El objetivo general del Anteproyecto consiste en actualizar el esquema regulatorio sobre la determinación de las tarifas para la actividad de distribución de gas natural por medio de ducto, a fin de que se propicie que las actividades reguladas se lleven a cabo bajo principios de uniformidad, homogeneidad, regularidad, seguridad y continuidad; se protejan los intereses de los usuarios; se consideren las mejores prácticas en las decisiones de inversión y operación, y se promueva la demanda y el uso racional de los bienes y servicios correspondientes, así como se reduzcan las barreras a la entrada, al disminuir la carga administrativa que enfrentan los distribuidores por ducto de gas natural en la determinación de sus tarifas. Asimismo, el Anteproyecto tiene por objetivo disminuir, de manera general, el costo de cumplimiento en materia tarifaria respecto a este tipo de distribuidores. Al respecto, el Anteproyecto tiene por objeto crear un nuevo esquema regulatorio en materia tarifaria de “Control de Rentabilidad Máxima” diferente al esquema actual de “Costos Eficientes y Precio Máximo”, con el fin de, garantizar cubrir los costos de operación y mantenimiento y obtener una rentabilidad razonable, e incluir los incentivos que permitan fomentar la competencia en el sector y maximizar la penetración del gas natural en el mercado mexicano, en sustitución de otros combustibles con mayores precios y menores implicaciones al medio ambiente, los cuales consideren costos eficientes aplicables a los sectores residencial, de servicios e industrial, a nivel nacional. Es decir, el Anteproyecto establece un esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual considera que el permisionario de distribución por ducto de gas natural puede solicitar la aprobación de las tarifas máximas que requiera para su planeación a largo plazo, las cuales serán reguladas por medio de la rentabilidad que le permita obtener. Es decir, es un esquema en el cual las tarifas máximas que solicite el permisionario no podrán conllevar una rentabilidad mayor a la determinada como eficiente por parte de la Comisión. No obstante, este nuevo esquema de “Control de Rentabilidad Máxima” no será aplicable para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que cuenten con exclusividad ni para aquellos permisionarios que no manifiesten su interés por migrarse a este nuevo esquema. A continuación, se establecen los siguientes objetivos específicos: a) Establecer un Límite de Rentabilidad Máxima de 13.42%, el cual deberá ser observado por parte de los los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario, a efecto de establecer sus tarifas máximas. b) Simplificar para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario la solicitud de autorización de tarifas máximas aplicables (CRE-17-012), reduciendo los requisitos y los documentos a presentar. Al respecto, actualmente se debe presentar un plan de negocios, el cual considera diversa información de índole económica y técnica, un modelo tarifario, una propuesta de tarifas máximas y diversos anexos; no obstante, con el Anteproyecto, sólo se deberá presentar la propuesta de tarifas máximas junto con su método de actualización, así como información correspondiente a cada grupo tarifario. Es de mencionar que lo anterior, se llevará a cabo mediante la modificación de la ficha del trámite correspondiente, a efecto de añadir una modalidad al trámite que precise lo correspondiente para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. c) Establecer para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario un incentivo a la expansión, consistente en incrementar la tasa de rentabilidad de aquellos distribuidores por ducto de gas natural, que demuestren la penetración de gas natural en clientes residenciales, siendo mayor cuando la expansión se realice donde no hay infraestructura de gas natural y menor para aquellos que expandan la red donde existe infraestructura de gas natural. d) Eliminar para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario, los siguientes 8 (ocho) trámites, considerados en la Directiva de Tarifas: • (CRE-17-057-A) Modificación de permisos en materia de gas natural, petróleo, condensados, líquidos del gas natural e hidratos de metano. Modalidad: Revisión quinquenal de tarifas de gas natural. • (CRE-17-084-A) Solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. • (CRE-17-083-A) Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. • (CRE-17-086-A) Solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. • (CRE-17-088-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural, posterior a la fecha de la propuesta de tarifas máximas. • (CRE-17-087-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural, previo al inicio de operaciones. • (CRE-17-089-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para las actividades de distribución por ductos de gas natural, por circunstancias extraordinarias. • (CRE-17-090-A) Envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural. No se omite señalar que lo anterior, se llevara a cabo mediante la modificación de las fichas de los trámites correspondientes, a efecto de precisar que no aplican para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. e) Modificar para los distribuidores por ducto de gas natural que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio tarifario el siguiente trámite, considerado actualmente en la Directiva de Tarifas: • (CRE-18-013-A) Solicitud de ajuste anual por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. La modificación tiene como fin de posibilitar a los distribuidores por ducto de gas natural correspondientes solicitar el ajuste, conforme al periodo que ellos requieran. f) Sustituir el trámite (CRE-17-065-F) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: presentación de estados financieros dictaminados e información financiera por una Solicitud de supervisión anual de las tarifas máximas para actividades permisionadas de gas natural para los permisionarios que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio. g) Crear los siguientes 2 (dos) trámites para los distribuidores por ducto de gas natural que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio tarifario: • Manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. • Aviso de reintegro por inversiones de conexión para las actividades permisionadas de distribución de gas natural. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual describe los documentos que debe presentar los permisionarios en su información económica, técnica, modelo tarifario, propuesta de tarifas máximas y anexos, respectivamente.

Actualmente, se encuentra vigente la Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios para las actividades reguladas en materia de Gas Natural DIR- GAS-001-2007 (Directiva de Tarifas), publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de diciembre de 2007, donde la metodología de regulación se basa en un esquema de “Costos Eficientes y Precio Máximo” aplicable a quienes realicen actividades reguladas de transporte, almacenamiento y distribución por ducto de gas natural. No obstante, es necesario sustituir dicho esquema para la distribución por ducto de gas a un esquema de regulación de “Control de Rentabilidad Máxima”, que proporcione incentivos al crecimiento del sector y disminuya las obligaciones de los permisionarios que generan costos excesivos de regulación y barreras a la entrada.

Adicionalmente, se encuentra vigente la Directiva de contabilidad para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR-GAS-002-1996 (Directiva de Contabilidad), publicado en el Diario Oficial de la Federación el 3 de junio de 1996, que tiene como principales objetivos establecer los criterios y lineamientos contables homogéneos para el cálculo de precios y tarifas en la industria de gas natural y la evaluación del desempeño de las empresas reguladas. Al respecto, el Anteproyecto integra el contenido de la Directiva de Contabilidad, actualizando los criterios a la práctica de la industria y a la metodología de “Control de Rentabilidad Máxima”, acorde a la nueva realidad del sector de distribución de gas natural.

