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, asimismo, reducir las barreras a la entrada, al disminuir la carga administrativa que enfrentan los Distribuidores en la determinación de sus tarifas y al establecer mecanismos que incentiven la competencia y acceso a la actividad de distribución de gas natural por medio de ducto. 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 e implicaciones negativas al medio ambiente, los cuales consideren costos eficientes aplicables a los sectores residencial, de servicios e industrial, a nivel nacional. El Anteproyecto establece un esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual considera que el Distribuidor 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. Es decir, es un esquema en el cual las tarifas máximas que solicite el Distribuidor no podrán conllevar una rentabilidad mayor a la determinada como eficiente por parte de la Comisión conforme a las condiciones del mercado. Este nuevo esquema de “Control de Rentabilidad Máxima” será de adhesión obligatoria para todos los permisionarios que soliciten autorización de tarifas máximas con posterioridad a la entrada en vigor de estas disposiciones y aplicará también para aquellos que manifiesten su interés por migrarse a este nuevo esquema. A continuación, se establecen los siguientes objetivos específicos: Establecer un Límite de Rentabilidad Máxima (LRM) para el inicio de la vigencia de esta regulación de 10.7419%, el cual se podrá actualizar cada 5 años conforme a las condiciones del mercado y de los indicadores macroeconómicos y deberá ser observado por parte de los Distribuidores por ducto de gas natural que se encuentren bajo el nuevo esquema regulatorio tarifario, a efecto de establecer sus tarifas máximas. Simplificar la solicitud de autorización de tarifas máximas aplicables CRE-19-001-A para los Distribuidores apegados al nuevo esquema regulatorio tarifario, 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, diversos anexos y documentos probatorios. No obstante, con el Anteproyecto sólo se deberá presentar la propuesta de tarifas máximas con la memoria de cálculo con la información a partir de la cual se calculó dicha propuesta , junto con su periodo regulatorio, así como información correspondiente a cada grupo tarifario, así como un ejercicio de facturación. 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 apegados al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Establecer un incentivo a la expansión para los Distribuidores apegados al nuevo esquema regulatorio tarifario, consistente en incrementar la tasa de rentabilidad de aquellos Distribuidores que demuestren la penetración de gas natural a usuarios residenciales, siendo mayor cuando la expansión se realice donde no exista infraestructura de gas natural y donde se observe una menor densidad de viviendas y población, con un menor número potencial de usuarios. Eliminar (entiéndase por no aplicar) para los Distribuidores que se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”, los siguientes 9 (nueve) trámites y 17 (diecisiete) acciones regulatorias, considerados en la Directiva de Tarifas: Trámite 9. (CRE-19-004-A) Modificación de títulos 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. Trámite 10. (CRE-19-028-A) Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Trámite 11. (CRE-19-031-A) Solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Trámite 12. (CRE-19-033-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. Trámite 13. (CRE-19-034-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. Trámite 14. (CRE-19-035-A) Envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural. Trámite 15. (CRE-19-012-H) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: Informe anual. Trámite 16. (CRE-19-030-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Trámite 17. (CRE-19-032-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. Acción Regulatoria (AR) 11. El numeral 3.2 de 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) establece, que los Permisionarios deberán observar los límites máximos de cada tarifa y sus correspondientes cargos determinados de acuerdo a la Directiva de Tarifas. AR 12. El numeral 3.7. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios deberán desglosar en su facturación cada uno de los cargos aplicables a los diferentes servicios. AR 13. El numeral 5.4. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios deben definir el periodo pico del sistema, el cual deben estar relacionados con los periodos y duración históricos de la demanda máxima del sistema y con los datos del perfil de carga estimado por grupo tarifario. AR 14. El numeral 5.6. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios desarrollarán una metodología detallada para calcular la utilización máxima diaria de la capacidad en el periodo pico del sistema. AR 15. El numeral 5.8. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios deben considerar en los perfiles de carga la simplificación de su aplicación, la utilización histórica y las estimaciones de los flujos anuales para los diferentes grupos tarifarios. AR 16. El numeral 7.4. de la Directiva de Tarifas establece que cuando los Permisionarios propongan tarifas máximas iniciales distintas para diferentes áreas de sus sistemas, por causas distintas a las que se describen en esta sección, deberán justificarlas en función de las diferencias en los costos y someterlas a la aprobación de la Comisión. AR 17. El numeral 8.3. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios que presten el servicio de distribución con comercialización estarán obligados a reservar capacidad de transporte y capacidad de almacenamiento y garantizar la capacidad diaria máxima requerida en su sistema de distribución considerando el periodo pico de dicho sistema. AR 18. El numeral 9.2. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios deberán ofrecer servicios en base interrumpible cuando las solicitudes de reserva de capacidad excedan la capacidad disponible o cuando cuellos de botellas en el sistema puedan resolverse mediante servicios en base interrumpible. AR. 19. El numeral 21.1 de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores deben publicar sus tarifas máximas y los cargos aprobados por la Comisión en el Diario Oficial de la Federación y en los periódicos oficiales de las entidades federativas que correspondan al trayecto o zona geográfica atendido por el Permisionario. AR. 20. El numeral 25.4. de la Directiva de Tarifas establece que las disposiciones de este apartado Tercero no serán aplicables a los cargos que se deriven de un convenio de inversión entre el Distribuidor y los Usuarios en conformidad con el artículo 65, fracción II, del Reglamento de Gas Natural. En ese caso, los Distribuidores deberán cumplir con todas las disposiciones jurídicas aplicables y estarán obligados a informar a la Comisión sobre los términos pactados en dicho acuerdo. AR 21. El numeral 27.2. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios deberán prestar el servicio de distribución a través de ofrecer una conexión estándar a todos los usuarios. AR 22. El numeral 28.4. de la Directiva de Tarifas que cuando los Permisionarios no cuenten oportunamente con la información de los costos en que incurran por la adquisición de gas o la contratación de los servicios de transporte y almacenamiento, para determinar el PMC deberán estimar dicho precio a efecto de poder hacer los cobros respectivos, y realizarán el ajuste que corresponda en la facturación del periodo siguiente. AR 23. El numeral 30.1. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios podrán proponer esquemas alternativos para determinar el PMA que permitan mitigar los efectos de la volatilidad de precios del gas en beneficio de los usuarios. AR 24. El numeral 36.1 de la Directiva de Tarifas que establece que los Permisionarios podrán ofrecer los servicios de transporte, distribución y almacenamiento con base en tarifas y cargos convencionales, y estas deberán ser inferiores a las tarifas máximas aprobadas por la Comisión para el servicio correspondiente. AR 25. El numeral 36.5. de la Directiva de Tarifas establece que los Permisionarios sólo podrán ofrecer sus servicios bajo tarifas convencionales con sujeción a criterios de aplicación general y no indebidamente discriminatorios, los cuales deberán presentarse ante la Comisión. AR 26. El numeral 38.2. de la Directiva de Tarifas establece los casos en que la Comisión determine que las tarifas y otros cargos aplicados por un Permisionario son mayores que las tarifas máximas y cargos máximos aprobados, el Permisionario deberá reintegrar a los usuarios el monto cobrado en exceso más los intereses correspondientes, en un plazo no mayor de tres meses a partir de la fecha en que la Comisión le notifique de este requerimiento. AR 27. El numeral 6.1 de la Directiva de Contabilidad establece que los Permisionarios deberán 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. 