Sistema de Manifestación de Impacto Regulatorio
Estás aquí: Inicio /mirs/55881
AIR de impacto Moderado
Indique el (los) supuesto (s) de calidad para la emisión de regulación en términos del artículo 3 del Acuerdo de Calidad Regulatoria.
Si
No
Si
No
Con la emisión de la Propuesta Regulatoria se cumple con lo establecido en diversos artículos de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que fue publicada el 11 de agosto de 2014 en el Diario Oficial de la Federación (DOF); así como el Reglamento de la LIE, publicado en el DOF el 31 de octubre de 2014, que a la letra dice: LIE Artículo 12.- La CRE está facultada para: […] XXXVII. Expedir y aplicar la regulación necesaria en materia de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional; […] XL. Definir los términos para la aprobación de las unidades de verificación y las unidades de inspección a que alude la fracción IV del artículo 33 de esta Ley y expedir los formatos correspondientes; […] XLVII. Verificar el cumplimiento de esta Ley, sus Reglamentos y demás disposiciones administrativas aplicables, ordenar y realizar visitas de verificación, requerir la presentación de información y citar a comparecer a los integrantes de la industria eléctrica, a fin de supervisar y vigilar, en el ámbito de su competencia, el cumplimiento de las disposiciones jurídicas aplicables; En alusión a la fracción IV del artículo 33: Artículo 33.- Los Transportistas y los Distribuidores están obligados a interconectar a sus redes las Centrales Eléctricas cuyos representantes lo soliciten, y a conectar a sus redes los Centros de Carga cuyos representantes lo soliciten, en condiciones no indebidamente discriminatorias, cuando ello sea técnicamente factible. Los Transportistas y los Distribuidores deberán interconectar las Centrales Eléctricas y conectar los Centros de Carga en los plazos señalados en este artículo, una vez que se hayan completado las obras específicas determinadas por el CENACE y cumplido con las normas oficiales mexicanas y los demás estándares y especificaciones aplicables a dichas instalaciones. En caso de que los Transportistas o los Distribuidores nieguen o dilaten la interconexión o conexión, la CRE determinará si existe causa justificada para ello. Para la interconexión de las Centrales Eléctricas y Conexión de los Centros de Carga, el CENACE está obligado, al menos, a: […] IV. Comprobar que una unidad de verificación o una unidad de inspección, según corresponda, aprobada en los términos que defina la CRE, certifique en los formatos que para tal efecto expida ésta, que la instalación para la interconexión o la conexión cumple con las características específicas de la infraestructura requerida establecidas por el CENACE, las normas oficiales mexicanas aplicables distintas a las referidas en la siguiente fracción y los demás estándares aplicables; El artículo 68 en su fracción III, establece lo siguiente: Artículo 68.- La Generación Distribuida contará con acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a las Redes Generales de Distribución, así como el acceso a los mercados donde pueda vender su producción. Para tal efecto: […] III. La CRE elaborará las bases normativas para autorizar unidades de inspección especializadas en Centrales Eléctricas de Generación Distribuida que podrán ejercer la función a que se refiere el artículo 33, fracción IV de esta Ley; El artículo 133, establece lo siguiente: Artículo 133.- Para certificar el cumplimiento de las normas oficiales mexicanas, las unidades de verificación a que se refiere el artículo 33 de esta Ley deberán ser acreditadas en los términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización . Por su parte, las unidades de inspección podrán certificar el cumplimiento de especificaciones técnicas, características específicas de la infraestructura requerida y otros estándares. Dichas unidades deben contar con la aprobación de la CRE. Por último, el artículo 134, establece lo siguiente: Artículo 134.- Los organismos de certificación, los laboratorios de pruebas, las unidades de verificación y las unidades de inspección que realicen sus actividades para la industria eléctrica observarán la estricta separación legal a que se refiere el artículo 8 de esta Ley. En alusión al artículo 8: Artículo 8.- La generación, transmisión, distribución, comercialización y la proveeduría de insumos primarios para la industria eléctrica se realizarán de manera independiente entre ellas y bajo condiciones de estricta separación legal; de la misma manera, se separarán el Suministro de Servicios Básicos y las otras modalidades de comercialización. Sin perjuicio de las facultades que correspondan a la Comisión Federal de Competencia Económica en el ámbito de sus atribuciones, la Secretaría establecerá los términos de estricta separación legal que se requieran para fomentar el acceso abierto y la operación eficiente del sector eléctrico y vigilará su cumplimiento. Los Generadores y Comercializadores que pertenezcan a un mismo grupo económico podrán realizar transacciones entre sí, sujetándose a las reglas que al efecto emita la CRE. Sin perjuicio de la separación legal a que se refiere este artículo, la CRE podrá establecer la separación contable, operativa o funcional de los integrantes de la industria eléctrica, cuando, a su juicio, sea necesaria para la regulación de dicha industria. Reglamento de la LIE Artículo 106.- La Secretaría y la CRE para vigilar, verificar y supervisar el cumplimiento de la Ley, el presente Reglamento, las Reglas del Mercado y demás disposiciones emanadas de éstas, podrán ordenar y realizar las inspecciones y visitas de verificación que estimen necesarias a los integrantes de la Industria Eléctrica, en los casos que se requieran y en el ámbito de sus competencias, sin perjuicio de las que se deriven de la aplicación de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. […] Artículo 109.- La CRE podrá realizar u ordenar las siguientes visitas de verificación o inspección: I. A las obras e instalaciones de los Generadores, Transportistas, Distribuidores y del CENACE, para verificar el cumplimiento de la Ley, de este Reglamento y demás disposiciones que de éstas emanen, así como de las condiciones previstas en los permisos o autorizaciones respectivos; II. A las obras e instalaciones de los titulares de los Contratos de Interconexión Legados, para verificar el cumplimiento con las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas; […] IV. Aquellas que se requieran para verificar el cumplimiento de las Reglas del Mercado. […] Artículo 118.