Otras

Alternativa 1: No emitir regulación. De no emitir ninguna regulación, seguiría vigente lo establecido en la Directiva de Tarifas y la Directiva de Contabilidad para el sector de distribución por ducto de gas natural, por lo que, no se seguirían generando los incentivos adecuados para incrementar la penetración del servicio de gas natural a los sectores residenciales. En ese sentido, lo anterior no permitiría que los usuarios accedan a fuentes de suministro más económicas y menos contaminantes. Por otro lado, seguirían existiendo restricciones a la competencia, derivado de la existencia de barreras a la entrada a nuevos inversionistas por el alto costo de cumplimiento para la aprobación de tarifas máxima iniciales, las cuales son un requisito indispensable para el inicio de operaciones. Asimismo, de manera general, los costos de cumplimiento para los distribuidores por ducto de gas natural seguirían ascendiendo a 3,692,050.47 pesos. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.

Esquemas de autorregulación

Esta alternativa regulatoria implica dejar sin efecto lo establecido en la Directiva de Tarifas y la Directiva de Contabilidad, sin dar cumplimiento a lo establecido en los artículos 82 de la LH y 77 del Reglamento que establecen que la Comisión debe expedir las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la determinación de las contraprestaciones, precios y tarifas aplicables a las actividades reguladas. Por otro lado, en virtud de que los distribuidores no contarían con los incentivos para autorregularse, este tipo de esquema implicaría un efecto negativo dada la evolución de la industria del gas natural en México, ya que, al no existir reglas que protejan los intereses de los usuarios ni promuevan la competencia en el sector, se podría provocar que los precios que actualmente observan respecto al servicio sean mayores y un detrimento en la calidad del servicio, así como evitar la sustitución de GLP por un combustible menos contaminante, como es el caso del gas natural. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.

Esquemas voluntarios

Un esquema de este tipo implicaría un cumplimiento voluntario de la regulación tarifaria vigente por parte de los distribuidores por ducto de gas natural, es decir, los permisionarios tendrían facultades para decidir cumplir o no la regulación vigente. Como consecuencia de ello, se podría estar en presencia de mercados no competitivos, pudiéndose materializar las siguientes situaciones: tarifas excesivamente altas, ingresos extraordinarios, rentas monopólicas, ofertas insuficientes, baja productividad, calidad y servicio deficientes e inversión limitada. Lo anterior, se debe a que el mercado de distribución por ducto de gas natural no cuenta con condiciones de competencia efectiva, lo que implica que no hay mecanismos privados que fomenten comportamientos competitivos, lo que implica que no sea fomentada la competencia económica del sector, conllevando a efectos negativos en la economía mexicana y a los intereses de los usuarios finales. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.

No Aplica

Modifica

por la vigencia del permiso correspondiente.

escrito libre por medio de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE), con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Dentro de los requisitos establecidos en la regulación vigente, se encuentran: • Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del Permisionario. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la DIRECTIVA de contabilidad para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR-GAS-002-1996 (Directiva de Contabilidad). • Monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para la prestación del servicio de distribución. • Plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones. • Proporción de las afectaciones por la inflación en México, y por la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como Índice de inflación (INPC), Consumer Price Index (CPI) y tipo de cambio. • Identificación de las subcuentas en las que se registren los costos fijos y los costos variables. • Definición de: o Los grupos tarifarios. o Número de usuarios para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o Proyecciones de utilización anual de la capacidad para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o Proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. • Reporte de la capacidad operativa que se pretenda reservar a través de contratos. • Esquema de la facturación. • Periodicidad de la facturación. • Información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos. • Información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa a: o Volumen conducido total. o Volumen conducido en el periodo pico del sistema. o Utilización de la capacidad. o Número de usuarios. • Requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: • Proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o Los costos de operación y mantenimiento. o Los gastos generales de administración y ventas. • Depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los Permisionarios en su plan de negocios, acorde con la normatividad aplicable y los estándares de la industria. • La mejor estimación posible de los impuestos con base en los resultados proyectados en términos de la legislación aplicable, que resulten congruentes con la situación financiera y fiscal de la empresa y considerando únicamente las actividades sujetas a regulación, sin incluir otros servicios no regulados o la consolidación de resultados financieros con otras empresas controladoras o controladas. • La estimación de otras contribuciones a cargo del Permisionario necesarias para la prestación de los servicios, tales como el pago de derechos y aprovechamientos. • El costo promedio ponderado del capital razonable, tomando en cuenta: o La rentabilidad esperada. o El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o El costo del capital contable. o En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o El costo de otros instrumentos financieros. • Kilómetros de tubería asociados al sistema indicando la tubería asociada a una expansión del sistema. • Definición de los cargos que componen la lista de tarifas, con la especificación de unidades Pesos por Unidad, periodicidad de las tarifas (días, meses, evento, por mencionar algunos). El monto a cobrar deberá ser reportado con números enteros y cuatro decimales. • El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas iniciales deberá presentarse en formatos impresos y electrónicos. • Pliego tarifario. Con el Anteproyecto, para el caso de los distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, dichos requisitos se simplifican de tal manera que únicamente queden los siguientes: • Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del Permisionario. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Proporción de las afectaciones por la inflación en México, y por la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como INPC, CPI y tipo de cambio. • Identificación de las subcuentas en las que se registren los costos fijos y los costos variables. • Definición de: o Los grupos tarifarios. o Número de usuarios asociados a la expansión del sistema por grupo tarifario, reportado en el periodo sujeto a supervisión. o Número de usuarios totales del sistema existente por grupo tarifario, separando los existentes de los nuevos. o Consumo promedio por grupo tarifario. o Consumo promedio de la expansión del sistema por grupo tarifario. • Reporte de la capacidad operativa que se pretenda reservar a través de contratos. • Esquema de la facturación. • Definición de los cargos que componen la lista de tarifas, con la especificación de unidades Pesos por Unidad, periodicidad de las tarifas (días, meses, evento, por mencionar algunos). El monto a cobrar deberá ser reportado con números enteros y cuatro decimales. • Pliego tarifario.

solicitud de aprobación de tarifas máximas para actividades de distribución de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural.

Negativa

cada periodo regulatorio.

Obligatorio

CRE-17-012

Modifica

correspondiente al periodo regulatorio respectivo.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Dentro de los requisitos establecidos en la regulación vigente, se encuentran: • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Memoria de cálculo. • Proporción de las afectaciones por la inflación en México, la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como INPC, CPI y Tipo de cambio. • Lista de tarifas máximas actualizadas por inflación. Con el Anteproyecto, sólo para el caso de los distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, se actualizan dichos requisitos para que queden como se señala: • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Memoria de cálculo. • Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del permisionario. • Proporción de las afectaciones por la inflación en México, la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como INPC, CPI y Tipo de cambio. • Lista de tarifas máximas actualizadas por inflación.

solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural (se propone modificar el nombre actual por el indicado).

permisionarios de distribución por ducto de gas natural.

Negativa

conforme al esquema del permisionario.