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 que se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Modificar para los Distribuidores que se encuentren bajo el esquema regulatorio tarifario, 2 (dos) trámites considerado actualmente en la Directiva de Tarifas: Tramite 7. (CRE-19-029-A) Solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural Trámite 8. (CRE-19-012-F) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: Estados Financieros Dictaminados. Crear los siguientes 5 (cinco) trámite y 36 (treinta y seis) acciones regulatorias para los Distribuidores se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Trámite 1. Manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. Trámite 2. Solicitud de Incentivo a la Expansión para actividades de distribución por ductos de gas natural. Trámite 3. Solicitud de ajuste por Índice de Inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Trámite 4. 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. Trámite 6.Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Los trámites bajo las Homoclaves CRE-19-030-A, CRE-19-032-A, CRE-19-028-A si bien existen y están inscritos en el Registro Federal de Trámites y Servicio (RFTS) de la CONAMER; esta Comisión considera que al tratarse de un nuevo esquema regulatorio en el que se encontrarán los Distribuidores que se encuentren bajo el esquema de “Control de Rentabilidad Máxima” es oportuna la creación de los trámites 3, 4 y 6 antes referidos. AR 1. La disposición 7.1. del Anteproyecto establece la ecuación que utilizará la Comisión para determinar el Límite de Rentabilidad Máxima. AR 2. La disposición 8.6 del Anteproyecto establece la metodología para determinar el Índice a la Expansión. AR 3. La disposición 10.1. del Anteproyecto establece la metodología para determinar el flujo neto para llevar a cabo el control de rentabilidad máxima. AR 4. La disposición 10.2. del Anteproyecto establece la metodología para determinar el costo anual de la inversión necesario para determinar el flujo neto. AR 5. La fracción V de la disposición 11.4 del Anteproyecto establece que el Distribuidor deberá publicar sus Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados. AR 6. La disposición 16.2. del Anteproyecto establece las características para que el distribuidor pueda ofrecer Tarifas Convencionales. AR 7. La disposición 16.3. del Anteproyecto establece la obligación de que, en los contratos de tarifas convencionales, se deberá indicar la tarifa máxima que hubiese aplicado. AR 8. La disposición 6.1 del Anexo II del Anteproyecto establece que los activos deben ser reportados conforme a las NIF. AR 9. La disposición 6.2 del Anexo II del Anteproyecto establece la fórmula para el cálculo de la depreciación de los activos asociados a la actividad de distribución. AR 10. La disposición 7.3 del Anexo II del Anteproyecto establece la vida útil de los activos para la determinación de la depreciación de los activos asociados a la actividad de distribución. AR 28. La disposición 4.6 del Anteproyecto establece el plazo que tiene el Distribuidor para presentar su solicitud de autorización de tarifas máximas. AR 29. La disposición 4.8 del Anteproyecto establece la determinación de tarifas de oficio por incumplimiento por parte del Distribuidor. AR 30. La disposición 5.3. del Anteproyecto establece la obligación del Distribuidor a sujetar el desarrollo de su proyecto a los tiempos de determinación de la lista de tarifas por parte de la Comisión. AR 31. La disposición 6.2 del Anteproyecto establece los criterios para la determinación de los ajustes compensatorios. La disposición AR 32. La disposición 6.3 del Anteproyecto establece la metodología de aplicación para el ajuste compensatorio a la Tarifa Máxima aplicable al Cargo por Servicio, Cargo por Capacidad, Cargo por Uso y Distribución con Comercialización. AR 33. La disposición 7.2 del Anteproyecto establece la aprobación y publicación del Límite de Rentabilidad Máxima. AR 34. La disposición 8.1 del Anteproyecto establece los mecanismos para la determinación del Incentivo a la Expansión. AR 35. La disposición 8.7 del Anteproyecto establece la determinación de los parámetros del Incentivo a la Expansión. AR 36. La disposición 9.6 del Anteproyecto establece la obligación del Distribuidor a sujetar el desarrollo de su solicitud a los tiempos de determinación de la lista de tarifas por parte de la Comisión. AR 37. La disposición 10.5 del Anteproyecto establece los periodos en que la Comisión supervisará la Tasa de Rentabilidad de los Distribuidores. AR 38. La disposición 10.7 del Anteproyecto establece el mecanismo de supervisión a las transacciones con partes relacionadas a precios de mercado, y su ajuste los Costos OMAV e Impuestos. AR 39. La disposición 11.1 del Anteproyecto estable los periodos de supervisión para la regulación con control de rentabilidad. AR 40. La disposición 11.2 del Anteproyecto establece los mecanismos de supervisión que aplicará la Comisión. AR 41. La disposición 11.4 fracción I del Anteproyecto estable los plazos de notificación para la determinación de la Tasa de Rentabilidad Máxima, cuando se supere el Límite de Rentabilidad Máxima. AR 42. La disposición 11.6 del Anteproyecto establece la fórmula del mecanismo de ajuste cuando el Distribuidor obtenga una Tasa de Rentabilidad Observada mayor al LRM + I_E. AR 43. La disposición 11.7 del Anteproyecto establece la determinación de tarifas de oficio por incumplimiento por parte del Distribuidor en caso de obtener una Tasa de Rentabilidad Mayor en dos ocasiones consecutivas. AR 44. La disposición 12.5 del Anteproyecto establece la determinación de los ajustes anuales por el Índice de Inflación sobre la Lista de Tarifas Máximas. AR 45. La disposición 13.1 del Anteproyecto establece el mecanismo para la actualización de la Lista de Tarifas Máximas. aplicable al Cargo por Servicio, Cargo por Capacidad, Cargo por Uso y Tarifas de Distribución con Comercialización. AR 46. La disposición 13.2 del Anteproyecto establece la metodología de actualización para aplicable al Cargo por Conexión Estándar, Conexión No Estándar, Reconexión y Desconexión. AR. 47 La disposición 13.3 del Anteproyecto establece los criterios de resolución para la solicitud de actualización de la Lista de Tarifas Máximas. AR 48. La disposición 4.2 del Anexo II del Anteproyecto establece el reconocimiento de los Activos Fijos. AR 49. La disposición 4.5 del Anexo II del Anteproyecto estable el reconocimiento de las adaptaciones. AR 50. La disposición 7.3 del Anexo II del Anteproyecto establece la atribución que tiene la Comisión para revisar las vidas útiles probables y remanentes. AR 51. La disposición 10.1 del Anexo II del Anteproyecto establece las bases en que se debe presentar la información contable. AR 52. La disposición 10.5 del Anexo II del Anteproyecto establece las características de la presentación de los Balanza de Comprobación (BC). AR. 53 La disposición 10.8 del Anexo II del Anteproyecto establece la estructura de los estados financieros. Acciones Regulatorias del Anteproyecto que se mantienen en relación a la regulación vigente: AR 54. La disposición 16.2. del Anteproyecto y el numeral 36.1. de la Directiva de Tarifas establece que, si el permisionario presta el servicio bajo tarifas convencionales, éstas no podrán ser superiores a la tarifa máxima regulada. Referencias: La información económica contiene las inversiones, la estructura de capital, los Costos de Operación, Mantenimiento y Administración (Costos OMA). La información técnica contiene el número de usuarios, la capacidad máxima, el volumen a conducir y longitud del sistema. El modelo tarifario es la determinación de la contraprestación que se cobra a los usuarios a fin de obtener un flujo de ingresos durante un período regulado. Mediante dicho ingreso se recuperan los costos asociados a la prestación del servicio, los impuestos y una rentabilidad razonable. La propuesta de tarifas máximas es el pliego tarifario establecido a cada grupo sea Residencia, Comercial (de Servicios) e Industrial que estima abarcar el Distribuidor.