- A fin de comprobar que los Participantes del Mercado o quienes estén obligados a hacerlo han cumplido con las disposiciones contenidas en la Ley, este Reglamento, las Reglas del Mercado y demás ordenamientos jurídicos aplicables, o en su caso, para determinar o comprobar la comisión de actos u omisiones contrarios a la Ley y para proporcionar información a otras autoridades, la Secretaría, la CRE y el CENACE estarán facultadas para: […] II. Practicar visitas de verificación o inspección a los Participantes del Mercado o quienes estén obligados a hacerlo, a fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones contenidas en la Ley, este Reglamento y demás disposiciones jurídicas aplicables, en los términos previstos en este Reglamento;
Apartado I.- Definición del problema y objetivos generales de la regulación
| 1. Describa los objetivos generales de la regulación propuesta#1 Objetivos generales: • Brindar certeza y claridad en los procesos de autorización, modificación, renovación y actualización de Unidades de Inspección (UI). • Esclarecer los requisitos aplicables a los procesos del punto anterior. • Regular las condiciones de operación de las Unidades de Inspección. • Incluir las disposiciones necesarias para la autorización y operación de UI que: o Certifiquen el cumplimiento satisfactorio de las pruebas de comportamiento requeridas para la Entrada en Operación Comercial de Centrales Eléctricas y Centros de Carga. o Evalúen el cumplimiento de los requerimientos técnicos que establece el Código de Red para los Centros de Carga conectados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). • Facilitar el apoyo de las UI autorizadas para la vigilancia de otros aspectos regulados. • Actualizar el marco regulatorio aplicable. • Sustituir/abrogar la Resolución Núm. RES/941/2015 por la que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) expidió las “Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen las bases normativas para autorizar Unidades de Inspección de la industria eléctrica en las áreas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, el procedimiento aplicable a inspecciones y las condiciones de operación de las Unidades de Inspección” publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 20 de enero de 2016 . • La mejora regulatoria. Lo anterior con la finalidad de que una vez aplicada la regulación: • Se cuente con el marco regulatorio apropiado para la evaluación y atención de las solicitudes de autorización, modificación, renovación o actualización como UI. • Se mejore el desempeño y la conducta de las UI. • Se complemente el marco regulatorio derivado de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE). • Se incrementen las capacidades de vigilancia de la CRE. • Se cuente con un instrumento regulatorio actualizado con base en la experiencia adquirida, que atienda las necesidades actuales en materia de inspección en concordancia con la regulación vigente. |
Las situaciones que motivan el anteproyecto son las siguientes: • La operación del Sistema Eléctrico Nacional y el Suministro Eléctrico a los Usuarios Finales en términos de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad depende del cumplimiento de requerimientos técnicos que deben ser certificados y evaluados para garantizar la prestación adecuada del servicio público y universal de energía eléctrica. • La demanda de la prestación de servicios de las Unidades de Inspección se ha incrementado y se prevé que continúe en aumento derivado de: o Los requerimientos energéticos de la población, de las actividades económicas y del desarrollo del país, así como del nearshoring. o Los esquemas de generación de energía eléctrica permitidos por el marco legal y regulatorio vigentes. o El desarrollo de la tecnología. • Derivado de la operación de las Unidades de Inspección actuales, la CRE detectó que existen criterios deficientes y vacíos regulatorios para realizar los procesos de autorización, modificación, renovación y actualización de las Unidades de Inspección. Asimismo, es imperante contar con una disposición que permita una mejor gestión de la vigilancia de las Unidades de Inspección autorizadas. • La falta de claridad y certidumbre en el ordenamiento vigente. • La sustitución de la Ley Federal de Metrología y Normalización por la Ley de Infraestructura de la Calidad. • La CRE cuenta con capacidades limitadas para poder ejercer las actividades de vigilancia que le fueron conferidas por la LIE y las disposiciones que de ella derivan. • Se han publicado nuevos instrumentos regulatorios de manera posterior a la entrada en vigor de las disposiciones vigentes (RES/941/2015), tales como: o Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red. RES/151/2016 publicada en el DOF el 08 de abril de 2016 RES/550/2021 publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 (Código de Red). o Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, publicado en el DOF el 09 de febrero de 2018 (Manual de Interconexión y Conexión). o Procedimiento de Operación para la Declaración de Entrada en Operación Comercial de Centrales Eléctricas y Centros de Carga, publicado en el Sistema de Información del Mercado el 08 de abril de 2019 (Procedimiento de Operación Comercial). Dichos instrumentos señalan que deberán existir Unidades de Inspección que certifiquen el cumplimiento satisfactorio de las pruebas de comportamiento requeridas para la Entrada en Operación Comercial de Centrales Eléctricas y Centros de Carga, así como Unidades de Inspección para la verificación de la conformidad de los requerimientos técnicos que establece el Código de Red para los Centros de Carga conectados al Sistema Eléctrico Nacional en los niveles de Media y Alta Tensión, por lo que las disposiciones vigentes (RES/941/2015) se encuentran limitadas, ya que no contemplan la posibilidad de autorizar estos tipos de Unidades de Inspección. • Se han recibido múltiples consultas respecto a si ya existen las Unidades de Inspección señaladas en el punto anterior. • Es necesario implementar acciones que regulen el cumplimiento de los criterios técnicos establecidos en el Código de Red.
