cumplir con las siguientes características:
i. Selección
de acuerdo al tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de
que se trate, las condiciones del proceso, los intervalos de operación y la
exactitud requerida, para satisfacer los requisitos metrológicos.
ii. Instalación
y operación conforme a lo dispuesto en el apartado 30.5.1., fracción I, inciso
a) del presente Anexo, en función de la variable a medir y la tecnología a
emplear.
iii. Calibración
vigente, realizada por un laboratorio acreditado por la EMA o por una entidad
que cuente con un ARM con la EMA, de conformidad con lo establecido en la LFMN.
iv. Placas
de identificación de los elementos.
3. Elemento
terciario. Debe cumplir con las siguientes características:
i. Instalación,
configuración y operación conforme a las especificaciones del fabricante y en
cumplimiento a la normatividad listada en el apartado 30.7., fracción III,
inciso e) del presente Anexo y la regulación de la CNH o la CRE que le
corresponda.
ii. Configuración
para la transferencia de información, comandos y estado del sistema de medición
a la UCC y al programa informático para llevar controles volumétricos.
iii. Operación
continua y sin perturbaciones durante el proceso de medición.
iv. Funciones
de seguridad para garantizar la integridad de la información y algoritmos de
cálculo.
v. Actualización
de las variables de influencia, que se determinen mediante muestreo y análisis,
en el algoritmo de cálculo del volumen del Hidrocarburo o Petrolífero de que se
trate.
II. Requerimientos específicos tratándose de sistemas de medición estática:
Los sistemas de medición estática se utilizan para conocer
el volumen contenido en tanques de almacenamiento en instalaciones de proceso y estaciones de
servicio, en tanques o cavernas salinas en terminales de almacenamiento o en autotanques, carrotanques o buquetanques en las operaciones de
transporte o distribución.
Además de lo establecido en la fracción I anterior, los
sistemas de medición estática deben cumplir con los siguientes requerimientos:
a) El
medio de almacenamiento debe tener Calibración vigente (cartas), realizada por
un laboratorio acreditado por la EMA o por una entidad que cuente con un ARM
con la EMA, de conformidad con lo establecido en la LFMN.
b) El
Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate debe estar en condiciones de reposo
total.
c) El
Elemento primario debe cumplir con las siguientes características:
1. Selección
de acuerdo con el tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate, las
condiciones de operación y la exactitud requerida. Las tecnologías que se deben
utilizar son:
i. Medición por reflexión de ondas (ultrasónico, radar y radiación).
ii. Medición eléctrica (medidor capacitivo o inductivo).
iii. Medición bajo principio de presión hidrostática (medidor manométrico,
presión diferencial y membrana).
2. Certificado
de Calibración vigente.
3. Inmune
a perturbaciones electromagnéticas.
4. Instalación
y operación en cumplimiento a las especificaciones y recomendaciones del
fabricante.
5. Cumplimiento
con la normatividad listada en el apartado 30.7., fracciones I, II y VI del
presente Anexo, que le correspondan.
d) Contar
con los Elementos secundarios para calcular el volumen del medio de
almacenamiento a condiciones de referencia.
e) Contar
con el Elemento terciario.
III. Requerimientos específicos tratándose de sistemas de Medición dinámica
en ductos:
Se deben utilizar para medir el volumen del Hidrocarburo o
Petrolífero de que se trate, que se transfiere a través de ductos de transporte
o distribución, ductos de entrada/salida a medios de almacenamiento y ductos de
carga/descarga a autotanques, carrotanques o buquetanques.
Además de lo establecido en la fracción I anterior, los
sistemas de medición dinámica deben cumplir con los siguientes requerimientos:
a) El
Elemento primario debe ser un medidor de flujo, con las siguientes
características:
1. Selección
de acuerdo con el tipo de Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate, las
condiciones de operación y la exactitud requerida. Las tecnologías que se deben
utilizar son:
i. Medidores
bajo principio de presión diferencial (placa de orificio).
ii. Medidores
de desplazamiento positivo.
iii. Medidores
tipo turbina.
iv. Medidores
ultrasónicos.
v. Medidores
de Coriolis.
vi. Medidores
multifásicos.
2. Certificado
de Calibración vigente.
3. Inmune
a perturbaciones electromagnéticas.
4. Instalación
y operación en cumplimiento a las especificaciones y recomendaciones del
fabricante.
5. Cumplimiento
con la normatividad listada en el apartado 30.7., fracciones I y III, para
medición de líquidos, IV para medición de gases, y VI.
b) Contar
con los Elementos secundarios para calcular el volumen a condiciones de
referencia.
c) Contar con el Elemento terciario.
IV. Requerimientos
específicos tratándose de sistemas de Medición dinámica en estaciones de
servicio:
Además
de lo establecido en la fracción I anterior, los sistemas de medición dinámica
en las estaciones de servicio deben ser del tipo desplazamiento positivo,
integrados a los dispensadores de las estaciones de servicio y cumplir con lo
siguiente:
a) Verificación
del sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos
sujetos a la NOM-005-SCFI-2011, Instrumentos de medición - Sistema para
medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos -
Especificaciones, métodos de prueba y de verificación, publicada en el DOF el
30 de marzo de 2012 y a la NOM-185-SCFI-2012, Programas informáticos y sistemas
electrónicos que controlan el funcionamiento de los sistemas para medición y despacho
de gasolina y otros combustibles líquidos - Especificaciones, métodos de prueba
y de verificación, publicada en el DOF el 27 de agosto de 2012, o aquélla que
la sustituya, por parte del Centro Nacional de Metrología o cualquier otra
entidad acreditada.
b) La
interfaz o módulo de comunicación para la transferencia de información con la
UCC y el programa informático, debe tener las siguientes características:
1. Protocolo
de comunicación serial y/o red de cableado estructurado para enlazar los
dispensarios con la UCC y el programa informático.
2. Escalable,
para interconectar todos los dispensarios requeridos.
3. Procesamiento
paralelo en todos los canales a los dispensarios.
4. Estable
y tolerante a fallas o interferencias por defectos en dispensarios, cables de
comunicación o red eléctrica.
5. Proteger
la información de la venta de combustible ante posibles fallas en el sistema
eléctrico o fallas en el dispensario.
6. Canales
de comunicación aislados y blindados entre sí, garantizando la transferencia de
información y una operación confiable, aún para transacciones simultáneas.
