Las disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestación de los servicios en la RNT y las RGD de energía eléctrica requieren ser modificadas para el logro de los siguientes objetivos específicos: a) Establecer los procedimientos para que los Usuarios Finales y Centrales Eléctricas puedan acceder a la RNT y las RGD, distinguiéndose lo aplicable a los segmentos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el Suministro Básico. b) Desarrollar con mayor detalle la regulación en materia de medición con la finalidad de establecer las responsabilidades para las actividades de adquisición, instalación, puesta en servicio, revisión, operación, mantenimiento y sustitución por falla de los equipos y sistemas de medición. c) Definir las responsabilidades del Transportista y Distribuidor para llevar a cabo la actividad de revisión, con el objetivo de detectar, anomalías, derivaciones de la instalación eléctrica, usos indebidos, así como errores en la medición que permitan reducir los casos de energía consumida y no facturada. Asimismo, se establece el procedimiento que se debe observar para efectuar la revisión y dar legalidad a los hallazgos en las instalaciones eléctricas y sistemas de medición que Transportista y Distribuidor presenten mediante evidencia, proporcionando transparencia y agilidad a los procesos de controversias y quejas de los usuarios que reciben en suministro eléctrico. d) Aclarar el objetivo y alcance de las revisiones y de las verificaciones de los equipos y sistemas de medición. e) Establecer los requerimientos de medición necesarios para la interconexión y conexión mediante la estratificación por tipo de Central Eléctrica, Centro de Carga y nivel de voltaje, a fin de que el CENACE motive y fundamente el establecimiento de la infraestructura utilizando criterios de proporcionalidad. f) Realizar modificaciones para armonizar las disposiciones con otros instrumentos regulatorios en materia de verificación e inspección, norma de los sistemas de medición, aportaciones y los manuales de participantes de mercado. g) Precisar y definir que en los servicios en el MEM, la propiedad de los sistemas de medición corresponde a la Central Eléctrica y el Centro de Carga determinando que mediante la celebración de un convenio, el Transportista y Distribuidor sean las únicas entidades responsables para la operación y administración de dichos sistemas de medición con la finalidad de garantizar la integridad de los registros de medición para la operación del MEM. h) Señalar la responsabilidad de pago por la instalación inicial y sustitución por falla del sistema de medición por parte de la Central Eléctrica y el Centro de Carga en el MEM y la responsabilidad de la Central Eléctrica y el Centro de Cargad de atender las fallas del sistema de medición en cuanto éstas le sean notificadas por el Transportista, Distribuidor o CENACE. i) Corregir las limitaciones impuestas al Transportista y Distribuidor por la regulación vigente en materia de estimaciones, la cual, permitía únicamente realizar dos estimaciones en un periodo de doce meses. Las presentes modificaciones buscan atender las necesidades actuales de falta de recurso humano del Transportista y Distribuidor y problemáticas sociales para la toma de las lecturas en los domicilios. En virtud que se requiere la toma de lectura en sitio por el personal de estas empresas a poco más de 42 millones de servicios domésticos, el criterio de dos estimaciones imponía costos significativos al Transportista y al Distribuidor para lograr este objetivo. Por lo anterior, se la propuesta regulatoria define criterios de estimación sin limitar el número de las mismas permitiendo mayor flexibilidad en los procesos de facturación de las empresas. Asimismo, se establecen las metodologías de cálculo y criterios de aplicación que deben observar el Transportista y Distribuidor para la estimación de los consumos de energía eléctrica distinguiéndose por nivel de tensión, estacionalidad, medición de energía y demanda. j) Actualizar los indicadores de calidad y continuidad de los servicios de transmisión y distribución, así como establecer el procedimiento correspondiente para la atención de solicitudes y quejas del servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica. Por otra parte, se mejoran los mecanismos de supervisión de las obligaciones mediante el requerimiento de información complementaria, simplificación administrativa, metodología y criterios de evaluación para los informes que presentan a la Comisión el Transportista y el Distribuidor. k) Complementar la información mínima que el Transportista y el Distribuidor deben reportar a la CRE y hacer pública, mediante boletines electrónicos u otros medios de acceso electrónico.

• Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 14 de agosto de 2014, reformada mediante Decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación el 6 de noviembre de 2020. En sus artículos 12, fracción III, y artículo 27 señalan que es facultad de la Comisión establecer, expedir y modificar las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica. • Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 2014. . • Resolución Núm. RES/550/2021 de la Comisión Reguladora de Energía por la que se expiden las Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 31 de diciembre de 2021. El Código de Red está integrado por las Disposiciones Administrativas de Carácter General, los requerimientos técnicos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos de planeación, medición, Control Operativo, Control Físico, acceso y uso de la infraestructura eléctrica. Estos requerimientos técnicos mínimos se fijan de manera que el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) alcance y mantenga una condición técnica en la que opera sin violar límites operativos y con suficientes márgenes de reserva, de modo que pueda soportar la Contingencia Sencilla más Severa sin violación de límites operativos en post-Disturbios. Dicha condición técnica se denomina "nivel adecuado de Confiabilidad". El Código de Red, por sí solo, establece especificaciones técnicas necesarias para la operación del SEN. Pero este instrumento resulta insuficiente para establecer una evaluación de la calidad en la prestación de los servicios públicos de transmisión y distribución, y por lo tanto las repercusiones comerciales sobre los usuarios finales, lo que comprende la instalación y sustitución por fallas del sistema de medición, la duración y frecuencia de las interrupciones del suministro eléctrico, la continuidad y calidad del servicio, etc. • La Norma Oficial NOM-001-CRE/SCFI-019, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de medida-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, publicado en el DOF el 15 de mayo de 2020.

Esquemas de autorregulación

No implica una alternativa con la que se pueda resolver la problemática planteada, debido a la diversidad de información que generan y requieren los Transportistas, Distribuidores, Centrales Eléctricas y Centros de Carga, y a que éstos buscan objetivos distintos por lo que no es factible considerar que cada uno de ellos actúe conforme a lo que maximice el beneficio social. Asimismo, los servicios de transmisión y distribución se desarrollan en un contexto de monopolio natural, por lo que un esquema de auto regulación no se resolvería las problemáticas de barreras a la entrada y asignación de costos eficientes. Costos y beneficios estimados: No es factible calcular el costo del esquema de autorregulación, toda vez que estaría relacionado con el costo de poner en riesgo la continuidad, calidad, confiabilidad y seguridad del suministro, el cual está directamente asociado con el costo al usuario final por la energía no suministrada y la frecuencia de interrupciones, que depende del sector económico afectado. El beneficio asociado a un esquema que permita la autorregulación por parte de los agentes, estaría relacionado a que cada uno de los agentes podría establecer sus propios criterios técnicos para la conectividad de sus centrales o centros de carga, lo que permitiría a los solicitantes establecer prácticas más económicas, sin tomar en cuenta los costos, riesgos y condiciones técnicas del SEN.

No emitir regulación alguna

De no emitirse las modificaciones a las Disposiciones Administrativas de Carácter General de Transmisión y Distribución resultaría en dificultades en el Mercado Eléctrico Mayorista como retrasos en los tiempos de entrada al mercado por parte de los Suministradores de Servicio Calificado, un elevado costo de adquisición de los sistemas de medición y problemas de incentivos, en particular para los segmentos de media y alta tensión en lo que respecta a la parte de Transmisión y Distribución. Asimismo, no se resolverían problemas diversos como son la contratación de los servicios por los usuarios finales al no existir derechos y obligaciones consistentes, y no menos importante, no se tendría una regulación armonizada con otros instrumentos emitidos, tales como: DACG de Generación Distribuida, Manuales de prácticas de Mercado y normas oficiales mexicanas en materia de medición. Costos y beneficios estimados: El costo de la alternativa de no emitir regulación sería igual a no obtener los beneficios netos de la emisión de la propuesta regulatoria, los cuales, equivalen a $17,670,367,159 MXN. En ese mismo sentido, los beneficios de no emitir la regulación propuesta son igual a cero ya que no se resolverían las problemáticas planteadas en la propuesta regulatoria.

No Aplica

Otras

Ver Anexo "Tabla Acciones Regulatorias"

Ver Anexo "Tabla Acciones Regulatorias"

Ver Anexo "AIR Modificación RES9482015"

Ver Anexo "AIR Modificación RES9482015"

Ver Anexo "AIR Modificación RES9482015"

Ver Anexo "AIR Modificación RES9482015"

Consulta intra-gubernamental

CENACE, CFE Transmisión, CFE Distribución, CFE Suministro Básico, Comisión Reguladora de Energía y consultas de particulares.

Dentro de las opiniones que recibió la CRE se encuentran comentarios respecto a la homologación de tiempos para el cumplimiento de indicadores, separar las quejas de las solicitudes, se recibieron propuestas de modificación a los formatos de Indicadores de Disponibilidad, Calidad y Continuidad, propuestas de modificación al indicador compensación de potencia reactiva y propuestas para complementar el contenido de los informes de desempeño. Adicionalmente, se recibieron comentarios respecto a la propiedad de los sistemas de medición, propuestas sobre los tiempos para la atención a fallas de los sistemas de medición, sobre los requerimientos de medición por tipo de usuario, sobre los procedimientos para la instalación inicial y puesta en servicio de los sistemas de medición en el MEM y sobre las metodologías de cálculo y criterios aplicables para la estimación de consumos de energía eléctrica en suministro básico.