Disposiciones Administrativas de Carácter General.
| Disposiciones jurídicas vigentes#1 Disposiciones Administrativas de Carácter General. Asimismo, señale si existen disposiciones jurídicas vigentes directamente aplicables a la problemática materia del anteproyecto, enumérelas y explique por qué son insuficientes para atender la problemática identificada. Disposiciones jurídicas vigentes 1. Resolución Núm. RES/941/2015 por la que la CRE expidió las “Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen las bases normativas para autorizar Unidades de Inspección de la industria eléctrica en las áreas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, el procedimiento aplicable a inspecciones y las condiciones de operación de las Unidades de Inspección” publicada en el DOF el 20 de enero de 2016. Los motivos por los que son insuficientes se expusieron en los puntos anteriores del presente AIR. En resumen: 1. La disposición jurídica vigente se emitió hace más de 7 años por lo que requiere ser sustituida por un instrumento regulatorio de mejor calidad, actualizado con base en la experiencia adquirida, que considere las modificaciones más recientes al marco legal y regulatorio aplicable. 2. Es necesario esclarecer los diversos procesos y requisitos que no se encuentran previstos en la disposición jurídica vigente. 3. Es necesario implementar acciones que contribuyan a mejorar el desempeño de las UI autorizadas. 4. Es necesario regular las actividades de certificación y evaluación de requerimientos técnicos que se relacionan directamente con el servicio público de energía eléctrica, con la finalidad de que este se realice en condiciones adecuadas. |
Apartado II.- Identificación de las posibles alternativas a la regulación
| Alternativas#1 No emitir regulación alguna Ver archivo "AIR DACG UI". Esta alternativa no resuelve la problemática por los siguientes motivos: • La incertidumbre y falta de claridad en el desarrollo de los procesos administrativos, los requisitos aplicables, la vigilancia y la operación de las UI que certifican la infraestructura requerida para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, prevalecerían. • Continuaría inexistente el marco regulatorio que permita la autorización de las UI que certifiquen el cumplimiento satisfactorio de las pruebas de comportamiento requeridas para la entrada en operación comercial de Centrales Eléctricas y Centros de Carga, previstas en el Manual de Interconexión y Conexión. • Continuaría inexistente el marco regulatorio que permita la autorización de UI, que evalúen el estado que guardan los Centros de Carga respecto al cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en el Código de Red. • El marco regulatorio vigente prevalecería desactualizado y desarmonizado. • Las pruebas de las Centrales Eléctricas y los Centros de Carga continuarían sin ser realizadas por especialistas autorizados y regulados por la CRE. • La CRE continuaría con capacidades limitadas para la vigilancia de estos aspectos regulados. • Continuarían sin ser regulados aspectos que se relacionan directamente con el servicio público de energía eléctrica, así como con la seguridad de las instalaciones eléctricas y su entorno. Asimismo, por su naturaleza esta alternativa no implica beneficios en su instrumentación. Sin embargo, con la finalidad de ejemplificar los impactos de no emitir la regulación, a continuación, se describe el estado actual de algunos procesos relacionados con las inspecciones previstas en materia de electricidad: • Las disposiciones vigentes (RES/941/2015) contienen redacciones que generan inseguridad jurídica y propician la incertidumbre de derechos y obligaciones, así como redacciones con falta de coherencia, como las siguientes: 1. Dentro del Apartado 1, fracción I, correspondiente a los requisitos para los interesados, el numeral 13 menciona “y conforme a los criterios que se establecen a continuación”, sin embargo, no se encuentra establecido ningún criterio después de dicha frase, sino hasta el numeral 4, de la fracción II, del Apartado 3. 2. Dentro del Apartado 1, fracción III, correspondiente al mecanismo de evaluación, no se establece una secuencia o procedimiento claro para las distintas actividades descritas en esa sección, ni los plazos específicos para realizar algunas de ellas, asimismo pareciera que el resultado de las evaluaciones mencionadas siempre tendría que ser satisfactorio de acuerdo con el numeral 5. 3. Dentro del Apartado 1, fracción IV, en el inciso b) de los numerales 6 y 7, se establece “Cumplir con los demás requisitos derivados de las resoluciones, que para tal efecto emita la Comisión” sin embargo, no existe resolución alguna que establezca dichos requisitos. 4. Dentro del Apartado 1, fracción V, además de que este comienza con un inciso b), se enuncia como parte de los conocimientos normativos y regulatorios la ya abrogada Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. 5. Dentro del Apartado 2, el numeral 2 enuncia a la Norma Mexicana NMX-J-136-ANCE-2007, la cual ha sido sustituida por la NMX-J-136-ANCE-2019. 6. Dentro de la disposición se encuentran 2 secciones de definiciones que enuncian y definen de manera diferente los mismos conceptos. 7. Dentro de la disposición solo se encuentran descritos algunos conflictos de interés de negocios y no se encuentran descritos los personales ni los familiares. 8. Dentro de la disposición se mencionan actividades a realizar en el Sistema Informático de Registro de Inspecciones (SIREI) el cual no existe con dicha denominación. 9. Dentro del Apartado 2, el numeral 8.2 establece un plazo de 5 años de conservación de la documentación en su primer párrafo, mientras que en su segundo párrafo establece para esto mismo un plazo de 6 años en total. 