Obligatorio

CRE-18-013-A

Modifica

quinquenal.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: • Comprobante de pago de derechos. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Plan de negocios que considere: o El valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la Directiva de Contabilidad y utilizando las normas de información financiera para la reexpresión de costos y la revaluación de activos aplicables en México. o El monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para operar en términos adecuados de seguridad y eficiencia, planeadas para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, identificando las inversiones en reposición de activos y nuevas instalaciones. o El plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones y otros gastos inherentes a la prestación del servicio para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, incluyendo la evolución de la estructura de capital propuesta. o La identificación de las proporciones del requerimiento de ingresos afectadas por:  La inflación en México.  La inflación en Estados Unidos de América.  Las variaciones en el tipo de cambio. o La identificación de los costos fijos y variables dentro del requerimiento de ingresos y la forma en que asignará cada rubro que compone dicho requerimiento a los cargos por capacidad y por uso. o Las proyecciones de utilización anual de la capacidad por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o Las proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o El número proyectado de usuarios desglosado por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o La información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos, en su caso. o La información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa al volumen conducido total, al volumen conducido en el periodo pico del sistema, la utilización de la capacidad y el número de usuarios, en su caso. o Los criterios y metodologías utilizados en la desagregación y la asignación de activos, costos y gastos comunes, tomando como base los factores que dan origen a los costos y gastos, tales como:  Las unidades de gas que se estima conducir para cada grupo tarifario.  El número de usuarios por grupo tarifario.  El factor de carga.  La distancia entre trayectos del sistema.  El costo relativo del servicio específico comparado con el requerimiento de ingresos total.  El requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: • La proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o Los costos de operación y mantenimiento. o Los gastos generales de administración y ventas. • La depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los permisionarios en su plan de negocios, acorde con la normatividad aplicable y los estándares de la industria. • La mejor estimación posible de los impuestos con base en los resultados proyectados en términos de la legislación aplicable, que resulten congruentes con la situación financiera y fiscal de la empresa y considerando únicamente las actividades sujetas a regulación, sin incluir otros servicios no regulados o la consolidación de resultados financieros con otras empresas controladoras o controladas. • La estimación de otras contribuciones a cargo del permisionario necesarias para la prestación de los servicios, tales como el pago de derechos y aprovechamientos. • El costo promedio ponderado del capital razonable, tomando en cuenta: o a) La rentabilidad esperada. o b) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o c) El costo del capital contable. o d) En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o e) El costo de otros instrumentos financieros. • El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas.

modificación de permisos en materia de gas natural, petróleo, condensados, líquidos del gas natural e hidratos de metano. Modalidad: Revisión quinquenal de tarifas de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

6 meses antes de culminar el quinquenio.

Obligatorio

CRE-17-057-A

Modifica

quinquenal o por el periodo respectivo de quinquenio correspondiente.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: • Comprobante de pago de derechos. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Plan de negocios que considere: o El valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la Directiva de Contabilidad y utilizando las normas de información financiera para la reexpresión de costos y la revaluación de activos aplicables en México. o El monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para operar en términos adecuados de seguridad y eficiencia, planeadas para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, identificando las inversiones en reposición de activos y nuevas instalaciones. o El plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones y otros gastos inherentes a la prestación del servicio para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, incluyendo la evolución de la estructura de capital propuesta. o La identificación de las proporciones del requerimiento de ingresos afectadas por:  La inflación en México.  La inflación en Estados Unidos de América.  Las variaciones en el tipo de cambio. o La identificación de los costos fijos y variables dentro del requerimiento de ingresos y la forma en que asignará cada rubro que compone dicho requerimiento a los cargos por capacidad y por uso. o Las proyecciones de utilización anual de la capacidad por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los 3 (tres) años subsecuentes. o Las proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los 3 (tres) años subsecuentes. o El número proyectado de usuarios desglosado por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los 3 (tres) años subsecuentes. o La información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos, en su caso. o La información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa al volumen conducido total, al volumen conducido en el periodo pico del sistema, la utilización de la capacidad y el número de usuarios, en su caso. o Los criterios y metodologías utilizados en la desagregación y la asignación de activos, costos y gastos comunes, tomando como base los factores que dan origen a los costos y gastos, tales como:  Las unidades de gas que se estima conducir para cada grupo tarifario.  El número de usuarios por grupo tarifario.  El factor de carga.  La distancia entre trayectos del sistema.  El costo relativo del servicio específico comparado con el requerimiento de ingresos total.  El requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: • La proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o Los costos de operación y mantenimiento. o Los gastos generales de administración y ventas. • La depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los permisionarios en su plan de negocios, acorde con la normatividad aplicable y los estándares de la industria. • La mejor estimación posible de los impuestos con base en los resultados proyectados en términos de la legislación aplicable, que resulten congruentes con la situación financiera y fiscal de la empresa y considerando únicamente las actividades sujetas a regulación, sin incluir otros servicios no regulados o la consolidación de resultados financieros con otras empresas controladoras o controladas. • La estimación de otras contribuciones a cargo del permisionario necesarias para la prestación de los servicios, tales como el pago de derechos y aprovechamientos. • El costo promedio ponderado del capital razonable, tomando en cuenta: o a) La rentabilidad esperada. o b) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o c) El costo del capital contable. o d) En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o e) El costo de otros instrumentos financieros. • El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas.

solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento.

Obligatorio

CRE-17-084-A

Modifica

quinquenal o por el periodo respectivo de quinquenio correspondiente.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: • Comprobante de pago de derechos. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Plan de negocios que considere: o El valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la Directiva de Contabilidad y utilizando las normas de información financiera para la reexpresión de costos y la revaluación de activos aplicables en México. o El monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para operar en términos adecuados de seguridad y eficiencia, planeadas para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, identificando las inversiones en reposición de activos y nuevas instalaciones. o El plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones y otros gastos inherentes a la prestación del servicio para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, incluyendo la evolución de la estructura de capital propuesta. o La identificación de las proporciones del requerimiento de ingresos afectadas por:  La inflación en México.  La inflación en Estados Unidos de América.  Las variaciones en el tipo de cambio. o La identificación de los costos fijos y variables dentro del requerimiento de ingresos y la forma en que asignará cada rubro que compone dicho requerimiento a los cargos por capacidad y por uso. o Las proyecciones de utilización anual de la capacidad por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o Las proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o El número proyectado de usuarios desglosado por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o La información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos, en su caso. o La información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa al volumen conducido total, al volumen conducido en el periodo pico del sistema, la utilización de la capacidad y el número de usuarios, en su caso. o Los criterios y metodologías utilizados en la desagregación y la asignación de activos, costos y gastos comunes, tomando como base los factores que dan origen a los costos y gastos, tales como:  Las unidades de gas que se estima conducir para cada grupo tarifario.  El número de usuarios por grupo tarifario.  El factor de carga.  La distancia entre trayectos del sistema.  El costo relativo del servicio específico comparado con el requerimiento de ingresos total.  El requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: • La proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o Los costos de operación y mantenimiento. o Los gastos generales de administración y ventas. • La depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los permisionarios en su plan de negocios, acorde con la normatividad aplicable y los estándares de la industria. • La mejor estimación posible de los impuestos con base en los resultados proyectados en términos de la legislación aplicable, que resulten congruentes con la situación financiera y fiscal de la empresa y considerando únicamente las actividades sujetas a regulación, sin incluir otros servicios no regulados o la consolidación de resultados financieros con otras empresas controladoras o controladas. • La estimación de otras contribuciones a cargo del permisionario necesarias para la prestación de los servicios, tales como el pago de derechos y aprovechamientos. • El costo promedio ponderado del capital razonable, tomando en cuenta: o a) La rentabilidad esperada. o b) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o c) El costo del capital contable. o d) En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o e) El costo de otros instrumentos financieros. • El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas.

solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento.

Obligatorio

CRE-17-083-A.

Modifica

quinquenal o por el periodo respectivo de quinquenio correspondiente.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: • Comprobante de pago de derechos. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Plan de negocios que considere: o El valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la Directiva de Contabilidad y utilizando las normas de información financiera para la reexpresión de costos y la revaluación de activos aplicables en México. o El monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para operar en términos adecuados de seguridad y eficiencia, planeadas para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, identificando las inversiones en reposición de activos y nuevas instalaciones. o El plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones y otros gastos inherentes a la prestación del servicio para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, incluyendo la evolución de la estructura de capital propuesta. o La identificación de las proporciones del requerimiento de ingresos afectadas por:  La inflación en México.  La inflación en Estados Unidos de América.  Las variaciones en el tipo de cambio. o La identificación de los costos fijos y variables dentro del requerimiento de ingresos y la forma en que asignará cada rubro que compone dicho requerimiento a los cargos por capacidad y por uso. o Las proyecciones de utilización anual de la capacidad por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o Las proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o El número proyectado de usuarios desglosado por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o La información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos, en su caso. o La información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa al volumen conducido total, al volumen conducido en el periodo pico del sistema, la utilización de la capacidad y el número de usuarios, en su caso. o Los criterios y metodologías utilizados en la desagregación y la asignación de activos, costos y gastos comunes, tomando como base los factores que dan origen a los costos y gastos, tales como:  Las unidades de gas que se estima conducir para cada grupo tarifario.  El número de usuarios por grupo tarifario.  El factor de carga.  La distancia entre trayectos del sistema.  El costo relativo del servicio específico comparado con el requerimiento de ingresos total.  El requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: • La proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o Los costos de operación y mantenimiento. o Los gastos generales de administración y ventas. • La depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los permisionarios en su plan de negocios, acorde con la normatividad aplicable y los estándares de la industria. • La mejor estimación posible de los impuestos con base en los resultados proyectados en términos de la legislación aplicable, que resulten congruentes con la situación financiera y fiscal de la empresa y considerando únicamente las actividades sujetas a regulación, sin incluir otros servicios no regulados o la consolidación de resultados financieros con otras empresas controladoras o controladas. • La estimación de otras contribuciones a cargo del permisionario necesarias para la prestación de los servicios, tales como el pago de derechos y aprovechamientos. • El costo promedio ponderado del capital razonable, tomando en cuenta: o a) La rentabilidad esperada. o b) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o c) El costo del capital contable. o d) En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o e) El costo de otros instrumentos financieros. • El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas.

solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento.

Obligatorio

CRE-17-086-A.

Modifica

quinquenal o por el periodo respectivo de quinquenio correspondiente.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: • Información que acredite el ajuste de inflación. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad.

solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural, posterior a la fecha de la propuesta de tarifas máximas.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-17-088-A.

Modifica

quinquenal o por el periodo respectivo de quinquenio correspondiente.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

• Información que acredite el ajuste de inflación. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad.

solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural, previo al inicio de operaciones.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento.

Obligatorio

CRE-17-087-A.

Modifica

quinquenal o por el periodo respectivo de quinquenio correspondiente.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: • Información que acredite el ajuste de inflación. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad.

solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para las actividades de distribución por ductos de gas natural, por circunstancias extraordinarias.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-17-089-A.

Modifica

no aplica.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad.

envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-17-090-A.

Crea

no aplica.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

• Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Descripción de reintegro llevado a cabo.

aviso de reintegro por inversiones de conexión para las actividades permisionadas de distribución de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que SÍ migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

no aplica.

Modifica

anual

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que se modifica la diversa por la que se expidieron las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

• Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados, de acuerdo a lo establecido en la NIF C-13 o memorias de cálculo, incluyendo la descripción de los parámetros utilizados. • Información que permita conocer: o Sistema de distribución. o Región. o Grupo tarifario. o Costos fijos y variables. • Proporción de las afectaciones por la inflación en México, y por la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como INPC, CPI y tipo de cambio. • Definición de los costos atribuibles a la prestación del servicio. • Balanza de comprobación, al cierre del ejercicio fiscal.

Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: presentación de estados financieros dictaminados e información financiera.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

anual, en el mes de abril.

Obligatorio

CRE-17-065-F

Crea

anual.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que se modifica la diversa por la que se expidieron las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

Con la regulación vigente, los permisionarios cumplen con el trámite “Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: presentación de estados financieros dictaminados e información financiera”: • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados, de acuerdo a lo establecido en la NIF C-13 o memorias de cálculo, incluyendo la descripción de los parámetros utilizados. • Información que permita conocer: o Sistema de distribución. o Región. o Grupo tarifario. o Costos fijos y variables. • Proporción de las afectaciones por la inflación en México, y por la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como INPC, CPI y tipo de cambio. • Definición de los costos atribuibles a la prestación del servicio. • Balanza de comprobación, al cierre del ejercicio fiscal. Con el Anteproyecto, sólo para el caso de los distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, se sustituyen dichos requisitos para quedar como se señala: • Comprobante de pago de aprovechamiento correspondiente al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del permisionario. • Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados, de acuerdo a lo establecido en la NIF C-13 o memorias de cálculo, incluyendo la descripción de los parámetros utilizados. • Información que permita conocer: o Sistema de distribución. o Región. o Grupo tarifario. • Proporción de las afectaciones por la inflación en México, y por la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como INPC, CPI y tipo de cambio. • Definición de los costos atribuibles a la prestación del servicio. • Formato de “Información Regulatoria de Costos y Activos”, que incluye: o Volúmenes de adquisición de gas. o Volúmenes de venta de gas, comercializado y de balanceo, por tipo de cliente y de servicio. o Niveles de utilización del sistema. o Clientes clasificados por grupo tarifario y modalidad de servicio. o Precios unitarios de adquisición y de venta de gas. o Precios unitarios y volúmenes suministrados por tipo de cliente y de servicio. o Activos fijos pormenorizados. o Estados de cuenta de pasivos documentados, bancarios y no bancarios. o Acciones preferenciales. o Cambios en la posición accionaria. • Balanza de comprobación, al cierre del ejercicio fiscal. • Reporte de precios de transferencias y el pago de dividendos a partes relacionadas. • Información y los valores utilizados en el cálculo de los elementos de las fórmulas siguientes y de sus elementos: o Precio máximo de adquisición. o Ingreso máximo para el periodo t. o Ingreso obtenido o, en su caso, el ingreso obtenido en el año t, ajustado por caídas en el volumen.

solicitud de supervisión anual de las tarifas máximas para actividades permisionadas de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que SÍ migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

anual, en el mes de abril.