Actualmente se encuentra vigente la Directiva de Tarifas, 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 Distribuidores que generan costos excesivos de regulación y barreras a la entrada. Por otro lado, existe la Directiva de Contabilidad 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 Tarifas1 y la Directiva de Contabilidad2 para el sector de distribución por ducto de gas natural, por lo que, no se generarán 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, considerando el cumplimiento de 12 trámites que incluye pago de aprovechamiento y entrega de requisitos y 17 (diecisiete) acciones regulatorias.

Esquemas de autorregulación

Esta alternativa regulatoria implica dejar sin efecto lo establecido en la Directiva de Tarifas1 y la Directiva de Contabilidad,2 sin dar cumplimiento a lo establecido en los artículos 82 de la LH4 y 77 del Reglamento5 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. Los costos calculados para el esquema autorregulatorio son aquellos beneficios que se dejarían de observar al dejar a discrecionalidad del Distribuidor la regulación en materia tarifaria, en este caso aquellos por mayor penetración de gas natural y por un menor costo de contaminación, dado que este esquema implicaría una desaceleración de la penetración de gas natural y sustitución de gas GLP. El VPN de los costos de este esquema ascienden a 116,176,842.76 pesos (Ver pestaña 8 del anexo 2). Dicho esquema impactaría negativamente a los costos de los permisionarios al realizarse bajo condiciones discrecionales y el permisionario no contaría con incentivos para maximizar la eficiencia de estas ante la libertad que implica la determinación de sus niveles de ingresos tarifarios en un mercado que tiende a ser un monopolio natural. Si bien este esquema permitiría un crecimiento de la red de distribución, este se daría afectando negativamente al usuario final a través de tarifas altas e ineficientes.

Esquemas voluntarios

Un esquema de este tipo implicaría un cumplimiento voluntario de la regulación tarifaria vigente por parte de los Distribuidores, es decir, los Distribuidores 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 situaciones como tarifas excesivamente altas, ingresos extraordinarios, rentas monopólicas, ofertas insuficientes, baja productividad, calidad y servicio deficientes e inversión limitada, entre otras. 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, y por lo tanto no sea fomentada la competencia económica del sector, conllevando a efectos negativos en la economía mexicana y a los intereses de los usuarios finales. Los costos calculados para el esquema voluntario son aquellos beneficios que se dejarían de observar al dejar a discrecionalidad del Distribuidor la regulación en materia tarifaria, en este caso aquellos por mayor penetración de gas natural y por un menor costo de contaminación, dado que este esquema implicaría una desaceleración de la penetración de gas natural y sustitución de gas GLP. El VPN de los costos de este esquema ascienden a 116,176,842.76 pesos (Ver pestaña 9 del anexo 2).

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.

distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

no aplica

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.

• 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. • El Incentivo a la Expansión aplicable, conforme al método descrito en el Anexo III de las DACG de Tarifas de Distribución • Periodo de aplicación del Incentivo a la Expansión • La memoria de cálculo del IE que incluya los estados donde se ubica el sistema, incremento del año sujeto a supervisión en el número de UFBC y longitud de la red, conforme al método establecido en el Anexo III de las DACG de Tarifas de Distribución. • Soporte documental que avale el incremento del año sujeto a supervisión respecto al número de UFBC y longitud de la red • Descripción esquemática general del Sistema de Distribución, en formato kmz, que incluya el sistema desarrollado, los puntos de interconexión al sistema de transporte u otro de distribución, y los estados y municipios que abarca la cobertura de la red.

Solicitud de Incentivo a la Expansión para actividades de distribución por ductos de gas natural

distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

anual, en el último día hábil del mes de mayo.

Obligatorio

no aplica

Crea

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

• 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. • Lista de Tarifas Máximas actualizadas por inflación. • El periodo de actualización, aplicable de forma anual El presente trámite existe y está inscrito en el Registro Federal de Trámites y Servicio (RFTS) de la CONAMER bajo la Homoclave CRE-19-030-A; no obstante, se considera una "Creación de trámite", a razón de establecer a cuáles de los Distribuidores les aplica el trámite, es decir, estos sólo aplicarán para aquellos Distribuidores por ducto de gas natural que SÍ migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.

distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Afirmativa

conforme al esquema del Distribuidor.

Obligatorio

no aplica

Crea

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. El presente trámite existe y está inscrito en el Registro Federal de Trámites y Servicio (RFTS) de la CONAMER bajo la Homoclave CRE-19-032-A, no obstante, se considera una "Creación de trámite", a razón de establecer a cuáles de los Distribuidores les aplica el trámite, es decir, estos sólo aplicarán para aquellos Distribuidores por ducto de gas natural que SÍ migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

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.

distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

no aplica

Crea

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.

• Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del Distribuidor. • 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 que compruebe que la Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados propuesta no excede el LRM establecido por la Comisión. • Definición de los grupos tarifarios, con sus respectivos rangos de volumen. • Esquema de la facturación. • Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados, considerando los rangos de volumen para los Grupos Tarifarios aplicables expresados en GJ/mes. • 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. El presente trámite existe y está inscrito en el Registro Federal de Trámites y Servicio (RFTS) de la CONAMER bajo la Homoclave CRE-19-028-A, no obstante, se considera una "Creación de trámite", a razón de establecer a cuáles de los Distribuidores les aplica el trámite, es decir, estos sólo aplicarán para aquellos Distribuidores por ducto de gas natural que SÍ migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

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

distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

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 Distribuidor. • 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 Distribuidores 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 Distribuidor 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 Distribuidor. • 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 que compruebe que la Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados propuesta no excede el LRM establecido por la Comisión. • Definición de los grupos tarifarios, con sus respectivos rangos de volumen. • Esquema de la facturación. • Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados, considerando los rangos de volumen para los Grupos Tarifarios aplicables expresados en GJ/mes. • 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.

distribuidores por ducto de gas natural.

Negativa

cada periodo regulatorio.

Obligatorio

CRE-19-001-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

Dentro de los requisitos establecidos en la regulación vigente, se encuentran: • 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 Distribuidores 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 Distribuidor 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. Con el Anteproyecto, adicional a los nuevos requisitos establecidos en la Solicitud de aprobación de tarifas máximas para actividades de distribución de gas natural, el distribuidor deberá proporcionar. • La Lista de Tarifas Máximas en Base Interrumpible, en caso de contar con el 100% (cien por ciento) de Capacidad Reservada. • Soporte documental del 100% (cien por ciento) de la Capacidad Reservada del sistema amparado en el Permiso, en caso de aplicar lo establecido en la fracción II de la disposición inmediata anterior.

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

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-19-029-A

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.

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. • 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 Ingresos diferenciados por tarifas convencionales y tarifas máximas, e indicando la facturación llevada a cabo respecto a cada uno de los Grupos Tarifarios y el número de usuarios. o Ingresos percibidos por conexiones (estándar y no estándar), reconexiones y desconexiones, diferenciando por tarifas convencionales y otros cargos regulados, e indicando la facturación llevada a cabo respecto a cada uno de los grupos tarifarios y el número de servicios correspondiente. o Ingresos percibidos por penalizaciones, indicando la facturación llevada a cabo respecto a cada uno de los grupos tarifarios y el número de usuarios correspondiente. • Balanza de comprobación, al cierre del ejercicio fiscal. Con el Anteproyecto, además de lo establecido en la regulación vigente se requiere, para el caso de los Distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”: Reporte de precios de transferencias y el pago de dividendos a partes relacionadas, en caso de que el Distribuidor haya efectuado transacciones con partes relacionadas.