7. Permitir
al programa informático obtener la información del volumen entregado por cada
dispensario en general y por cada manguera en particular
8. No
debe existir ningún elemento mecánico o electrónico adicional que permita
alterar la información del totalizador general que cuantifica todas las salidas
de combustible por dispensario.
30.6. Programas
informáticos para llevar controles volumétricos.
Los contribuyentes referidos en la regla 2.6.1.2. deben contar con
programas informáticos para llevar controles volumétricos que recopilen y
procesen la información de:
I. Los registros de volumen de los sistemas de medición a que se refiere
el aparado 30.5. del presente Anexo;
II. La información contenida en los dictámenes que determinen el tipo de
Hidrocarburo o Petrolífero a que se refiere el Anexo 32;
III. Los datos de los CFDI asociados a la adquisición y enajenación de
dichos bienes o, en su caso, a los servicios que tuvieron por objeto tales
bienes, a que se refiere el apartado 30.6.1.2.4. de este Anexo.
Adicionalmente,
dichos programas informáticos deben generar los reportes de información de
forma diaria y mensual indicados en este apartado.
30.6.1. Requerimientos de
funcionalidad de los programas informáticos.
Los programas informáticos para llevar controles volumétricos deben
cumplir con las siguientes especificaciones de funcionalidad:
30.6.1.1. Requerimientos
generales.
Los requerimientos generales que deben cumplir los programas
informáticos son los siguientes:
I. Los programas informáticos y cualquier información que se recopile o
procese a través de éstos y esté relacionada con los controles volumétricos,
deben encontrarse respaldados en medios magnéticos, ópticos, de estado sólido o
de cualquier otra tecnología segura en una UCC.
II. El programa informático debe
proporcionar un entorno visual sencillo para permitir su operación.
III. El inicio de sesión debe tener implementado un control de acceso, que
solicite usuario y contraseña, con el propósito de impedir el acceso a personas
no autorizadas.
IV. Debe
permitir el registro de las personas autorizadas para acceder al programa, así
como establecer el perfil asignado y, con ello, los privilegios de que dispone:
a) Los
perfiles que podrán registrarse son: Administrador, Supervisor, Operador y
Auditor Fiscal, con los siguientes atributos:
1. Perfil
de Administrador, debe tener atributos para: registro de usuarios,
configuración del control volumétrico, definir desplegados gráficos de
operación, visualizar información almacenada, registro de acciones o eventos en
la bitácora de eventos y consulta e impresión de informes de la base de datos.
2. Perfil
de Supervisor, debe tener atributos para: configuración del control
volumétrico, definir desplegados gráficos de operación, visualizar información
almacenada, registro de acciones o eventos en la bitácora de eventos y consulta
e impresión de informes de la base de datos.
3. Perfil
de Operador, debe tener atributos para: visualizar desplegados gráficos de
operación, visualizar información almacenada y registro de acciones o eventos
en la bitácora de eventos.
4. Perfil
de Auditor Fiscal, debe tener atributos para: visualizar desplegados gráficos
de operación, visualizar información almacenada y consulta e impresión de
informes de la base de datos.
b) El
Administrador es el único que podrá registrar usuarios y actualizar su información.
c) En
el registro de cada usuario, el Administrador deberá registrar el nombre de
usuario y una contraseña temporal, así como el perfil que se le asigne.
d) Cuando
un usuario acceda por primera vez a un inicio de sesión, el programa
informático le deberá solicitar el registro de una nueva contraseña.
e) Dependiendo
del perfil del usuario que inicie la sesión, se deberá presentar la pantalla de
usuario correspondiente.
f) Cada
pantalla de usuario debe permitir únicamente el acceso a las funciones que tiene
permiso el perfil.
g) Todas
las acciones realizadas por los usuarios deben registrarse de forma automática
en la bitácora de eventos.
V. Debe
ser capaz de establecer y configurar los enlaces de comunicación para la
transferencia de información de cada sistema de medición utilizado. Dicho
enlace debe permitir que el programa informático reciba y recopile la
información de la medición, realizada al término de las operaciones de
recepción y entrega y del control de existencias.
VI. Debe
incorporar una funcionalidad para realizar el diagnóstico del estado de los
componentes de los equipos y programas informáticos para llevar controles
volumétricos, con la finalidad de determinar que la operación de los mismos es la esperada, de conformidad con lo siguiente:
a) El
autodiagnóstico debe generar una alarma en caso de detectar que alguno de los
dispositivos no opera adecuadamente.
b) El
programa informático debe diagnosticar el estado y funcionalidad de:
1. Sistemas
de medición.
2. Canales
de comunicación.
3. UCC.
VII. Debe
registrar en una bitácora todos los eventos relacionados con la configuración y
operación del mismo, con las siguientes
especificaciones:
a) Los
registros deben generarse de manera automática, para todos los eventos
clasificados que se listan en el inciso g) de la presente fracción.
Adicionalmente, los usuarios deben tener la posibilidad de registrar eventos no
clasificados, pero que requieren su registro.
b) Se
deben almacenar todos los registros en la bitácora.
c) Todos
los usuarios deben tener acceso a la bitácora para su visualización. Los
perfiles de administrador, supervisor y operador, además, deben tener acceso
para el registro de eventos.
d) Todos
los registros de la bitácora deben estar protegidos para evitar su modificación
o eliminación.
e) Cualquier
intento de modificación o eliminación de un registro de la bitácora debe
registrarse de forma automática en la misma bitácora y generar una alarma.
f) Los
datos que deben incluirse en el registro de la bitácora son:
1. Número
de registro, único y consecutivo.
2. Fecha
del evento.
3. Hora
del evento.
4. Usuario
responsable (campo en blanco en caso de tratarse de un registro generado
automáticamente).
5. Tipo
de evento.
Ejemplos:
ADM Administración
de sistema.
UCC Eventos
de la UCC.
PIN Eventos
de los programas informáticos.
COM Eventos
de comunicación.
6. Descripción
del evento.
g) Los
tipos de eventos que se deben registrar en la bitácora son:
1. Administración
del sistema. Respaldos de la información, cambio en la configuración, cambio de
versión del algoritmo de cálculo del volumen, alta/baja de usuarios e
incorporación, reemplazo o baja de equipos.