10. Dentro del Apartado 3, primer párrafo, la disposición hace referencia a sí misma de manera imprecisa, por ejemplo, se puede observar la siguiente redacción: “… (las DACG de Bases Normativas), publicada en el Diario Oficial de la Federación el [DD] de [MM] de 2015”. 11. Dentro del Apartado 3, fracción I, de la disposición, no es clara la validez de la autorización durante su vigencia. • Al respecto de la Generación Distribuida (GD): o El numeral 4.1, del Capítulo 4, del Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW, publicado en el DOF el 15 de diciembre de 2016. o El numeral 6.1, del Anexo II, de la Resolución Núm. RES/142/2017 de la CRE, por la que expide las disposiciones administrativas de carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales, aplicables a las centrales eléctricas de generación distribuida y generación limpia distribuida, publicadas en el DOF el 07 de marzo de 2017. La GD que se interconecte en los niveles de Media Tensión requiere los servicios de una UI, mientras que, en niveles de Baja Tensión este requerimiento es opcional. En este sentido, las estadísticas de la GD muestran que, a finales de 2022 el acumulado de solicitudes de Interconexión atendidas fue de 305,428, las cuales se asocian a una capacidad instalada de alrededor de 2,382 MW en total. Para Media Tensión, el acumulado de solicitudes atendidas fue de casi 10,000, las cuales se asocian a una capacidad instalada de alrededor de 903 MW, por lo tanto, en términos de capacidad, la GD en Media Tensión representa un 38% del total de este esquema de generación. Ahora bien, de acuerdo con los datos publicados por el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), la gran mayoría de la GD es de tecnología fotovoltaica (FV), lo cual se puede apreciar en la siguiente gráfica: Figura 1. Capacidad instalada acumulada de GD por tipo de tecnología al 2022 Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. Con respecto a la Figura 1, la diferencia entre el valor acumulado señalado en dicha gráfica y el indicado en párrafos previos, se debe a la capacidad acumulada antes de la entrada en vigor del marco regulatorio vigente en materia de GD, como se puede apreciar en el siguiente gráfico: Figura 2. Evolución capacidad instalada y generación aportada por los sistemas fotovoltaicos 2007-2022 Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. Asimismo, la prospectiva del crecimiento, de la tecnología preponderante en la GD, se muestra en las siguientes dos gráficas: Figura 2. Evolución estimada de la capacidad instalada (MW) acumulada de GD-FV en el SEN 2016 – 2037 Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. Figura 4. Evolución de la Generación Anual (GWh) Acumulada de GD-FV en el SEN 2023-2037 Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. Finalmente, se muestran los gráficos de la evolución de la GD en Media Tensión (la que requiere los servicios de una UI), extrapolada con una tendencia lineal: Figura 5. Evolución de la capacidad instalada (MW) acumulada de GD en Media Tensión 2017 – 2027 Fuente: Elaboración propia con base en los datos abiertos de la CRE https://datos.gob.mx/busca/dataset/centrales-electricas-de-generacion-distribuida Figura 6. Evolución del número acumulado de solicitudes de GD en Media Tensión 2017 – 2027 Fuente: Elaboración propia con base en los datos abiertos de la CRE https://datos.gob.mx/busca/dataset/centrales-electricas-de-generacion-distribuida Por lo anterior, es importante señalar que, de no emitir la regulación, las disposiciones vigentes (RES/941/2015) fueron expedidas antes de la implementación de este esquema de generación, por lo que no consideran la experiencia adquirida de su implementación. • Las estadísticas relacionadas con la generación sujeta a pruebas de comportamiento para su entrada en operación comercial son las siguientes: A finales de 2022, se alcanzó una capacidad instalada de generación de energía eléctrica de 87,130 MW en operación comercial en el Sistema Eléctrico Nacional. Asimismo, se encontraban 2,760 MW de generación en pruebas para entrada en operación comercial. La capacidad de generación que se ha incorporado al Sistema Eléctrico Nacional en el periodo 2016 – 2022 se muestra en la Figura 7. A su vez, la Figura 8 ilustra la evolución de la capacidad esperada de generación que se incorpore al Sistema Eléctrico Nacional en el periodo 2023 – 2037. En este sentido, el requerimiento de la certificación de pruebas de comportamiento para la entrada en operación comercial de Centrales Eléctrica, a través de una UI autorizada por la CRE, se estableció a partir de febrero de 2018 con la entrada en vigor del Manual de Interconexión y Conexión, es decir, de manera posterior a la emisión de las disposiciones vigentes (RES/941/2015) por lo que, de no emitir la regulación, continuará inexistente el marco regulatorio que permita autorizar este tipo de UI previstas en las Reglas del Mercado y se continuará incorporando generación al Sistema Eléctrico Nacional imposibilitada para satisfacer este requisito a cabalidad, lo cual conlleva incertidumbre e inseguridad jurídica para los representantes y responsables de los proyectos de Centrales Eléctricas. Figura 7. Evolución de la capacidad instalada (MW) 2016 – 2022 Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. Figura 8. Evolución de la capacidad acumulada esperada 2022 – 2037 (MW) Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. • Las estadísticas relacionadas con los Centros de Carga sujetos a pruebas de comportamiento para su entrada en operación comercial, así como