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

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

anual, en el último día hábil del mes de mayo.

Obligatorio

CRE-19-012-F

Elimina

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 Distribuidores 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 Distribuidores 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 Distribuidor 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.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

6 meses antes de culminar el quinquenio.

Obligatorio

CRE-19-004-A

Elimina

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 Distribuidores 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 Distribuidores 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 Distribuidor 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.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-19-028-A.

Elimina

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 Distribuidores 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 Distribuidores 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 Distribuidor 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.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-19.031-A

Elimina

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 Distribuidores 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.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-19-033-A

Elimina

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. Requisitos:

Se elimina el trámite para los Distribuidores 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.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-19-035-A

Elimina

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 Distribuidores 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.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”.

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-19-035-A

Elimina

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. • Las tarifas máximas y otros cargos aprobados por la Comisión, desglosados por grupo tarifario; Las publicaciones de la Lista de Tarifas Máximas en el Diario Oficial de la Federación que demuestre la vigencia de las mismas; Las tarifas convencionales y otros cargos convencionales aplicados a cada grupo tarifario, sin perjuicio de las demás obligaciones que establece el Reglamento; • Los ingresos derivados de las tarifas máximas y de las tarifas convencionales, distinguiendo en cada caso los ingresos por concepto de cada uno de los cargos que componen dichas tarifas; • Los ingresos derivados de los cargos por: • Conexión; • Conexión estándar; • Desconexión; • Reconexión; • Servicio; • Gas combustible, y • Otros que haya aprobado la Comisión al Distribuidor; • La capacidad reservada por los usuarios desglosada por grupo tarifario, distinguiendo la capacidad relacionada con las tarifas convencionales y con las tarifas máximas; • Las unidades de energía contenida entregadas a los usuarios por grupo tarifario, distinguiendo los volúmenes relacionados con las tarifas convencionales y con las tarifas máximas; • El número de usuarios por grupo tarifario; • Los costos trasladables transferidos a los usuarios, en su caso; Los ingresos por la aplicación de penalizaciones, en su caso; y • El monto de las inversiones realizadas.

Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: Presentación de Informe anual

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima

Negativa

anual, en el último día hábil del mes de abril.

Obligatorio

CRE-19. 012.H

Elimina

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.

• 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.

Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Ficta: afirmativa.

Afirmativa

conforme al esquema del Distribuidor.

Obligatorio

CRE-19-030-A

Elimina

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.

distribuidores que NO se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima

Negativa

por evento

Obligatorio

CRE-19-032-A

Otras

disposición 4.6. Establece el plazo que tiene el Distribuidor para presentar su solicitud de autorización de tarifas máximas.

: la presente disposición se hace necesaria ya que se garantizan reglas claras y transparentes para los Distribuidores de acuerdo con las mejores prácticas de la industria. Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite “Solicitud de aprobación de tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución de gas natural” debido a que es uno de los criterios establecidos en el Anteproyecto.

Otras

disposición 4.8. Establece la determinación de oficio por parte de la Comisión de la Lista de Tarifas Máximas y otros cargos regulados en caso de que el Distribuidor no cumpla con los plazos establecidos en el Anteproyecto.

la presente disposición tiene por objeto indicar que el Distribuidor 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. Nota: no es cuantificable debido a que dicha acción no conlleva que el Distribuidor lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión

Otras

disposición 5.3. Establece la obligación del Distribuidor 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 indicar que el Distribuidor 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. Nota: no es cuantificable debido a que los costos que deriven durante el proceso de aprobación de la lista de tarifas serán atribuibles e independientes de los requisitos o acciones de la Comisión.

Otras

disposición 6.2 Establece los requisitos para que la Comisión aplique ajustes compensatorios

: la presente disposición tiene por objeto indicar los requisitos a cumplir para que la Comisión aplique ajustes compensatorios Nota: no es cuantificable debido a que los costos que deriven durante el proceso de aprobación de la lista de tarifas serán atribuibles e independientes de los requisitos o acciones de la Comisión.

Otras

disposición 6.3. Establece la metodología para la aplicación del ajuste compensatorio

: la presente disposición da certidumbre al Distribuidor garantizando la no discriminación entre los Distribuidores. Nota: no es cuantificable debido a que los costos que deriven durante el proceso de aprobación de la lista de tarifas serán atribuibles e independientes de los requisitos o acciones de la Comisión.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 7.1. Establece la fórmula del Límite de Rentabilidad Máxima.

la presente disposición da certidumbre al Distribuidor garantizando la no discriminación entre los Distribuidores.

Otras

disposición 7.2. Establece que el LRM al que se sujetarán los Distribuidores será establecido por medio de un Acuerdo

: la presente disposición da certidumbre al Distribuidor garantizando la no discriminación entre los Distribuidores. Nota: no es cuantificable debido a que dicha acción no conlleva que el Distribuidor lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 8.1. Establece los mecanismos para la determinación del Incentivo a la Expansión

la presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio Distribuidor del cálculo del Incentivo a la Expansión Nota: no es cuantificable debido a que dicha acción no conlleva que el Distribuidor lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 8.6. Establece la metodología para el cálculo del Incentivo a la Expansión

: la presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio Distribuidor del cálculo del Incentivo a la Expansión

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 8.7. Establece los intervalos para la determinación de los parámetros para el cálculo del Incentivo a la Expansión

la presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio Distribuidor del cálculo del Incentivo a la Expansión Nota: no es cuantificable debido a que dicha acción no conlleva que el Distribuidor lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 9.6. Establece la obligación del Distribuidor a sujetar el desarrollo de su solicitud

la presente disposición tiene por objeto indicar que el Distribuidor 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. Nota: no es cuantificable debido a que los costos que deriven durante el proceso de aprobación de la lista de tarifas serán atribuibles e independientes de los requisitos o acciones de la Comisión.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 10.1. Establece la fórmula para el cálculo del flujo neto.

: la presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio Distribuidor del cálculo del flujo neto, con la cual, determinará su tasa de rentabilidad.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 10.2. Establece el mecanismo para el cálculo del costo anual de la inversión

: la presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio Distribuidor del cálculo de costo anual de la inversión, con la cual, determinará su tasa de rentabilidad.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 10.5. Establece el mecanismo de supervisión de la Tasa de Rentabilidad Máxima

: la presente disposición se hace necesaria ya que se establece los mecanismos de supervisión. Nota: No es cuantificable debido a que dicha acción no conlleva que el Distribuidor lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 10.7. Establece el mecanismo de supervisión a las transacciones con partes relacionadas a precios de mercado, y su ajuste los Costos OMAV e Impuestos

la presente disposición se hace necesaria ya que se establece los mecanismos de supervisión y promueve la correcta clasificación de costos. Nota: no es cuantificable debido a que dicha acción no conlleva que el Distribuidor lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 11.1 Establece los periodos de supervisión para la regulación con control de rentabilidad

: la presente disposición establece los periodos de supervisión para la regulación con control de rentabilidad que se le aplicarán a los Distribuidores Nota: no cuantificable debido a que el costo depende de la aplicación del propio mecanismo, además, el Distribuidor no realiza acciones adicionales para su cumplimiento

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 11.2. Establece mecanismos de supervisión que aplicaran para los Distribuidores

: la presente disposición da los mecanismos que se supervisarán anualmente Nota: no cuantificable debido a que el costo depende de la aplicación del propio mecanismo, además, el Distribuidor no realiza acciones adicionales para su cumplimiento

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 11.4 fracción I. Establece que la Comisión contará con 20 (veinte) días hábiles para notificar al Distribuidor sobre el procedimiento de ajuste a Lista de Tarifas Máximas y otros cargos regulados.