2. Eventos
de la UCC. Reinicio o apagado, desconexión de dispositivos y acceso a la
información del control volumétrico por otro medio distinto del programa
informático.
3. Eventos
relacionados a los programas informáticos. Actualización de versión, cambio de
parámetros o reinicio del programa informático.
4. Eventos
de comunicación. Error de comunicación del dispositivo de medición, error de
transmisión y/o recepción de archivos y falla en la red interna.
5. Operaciones
cotidianas. Acceso, consulta, revisión de bitácora y registro de alarmas,
operaciones de mantenimiento y toma de muestras.
6. Verificaciones
realizadas por la autoridad fiscal o por proveedores autorizados por el SAT.
7. Inconsistencias
en la información volumétrica:
i. Exista
una diferencia de más de 0.5% tratándose de Hidrocarburos y Petrolíferos
líquidos o de 1% tratándose de Hidrocarburos y Petrolíferos gaseosos, en el
volumen final del periodo, obtenido de sumar al volumen inicial en dicho
periodo, las recepciones de producto y restar las entregas de producto,
incluyendo las pérdidas por proceso.
ii. El
volumen de existencias registrado al corte del día, es igual al registrado en
el corte del día anterior y existen registros de entradas o salidas en el corte
del día.
iii. El
volumen de existencias registrado por cada tipo de Hidrocarburo o Petrolífero y
sistema de medición es menor a cero.
iv. El
volumen de existencias registrado en el corte del día varía con respecto al
corte del día anterior y no existen registros de entradas o salidas en el corte
del día.
v. El
volumen de salidas en un lapso de veinticuatro horas es mayor al volumen de entradas
del mismo lapso más el volumen de existencias del corte del día anterior.
VIII. Debe
generar alarmas cuando detecte una falla o condición anómala en la operación de
los componentes de los equipos y programas informáticos para llevar controles
volumétricos y registrarla en el registro de alarmas.
a) Los
eventos que deben generar una alarma son:
1. Calibración
no vigente.
2. Inconsistencias
en la información volumétrica a que se refiere el apartado 30.6.1.1., fracción
VII, inciso g), numeral 7 del presente Anexo.
3. Intento
de alteración de cualquier registro.
4. Registros
incompletos o duplicados.
5. Problemas
de comunicación.
6. Falla
del medio de almacenamiento.
7. Falla
en la red de comunicación.
8. Falla
de energía.
9. Error
en la transmisión de información.
10. Rechazos
de inicio de sesión.
b) Los
datos que deben incluirse para cada registro de alarma son:
1. Número
de registro, único y consecutivo.
2. Fecha
del evento.
3. Hora
del evento.
4. Identificación
del componente que origina la alarma.
Ejemplos:
C## Canal
de comunicación.
D## Dispensarios.
S## Sistemas
de medición.
5. Tipo
de evento.
Ejemplos:
CAL Problemas
de calibración.
FSM Falla
en sistema de medición.
FEE Falla
de energía eléctrica.
6. Descripción
del evento.
30.6.1.2. Información a recopilar.
La información que debe recopilar el programa informático es la
siguiente:
30.6.1.2.1. Datos generales.
I. Identificación del contribuyente:
a) Nombre,
denominación o razón social.
b) Clave
en el RFC.
c) Domicilio
fiscal.
d) Nombre
del representante legal.
II. Instalación o proceso donde deban instalarse sistemas de medición:
a) Clave
de identificación.
Ejemplos:
TA002 Terminal de Almacenamiento No. 002
ES023 Estación de Servicio No. 023
b) Descripción.
Ejemplos:
Terminal de Almacenamiento de
Diésel en la Refinería Salamanca.
Estación de Servicio No. 24 en
Veracruz, Veracruz.
c) Clave
de identificación del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate.
Ejemplos:
P Petróleo.
Gn Gas
Natural.
C Condensados.
Ga Gasolinas.
Di Diésel.
Tu Turbosina.
Lp Gas
licuado de petróleo.
Pr Propano.
d) Número(s)
de permiso(s), expedido(s) por la CRE o la Secretaría de Energía.
III. Equipos:
Todos
los equipos o componentes utilizados para llevar el control volumétrico deben
tener un código de identificación único y generado de manera automática al
momento de darse de alta.
La
información que se debe recopilar es la siguiente:
a) Sistemas
de medición:
1. Clave
de identificación.
Ejemplos:
SME01 Sistema de Medición estática número 01.
SMD07 Sistema de Medición dinámica número 07.
M2D03 Manguera 2 del dispensario 03.
2. Localización
y/o descripción.
Ejemplos:
Llegada a tanque de almacenamiento
vertical TAV03.
Manguera 2 del dispensario de
gasolina 03.
3. Vigencia
de Calibración.
4. Incertidumbre
de la medición.
b) Medio
de almacenamiento:
1. Clave
de identificación.
Ejemplos:
TAV01 Tanque de almacenamiento vertical 01.
2. Localización
y/o descripción.
Ejemplos:
Terminal de almacenamiento
Pajaritos.
Tanque de gasolina premium.
Crudo para exportación Dos Bocas.
3. Capacidad
total de almacenamiento.
4. Vigencia
de Calibración.
c) Ductos
para transporte o distribución:
1. Clave
de identificación.
Ejemplos:
ODR01 Oleoducto de recepción 01.
GDE04 Gasoducto de entrega 04.
PDR02 Poliducto de recepción 02.
2. Descripción.
Ejemplos:
Llegada de centro
procesador de gas.
Salida de crudo ligero
para exportación.
3. Diámetro
nominal, en pulgadas.
d) Medios
distintos a ductos, para transporte o distribución:
1. Clave
de identificación.
Ejemplos:
ATA01 Autotanque atmosférico 01.
CTP03 Carrotanque presurizado 03.
2. Servicio.
Ejemplos:
P Petróleo.
Gn Gas Natural.
C Condensados.
Ga Gasolinas.
Di Diésel.
Tu Turbosina.
Lp Gas licuado de petróleo.
Pr Propano.
3. Capacidad
de almacenamiento.
4. Vigencia
de Calibración.
30.6.1.2.2. Información sobre
los registros del volumen de los Hidrocarburos y Petrolíferos.