de aquellos sujetos al cumplimiento del Código de Red, son las siguientes: A finales de 2022, la demanda de Centros de Carga en fase de estudios de conexión con el CENACE fue de 3,630 MW, la cual se prevé que se conecte al Sistema Eléctrico Nacional en el periodo 2023 – 2025, esta capacidad de carga se encuentra sujeta a realizar pruebas de comportamiento para su entrada en operación comercial. Por otro lado, la Figura 9 muestra el consumo final y número de usuarios del Sistema Eléctrico Nacional en 2022, agrupados por sectores, de la cual se puede inferir que el mayor consumo de energía eléctrica proviene de los usuarios conectados en Media y Alta Tensión, es decir, de aquellos que se encuentran sujetos al cumplimiento del Código de Red. Figura 9. Consumo final y número de usuarios por sector del SEN 2022 Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. En adición a lo anterior, las Figuras 10 y 11 ilustran el crecimiento pronosticado de la demanda y del consumo de energía eléctrica para el periodo 2023 – 2037. La Figura 12, ilustra el pronóstico de consumo final por sector. Figura 10. Pronóstico de la demanda máxima integrada del SEN 2023 – 2037. Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. Figura 11. Pronóstico del consumo bruto del SEN 2023 – 2037. Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. Figura 12. Pronóstico del consumo bruto del SEN 2023 – 2037. Fuente: https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/ProgramaRNT_RDG.aspx. En este sentido, el requerimiento de la certificación de pruebas de comportamiento para la entrada en operación comercial de Centros de Carga, a través de una UI autorizada por la CRE, se estableció a partir de febrero de 2018 con la entrada en vigor del Manual de Interconexión y Conexión. Asimismo, la vigilancia del cumplimiento de los Centros de Carga conectados en los niveles de Alta y Media Tensión al Sistema Eléctrico Nacional respecto a los requerimientos técnicos del Código de Red se estableció desde abril de 2016 y se reafirmó en diciembre de 2021. Es decir, ambos aspectos se determinaron de manera posterior a la emisión de las disposiciones vigentes (RES/941/2015), por lo que, de no emitir la regulación, continuará inexistente el marco regulatorio que permita autorizar estos tipos de UI previstas en las Reglas del Mercado y el Código de Red. Lo anterior conlleva que se continúe conectando carga al Sistema Eléctrico Nacional imposibilitada para satisfacer a cabalidad los requisitos para su entrada en operación comercial y en consecuencia exista incertidumbre e inseguridad jurídica para los representantes y responsables de los proyectos de Centros de Carga. A su vez, la CRE estaría imposibilitada para disponer de UI que contribuyan a la vigilancia de los requerimientos aplicables a los Centros de Carga que se encuentran operando conectados al Sistema Eléctrico Nacional. Los beneficios de no emitir la regulación son el ahorro de los costos de la propuesta regulatoria, valor que asciende a $139,900.00, asimismo, los costos de no emitir la regulación implican no obtener los beneficios de la propuesta regulatoria, valor que asciende a $6,630,018,000.00. La estimación de estos montos se describe a detalle en el apartado III, numeral 9, del presente análisis. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Alternativas#2 Esquemas de autorregulación Esta alternativa no resuelve la problemática por los siguientes motivos: • Como se ha descrito, la incertidumbre y falta de claridad en las disposiciones vigentes (RES/941/2015) prevalecerían, lo cual conlleva inseguridad jurídica para las UI autorizadas actualmente y para las personas que aspiren a serlo. • Se corre el riesgo de que se apliquen diversos criterios por las UI autorizadas. • Se corre el riesgo de que existan reclamaciones sin un marco de referencia contundente para resolverlas. • En el caso de la validación de las pruebas de comportamiento requeridas para la entrada en operación comercial de Centrales Eléctricas y Centros de Carga, el esquema autorregulatorio ya ha sido explorado a través de un transitorio dispuesto en el Procedimiento de Operación Comercial, el cual señala lo siguiente: “Tercero. - Mientras no exista una Unidad de Inspección o persona autorizada por la CRE, que dictamine el cumplimiento satisfactorio de las pruebas, el Solicitante entregará a la Gerencia de Control Regional competente por territorio, evidencia del cumplimiento satisfactorio de las pruebas para su validación, a través del cual el CENACE comprobará que las Centrales Eléctricas o Centros de Carga o un tercero hayan verificado y validado los Requerimientos Técnicos de sus instalaciones.” No obstante, esto conlleva no tener uniformidad en la capacidad técnica, experiencia y calidad de los trabajos de validación que se realicen, debido al libre albedrío en la elección de las personas que realizarán la validación, sin haber acreditado su aptitud, aunado al riesgo que representarían las instalaciones eléctricas que fueran inadecuadamente inspeccionadas. Asimismo, la aplicación de este esquema autorregulatorio genera inseguridad jurídica para los representantes y responsables de los proyectos de Centrales Eléctricas y Centros de Carga, incertidumbre respecto a la validez de esta actividad realizada por personas elegidas sin un marco de referencia, retrasos, costos y carga administrativa para las partes involucradas, al no contar con un esquema bien definido y se corre el riesgo de que se apliquen diversos criterios en este proceso. • También en el caso de la evaluación del estado que guardan los Centros de Carga respecto al cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en