: la presente disposición da certidumbre a los Distribuidores en caso de que este último rebase el límite máximo de rentabilidad. Nota: no cuantificable debido a que el costo depende de la aplicación del propio mecanismo, además, el Distribuidor no realiza acciones adicionales para su cumplimiento.

Otras

disposición 11.4 fracción V. Establece la obligación al Distribuidor para publicar su Lista de Tarifas Máximas y otros cargos regulados, una vez aprobado por la Comisión.

: la presente disposición da certidumbre a los usuarios al poder visualizar la tarifa aprobada por la Comisión.

Establecen o modifican estándares técnicos

: disposición 11.6. Establece la fórmula del mecanismo de ajuste.

: la presente disposición da certidumbre al Distribuidor que incurrió en una rentabilidad superior al Límite de Rentabilidad Máxima al establecer puntualmente la metodología a la que se sujetará mercado. Nota: no cuantificable debido a que el costo depende de la aplicación del propio mecanismo, además, el Distribuidor no realiza acciones adicionales para su cumplimiento.

Otras

disposición 11.7. Establece la determinación de tarifas de oficio por incumplimiento por parte del Distribuidor en caso de obtener una Tasa de Rentabilidad mayor en dos ocasiones consecutivas.

la presente disposición tiene por objeto indicar el procedimiento de determinación de tarifas a seguir cuando el Distribuidor incurrió en la reiteración de sobrepasar el Límite de Rentabilidad Máxima. Nota: no cuantificable debido a que el costo depende de la aplicación del propio mecanismo, además, el Distribuidor no realiza acciones adicionales para su cumplimiento.

Otras

disposición 12.5. Establece el derecho a solicitar el ajuste por el índice de inflación y otros cargos regulados

: la presente disposición se hace necesaria ya que se garantizan reglas claras y transparentes para los Distribuidores de acuerdo con las mejores prácticas de la industria. Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite “Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural”, debido a que uno de los criterios establecidos en el Anteproyecto.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 13.1. Establece la fórmula de actualización de la Lista de Tarifas Máximas.

la presente disposición da certidumbre al Distribuidor, así como igualdad de condiciones a todos los Distribuidores al establecer puntualmente la metodología a la que se sujetará el mercado. Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite “Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural”, debido a que es uno de los criterios establecidos en el Anteproyecto.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 13.2. Establece la fórmula de actualización de los otros cargos regulados.

la presente disposición da certidumbre al Distribuidor, así como igualdad de condiciones a todos los Distribuidores al establecer puntualmente la metodología a la que se sujetará el mercado. Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite “Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural”, debido a que es uno de los criterios establecidos en el Anteproyecto.

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 13.3. Establece los criterios para la actualización de la Lista de Tarifas Máximas y otros cargos regulados

la presente disposición da certidumbre al Distribuidor, así como igualdad de condiciones a todos los Distribuidores al establecer los criterios a los que se sujetará el mercado. Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite “Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural” ya que se detallan los criterios para la aplicación del trámite.

Establecen requisitos

disposición 16.1. Establece que los Distribuidores sólo podrán ofrecer sus servicios bajo tarifas convencionales con sujeción a criterios de aplicación general y no indebidamente discriminatorios.

: la presente disposición protege los intereses de los usuarios al garantizar que no existen tratos discriminatorios

Establecen o modifican estándares técnicos

disposición 16.2. Establece los requisitos que deberán seguir los Distribuidores al ofrecer Tarifas Convencionales

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 16.3. Establece la obligación de que, en los contratos de tarifas convencionales, se deberá indicar la tarifa máxima aplicable de no haberse pactado una Tarifa Convencional.

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 o modifican estándares técnicos

Anexo II numeral 4.2 del Anteproyecto. Establece que toda la información financiera estar reconocida a costos de adquisición.

: la presente disposición tiene por fin utilizar estándares claros y de aplicación general para todos los Distribuidores Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite del envío de información financiera, debido a que es uno de los requisitos "Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados..."

Establecen o modifican estándares técnicos

Anexo II numeral 4.5 del Anteproyecto. Establece el reconocimiento de los costos en componentes

la presente disposición tiene por fin utilizar estándares claros y de aplicación general para todos los Distribuidores Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite del envío de información financiera, debido a que es uno de los requisitos "Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados..."

Establecen requisitos

Anexo II numeral 6.1 del Anteproyecto. Establece la obligación de que los activos deben estar conforme las NIF y valuarse a su costo de adquisición.

la presente disposición se hace necesaria ya que se garantizan reglas claras y transparentes para los Distribuidores de acuerdo con las mejores prácticas de la industria.

Establecen o modifican estándares técnicos

Anexo II numeral 6.2 del Anteproyecto. Establece la fórmula para el cálculo de la depreciación de los activos asociados a la actividad de distribución.

: la presente disposición da certeza a los usuarios y Distribuidores para el cálculo de la depreciación de los activos que derivará en tarifas eficientes.

Establecen requisitos

Anexo II numeral 7.1 del Anteproyecto. Establece los años de vida útil que se tomarán como parámetros para el cálculo de la depreciación de los activos

la presente disposición se hace necesaria ya que se garantizan reglas claras y transparentes para los Distribuidores de acuerdo con las mejores prácticas de la industria. Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite del envío de información financiera, debido a que es uno de los requisitos "Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados..."

Establecen o modifican estándares técnicos

Anexo II numeral 7.3 del Anteproyecto. Establece la vida útil de los activos para la determinación de la depreciación de los activos asociados a la actividad de distribución

la presente disposición se hace necesaria ya que se garantizan reglas claras y transparentes para los Distribuidores de acuerdo con las mejores prácticas de la industria.

Establecen o modifican estándares técnicos

Anexo II numeral 10.1 del Anteproyecto. 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 Distribuidores Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite del envío de información financiera, debido a que es uno de los requisitos "Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados..."

Establecen o modifican estándares técnicos

: Anexo II numeral 10.5 del Anteproyecto. Establece los requisitos para la presentación de la Balanza de Comprobación (BC)

la presente disposición tiene por fin utilizar estándares claros y de aplicación general para todos los Distribuidores Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite del envío de información financiera, debido a que es uno de los requisitos "Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados..."

Establecen o modifican estándares técnicos

Anexo II numeral 10.8 del Anteproyecto. Establece el catálogo de cuentas que se utilizara para la presentación de Información financiera.

: la presente disposición tiene por fin utilizar estándares claros y de aplicación general para todos los Distribuidores Nota: el costo de cumplimiento forma parte del Trámite del envío de información financiera, debido a que es uno de los requisitos "Estados financieros dictaminados o notas o informes complementarios a los estados financieros dictaminados..." (**) Establece las acciones regulatorias que forman parte de los requisitos incluidos en los trámites, motivo por el cual, no se considera para la estimación de los costos de cumplimiento,

Establece procedimientos de obtención de licencias, permisos o autorizaciones como requisito para iniciar operaciones, o bLa 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 […]” ien iniciar alguna actividad adicional

La disposición 4.6 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. 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 4.6 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 así lo considera.