La fuente de los
registros del volumen de todas las operaciones de recepción o entrega de los Hidrocarburos
y Petrolíferos debe ser el Elemento terciario de los sistemas de medición; o
tratándose de los comercializadores que enajenen gas natural o Petrolíferos en
los términos del artículo 19, fracción I del Reglamento de las actividades a
que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, debe ser la
información de los registros del volumen que les proporcionen los
contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracciones III, IV, V y VII,
que les presten servicios.
Los tipos de registros
que se deben recopilar son:
I. Por operación. Se debe realizar al término de cada operación de
recepción o entrega.
II. Acumulado. Se debe realizar diariamente, a una misma hora prefijada y
debe incluir el acumulado de los volúmenes recibidos y los volúmenes
transferidos.
III. La información que se debe incluir en cada registro es la siguiente:
a) Número
de registro, único y consecutivo.
b) Tipo
de registro.
Ejemplos:
VR Volumen recibido.
VT Volumen transferido.
TR Total recibido en el día.
TT Total transferido en el día.
c) Fecha
de la operación.
d) Hora
de la operación.
e) Clave
en el RFC del proveedor/cliente (recepción/entrega).
f) Clave
de identificación del medio de recepción/entrega.
Ejemplos:
ODR01 Oleoducto de recepción 01.
GDE04 Gasoducto de entrega 04.
PDR02 Poliducto de recepción 02.
ATA01 Autotanque atmosférico 01.
CTP03 Carrotanque presurizado 03.
g) Clave
de identificación del sistema de medición.
Ejemplos:
SME01 Sistema de medición estático número 001.
SMD07 Sistema de medición dinámico número 007.
M2D03 Manguera 2 del dispensario 03.
h) Clave
de identificación del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate.
Ejemplos:
P Petróleo.
Gn Gas
Natural.
C Condensados.
Ga Gasolinas.
Di Diésel.
Tu Turbosina.
Lp Gas
licuado de petróleo.
Pr Propano.
i) Volumen
recibido/entregado expresado en la unidad de medida que corresponda, conforme a
lo siguiente:
i. Tratándose de petróleo y condensados, la unidad de medida es el barril.
ii. Tratándose de gas natural, la unidad de medida es el metro cúbico.
Excepto para los contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracción I,
para los que la unidad de medida es el pie cúbico.
iii. Tratándose de Petrolíferos, la unidad de medida es el litro.
Cuando
se haya realizado la medición en una unidad de medida distinta, deberá
realizarse la conversión, describiendo el factor de conversión utilizado, la
operación aritmética y el resultado.
IV. El
programa informático para una instalación o proceso que incluya almacenamiento
de Hidrocarburos o Petrolíferos, adicionalmente, debe realizar el registro del
control de existencias, con la información del volumen y tipo del producto
almacenado, de conformidad con lo siguiente:
a) El
registro del control de existencias se debe realizar diariamente, de manera
automática, a una misma hora.
b) El
programa informático debe realizar el cálculo de existencias del día n
(Existenciasn), sumando a las
existencias del día n-1 (Existenciasn-1) el
volumen total de las operaciones de recepción realizadas en las 24 horas
anteriores (Vol Acum Op Recepciónn) y
restando el volumen total de las operaciones de entrega realizadas en las 24
hrs. anteriores (Vol Acum Op Entregan):
c) El
valor calculado de existencias, como se describe en el inciso anterior, se debe
verificar comparándolo con el valor que entregue el sistema de medición
estático. Si se presenta una diferencia entre el valor medido y el valor
calculado se debe generar un registro de alarma.
El
programa informático debe permitir el registro en la bitácora de eventos de la
posible causa, así como de las acciones que se tomarán para su corrección y su
seguimiento.
d) La
información que se debe recopilar por cada registro es la siguiente:
1. Número
de registro, único y consecutivo.
2. Tipo
de registro.
Ejemplo:
CE Control
de existencias.
3. Fecha
del registro.
4. Hora
del registro.
5. Clave
de identificación del tanque.
Ejemplo:
TA01 Tanque de almacenamiento 01.
6. Clave
de identificación del sistema de medición.
Ejemplos:
SME01 Sistema de medición estático número 001.
SMD07 Sistema de medición dinámico número 007.
M2D03 Manguera 2 del dispensario 03.
7. Clave
de identificación del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate.
Ejemplos:
P Petróleo.
Gn Gas
Natural.
C Condensados.
Ga Gasolina.
Di Diésel.
Tu Turbosina.
Lp Gas
licuado de petróleo.
Pr Propano.
8. Volumen
de existencias entregado por el sistema de medición, expresado en la unidad de
medida que corresponda, conforme a lo siguiente:
i. Tratándose
de petróleo y condensados, la unidad de medida es el barril.
ii. Tratándose
de gas natural, la unidad de medida es el metro cúbico. Excepto para los
contribuyentes a que se refiere la regla 2.6.1.2., fracción I, para los que la
unidad de medida es el pie cúbico.
iii. Tratándose
de Petrolíferos, la unidad de medida es el litro.
Cuando
se haya realizado la medición en una unidad de medida distinta, deberá
realizarse la conversión, describiendo el factor de conversión utilizado, la
operación aritmética y el resultado.
9. Volumen
de existencias calculado por el programa informático, expresado en la unidad de
medida a que se refiere el numeral anterior.
30.6.1.2.3. Información sobre el
tipo de Hidrocarburo o Petrolífero:
La información que se debe
recopilar para cada tipo de Hidrocarburos o Petrolíferos es la siguiente:
I. Nombre y clave en el RFC del proveedor autorizado por el SAT que haya
emitido el dictamen correspondiente, así como número de folio y fecha de
emisión.
II. Para Hidrocarburos, en cabezales de pozo o de recolección:
a) Del
petróleo:
1. Gravedad
específica del aceite, expresada en grados API a una posición decimal.
2. Contenido
de azufre, expresado en porcentaje a una posición decimal.
b) Del
gas natural y condensados:
1. Fracción
molar de los siguientes componentes en la mezcla: metano, etano, propano,
butanos (n-butano, isobutano), pentanos, hexanos, heptanos, octanos, nonanos y
decanos.
2. Poder
calorífico de dichos componentes expresado en BTU/pie cúbico para el gas
natural y en MMBTU, tratándose de condensados.
III. Para Petróleo, en estaciones de procesamiento:
a) Gravedad
específica del aceite, expresada en grados API a una posición decimal.
b) Contenido
de azufre, expresado en porcentaje a una posición decimal.