el Código de Red, el esquema autorregulatorio ya ha sido explorado a través de la entrega de planes de trabajo, ejemplo de ello es el siguiente párrafo del Código de Red: “Cuando los Centros de Carga identifiquen que se encuentran en incumplimiento respecto a alguno de los requerimientos del Capítulo 2 del presente Manual Regulatorio de Conexión, tendrán la obligación de entregar un Plan de Trabajo señalando las causas asociadas al incumplimiento, así como las acciones y tiempos analizados para observar el cumplimiento; de conformidad con el formato y la documentación mencionada en este Capítulo”. Sin embargo, esto también conlleva no tener uniformidad en la capacidad técnica, experiencia y calidad de los trabajos de evaluación que se realicen, debido al libre albedrío en la elección de las personas que realizarán esta evaluación, sin haber acreditado su aptitud, aunado al riesgo que representarían las instalaciones eléctricas que fueran inadecuadamente inspeccionadas. Asimismo, la aplicación de este esquema autorregulatorio genera inseguridad jurídica para los representantes de los Centros de Carga, incertidumbre respecto a la validez de esta actividad realizada por personas elegidas sin un marco de referencia, retrasos, costos y carga administrativa para las partes involucradas, al no contar con un esquema bien definido y se corre el riesgo de que se apliquen diversos criterios en este proceso. • Adicionalmente, prevalecerían vacíos en el marco regulatorio vigente, la CRE continuaría con capacidades limitadas para la vigilancia de estos aspectos regulados y continuarían sin ser regulados aspectos que se relacionan directamente con el servicio público de energía eléctrica, así como con la seguridad de las instalaciones eléctricas y su entorno. Conforme a lo anterior, esta alternativa no implica beneficios en su instrumentación salvo el hecho de que se continúen realizando de alguna manera las actividades aquí descritas, las cuales continúan en aumento de acuerdo con las estadísticas presentadas en la alternativa anterior. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Alternativas#3 Esquemas voluntarios Esta alternativa no resuelve la problemática expuesta y genera una completa incertidumbre respecto al cumplimiento de obligaciones establecidas en el marco regulatorio vigente, con ello, no se podría estandarizar el nivel de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad en el servicio público de energía eléctrica, por la falta de criterios, aumentando considerablemente al riesgo que representarían las instalaciones eléctricas, además de que prevalecerían vacíos regulatorios en el marco de la operación y autorización de UI, por lo cual no se estiman beneficios. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Alternativas#4 Incentivos económicos Esta alternativa no resuelve la problemática y no es aplicable a la vigilancia e inspección de los aspectos que se relacionan directamente con el servicio público de energía eléctrica, así como con la seguridad de las instalaciones eléctricas y su entorno, por lo cual no se estiman beneficios. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Descripción de las alternativas y estimación de los costos y beneficios#5 En el proceso de elaboración de la propuesta regulatoria se analizó la alternativa de realizar una modificación a las disposiciones vigentes (RES/941/2015), en lugar de abrogarlas y emitir nuevas disposiciones; no obstante, dadas las múltiples deficiencias en estructura y contenido de las disposiciones vigentes, se determinó que esta alternativa no resuelve la problemática y puede generar confusión entre las UI autorizadas y las personas que aspiren a serlo, por lo cual no se estiman beneficios. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). |
En este orden de ideas, las alternativas analizadas conllevan diversos costos, entre ellos, el valor de 2,600 dólares por MWh de Energía No Suministrada. La propuesta regulatoria es la mejor alternativa para resolver la problemática señalada, ya que atiende la regulación y estandarización de aspectos de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad en la operación del Sistema Eléctrico Nacional, mediante el establecimiento de un mejor marco de referencia para la autorización y operación de UI que certifiquen y evalúen el cumplimiento de requerimientos técnicos asociados a la prestación adecuada del servicio público y universal de energía eléctrica. Asimismo, actualiza el marco regulatorio vigente de un ámbito que ha tenido un desarrollo considerable desde la emisión de las disposiciones vigentes (RES/941/2015) hasta la actualidad, mismo que de acuerdo con los pronósticos continuará creciendo, por lo que resulta importante establecer mejoras con base en la experiencia adquirida; además, la propuesta regulatoria armoniza y complementa el marco regulatorio vigente derivado de su alineación con los demás instrumentos legales y regulatorios emitidos y sustituidos en los años posteriores a la emisión de las disposiciones vigentes (por ejemplo: la Ley de Infraestructura de la Calidad, el Código de Red y el Manual de Interconexión y Conexión), así como a través del establecimiento de aspectos que se encontraban pendientes de definir (por ejemplo, los asociados a la renovación y modificación de la autorización). A su vez, la propuesta regulatoria cuenta con una mejor estructura y mayor claridad en su contenido en comparación con las disposiciones vigentes. En este sentido, la regulación propuesta es la mejor opción para atender la problemática señalada, en comparación con las alternativas analizadas. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle).