495,987.46

30

No aplica. Ver anexo 9.

Los costos del Anteproyecto son aquellos relacionados con el cumplimiento de los siguientes 6 (seis) trámites y 36 (treinta y seis) acciones regulatorias: Modificación del trámite (CRE-19-029-A ) Solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural Modificación del trámite (CRE-19-012-F) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos Modalidad: Estados Financieros. Creación del trámite. Manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. Creación del trámite. Solicitud de Incentivo a la Expansión para actividades de distribución por ductos de gas natural Creación del trámite. Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Creación del trámite. 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. Creación del trámite. Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural Respecto a las Acciones Regulatorias, el Anteproyecto contiene 36 (treinta y seis) acciones regulatorias, de las cuales 10 (diez) presentan costos no cuantificables y 1 (una) se mantienen en relación a la regulación vigente, mismas que se enuncian a continuación: Acciones Regulatorias que se crean: La disposición 7.1. del Anteproyecto establece la ecuación que utilizará la Comisión para determinar el límite de rentabilidad máxima. La disposición 8.6 del Anteproyecto establece la metodología para determinar el Índice a la Expansión. La disposición 10.1. del Anteproyecto establece la metodología para determinar el flujo neto para llevar a cabo el control de rentabilidad máxima. La disposición 10.2. del Anteproyecto establece la metodología para determinar el costo anual de la inversión necesario para determinar el flujo neto. La fracción V de la disposición 11.4 del Anteproyecto establece que el Distribuidor deberá publicar sus Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados. La disposición 16.2. del Anteproyecto establece las características para que el distribuidor pueda ofrecer Tarifas Convencionales. La disposición 16.3. del Anteproyecto establece la obligación de que, en los contratos de tarifas convencionales, se deberá indicar la tarifa máxima que hubiese aplicado. La disposición 6.1 del Anexo II del Anteproyecto establece que los activos deben ser reportados conforme a las NIF La disposición 6.2 del Anexo II del Anteproyecto establece la fórmula para el cálculo de la depreciación de los activos asociados a la actividad de distribución. La disposición 7.3 del Anexo II del Anteproyecto establece la vida útil de los activos para la determinación de la depreciación de los activos asociados a la actividad de distribución. Acciones Regulatorias que se crean y sus costos no son cuantificables: La disposición 4.6 del Anteproyecto establece el plazo que tiene el Distribuidor para presentar su solicitud de autorización de tarifas máximas La disposición 4.8 del Anteproyecto establece la determinación de tarifas de oficio por incumplimiento por parte del Distribuidor La disposición 5.3. del Anteproyecto establece la obligación del Distribuidor a sujetar el desarrollo de su proyecto a los tiempos de determinación de la lista de tarifas por parte de la Comisión. La disposición 6.2 del Anteproyecto establece los criterios para la determinación de los ajustes compensatorios La disposición 6.3 del Anteproyecto establece la metodología de aplicación para el ajuste compensatorio a la Tarifa Máxima aplicable al Cargo por Servicio, Cargo por Capacidad, Cargo por Uso y Distribución con Comercialización La disposición 7.2 del Anteproyecto establece la aprobación y publicación del Límite de Rentabilidad Máxima La disposición 8.1 del Anteproyecto establece los mecanismos para la determinación del Incentivo a la Expansión La disposición 8.7 del Anteproyecto establece la determinación de los parámetros del Incentivo a la Expansión. La disposición 9.6 del Anteproyecto establece la obligación del Distribuidor a sujetar el desarrollo de su solicitud a los tiempos de determinación de la lista de tarifas por parte de la Comisión La disposición 10.5 del Anteproyecto establece los periodos en que la Comisión supervisará la Tasa de Rentabilidad de los Distribuidores. La disposición 10.7 del Anteproyecto establece el mecanismo de supervisión a las transacciones con partes relacionadas a precios de mercado, y su ajuste los Costos OMAV e Impuestos La disposición 11.1 del Anteproyecto estable los periodos de supervisión para la regulación con control de rentabilidad La disposición 11.2 del Anteproyecto establece los mecanismos de supervisión que aplicará la Comisión. La disposición 11.4 fracción I del Anteproyecto estable los plazos de notificación para la determinación de la Tasa de rentabilidad Máxima, cuando se supere el límite de rentabilidad máxima La disposición 11.6 del Anteproyecto establece la fórmula del mecanismo de ajuste cuando el Distribuidor obtenga una Tasa de Rentabilidad Observada mayor al LRM + I_E. La disposición 11.7 del Anteproyecto establece la determinación de tarifas de oficio por incumplimiento por parte del Distribuidor en caso de obtener una Tasa de Rentabilidad mayor en dos ocasiones consecutivas La disposición 12.5 del Anteproyecto establece la determinación de los ajustes anuales por el índice de inflación sobre la lista de Tarifas Máximas. La disposición 13.1 del Anteproyecto establece el mecanismo para la actualización de la Lista de Tarifas Máximas. aplicable al Cargo por Servicio, Cargo por Capacidad, Cargo por Uso y Tarifas de Distribución con Comercialización. La disposición 13.2del Anteproyecto establece la metodología de actualización para aplicable al Cargo por Conexión Estándar, Conexión No Estándar, Reconexión y Desconexión. La disposición 13.3 del Anteproyecto establece los criterios de resolución para la solicitud de actualización. La disposición 4.2 del Anexo II del Anteproyecto establece el reconocimiento de los Activos Fijos. La disposición 4.5 del Anexo II del Anteproyecto estable el reconocimiento de las adaptaciones. La disposición 7.3 del Anexo II del Anteproyecto establece la atribución que tiene la Comisión para revisar las vidas útiles probables y remanentes. La disposición 10.1 del Anexo II del Anteproyecto establece las bases en que se debe presentar la información contable. La disposición 10.5 del Anexo II del Anteproyecto establece las características de la presentación de los Balanza de Comprobación (BC) La disposición 10.8 del Anexo II del Anteproyecto establece la estructura de los estados financieros. Acciones Regulatorias que no genera costos de cumplimiento debido a que son los mismos que la regulación vigente: La disposición 16.2. del Anteproyecto y el numeral 36.2. de la Directiva de Tarifas establece que, si el Distribuidor presta el servicio bajo tarifas convencionales, éstas no podrán ser superiores a la tarifa máxima regulada. Es de mencionar que el Anteproyecto no contempla que un Distribuidor lleve a cabo todos los trámites en un mismo año, debido a que los trámites cuentan con periodicidad de presentación distinta. Por su parte, las acciones regulatorias son aplicables para todos los Distribuidores anualmente, sin embargo, la estimación de cumplimiento a lo largo de horizonte económico (30 [treinta] años) estará determinado por la estrategia comercial de cada Distribuidor, así como las acciones que lleve a cabo ante la Comisión.