IV. Para
gas natural y condensados, en estaciones de procesamiento:
a) Fracción
molar de los siguientes componentes en la mezcla: metano, etano, propano,
butanos (n-butano, isobutano), pentanos, hexanos, heptanos, octanos, nonanos y
decanos.
b) Poder
calorífico de dichos componentes expresado en BTU/pie cúbico para el gas
natural y en MMBTU, tratándose de condensados.
V. Para
gasolinas:
a) Índice
de octano.
b) Porcentaje
del combustible no fósil en la mezcla.
VI. Para
diésel:
a) Porcentaje
del combustible no fósil en la mezcla.
VII. Para
turbosina:
a) Porcentaje
del combustible no fósil en la mezcla.
VIII. Para
gas licuado de petróleo:
a) Porcentaje
del propano en la mezcla.
b) Porcentaje
del butano en la mezcla.
Se
debe normalizar al 100% la suma de los porcentajes de propano y butano
obtenidos de la cromatografía y con ello ajustar los porcentajes de estos
componentes.
Ejemplo:
Propano
= 60%; Butano = 30%; otros componentes = 10%
Propano + Butano = 90%
Normalizando Propano + Butano al 100%
Para los efectos de las fracciones V, VI y VII de este apartado, se
entiende por combustible no fósil, al combustible o al componente de un
combustible, que no se obtienen o derivan de un proceso de destilación del
petróleo crudo o del procesamiento de gas natural.
30.6.1.2.4. Información fiscal
sobre la adquisición, enajenación o prestación de servicios:
La
información que se debe recopilar sobre la adquisición, enajenación o
prestación de servicios contenida en los CFDI a que se refiere el apartado
30.4.3. de este Anexo, es la siguiente:
I. Clave en el RFC del emisor o receptor (adquisición o enajenación) y, en
su caso, del prestador o prestatario del servicio, según corresponda.
II. Folio fiscal del CFDI.
III. Tratándose de los CFDI de adquisición o enajenación, el volumen, el
precio por unidad de medida del bien y el importe total de la transacción.
IV. Tratándose
de los CFDI de los servicios, el tipo y descripción del servicio prestado, así
como el importe total del servicio.
30.6.1.3. Requerimientos del
almacenamiento de la información.
El almacenamiento de la información
debe cumplir lo siguiente:
I. La información generada, recopilada y procesada, se debe almacenar de
forma segura y confiable.
II. Toda la información almacenada debe estar protegida de manera que no
pueda ser eliminada. Cualquier modificación realizada a la información
almacenada debe quedar registrada.
III. Los registros de las operaciones en cada instalación o proceso donde
deban instalarse sistemas de medición, deben estar individualizados,
permitiendo que sean fácilmente identificables y recuperables.
IV. Toda
la información que se almacene debe estar interrelacionada e integrada en una
base de datos. La base de datos debe cumplir las siguientes especificaciones:
a) Ser
del tipo relacional.
b) Contar
con herramientas para la administración, respaldo, notificación de errores y
diagnóstico.
c) Tener
capacidad de exportación de datos hacia aplicaciones de análisis.
d) Soportar
estándar de comunicación XML.
e) Contar
con un gestor de la base de datos, que debe tener la funcionalidad para:
1. Permitir
la búsqueda y consulta de información.
2. Disponer
de un menú de informes predeterminados.
3. Permitir
el diseño de informes personalizados.
4. Imprimir
consultas e informes.
V. Debe
utilizar tablas que correspondan a cada concepto que se almacene, que permita
su consulta y la impresión de informes o resultados de búsqueda.
VI. Cada
fila de las tablas deberá corresponder a un registro y las columnas de las
tablas debe corresponder a los campos que conforman los registros.
30.6.1.4. Requerimientos del
procesamiento de la información y la generación de reportes.
El procesamiento de la información consiste en someter la información
generada, recopilada y almacenada a una serie de operaciones programadas que
permitan:
I. La integración de la información en la base de datos a que se refiere
el apartado 30.6.1.3., fracción IV de este Anexo.
II. La generación de los reportes de información diarios y mensuales en
archivos con formato XML conforme a las especificaciones y características que
se darán a conocer en el Portal del SAT.
III. El sellado de los reportes con el Certificado de Sello Digital del
contribuyente emitido por el SAT.
Los reportes mensuales a que se refiere este apartado,
deberán ser enviados al SAT por los contribuyentes indicados en la regla
2.6.1.2., en la periodicidad establecida en la regla 2.8.1.7., fracción III.
Adicionalmente, el programa informático debe cumplir con los
requerimientos de funcionalidad informática que se darán a conocer en el Portal
del SAT.
30.6.2. Requerimientos de seguridad.
Para garantizar la seguridad de la información, se deben implementar un
conjunto de medidas técnicas destinadas a preservar la confidencialidad, la
integridad y la disponibilidad de la información conforme a lo siguiente:
I. Se debe garantizar la confidencialidad de la información, por lo que se
requiere que:
a) El
acceso al programa informático y a cualquier información almacenada en la UCC,
sólo debe permitirse a usuarios autorizados, que deben ser autentificados
mediante contraseña robusta.
b) Los
usuarios deben tener atributos para interactuar con el programa informático
conforme al perfil asignado de conformidad con el apartado 30.6.1.1., fracción
IV, inciso a) del presente Anexo.
c) Las
acciones de incorporación o cancelación de usuarios deben registrarse en la
bitácora de eventos.
d) La
autentificación del usuario debe ser compatible con el mecanismo y robustez de
la autenticación adecuada.
e) Los
identificadores de dispositivos inmutables, como el “ID” de dispositivo “mac-address” o el identificador único
del sistema operativo donde se aloja el programa informático, no deben
utilizarse como credenciales.
f) El
programa informático debe autentificarse mutuamente entre la interfaz de
usuario (frontend) y el servidor (backend).
g) El
cliente y el servidor deben validar correctamente la seguridad de la capa de
transporte (TLS) o certificados
similares, contemplando algoritmos robustos recomendados por la industria.
h) El
programa informático debe contrarrestar ataques asociados al control de acceso,
incluyendo ataques de tipo bidding-down
y TLS stripping.
i) El
programa informático debe implementar el uso de certificados para el cifrado de
la información tanto para su intercambio como para el transporte.