Apartado III.- Impacto de la regulación
| Accion#1 Modifica Obligación (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). No aplica (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). Solicitud de Autorización como Unidad de Inspección de la Industria Eléctrica en las áreas de Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica Homoclave: CRE-15-034 | |
| Accion#2 Modifica Obligación (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). No aplica (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). Solicitud de Modificación de Autorización como Unidad de Inspección de la Industria Eléctrica CRE-15-035 | |
| Accion#3 Crea Beneficio (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). No aplica (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). Solicitud de Renovación de Autorización como Unidad de Inspección de Infraestructura y Operación Eléctrica N/A | |
| Accion#4 Crea Obligación (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). No aplica (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). Solicitud de Actualización de Autorización como Unidad de Inspección de Infraestructura y Operación Eléctrica N/A |
| Obligaciones#1 Establecen requisitos (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Obligaciones#2 Establecen sanciones (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). La Disposición Decimoséptima de la propuesta regulatoria establece que, en los casos de violación a las disposiciones jurídicas aplicables, entre los que se incluyen conductas indebidas, conflictos de interés e incumplimiento de las condiciones de operación de las UI, se aplicarán sanciones, las cuales podrán ser la suspensión o la revocación de la autorización como UI, sin perjuicio de las previstas en la LIE u otros ordenamientos jurídicos que resulten aplicables. Lo anterior con la finalidad de regular de manera clara y certera las condiciones de operación de las Unidades de Inspección para mejorar su desempeño y su conducta, concientizándolas de las consecuencias previstas en caso de incurrir en malas prácticas o incumplimientos. Con fundamento en el artículo 12, fracciones XLVII, XLIX y L de la Ley de la Industria Eléctrica (ver también: artículos 58 y 59 de la Ley de Infraestructura de la Calidad). Las disposiciones vigentes (RES/941/2015) contienen una sección de sanciones, las cuales se revisaron, valoraron, ajustaron y complementaron, con base en la experiencia adquirida, para regular el actuar de las UI previstas en la propuesta regulatoria. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). Lo anterior con la finalidad de regular de manera clara y certera las condiciones de operación de las Unidades de Inspección para mejorar su desempeño y su conducta, concientizándolas de las consecuencias previstas en caso de incurrir en malas prácticas o incumplimientos. Con fundamento en el artículo 12, fracciones XLVII, XLIX y L de la Ley de la Industria Eléctrica (ver también: artículos 58 y 59 de la Ley de Infraestructura de la Calidad). Las disposiciones vigentes (RES/941/2015) contienen una sección de sanciones, las cuales se revisaron, valoraron, ajustaron y complementaron, con base en la experiencia adquirida, para regular el actuar de las UI previstas en la propuesta regulatoria. | |
| Obligaciones#3 Establecen restricciones (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Obligaciones#4 Establecen prohibiciones (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Obligaciones#5 Establecen prohibiciones (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Obligaciones#6 Establecen obligaciones (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). El Capítulo I. Disposiciones Generales, el Capítulo V. Condiciones de operación para las Unidades de Inspección y el Capítulo IX. Procedimiento de inspección de la propuesta regulatoria, establecen obligaciones en sus disposiciones con la finalidad de regular de manera clara y certera los deberes y las condiciones de operación de las Unidades de Inspección para mejorar su desempeño y su conducta, así como para contar con un mejor seguimiento de su actuar, sus responsabilidades y capacidades, permitiendo ejercer una mejor vigilancia de parte de la CRE y reduciendo los riesgos en la prestación de los servicios de inspección. Con fundamento en el artículo 12, fracciones XLVII y XLIX de la Ley de la Industria Eléctrica (ver también: artículos 56 y 57 de la Ley de Infraestructura de la Calidad). Las disposiciones vigentes (RES/941/2015) contienen diversas obligaciones, las cuales se revisaron, valoraron, ajustaron y complementaron, con base en la experiencia adquirida, para regular el actuar de las UI previstas en la propuesta regulatoria. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). El Capítulo I. Disposiciones Generales, el Capítulo V. Condiciones de operación para las Unidades de Inspección y el Capítulo IX. Procedimiento de inspección de la propuesta regulatoria, establecen obligaciones en sus disposiciones con la finalidad de regular de manera clara y certera los deberes y las condiciones de operación de las Unidades de Inspección para mejorar su desempeño y su conducta, así como para contar con un mejor seguimiento de su actuar, sus responsabilidades y capacidades, permitiendo ejercer una mejor vigilancia de parte de la CRE y reduciendo los riesgos en la prestación de los servicios de inspección. Con fundamento en el artículo 12, fracciones XLVII y XLIX de la Ley de la Industria Eléctrica (ver también: artículos 56 y 57 de la Ley de Infraestructura de la Calidad). Las disposiciones vigentes (RES/941/2015) contienen diversas obligaciones, las cuales se revisaron, valoraron, ajustaron y complementaron, con base en la experiencia adquirida, para regular el actuar de las UI previstas en la propuesta regulatoria. | |
| Obligaciones#7 Condicionan un beneficio (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). |
| Grupo o industria al que le impacta la regulación#1 Grupo al que impacta la regulación: Personas interesadas en desempeñarse como Unidad de Inspección de Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, Unidad de Inspección de pruebas de comportamiento de Centrales Eléctricas y Centros de Carga o Unidad de Inspección de requerimientos técnicos del Código de Red para Centros de Carga y las Unidades de Inspección de la Industria Eléctrica autorizadas actualmente. Las disposiciones vigentes establecen trámites y obligaciones para los interesados en obtener, renovar o modificar su autorización como UI y para las UI autorizadas, asimismo, el marco legal y regulatorio vigentes establecen disposiciones de observancia obligatoria, por lo que para la estimación de costos se considera que los costos asociados a las disposiciones vigentes prevalecen, así como se considera que los costos asociados a disposiciones de observancia obligatoria del marco legal y regulatorio son independientes. En este sentido, solo se calculan los costos adicionales e inherentes a la propuesta regulatoria. Los requisitos que se agregan para el otorgamiento y modificación de la autorización de las UI son la entrega de una carta de confidencialidad y un código de conducta con formatos definidos (3 hojas), así como un escrito bajo protesta de decir verdad de no incurrir en conflictos de interés (1 hoja), todos suscritos por cada uno de los aspirantes a inspector, para los cuáles se considera un costo de $50.00 por inspector. Considerando que se presenten 72 solicitudes con 3 inspectores en promedio por solicitud, se estima un costo de ($50.00)(216) = $10,800.00. El costo de adquisición de la NMX-EC-17020-IMNC-2014 se considera en $830.00, esta referencia se utiliza para la preparación, entrega y evaluación de la documentación asociada a las solicitudes de autorización y renovación de la autorización, considerando que se presenten 54 solicitudes (36 de autorización + 18 de renovación de las UI autorizadas actualmente ), se estima un costo de ($830.00)(54) = $44,820.00. El costo de la reducción de la vigencia de 4 a 3 años, solo impacta a las UI actualmente autorizadas y solo implica que tengan que realizar un trámite de renovación adicional en un intervalo de 12 años, siendo que el costo del trámite de renovación de la autorización se considera que implica $1,000.00 por la entrega de documentación, se estima un costo de (18)($1,000.00) = $18,000.00. El costo de la notificación del deceso de algún de inspector que implique no alcanzar la composición mínima establecida para las UI, se considera entre $20.00 y $500.00, por lo que, de presentarse 3 casos, se estima un costo de (3)($20.00+$500.00)/2 = $780.00. El costo de la notificación de la póliza de seguro de responsabilidad civil, se considera entre $40.00 y $400.00, por lo que, considerando que se encuentren autorizadas 50 UI en total, que las pólizas tengan una vigencia anual y la vigencia de 3 años de autorización, se estima un costo de (3)(50) ($40.00+$500.00)/2 = $40,500.00. El costo del trámite de actualización de la autorización se considera que implica $500.00 por la entrega de documentación, suponiendo que este trámite se presente 50 veces, se estima un costo de (50)($500.00) = $25,000.00. Por lo anterior, la estimación total de los costos que supone la propuesta regulatoria para el grupo de particulares en el que tiene impacto asciende a: $10,800.00 + $44,820.00 + $18,000.00 + $780.00 + $40,500.00 + $25,000.00 = $139,900.00. |
No. La propuesta regulatoria son disposiciones administrativas de carácter general para las actividades de inspección de infraestructura y operación eléctrica reguladas por la CRE, la cual no impacta de manera diferenciada a sectores o agentes económicos dentro de una misma área de inspección.