Obligatorio

no aplica.

Crea

no aplica.

escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.

• Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. • Documentos que acrediten su personalidad. • Manifestación respecto al inicio de procedimiento de aplicación del mecanismo de ajuste.

manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural.

permisionarios de distribución por ducto de gas natural que SÍ migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento.

Obligatorio

no aplica.

Establecen o modifican estándares técnicos

Disposición 2. Establece las definiciones que serán utilizadas en el Anteproyecto.

Se hace necesario para la correcta interpretación del Anteproyecto. Es importante señalar que las definiciones del Anteproyecto se adicionan a las ya establecidas en la Ley de Hidrocarburos, el Reglamento de las actividades a que se refiere el Titulo Tercero de la Ley de Hidrocarburos.

Establecen requisitos

Disposición 4.4. Establece la obligación de que las tarifas máximas deberán apegarse a las consideraciones descritas en el Apartado 3 del Anteproyecto, previo pago de aprovechamiento respectivo.

Bajo un esquema regulado, para lograr los objetivos establecidos en el Anteproyecto, es importante que los sujetos obligados cumplan cabalmente la regulación propuesta.

Establecen requisitos

Disposición 4.8. Establece la obligación de que los periodos regulatorios propuestos por el permisionario deberán ser consistentes con la vigencia del permiso.

La presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio Permisionario de contar tarifas que le permitan, dentro de la vigencia del permiso, recuperar los ingresos necesarios para la operación de sistema.

Establecen requisitos

Disposición 4.14. Establece la condición de que, de no presentar el dictamen de un tercero independiente acerca de la afectación por la inflación México y Estados Unidos de América, los ajustes tarifarios sólo consideraran la inflación en México.

La presente disposición da certidumbre a los usuarios al establecer tarifas con información certificada por un tercero, garantizando el cobro de una tarifa máxima regulada justa.

Establecen requisitos

Disposición 4.16. Establece la obligación de verificar, en caso de que el permisionario preste los servicios en base interrumpible, las instalaciones de los usuarios a fin de asegurar de que este tenga las instalaciones y equipos de medición adecuado.

La presente disposición da seguridad al Permisionario al establecer la obligación de verificar que las instalaciones de los usuarios son las adecuadas, evitando que exista algún tipo de fallo técnico que provocaría en desbalances o interrupción del servicio brindado por el permisionario. Asimismo, se asegura la continuidad y seguridad del suministro.

Establecen o modifican estándares técnicos

Disposición 5.4. Establece la obligación del permisionario de sujetarse al mecanismo de corrección en caso de que éste exceda el límite de rentabilidad máximo.

La presente disposición brinda los incentivos a fin de que los Permisionarios, que cuentan con determinación de tarifa antes de la publicación del Anteproyecto, trasciendan hacia la nueva regulación propuesta y se ajusten a la nueva estructura del mercado, y para los permisionarios cuya determinación de tarifa fue posterior a la publicación del Anteproyecto, establece los incentivos a fin de que estos se mantenga dentro del límite de rentabilidad máximo.

Otras

Disposición 7.2. Establece mecanismos de ajuste de tarifas, por oficio, cuando el permisionario incumple con la entrega de la información descrita en el Apartado 5 del Anteproyecto.

La presente disposición da los incentivos para que los permisionarios presenten la información necesaria para la supervisión del límite de rentabilidad máximo, por lo que no limita la competencia en el mercado.

Otras

Disposición 9.3 fracción II. Establece la obligación de aplicación de las tarifas que derivan de un proceso de mecanismo de corrección.

La presente disposición da certidumbre a los usuarios cuando el permisionario incurrió de costos excesivos, provocando que la rentabilidad obtenida sea mayor a la regulada, promoviendo la eficiencia del mercado.

Otras

Disposición 9.3 fracción IV. Establece la obligación de presentación, después de un año de aplicación del mecanismo de corrección, de una nueva propuesta de lista de tarifas conforme al límite de rentabilidad máximo.

La presente disposición permite que el permisionario, después de haber sido ajustadas sus tarifas, esté en condiciones de solicitar una nueva lista de tarifas conforme a su estrategia de mercado.

Otras

Disposición 9.3 fracción VI. Establece que, si el Permisionario excede por segunda vez o más, la determinación del mecanismo de corrección se aplicará por cinco años.

La presente disposición da certidumbre a los usuarios cuando el permisionario incurrió de costos excesivos, provocando que la rentabilidad obtenida sea mayor a la regulada, promoviendo la eficiencia del mercado.

Otras

Disposición 11.1. Establece los criterios y lineamientos contables a los que deberán sujetarse los permisionarios para la adecuada obtención de información por parte de la Comisión.

Al igual que la metodología de “Control de Rentabilidad Máxima”, a través del establecer los criterios de la “Información Regulatoria de Costos y Activos”, se genera la información la base para la supervisión de la actualización de las listas de tarifas, promoviendo la eficiencia del mercado.

Establecen requisitos

Disposición 11.2. Establece que toda la información financiera deberá estar homologada de acuerdo a las mejores prácticas y de acuerdo a las Normas de Información Financiera.

La presente disposición tiene por fin utilizar estándares claros y de aplicación general para todos los permisionarios de distribución por ducto de gas natural.

Establecen requisitos

Disposición 12.3. Establece la obligación de comprobar ante la Comisión la propiedad de todos los activos que se consideran para la prestación del servicio.

La presente disposición da certeza a los usuarios de que las tarifas cobradas por el permisionario no contemplan activos innecesarios para la prestación del servicio, por lo que las tarifas que son determinadas son las óptimas, protegiendo los intereses de los usuarios y promoviendo la competencia.

Otras

Disposición 13.1. Establece la obligación del permisionario a sujetar el desarrollo de su proyecto a los tiempos de determinación de la lista de tarifas por parte de la Comisión.