II. Se debe garantizar la integridad de la información, por lo que se
requiere que:
a) Los
medios de comunicación para transferencia de información deben ser inmunes a
perturbaciones eléctricas o magnéticas.
b) La
modificación de la información generada, recopilada, almacenada y procesada,
así como la bitácora de eventos y registro de alarmas debe generar pistas de
auditoría.
c) Cualquier
intento de eliminación de registros debe generar una alarma.
d) Se
deben implementar herramientas de programación para proteger la alteración la
información.
e) El
registro de una operación de recepción o entrega del Hidrocarburo o Petrolífero
de que se trate, debe ser inmediato; asimismo, el registro de control de
existencias debe realizarse diariamente, a una misma hora.
f) Respecto
al código fuente del programa informático, se acredite el mecanismo formal de
puesta en producción que permita conocer que es legítimo, que, en su caso,
proviene de un proveedor de software conocido y que el código no fue alterado
desde que fue publicado, demostrando que el programa informático es de
confianza.
III. Para garantizar la disponibilidad de la información, se requiere que:
a) El
programa informático opere de forma continua.
b) Se
prevengan interrupciones no programadas.
c) La
información almacenada esté disponible para los usuarios registrados, conforme
al perfil asignado.
IV. El
programa informático debe cumplir con los requerimientos de seguridad
informática que se darán a conocer en el Portal del SAT.
30.7. Referencias normativas.
I. Normas y estándares de aplicación general en el diseño e
instalación de sistemas, equipos e instrumentos de medida.
NMX-CH-140-IMNC-2002 |
Guía para la Expresión de
Incertidumbre en las Mediciones. |
NMX-Z055-IMNC |
Vocabulario Internacional de Metrología
-Conceptos fundamentales y generales, y términos asociados (VIM). |
ISO 5168 |
Medición
de flujo de fluidos – Procedimientos para la evaluación de Incertidumbres. |
ISO
GUM (JCGM 100) |
Guía para la Expresión de
Incertidumbre en las Mediciones. |
API
RP 551 |
Instrumentos de medición en
los procesos. |
NIST- 2008 |
Guía
para el uso del Sistema Internacional de Unidades (SI). |
II. Normas y estándares relacionados a la Medición estática de
Hidrocarburos y Petrolíferos.
a) Para tanques estacionarios.
ISO 4266-1 |
Medición de nivel y
temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos – Parte 1:
Medición de nivel en tanques atmosféricos. |
ISO 4266-3 |
Medición de nivel y
temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos – Parte 3
Medición de nivel en tanques de almacenamiento presurizados (no
refrigerados). |
ISO 4266-4 |
Medición
de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos –
Parte 4: Medición de temperatura en tanques atmosféricos. |
ISO
4266-6 |
Medición
de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos –
Parte 6: Medición de temperatura en tanques de almacenamiento presurizados
(no refrigerados). |
ISO 4269 |
Petróleo
y productos líquidos derivados - calibración del tanque mediante la medición
de líquido - método incremental utilizando medidores volumétricos. |
ISO 6578 |
Hidrocarburos líquidos
refrigerados - Medición estática – Cálculo. |
ISO 7507-1 |
Petróleo y productos
líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 1:
Método de cintas. |
ISO 7507-2 |
Petróleo y productos
líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 2:
Método de línea óptica de referencia. |
ISO 7507-3 |
Petróleo y productos
líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 3:
Método de triangulación óptica. |
ISO 7507-4 |
Petróleo y productos
líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 4:
Método interno electro-óptico de medición de
distancia. |
ISO 7507-5 |
Petróleo y productos
líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 5:
Método externo electro-óptico para la determinación
de la distancia. |
ISO 8022 |
Sistemas de Medición de
Petróleo - Calibración - correcciones de temperatura para el uso al calibrar
tanques probadores volumétricos. |
ISO 8310 |
Hidrocarburos ligeros
refrigerados - Los termopares y termómetros de resistencia - La Medición de
la temperatura en los tanques que contengan gases licuados. |
ISO 10574 |
Hidrocarburos ligeros
refrigerados - Medición de niveles de líquidos en tanques que contienen gases
licuados. |
ISO 12917-1 |
Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración
de tanques cilíndricos horizontales - Parte 1: Los métodos manuales. |
ISO 12917-2 |
Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración
de tanques cilíndricos horizontales - Parte 2: Método electro-óptico
para la determinación de la distancia interna. |
API MPMS 2.2A (ISO 7507-1) |
Medición y calibración de tanques cilíndricos
verticales por el método manual utilizando cintas. |
API MPMS 2.2B (ISO 7507-2) |
Calibración de tanques cilíndricos verticales
utilizando el método de triangulación óptica. |
ISO-7507-3 (API MPMS 2.2C) |
Calibración de tanques cilíndricos verticales utilizando
el método de triangulación óptica. |
API MPMS 2.2D |
Calibración de tanques cilíndricos verticales
utilizando el método interno electro-óptico de
medición de distancia. |
API MPMS
2.2E (ISO 12917-1) |
Calibración de tanques cilíndricos horizontales – Parte
1: Métodos manuales. |
ISO-12917-2 (API MPMS 2.2F) |
Calibración de tanques cilíndricos horizontales –
Parte 2: Método interno electro-óptico de medición
de distancia. |
API MPMS 3.1A |
Practica estándar de medición en tanques para la
medición manual de petróleo y productos derivados del petróleo. |
API MPMS 3.1B |
Práctica estándar para la medición de nivel de
hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios mediante la medición
automática de tanques. |
API MPMS 3.3 |
Práctica estándar para la medición de nivel de
hidrocarburos líquidos en tanques de almacenamiento estacionarios
presurizados mediante medición automática de tanques. |
API MPMS 3.6 |
Medición de hidrocarburos líquidos mediante sistemas
híbridos de medición de tanques. |
API MPMS 7 |
Determinación de temperatura. |
API MPMS 12.1.1 |
Cálculo de cantidades estáticas de petróleo - Parte 1:
tanques cilíndricos verticales y embarcaciones marinas. |
API MPMS 14.4 |
Convirtiendo masa de líquidos y vapores de gas natural
a volúmenes de líquido equivalentes. |
API MPMS 19 |
Medición de pérdidas por evaporación. |
API MPMS 19.1 |
Pérdidas por evaporación en tanques de techo fijo. |
API MPMS 19.2 |
Pérdidas por evaporación en tanques de techo flotante. |
API MPMS 19.4 |
Practica recomendada para la especificación de
pérdidas por evaporación. |
API STD 2552 |
Método estándar para medición y calibración de esferas
y esferoides por el método dimensional (método geométrico). |
ISO-4269 (API STD 2555/ASTM D 1406) |
Calibración de tanques por el método húmedo (método
volumétrico). |
OIML R 85-1 |
Medidores automáticos de nivel para medir el nivel de
líquido en tanques de almacenamiento fijos. |
b) Para autotanques, carrotanques y
buquetanques.
