Anexo 30 de la Resolución Miscelánea Fiscal para 2019
“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 y en el caso de la manguera del
dispensario de las estaciones de servicio, del totalizador.
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, e.
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.
III. Se consideran pedimentos asociados a la
adquisición de Hidrocarburos o Petrolíferos a los siguientes:
a) Tratándose de los contribuyentes a que se
refiere la regla 2.6.1.2., fracción II, los pedimentos de importación que amparen
la adquisición de los Hidrocarburos.
b) Tratándose de los contribuyentes a que se
refiere la regla 2.6.1.2., fracciones VI, VII y VIII, el pedimento que ampare
la adquisición de gas natural y Petrolíferos.
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 proceso:
En las estaciones de proceso 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) 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.
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, ductos de entrada y salida a medios de
almacenamiento, incluyendo aquéllos en las plantas de distribución, y ductos 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.
Los
totalizadores generales deben cumplir con la normatividad descrita en el
apartado 30.7., fracción III, inciso b), 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.
4. Normatividad referida en el apartado 30.7. del presente Anexo, así como con
guías, instructivos, métodos de trabajo o manuales del fabricante para la
correcta medición del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate.
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
ii. Presión absoluta
101.325 kPa (1 atmósfera).
2. Para
Petrolíferos:
i. Temperatura
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, tratándose de medición a boca de pozo o de recolección.
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-2017,
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 10 de octubre de 2018 y a la NOM-185-SCFI-2017,
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 6 de septiembre de 2018, 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.
11. Paro de
emergencia.
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.
e) Carácter con
el que actúa para efectos regulatorios.
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.
e) Otros equipos y componentes.
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.
V. El programa informático para estaciones de
servicio, adicionalmente, debe realizar el registro de la información del
totalizador de ventas de los dispensarios.
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 proceso:
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
proceso:
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.
30.6.1.2.5. Información sobre la adquisición o
enajenación en transacciones comerciales internacionales
La información que se debe recopilar sobre la adquisición o enajenación
contenida en los pedimentos a que se refiere el apartado 30.4.3. de este Anexo,
es la siguiente:
I. Punto de exportación.
II. Punto de internación.
III. País destino.
IV. País origen.
V. Medio de transporte por el cual entra a la aduana.
VI. Medio de transporte por el cual sale a la aduana.
VII. Incoterms.
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 JSON.
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 JSON 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 de 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 |
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 |
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-ASEA-2016 |
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-2017 |
Instrumentos de medición - Sistema para medición y despacho de gasolina y
otros combustibles líquidos - Especificaciones, métodos de prueba y de
verificación. |
NOM-185-SCFI-2017 |
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 |
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: |
API MPMS 11.2.2M |
Factores de compresibilidad para hidrocarburos: 350- |
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, 22 de abril
de 2019.- La Jefa del Servicio de Administración Tributaria, Ana Margarita Ríos Farjat.- Rúbrica.