La presente disposición tiene por objeto que indicar que el permisionario es responsable de considerar los tiempos de aprobación por parte de la Comisión, a efecto de que éste no tenga afectaciones respecto a su operación.

Establecen o modifican estándares técnicos

Apartado 4. Establece la metodología para determinar el LRM.

La metodología que describe el Apartado 4 podría interpretarse como el elemento principal del Anteproyecto, donde dicho nuevo esquema de regulación tarifaria busca dar los incentivos correctos a los permisionarios a fin de que expanda su red de ductos.

Establecen requisitos

Disposición 17.2. Establece la obligación del permisionario de llevar registros y controles que sirvan como base para preparar información técnica, económica y financiera requerida por la Comisión bajo criterios homogéneos de obtención, registro, acumulación, clasificación y reparto.

La presente disposición tiene por fin que la información que el permisionario entregue a la Comisión sea útil para las evaluaciones que se llevan a cabo y para fines de supervisión.

Establecen requisitos

Disposición 19.2. Establece la obligación del permisionario de contar con la capacidad suficiente para satisfacer la demanda, así como la obligación de no transferir costos excesivos a los usuarios finales de bajo consumo.

La presente disposición protege los intereses de los usuarios de bajo consumo, así como genera seguridad y continuidad en el servicio al obligar a contar con la capacidad necesaria para satisfacer la demanda.

Establecen requisitos

Disposición 21.1. Establece que, si el permisionario presta el servicio bajo tarifas convencionales, éstas no podrán ser superiores a la tarifa máxima regulada.

La presente disposición protege los intereses de los usuarios que firman contratos convencionales, al garantizar que estos nunca serán mayores a las tarifas máximas reguladas.

Establecen requisitos

Disposición 21.4. Establece la obligación de que la tarifa convencional para los servicios interrumpibles, no deberá ser superior a la tarifa máxima del servicio en base firme correspondiente.

La presente disposición da seguridad al usuario al establecer la condición de que las tarifas convencionales no podrán estar por encima de la tarifa máxima regulada, garantizando tarifas eficientes y competitivas.

Establecen requisitos

Disposición 21.6. Establece la obligación de que, en los contratos de tarifas convencionales, se deberá indicar la tarifa máxima que hubiese aplicado.

La presente disposición da seguridad al usuario al establecer la condición de que las tarifas convencionales no podrán estar por encima de la tarifa máxima regulada, garantizando tarifas eficientes y competitivas.

Otras

Disposición 25.9. Establece la obligación al permisionario de no cobrar cargos por conexión y reconexión cuando la infraestructura ya se encuentra depreciada, esto solo podrá aplicarse cuando existan ductos nuevos.

Se garantiza a los usuarios que pagarán cargos competitivos y eficientes.

Otras

Disposición 26.3 Establece la obligación de establecer la unidad de Gigajoule de acuerdo a la RES/267/2006, por la que se modifican las disposiciones de aplicación general expedidas por la Comisión Reguladora de Energía en conformidad con la Norma NOM-008-SCFI-2002, Sistema General de Unidades de Medida, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 19 de diciembre de 2006

A fin de establecer criterios homogéneos que permitan fomentar la eficiencia en el mercado.

La acción seleccionada consistió en “Establece procedimientos de obtención de licencias, permisos o autorizaciones como requisito para iniciar operaciones, o bien iniciar alguna actividad adicional”. Al respecto, se considera que el Anteproyecto se encuentra en dicho supuesto, en virtud de que la aprobación de las tarifas máximas es un requisito para el inicio de operaciones contar con la determinación de las tarifas máximas reguladas, de conformidad con el artículo 81 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (Reglamento), que establece lo siguiente: “Artículo 81.- Para el otorgamiento de los permisos sujetos a la obligación de acceso abierto no se requerirá contar con la aprobación de las contraprestaciones, precios o tarifas reguladas. Sin perjuicio de lo anterior, la aprobación de dichas contraprestaciones, precios o tarifas será un requisito previo al inicio de operaciones […]”

La disposición 4.19 del Anteproyecto determina 90 (noventa) días hábiles para la resolución de la lista de tarifas máximas reguladas, en consistencia con los artículos 81 y 83 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Titulo Tercero de la Ley de Hidrocarburos. Esto puede restringir la competencia en virtud de que la aprobación de las tarifas máximas es un requisito para el inicio de operaciones, de conformidad con el artículo 81 del Reglamento.

Disposición 4.19 del Anteproyecto.

Al consistir la aprobación de las tarifas máxima en un requisito para el inicio de operaciones, la entrada de nuevos competidores al mercado de distribución de gas natural se ve afectada.

El presente requisito es una obligación contenida en el artículo 81 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos. Además, si se permitiera el inicio de operaciones sin la necesidad de contar con las tarifas aprobadas, se generaría incertidumbre a los usuarios ya que estos no tendrían claridad de qué precio estaría aplicando para el servicio que están recibiendo.

No se consideró una alternativa, en razón de que el Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos así lo considera.

156,095.67 $

30

No aplica, ver Anexo J.

Los costos del Anteproyecto son aquellos relacionados con el cumplimiento de los siguientes 4 (cuatro) trámites: • (CRE-18-013-A) Solicitud de ajuste anual por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural - modificación de trámite. • Sustitución del trámite CRE-17-065-F por Solicitud de supervisión anual de tarifas máximas para las actividades permisionadas de distribución de gas natural. • Manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. • Aviso de reintegro por inversión en conexión para las actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. Es de mencionar que el Anteproyecto no contempla que un permisionario lleve a cabo todos los trámites en un mismo año, debido a que cuando el permisionario solicita la aprobación de tarifas máximas, la misma es otorgada y ajustada por inflación, y cuando éste solicita el ajuste por índice de inflación y envía su informa anual, puede contar ya con tarifas aprobadas. Por tal motivo, se elaboraron los dos escenarios siguientes, los cuales consideran un horizonte de 30 (treinta) años, de acuerdo con la vigencia de los permisos de distribución por ducto de gas natural otorgados por la Comisión: • El primer escenario estima la migración del total de los permisionarios de distribución por ducto de gas natural al cierre del 2017 sin considerar los permisionarios que cuenta con exclusividad, es decir, que migren 40 (cuarenta) permisos al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, siguiendo lo establecido en la fracción V de las Disposiciones Transitorias del Anteproyecto. • El segundo escenario estima que la mitad de los permisionarios de distribución por medio de ducto de gas natural al cierre del 2017 sin considerar los permisionarios que cuenta con exclusividad, es decir, que migren 20 (veinte) permisos al esquema de” Control de Rentabilidad Máxima”, siguiendo lo establecido en la fracción V de las Disposiciones Transitorias del Anteproyecto.