Los costos para los 7 (siete) trámites se consideraron de la siguiente manera: - Modificación del trámite CRE-19-029-A Solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Se determinó una disminución en el costo del trámite en razón de modificar requisitos documentales. Dicha disminución 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 20,324.80 pesos. Para mayor referencia ver la pestaña 2 del “Anexo 9. Costeo de trámites”. - Modificación de trámite CRE-19-012-F mediante la inclusión de un mayor número de requisitos a ser reportadas para las actividades permisionadas de distribución de gas natural. Se determinó el incremento en el costo del trámite en razón de integrar requisitos documentales. 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 76,218.00 pesos. Para mayor referencia ver la pestaña 2 del “Anexo 9. Costeo de trámites”. - 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 30,487.20 pesos. - Solicitud de Incentivo a la Expansión para actividades de distribución por ductos 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 25,406.00 pesos. - Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. Se determinó el costo del trámite de acuerdo al costeo del trámite con Homoclave CRE-19-030-A debido a que los requisitos documentales son los mismos a los establecidos en la regulación vigente. Por lo anterior, el costo consiste en 25,406.00 pesos. - 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 costo del trámite de acuerdo al costeo del trámite con Homoclave CRE-19-032-A debido a que los requisitos documentales son los mismos a los establecidos en la regulación vigente. Por lo anterior, el costo consiste en 20,324.80 pesos. - Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural Se determinó el costo del trámite de acuerdo al costeo del trámite con Homoclave CRE-19-029-A debido a que los requisitos documentales son los mismos a los establecidos en la regulación vigente. Por lo anterior, el costo consiste en 275.844.47 pesos. - De las 36 (treinta y seis) acciones regulatorias que se crean, únicamente 10 (diez) generan costos de cumplimiento. Se determinó el costo de las acciones regulatorias, derivado de las acciones que debe ejercer el Distribuidor para cumplir con lo establecido en el Anteproyecto. Por lo anterior, el costo consiste en 21,976.19 pesos - Finalmente, se establecen 1 acción regulatoria que no generan costos de cumplimiento adicionales a lo establecidos bajo la regulación vigente. De manera adicional, se presentan los supuestos para la estimación del Valor Presente (VP) de los costos: - Variables financieras definidas como las variables requeridas para la estimación de valor presente, entre las que se encuentran: - Tasa de descuento social: 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 10.00% consistente con lo establecido en la regulación vigente de acuerdo a la Tasa Social de Descuento (TSD) autorizada por la Secretaria de Hacienda y Crédito Público, utilizada para la evaluación socioeconómica de los programas y proyectos de inversión, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 30 de diciembre de 2013. - Crecimiento promedio anual: se determina como el promedio de los últimos 9 (nueve) 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 Distribuidores en los 30 (treinta) años. - Se establecieron periodos regulatorios constantes a 5 (cinco) años para todos los Distribuidores que migren a la propuesta regulatoria. - Se estableció que todos los Distribuidores 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 (495,987.46 pesos). Para mayor referencia, ver la pestaña 2 del “Anexo 9. 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 Distribuidores, 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 1. Cumplimiento de Acuerdo Presidencial”, sobre los costos de la propuesta regulatoria, el “Anexo 8. Análisis Costo-Beneficio” y el “Anexo 9. Costeo de trámites”.

No aplica. Ver anexo 8.

Permisionarios de distribución por ductos de gas natural

Permisionarios de distribución por ductos de gas natural

3,126,508.74 pesos

30

Permisionarios de distribución por ductos de gas natural , Ver anexo 9

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 9 (nueve) trámites y simplificación de 1 (un) trámite que representaba barreras a la entrada de los inversionistas, así como la eliminación de 17 (diecisiete) acciones regulatorias emanadas de la regulación vigente, siendo los siguientes: - Se deja sin efectos el trámite para los Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19.004-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 Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19.028-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 Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19.031-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 Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19.033-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 Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19.034-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 Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19.035-A) Envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por duetos de gas natural. - Se deja sin efectos el trámite para los Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19.012-H) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos Modalidad: Informe anual. - Se deja sin efectos el trámite para los Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19-030-A) Solicitud de ajuste anual por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. - Se deja sin efectos el trámite para los Distribuidores que SÍ se encuentren bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”: (CRE-19-030-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 dejan sin efecto las siguientes 17 (diecisiete) acciones regulatorias para los Distribuidores que SÍ migren al nuevo esquema: mismas que se mencionan a continuación: - El numeral 3.2 de 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) establece, que los Distribuidores deberán observar los límites máximos de cada tarifa y sus correspondientes cargos determinados de acuerdo a la Directiva de Tarifas. - El numeral 3.7. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores deberán desglosar en su facturación cada uno de los cargos aplicables a los diferentes servicios. - El numeral 5.4. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores deben definir el periodo pico del sistema, el cual deben estar relacionados con los periodos y duración históricos de la demanda máxima del sistema y con los datos del perfil de carga estimado por grupo tarifario. - El numeral 5.6. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores desarrollarán una metodología detallada para calcular la utilización máxima diaria de la capacidad en el periodo pico del sistema. - El numeral 5.8. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores deben considerar en los perfiles de carga la simplificación de su aplicación, la utilización histórica y las estimaciones de los flujos anuales para los diferentes grupos tarifarios. - El numeral 7.4. de la Directiva de Tarifas establece que cuando los Distribuidores propongan tarifas máximas iniciales distintas para diferentes áreas de sus sistemas, por causas distintas a las que se describen en esta sección, deberán justificarlas en función de las diferencias en los costos y someterlas a la aprobación de la Comisión. - El numeral 8.3. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores que presten el servicio de distribución con comercialización estarán obligados a reservar capacidad de transporte y capacidad de almacenamiento y garantizar la capacidad diaria máxima requerida en su sistema de distribución considerando el periodo pico de dicho sistema. - El numeral 9.2. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores deberán ofrecer servicios en base interrumpible cuando las solicitudes de reserva de capacidad excedan la capacidad disponible o cuando cuellos de botellas en el sistema puedan resolverse mediante servicios en base interrumpible. - El numeral 21.1 de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores deben publicar sus tarifas máximas y los cargos aprobados por la Comisión en el Diario Oficial de la Federación y en los periódicos oficiales de las entidades federativas que correspondan al trayecto o zona geográfica atendido por el Distribuidor. - El numeral 25.4. de la Directiva de Tarifas establece que las disposiciones de este apartado Tercero no serán aplicables a los cargos que se deriven de un convenio de inversión entre el Distribuidor y los Usuarios en conformidad con el artículo 65, fracción II, del Reglamento de Gas Natural. En ese caso, los Distribuidores deberán cumplir con todas las disposiciones jurídicas aplicables y estarán obligados a informar a la Comisión sobre los términos pactados en dicho acuerdo. - El numeral 27.2. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores deberán prestar el servicio de distribución a través de ofrecer una conexión estándar a todos los Usuarios. - El numeral 28.4. de la Directiva de Tarifas que cuando los Distribuidores no cuenten oportunamente con la información de los costos en que incurran por la adquisición de gas o la contratación de los servicios de transporte y almacenamiento, para determinar el PMC deberán estimar dicho precio a efecto de poder hacer los cobros respectivos, y realizarán el ajuste que corresponda en la facturación del periodo siguiente. - El numeral 30.1. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores podrán proponer esquemas alternativos para determinar el PMA que permitan mitigar los efectos de la volatilidad de precios del gas en beneficio de los Usuarios. - El numeral 36.1 de la Directiva de Tarifas que establece que los Distribuidores podrán ofrecer los servicios de transporte, distribución y almacenamiento con base en tarifas y cargos convencionales, y estas deberán ser inferiores a las tarifas máximas aprobadas por la Comisión para el servicio correspondiente. - El numeral 36.5. de la Directiva de Tarifas establece que los Distribuidores sólo podrán ofrecer sus servicios bajo tarifas convencionales con sujeción a criterios de aplicación general y no indebidamente discriminatorios, los cuales deberán presentarse ante la Comisión. - El numeral 38.2. de la Directiva de Tarifas establece los casos en que la Comisión determine que las tarifas y otros cargos aplicados por un Distribuidor son mayores que las tarifas máximas y cargos máximos aprobados, el Distribuidor deberá reintegrar a los Usuarios el monto cobrado en exceso más los intereses correspondientes, en un plazo no mayor de tres meses a partir de la fecha en que la Comisión le notifique de este requerimiento. - El numeral 6.1 de la Directiva de Contabilidad establece que los Distribuidores deberán 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.