NOM-007-SECRE |
Transporte de gas
natural. |
NMX-CH-146-IMNC |
Metrología –
Carrotanques y autotanques – Clasificación, características, verificación y
métodos de calibración. |
ISO 4266-2 |
Medición de nivel y temperatura
en tanques de almacenamiento por métodos automáticos – Parte 2: Medición de
nivel en embarcaciones marinas. |
API MPMS 2.7 |
Calibración de tanques de barcaza. |
API MPMS 2.8A |
Calibración de tanques en buques y barcazas oceánicas. |
API MPMS 12.1.2 |
Cálculo de cantidades de petróleo - Sección 1: Cálculo
de cantidades estáticas de petróleo - Parte 2: Procedimiento de cálculo para
carrotanques. |
API STD 2554 (ASTM D 1409) |
Medición y calibración de carrotanques. |
OIML R 80-1 |
Autotanques y
carrotanques con medición de nivel - Parte 1: Requisitos metrológicos y
técnicos. |
III. Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos
y Petrolíferos líquidos.
a) Aplicación en diseño.
API MPMS 5.1 |
Consideraciones generales para la medición por medio
de medidores. |
API MPMS 5.4 |
Accesorios para medidores de líquidos. |
API MPMS 5.5 |
Fidelidad y seguridad de los sistemas de transmisión
de datos de pulsos de medición de flujo. |
b) Tipos de medidor del volumen o caudal.
NOM-005-SCFI-2011 |
Instrumentos de medición
- Sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos
- Especificaciones, métodos de prueba y de verificación. |
NOM-185-SCFI-2012 |
Programas informáticos y sistemas electrónicos que
controlan el funcionamiento de los sistemas para medición y despacho de
gasolina y otros combustibles líquidos -Especificaciones, métodos de prueba y
de verificación. |
ISO 2714 |
Hidrocarburos líquidos – Medición volumétrica mediante
medidores de desplazamiento diferentes a bombas dispensadoras. |
ISO 2715 |
Hidrocarburos líquidos – Medición volumétrica mediante
sistemas de medidor de turbina. |
ISO 4124 |
Hidrocarburos líquidos – Medición Dinámica – Control
estadístico de los sistemas de medición volumétricos. |
ISO 6551 |
Petróleo Liquido/Gas – fidelidad y seguridad de la
medición dinámica. |
ISO 9951 |
Medición de flujo de gas en tuberías cerradas -
Medidores de turbina. |
ISO 10789-1 |
Medición de flujo de fluido en tuberías cerradas –
Medidores ultrasónicos para gas - Medidores para transferencia de custodia y
medición de asignación. |
ISO 10790 |
Medición de flujo de
fluido en tuberías cerradas – Guía para la selección, instalación y uso de medidores
de Coriolis (mediciones de flujo másico, densidad y flujo volumétrico). |
ISO 12242 |
Medición de flujo de
fluido en tuberías cerradas – Medidores ultrasónicos de tiempo de tránsito
para líquido. |
API
MPMS 5.2 |
Medición
de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de desplazamiento. |
API
MPMS 5.3 |
Medición
de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de turbina. |
API
MPMS 5.6 |
Medición
de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de Coriolis. |
API
MPMS 5.8 |
Medición
de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de flujo ultrasónico con
tecnología de tiempo de tránsito. |
API MPMS 21.2 |
Medición de flujo
utilizando sistemas de medición electrónica – Medición electrónica del
volumen líquido utilizando medidores de desplazamiento positivo y turbinas. |
API MPMS 21.2-A1 |
Adenda 1 a Medición de
Flujo utilizando sistemas de medición electrónica, de masa inferida. |
OIML R 117-1 |
Sistemas de medición
dinámicos para líquidos distintos del agua. |
c) Probadores.
ISO 7278-1 |
Hidrocarburos líquidos -
Medición dinámica - Sistemas de pruebas para medidores volumétricos - Parte
1: Principios generales. |
ISO 7278-2 |
Hidrocarburos líquidos -
Sistemas para probar contadores volumétricos - Medición dinámica - Parte 2:
Probadores de tipo tubería. |
ISO 7278-3 |
Hidrocarburos Líquidos -
Medición dinámica - Sistemas de pruebas para medidores volumétricos - Parte
3: Técnicas de interpolación de pulso. |
ISO 7278-4 |
Hidrocarburos Líquidos -
Medición dinámica - Sistemas de pruebas para medidores volumétricos - Parte
4: Guía para operadores de probadores de tipo tubería. |
API MPMS 4.1 |
Introducción
(Probadores). |
API MPMS 4.2 |
Probadores de
desplazamiento. |
API MPMS 4.4 |
Probadores de tanques. |
API MPMS 4.5 |
Probadores del medidor
maestro. |
API MPMS 4.6 |
Interpolación de pulso. |
API MPMS 4.7 |
Métodos de prueba
estándar en campo. |
API MPMS 4.8 |
Operación de sistemas de
probadores. |
API MPMS 4.9 .1 |
Introducción a la determinación
del volumen de los probadores de desplazamiento y de tanque. |
API MPMS 4.9.2 |
Determinación del
volumen del probador de desplazamiento y Tanque, por el método de calibración
“Waterdraw”. |
API MPMS 4.9.3 |
Determinación del
volumen de probadores de desplazamiento por el método de calibración del
medidor maestro. |
API MPMS 4.9.4 |
Determinación del
volumen de probadores de desplazamiento y de tanques por el método de
calibración gravimétrico. |
API MPMS 13.2 |
Métodos estadísticos de
evaluación de los datos de probadores de medidores. |
d) Cálculos.
