Antes que nada, agradecemos esta propuesta regulatoria en materia de GD Colectiva, la cual estamos convencidos que impulsará el desarrollo e integración de la Generación Distribuida en el país, trayendo beneficios a un mayor número de usuarios finales. Como resultado de nuestro análisis y con el fin de contribuir a un mejor entendimiento de la aplicación del proyecto, tenemos los siguientes comentaros: A) Numeral 2.2.3- No queda claro si la energía que se deba contabilizar por ser asignada a los beneficiarios es la energía generada por la central eléctrica o la energía neta entregada a la red, lo cual puede generar una incertidumbre a la hora de hacer el balance de energía eléctrica generada en la Central Eléctrica mensualmente, contra la energía que se inyecta a la red y la cual será entregada a los beneficiarios; B) Numeral 2.3.3- No existe un número límite de beneficiarios que se pueda agregar a la solicitud de Alta/Baja o Modificación de beneficiarios. Considerar agregar la acotación de “siempre y cuando no se rebase la unidad de energía generada por la Central Eléctrica”; C) Numeral 2.4.1.4, fracción I- El esquema de medición neta establece que la Central Eléctrica del Generador Exento y todos los Centros de Carga de los Beneficiarios deben contar con un Punto de Interconexión Común, lo cual limita los esquemas de negocio, impidiendo al Generador transportar (portear) energía a través de la red y entregar a beneficiarios que no cuenten con un punto de interconexión común. ¿Cuál son las causas por las que no se puede establecer este esquema de negocio?; D) Numeral 2.4.1.4, fracción II- El esquema de medición neta solicita que todos los beneficiarios asociados a la Central Eléctrica del Generador Exento pertenezcan a la misma categoría tarifaria de Suministro Básico, limitando los esquemas de negocio y los procesos para la aplicación de este esquema de manera colectiva; E) Numeral 2.4.1.4, fracción II- Se menciona que los beneficiarios que presenten una disminución en su consumo de energía que conlleve al cambio de categoría tarifaria, no será motivo de exclusión del Contrato de Contraprestación Colectivo previamente celebrado; sin embargo, no se menciona que pasará en el caso que exista un aumento en el consumo del beneficiario y éste aumente de categoría tarifaria; F) Numeral 2.4.2- El esquema de facturación neta permite mayor apertura de negocios, no se limita a un esquema tarifario y tampoco el Generador Exento deberá contar con un punto de interconexión común con los beneficiarios, permitiendo transportar (portear) energía a través de la red. Los costos administrativos generados por esta actividad son cargados al Generador Exento, el cual deberá emitir las facturas que sean a favor de sus beneficiarios al Suministrador de Servicios Básicos; G) Numeral 2.2.6- Se menciona que para cada Contrato de Interconexión podrá asociarse más de un Contrato de Contraprestación Colectivo de uno o más Suministradores de Servicios Básicos, asignando una proporción de la energía generada en la Central Eléctrica de Generación Distribuida sin que dicha asignación sobrepase la unidad. Mientras que en el punto 2.1.8 II. se menciona que todos deben de tener el mismo suministrador de servicios básicos. ¿es posible que por cada contrato de interconexión se pueda tener uno o más suministradores de servicios básicos?, y H) Numeral 2.4.2.2-Referente al régimen de facturación neta la cual consiste en dos etapas, para la primera etapa se valúa la energía eléctrica entregada por el Generador Exento a las Redes Generales de Distribución en el periodo de facturación “n” (CFn), conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I de las DACG de GD, a partir de la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución y el PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga donde se encuentra interconectada la Central Eléctrica de Generación Distribuida, sin embargo en las DACG de GD conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I, en su fracción I menciona que la Contraprestación por la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución utilizando el Precio Marginal Local horario en el nodo correspondiente, en el momento en el cual se entregó la energía eléctrica a las Redes Generales de Distribución, el cual se refiere al Precio Marginal Local y no al PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga. Considerar que el PML del NodoP Distribuido de la zona de carga diluye la señal de precios, por lo que sería más conveniente sólo considerar el PML de NodoP y no del NodoP Distribuido. Adicionalmente, por favor definir qué mercado considerar: Mercado de Día de Adelanto o Mercado de Tiempo Real.