Los beneficios consisten en la eliminación de los trámites siguientes: - (CRE-19-004-A) Modificación de títulos 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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 1,132,412.65 pesos. - (CRE-19-028-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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 961,597.17 pesos. - (CRE-19-031-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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 457,308.00 pesos. - (CRE-19-033-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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 30,487.20 pesos. - (CRE-19-034-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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 30,487.20 pesos. - (CRE-19-035-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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 121,948.80 pesos - (CRE-19-012-H) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: Informe anual. 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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 65,039.36 pesos - (CRE-19-030-A) Solicitud de ajuste anual por índice de inflación 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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 30,487.20 pesos. - CRE-19-032-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 que no se encentre bajo el esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 30,487.20 pesos. Además, de la simplificación del trámite siguiente: - (CRE-19-001-A) Solicitud de aprobación de tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución de gas natural. Simplificación del trámite. Se determinó una reducción de 20 (veinte requisitos de la regulación vigente a 9 (nueve) requisitos con la regulación propuesta, lo que implica una reducción del 71.3%, por tanto, se simplifica el costo del trámite de 961,597.17 pesos a 275,844.47 pesos, que resulta de 685,752.70 pesos. En relación a las Acciones Regulatorias, se obtiene un beneficio que consiste en: - La eliminación de 17 (diecisiete) acciones regulatorias con costo que pertenecen a la regulación vigente: Se determinó el beneficio por la eliminación de 17 (diecisiete) acciones regulatorias provenientes de la regulación vigente, aplicable para aquellos Distribuidores que no migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Al respecto, el ahorro consiste en 76,488.72 pesos. Se determinó el beneficio unitario como la suma de los ahorros derivado de los trámites indicados (3,622,496.20 pesos). Para mayor referencia, ver la pestaña 1 del “Anexo 9. 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 Distribuidores, en cada esquema, sería completamente diferente en cuanto a cantidad de veces que presenten los trámites correspondientes. Adicionalmente, para obtener el beneficio se comparan los costos menores de la regulación propuesta respecto de la regulación vigente, con lo que obtendremos el ahorro obtenido por permisionario de 3,126,508.74 pesos. Cabe mencionar que no todos los permisionarios realizarán los trámites establecidos, ya que su realización depende de los planes y estrategias de los mismos. Para mayor referencia, se incluye el archivo “Anexo 1. Cumplimiento de Acuerdo Presidencial”, sobre los costos de la propuesta regulatoria, el “Anexo 8. Análisis Costo-Beneficio” y el “Anexo 9. Costeo de trámites”.

No aplica. Ver anexo 9.

3,126,508.74

No aplica. Ver anexo 9.

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 (17.05 pesos/GJ/d) y el gas natural (12.46 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 de los precios máximos establecidos del 7 al 13 de noviembre de 2021 de GLP y gas natural,1 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 2021, siendo 17.05 pesos/GJ/d y 12.46 pesos/GJ/d, respectivamente. - Sumatoria de las tasas de crecimiento promedio anuales para el sector residencial y servicios de gas natural siendo de 2.12% de 2014 a 2020, de acuerdo con el documento “Prospectiva de Gas Natural 2018-2032. - Factor de incidencia multiplicativo de la demanda de gas natural el cual representa el 0.20%. Se determinó la tendencia mediante las tasas de crecimiento promedio anuales de 2006 a 2020. Con ello, se determinó que el factor de incidencia constante es de 0.20%. - Demanda actual del sector de gas natural (residencial y servicios) es de 148,754.68 MMpcd y a GJ/d es de 54,295,456.74.2 - Se determinó un Efecto en la Regulación de 1.57% el cual se obtuvo mediante el factor de incidencia del porcentaje del incremento de los usuarios residenciales con respecto al crecimiento constante de la demanda de energía del sector en el corto plazo. - Tasa de inflación, siendo la elevación sostenida de los precios de los bienes y servicios. Se establece como el 4.06% considerando el promedio móvil de los últimos 10 (diez) años

Se determinó una tasa de crecimiento para la demanda de gas natural, a partir de la sumatoria de la tasa de crecimiento promedio anual de 2014 a 2020 derivado considerando la promulgación de la Reforma Energética la cual equivale a 2.12% para el sector residencial y servicios, con base en lo anterior, se determinó un factor de incidencia constante el cual multiplica anualmente en 0.20%. Derivado de la estimación de mayor penetración de gas natural del impacto regulatorio, se determinó un efecto en la regulación el cual equivale a 1.57% el cual tiene incidencia en el corto plazo. 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=140,696,157.79 -102,856,014.78 =37,840,143.01 pesos Para mayor referencia, se incluye el archivo “Anexo 8. Análisis Costo-Beneficio”.

$ 37,840,143.01

No aplica. Ver anexo 8.

No aplica. Ver anexo 8.

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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.

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 Agency3 que establece un costo de 51 dólares por tonelada de CO2 (que equivale a 1,033.884 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 (2.12%) 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 Climático5 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=881,0575,473264.1663 pesos Para mayor referencia, se incluye el archivo “Anexo 8. Análisis Costo-Beneficio”.

$ 88,055,473.16

No aplica. Ver anexo 8.

Formación de grupo de trabajo / comité técnico para la elaboración conjunta del anteproyecto

Se realizaron grupos de trabajo dentro del área con los expertos en materia técnica de la Dirección de Gas Natural y Petróleo, así como con los equipos del Comisionado Ponente donde se socializó la regulación propuesta. De estos grupos se recibieron comentarios, sugerencias y dudas referentes al anteproyecto, las cuales enriquecieron el análisis y de los que concluyó en modificaciones y adecuaciones del documento. Asimismo, se compartió el proyecto con la Secretaría de Energía como dependencia rectora de la política pública en materia energética nacional del cual se recibieron comentarios y sugerencias. Dirección General de Gas Natural y Petróleo de la CRE, oficina del Comisionado Ponente, Secretaría de Energía

Se recibieron comentarios de las áreas adscritas a la Comisión, así como de la Secretaría de Energía en materia metodológica del Anteproyecto, de las implicaciones de su implementación para el mercado de gas natural, así como los efectos para los usuarios finales.

Otro

A través del portal de Internet de la CONAMER, en cumplimiento con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley General de Mejora Regulatoria, se presentó una versión previa del Anteproyecto a los particulares en el año 2019 para consulta pública, esto como resultado de un primer intento de publicación de la regulación del cual se obtuvieron diversos comentarios de la industria y de particulares, los cuales se tomaron en cuenta para el desarrollo de la versión final del Anteproyecto. AMGN

Durante la Consulta Pública se recibieron diversos comentarios, donde, de manera general, se refirieron a modificaciones de forma, aclarar la metodología, simplificación de trámites y al cálculo del Límite de Rentabilidad Máxima. En términos generales los particulares solicitan la atención de los siguientes incisos: - Metodología para la determinación de la tasa de rentabilidad de los Distribuidores. - Metodología para el cálculo del mecanismo de ajuste de supervisión. - Catálogo de Cuentas para la elaboración de los Estados Financieros Dictaminados.