Los costos para los 4 (cuatro) trámites se consideraron de la siguiente manera: • (CRE-18-013-A) Solicitud de ajuste anual por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural - modificación de trámite. Se determinó el incremento en el costo del trámite en razón de integrar un pago por aprovechamiento. Dicho incremento se estimó considerando la diferencia entre el costo vigente del trámite y el costo que resultaría, en caso de implementarse el Anteproyecto. Por lo anterior, el incremento en el costo consiste en el pago de aprovechamiento estimado en 21,388.25 pesos. Para mayor referencia ver “Anexo E. Determinación de aprovechamiento de ajuste por inflación”. • Sustitución de trámite CRE-17-065-F por Solicitud de supervisión anual de tarifas máximas para las actividades permisionadas de distribución de gas natural. Se determinó el incremento en el costo del trámite en razón de integrar requisitos documentales y el pago por aprovechamiento. Dicho incremento se estimó considerando la diferencia entre el costo vigente del trámite y el costo que resultaría, en caso de implementarse el Anteproyecto. Por lo anterior, el costo consiste en 103,874.17 pesos. Para mayor referencia ver “Anexo D. Determinación de aprovechamiento de supervisión anual de tarifas máximas”. • Manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. Se determinó el costo de trámite, derivado de los requisitos documentales; además, el mismo no establece pago de aprovechamiento. Por lo anterior, el costo consiste en 26,428.51 pesos. • Aviso de reintegro por inversión en conexión para las actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. Se determinó el costo de trámite, derivado de los requisitos documentales; además, el mismo no establece pago de aprovechamiento. Por lo anterior, el costo consiste en 4,404.75 pesos. De manera adicional, se presentan los supuestos para la estimación del Valor Presente (VP) de los costos, para los dos escenarios indicados: Variables financieras definidas como las variables requeridas para la estimación de valor presente, entre las que se encuentran: • Tasa de descuento: es la tasa de interés que reflejar el costo de oportunidad de recibir o posponer cualquier beneficio obtenido por una inversión pública. Se consideró una tasa de 10.81% consistente con lo establecido en la regulación vigente de acuerdo a las variables establecidas en la resolución RES/233/2013. • Tasa de inflación: es la elevación sostenida de los precios de los bienes y servicios. Se establece como el 4% considerando el promedio móvil de los últimos 10 (diez) años. • Crecimiento promedio anual: se determina como el promedio de los últimos 6 (seis) años de los permisos de distribución por medio de ducto de gas natural otorgados por la Comisión, resultando un promedio de 4 (cuatro) permisos de manera anual. Como resultado de ello, se estima recibir 131 solicitudes de tarifas máximas de nuevos permisionarios en los 30 (treinta) años. • Se establecieron periodos regulatorios constantes a 5 (cinco) años para todos los permisionarios que migren a la propuesta regulatoria. • Se estableció que todos los permisionarios que migran al esquema propuesto en el Anteproyecto, presentarán una vez al año su solicitud de ajuste por inflación. Se determinó el costo unitario como la suma de los costos identificados (156,095.67 pesos). Para mayor referencia, ver la pestaña 2 del “Anexo K. Costeo de trámites”. En cuanto al costo agregado, no se determinó debido a que el impacto del Anteproyecto se estimó mediante la diferencia entre los Valores Presentes de los costos de cumplimiento que implican los trámites en materia tarifaria considerados por la regulación vigente y aquellos considerados por el Anteproyecto, sujetos a un horizonte de 30 (treinta) años. Esto, a fin de estimar el ahorro que tendría el sector y debido a que el comportamiento por parte de los permisionarios, en cada esquema, sería completamente diferente en cuanto a la cantidad de veces que presenten los trámites correspondientes. Para mayor referencia, se incluye el archivo “Anexo A. Cumplimiento de Acuerdo Presidencial”, sobre los costos de la propuesta regulatoria, el “Anexo J. Análisis Costo-Beneficio” y el “Anexo K. Costeo de trámites”.

No aplica, ver Anexo J.

Permisionarios de distribución por ductos de gas natural

Permisionarios de distribución por ductos de gas natural

3,336,001.89

30

Permisionarios de Distribución de Gas Natural por Ductos

Los permisionarios del sector de distribución por medio de ductos de gas natural.

El beneficio generado por la entrada en vigor del presente Anteproyecto, se determina al dejar sin efecto lo establecido en la Directiva de Tarifas, en relación a la eliminación de 8 (ocho) trámites y simplificación de 1 (un) trámite que representaba barreras a la entrada de los inversionistas, siendo los siguientes: • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-057-A) Modificación de permisos en materia de gas natural, petróleo, condensados, líquidos del gas natural e hidratos de metano. Modalidad: Revisión quinquenal de tarifas de gas natural. • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-084-A) Solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-083-A) Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-086-A) Solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-088-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural, posterior a la fecha de la propuesta de tarifas máximas. • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-087-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural, previo al inicio de operaciones. • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-089-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para las actividades de distribución por ductos de gas natural, por circunstancias extraordinarias. • Se deja sin efectos el trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-090-A) Envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ducto de gas natural. • Simplificación del trámite para los permisionarios que SÍ migren al nuevo esquema: (CRE-17-012) Solicitud de aprobación de tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución de gas natural.

Los beneficios consisten en la eliminación de los trámites siguientes: • (CRE-17-057-A) Modificación de permisos en materia de gas natural, petróleo, condensados, líquidos del gas natural e hidratos de metano. Modalidad: Revisión quinquenal de tarifas de gas natural. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 997,708.70 pesos. • (CRE-17-084-A) Solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 360,734.30 pesos. • CRE-17-083-A) Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 836,447.41 pesos. • (CRE-17-086-A) Solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 396,427.59 pesos. • (CRE-17-088-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural, posterior a la fecha de la propuesta de tarifas máximas. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 26,428.59 pesos. • (CRE-17-087-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural, previo al inicio de operaciones. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 26,428.59 pesos. • (CRE-17-089-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para las actividades de distribución por ductos de gas natural, por circunstancias extraordinarias. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 26,428.59 pesos. • (CRE-17-090-A) Envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ducto de gas natural. Se determinó el beneficio por la modificación del trámite actual, en razón de que se modifica a quienes le aplica el trámite actual, es decir, este sólo aplicará para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 105,714.02 pesos. Además, de la simplificación del trámite siguiente: • (CRE-17-012) Solicitud de aprobación de tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución de gas natural. Simplificación del trámite. Se determinó una reducción de 19 (diecinueve) requisitos de la regulación vigente a 10 (diez) requisitos con la regulación propuesta, lo que implica una reducción del 66.91%, por tanto, se simplifica el costo del trámite de 836,447.41 pesos a 276,763.06 pesos, que resulta de 559,684.35 pesos. Se determinó el beneficio unitario como la suma de los ahorros derivado de los trámites indicados (3,336,001.89 pesos). Para mayor referencia, ver el “Anexo K. Costeo de trámites”. En cuanto al beneficio agregado, no se determinó debido a que el impacto del Anteproyecto se estimó mediante la diferencia entre los Valores Presentes de los costos de cumplimiento que implican los trámites en materia tarifaria considerados por la regulación vigente y aquellos considerados por el Anteproyecto, sujetos a un horizonte de 30 (treinta) años. Esto, a fin de estimar el “ahorro” que tendría el sector y debido a que el comportamiento por parte de los permisionarios, en cada esquema, sería completamente diferente en cuanto a cantidad de veces que presenten los trámites correspondientes. Para mayor referencia, se incluye el archivo “Anexo A. Cumplimiento de Acuerdo Presidencial”, sobre los costos de la propuesta regulatoria, el “Anexo J. Análisis Costo-Beneficio” y el “Anexo K. Costeo de trámites”.