API MPMS 11.4.1 |
Propiedades
de los materiales de referencia - Parte 1: Densidad del agua y factores de
corrección del volumen del agua para la calibración de probadores
volumétricos. |
API MPMS 12.2.3 |
Cálculo de
cantidades de petróleo utilizando métodos de medición dinámica y factores de
corrección volumétrica - Parte 3: Reporte de probadores. |
API MPMS 12.2.4 |
Cálculo de
cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de
corrección volumétrica -Parte 4: Cálculo de volúmenes base de los probadores
por el método “Waterdraw”. |
API MPMS 12.2.5 |
Cálculo de
cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de
corrección volumétrica - Parte 5: el volumen base del probador usando el
método del medidor maestro. |
e) Computación de flujo y volumen.
API MPMS 5.5 |
Fidelidad y
seguridad de los sistemas de transmisión de datos de pulsos de medición de
flujo. |
API MPMS 11.1 |
Datos de propiedades
físicas (factores de corrección del volumen) (todas las secciones y mesas
pertinentes, incluyendo rutinas de computación). |
API MPMS 11.2.2 |
Factores de
compresibilidad de hidrocarburos: 0,350 a 0,637 de densidad relativa (60 °F /
60 °F) y -50 °F a 140 °F de temperatura de medidor. |
API MPMS 11.2.2M |
Factores de
compresibilidad para hidrocarburos: 350-637 kilogramos por metro cúbico
densidad (15 °C) y -46 °C a 60 °C temperatura de medidor. |
API MPMS 11.2.4 |
Corrección
de temperatura para los volúmenes de LNG y Tablas GLP 23E, 24E, 53E, 54E,
59E, 60E. |
API MPMS 11.2.5 |
Correlación
de presión de vapor simplificada para uso NGL comerciales. |
API MPMS 11.3.2.1 |
Densidad de
etileno. |
API MPMS 11.3.3.2 |
Compresibilidad
de polipropileno. |
API MPMS 11.5 |
Intraconversión
de densidad / peso / volumen. |
API MPMS 12.2.1 |
Cálculo de
cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de
corrección del volumen -Parte 1: Introducción. |
API MPMS 12.2.2 |
Cálculo de cantidades
de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de corrección del
volumen -Parte 2: Tickets de Medición. |
API MPMS 12.2.3 |
Cálculo de
cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de
corrección del volumen Parte 3: Reportes de Probador. |
API MPMS 12.3 |
Cálculo de
contracción volumétrica por fusión de hidrocarburos livianos con petróleo
crudo. |
API MPMS 21.2 |
Medición
electrónica del volumen líquido utilizando medidores de desplazamiento
positivo y medidores de turbina. |
IV. Normas y
estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos gaseosos.
NOM-003-SECRE-2011 |
Distribución
de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos. |
NMX-CH-5167-1-IMNC |
Medición del
flujo de fluidos por medio de dispositivos de presión diferencial insertados
en la sección transversal circular de ductos llenos – Parte 1: Principios
generales y requisitos. |
NMX-CH-5167-2-IMNC |
Medición del
flujo de fluidos por medio de dispositivos de presión diferencial insertados
en la sección transversal circular de ductos llenos – Parte 2: Placas de
orificio. |
ISO 5167-2 |
Medición de flujo de fluido
por medio de dispositivos de presión diferencial insertados en tubos de
sección transversal circular Parte 2: Placas de orificio. |
ISO 9951 |
Medición del flujo del gas en
conductos cerrados – Medidores de turbina. |
ISO 10790 |
Medición del flujo del fluido en
conductos cerrados – Guía de la selección, instalación y uso de medidores
Coriolis (Medida del flujo de la masa, densidad y volumen del flujo). |
ISO 15970 |
Gas Natural – Propiedades de
Medición – Propiedades Volumétricas: densidad, temperatura, presión y factor
de compresión. |
ISO 17089 -1 |
Medición del flujo del fluido
en conductos cerrados – Medidores ultrasónicos para gas – Parte 1: Medidores
para transferencia de custodia y medición de asignación. |
AGA Reporte No. 3 |
Medición por medio de placa de
orificio de gas natural y otros fluidos de hidrocarburos asociados. |
AGA Reporte No. 5 |
Medición de energía del gas
combustible. |
AGA Reporte No. 7 |
Medición de gas natural por
medio de medidores de turbina. |
AGA Reporte No. 9 |
Medición de gas por medio de medidores
ultrasónicos multitrayectorias. |
AGA Reporte No. 10 |
Velocidad del sonido en el gas
natural y en otros gases de hidrocarburos asociados. |
AGA Reporte No. 11 |
Medición de gas natural por
medio de medidores de Coriolis. |
API MPMS 14.3.1 |
Medidores de orificio concéntrico, de borde cuadrado Parte 1 – Ecuaciones generales y guías de incertidumbre
(ANSI/API MPMS 14.3.1-2013) (AGA Reporte No. 3, Parte 1)
(GPA 8185-90, Parte 1). |
API MPMS 14.3.2 |
Medidores de orificio concéntrico, de borde cuadrado Parte 2 – Especificación y requerimientos de instalación
(ANSI/API MPMS 14.3.2-2000) (AGA Reporte No. 3, Parte 2) (GPA 8185-00, Parte
2). |
API MPMS 14.9 |
Medición de gas natural por
medio de medidores de Coriolis. |
API MPMS 21.1 |
Medición electrónica del gas. |
Energy Institute HM 8. |
Densidad, sedimento y agua.
Sección 2: Medición continua de la densidad (anteriormente PMM Parte VII,
S2). |
V. Normas y
estándares para la medición multifásica de Hidrocarburos.
API MPMS
20.3 |
Medición de
flujo multifásico. |
VI. Normas y
estándares relacionados con la gestión y gerencia de la medición.
NMX-CC-10012-IMNC |
Sistemas de
gestión de las mediciones – Requisitos para los procesos de medición y los
equipos de medición. |
NMX-EC-17020-IMNC
|
Criterios
generales para la operación de varios tipos de unidades (organismos) que
desarrollan la verificación (inspección). |
NMX-EC-17025-IMNC |
Requisitos
generales para la competencia de laboratorios de ensayo y calibración. |
NMX-CC-19011-IMNC
|
Sistemas de
Gestión de la Calidad – Requisitos (ISO 9001). |
API MPMS 20.0 |
Medición
asignación de petróleo y gas natural. |
Atentamente.
Ciudad de México, a 8 de octubre de 2018.- El Jefe
del Servicio de Administración Tributaria, Osvaldo
Antonio Santín Quiroz.-
Rúbrica.