No aplica, ver Anexo J.

No aplica, ver Anexo J.

No aplica, ver Anexo J.

30

Usuarios de distribución por ducto de gas natural

Sector residencial.

Con la entrada en vigor del Anteproyecto, se considera también una mayor penetración de gas natural derivado del desplazamiento del GLP. Al respecto, se identifica un beneficio derivado de la diferencia del precio entre el GLP (12.96 pesos/GJ/d) y el gas natural (9.17 pesos/GJ/d), así como la expansión de infraestructura de gas natural por los incentivos generados por la entrada en vigor del Anteproyecto, se determina un beneficio para el sector residencial por tener acceso a un combustible con menor precio, para un horizonte de 30 (treinta) años. A continuación, se detallan los supuestos para la estimación del beneficio generado por el ahorro que presenta tener acceso a un combustible con menor precio: • Factura promedio diaria de GLP y gas natural, se determinó con base en el consumo promedio mensual de 1 GJ, y la información de las tarifas aprobadas y reportes de comercialización a agosto de 2018, siendo 12.96 pesos/GJ/d y 9.17 pesos/GJ/d, respectivamente. • Tasa de crecimiento promedio anual para el sector residencial de gas natural siendo de 1.52%, de acuerdo a lo descrito en el documento “Prospectiva de Gas Natural 2016-2030”. • Demanda actual del sector de gas natural, en GJ/d de 49,930,834.18. • Tasa de inflación, siendo la elevación sostenida de los precios de los bienes y servicios. Se establece como el 4% considerando el promedio móvil de los últimos 10 (diez) años. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.

Se determinó una tasa de crecimiento para la demanda de gas natural, a partir de la tasa de crecimiento promedio anual de 1.52% para el sector residencial, la cual se incrementa anualmente en 5%, derivado de la estimación de mayor penetración de gas natural. Al respecto, mediante la determinación de la tasa de incremento de la demanda de gas natural, se obtuvo el costo del incremento de la demanda de gas natural. Posteriormente, se estimó el costo del incremento de la demanda del GLP y gas natural mediante la multiplicación del precio por la demanda, y de esta forma, se obtuvo el Valor Presente de cada uno de los mercados (GLP y gas natural). El beneficio se estableció como la diferencia de los Valores Presentes por el costo en el incremento de la demanda de GLP y gas natural, inducido por la regulación propuesta, tal como se observa a continuación: Beneficio = VP_(Dist_GLP )-VP_(Dist_GN ) Beneficio = (57,819,006.33-40,977,951.26) =16,941,055.08 pesos Para mayor referencia, se incluye el archivo “Anexo J. Análisis Costo-Beneficio”.

16,941,055.08

No aplica, ver Anexo J.

No aplica, ver Anexo J.

30

Sociedad en general

Población en general

Los combustibles extraídos de recursos renovables son altamente utilizados por el ser humano para la generación de energía por su fácil acceso y bajos costos de inversión y operación, en relación a la obtención de energía por otros medios. No obstante, la extracción, transformación y usos de los combustibles fósiles tienen un alto impacto ambiental como la implementación de tecnologías que dañan al ambiente y procesos de transformación y combustión con altos niveles de contaminación. A continuación, se presentan algunos beneficios de la utilización del gas natural: • Por su composición química produce 11% menos de CO2 (dióxido de carbono) que el GLP, 25% menos CO2 que los productos petroquímicos y 40% menos CO2 que la combustión del carbón por unidad de energía producida, resultando un beneficio la emisión de menor CO2, debido a que se atribuye que el 65% de su generación proviene de la influencia de la actividad humana. • Cuenta con una mayor relación hidrógeno/carbono en comparación con la de otros combustibles fósiles, provocando que en su combustión se emita menos CO2 por unidad de energía producida, que resulta un beneficio debido a que se reduce la emisión de gases de efecto invernadero. • Presenta ausencia de partículas y compuestos corrosivos de azufre que facilitan la recuperación del calor residual y, por tanto, las eficacias de su utilización. Además, su transporte y distribución mediante tuberías enterradas hacen que su impacto sobre el paisaje sea mínimo. • Finalmente, por su rendimiento y baja emisión de contaminantes es apropiado para la generación de electricidad y cogeneración, uso de calderas y hornos industriales, automoción, climatización y otros usos en los sectores de servicio y residencial. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.

A continuación, se describe la disminución en costo que genera la sustitución de GLP por gas natural, derivado de menores emisiones de CO2, con base en la información de la Environmental Protection Agency que establece un costo de 36 dólares por tonelada de CO2 (que equivale a 688.19 pesos por tonelada de CO2). Primeramente, se determina la demanda incremental de gas natural por la aplicación del Anteproyecto, obtenida al restar la tasa de crecimiento para la demanda actual de gas natural (1.52%) y el crecimiento en la demanda por la aplicación del Anteproyecto. Posteriormente, se convierte dicha demanda en términos de emisiones de CO2 para cada uno de los combustibles (GLP y gas natural). Al respecto, se tomaron los factores de emisión de GLP y gas natural publicados por el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático de 57,755.93 kg CO2/TJ (Tera Joule) y 65,082.90 kg CO2/TJ, respectivamente. Finalmente, se obtiene el beneficio de sustituir GLP por gas natural, en términos de las diferencias de las emisiones de CO2 de cada uno de los combustibles, considerando el costo de 36 dólares, resultando en: Menor costo de contaminación = 33,079,751.77 pesos Para mayor referencia, se incluye el archivo “Anexo J. Análisis Costo-Beneficio”. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.

33,079,751.77

No aplica.

Circulación del borrador a grupos o personas interesadas y recepción de comentarios

Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN)

La AMGN considera la propuesta de regulación tarifaria como un instrumento que evita un proceso complejo de revisión tarifaria, es decir, al implementar un mecanismo de “Control de Rentabilidad Máxima” existe la ventaja de que el regulador, al analizar los resultados reales de la distribución en cada año, se reduce drásticamente la carga administrativa y mejora la seguridad jurídica para los distribuidores por ducto de gas natural.