| Grupo o industria al que le impacta la regulación#1 Los beneficios de la propuesta regulatoria son brindar certidumbre en las materias reguladas, los requisitos aplicables, los plazos y las condiciones de operación de las Unidades de Inspección; la actualización y armonización del marco regulatorio; el incremento de las capacidades de vigilancia de aspectos regulados por la CRE; la mejora regulatoria; la mejora del desempeño y la conducta de las UI y la atención de las necesidades actuales en materia de inspección; la atención de la regulación y estandarización de aspectos de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad en la operación del Sistema Eléctrico Nacional. Asimismo, la propuesta regulatoria promueve el cumplimiento del Código de Red, lo cual genera beneficios, por mencionar un ejemplo, en el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista 2019 – 2033 (PAMRNT 2019 - 2033) el CENACE expresó en dos ocasiones que en caso de incumplimiento del Código de Red por parte de los Centros de Carga en combinación con otros factores, se presentarán voltajes fuera de límites y operarán Esquemas de Protección del Sistema (los cuales interrumpen el servicio público de energía eléctrica) y con base a las resoluciones de la CRE, en su caso el CENACE realizará estudios para identificar proyectos para mejorar el perfil de tensión, en este orden de ideas la promoción y vigilancia del cumplimiento del Código de Red a través de la propuesta regulatorio trae consigo beneficios por ahorro de proyectos de infraestructura eléctrica, por diferimiento de inversiones, interrupciones evitadas, aprovechamiento y mejores condiciones de operación del Sistema Eléctrico Nacional. Respecto al trámite de modificación de la autorización que se encuentra inscrito actualmente, se elimina la presentación de la documentación asociada a los siguientes requisitos, por considerarse que ya ha sido presentada como parte de otros trámites y obligaciones de las UI y que no requiere ser actualizada al momento de sustituir o agregar inspectores a la UI: Acta constitutiva, Poder notarial, Seguro de responsabilidad civil, Manual de Calidad y Procedimientos, Documento que especifique la contratación de profesionales expertos, Procedimiento de inspección y Documento que demuestre los recursos materiales con que cuenta el solicitante para realizar las actividades de inspección. En este sentido, considerando que se presenten 36 trámites de este tipo y un costo de $500.00 por la entrega de documentación, se estima un beneficio por ahorro de (36)($500.00) = $18,000.00. Adicionalmente, se estiman beneficios por Energía No Suministrada evitada, cuyo valor es de 2,600 dólares por MWh, considerando una paridad de 17 pesos por dólar equivalen a $44,200.00 por MWh, por lo que, la propuesta regulatoria contribuye a evitar que se presente un evento como el ocurrido el 28 de diciembre de 2020 en el Sistema Interconectado Nacional, en el cual se registraron más de 150,000 MWh de Energía no Suministrada, lo que tiene como resultado un beneficio estimado por ahorro de (150,000)($44,200.00) = $6,630,000,000.00. Por lo anterior, la estimación total de los beneficios que supone la propuesta regulatoria asciende a: $18,000.00 + $6,630,000,000.00 = $6,630,018,000.00. Los beneficios de la propuesta regulatoria son brindar certidumbre en las materias reguladas, los requisitos aplicables, los plazos y las condiciones de operación de las Unidades de Inspección; la actualización y armonización del marco regulatorio; el incremento de las capacidades de vigilancia de aspectos regulados por la CRE; la mejora regulatoria; la mejora del desempeño y la conducta de las UI y la atención de las necesidades actuales en materia de inspección; la atención de la regulación y estandarización de aspectos de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad en la operación del Sistema Eléctrico Nacional. Asimismo, la propuesta regulatoria promueve el cumplimiento del Código de Red, lo cual genera beneficios, por mencionar un ejemplo, en el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista 2019 – 2033 (PAMRNT 2019 - 2033) el CENACE expresó en dos ocasiones que en caso de incumplimiento del Código de Red por parte de los Centros de Carga en combinación con otros factores, se presentarán voltajes fuera de límites y operarán Esquemas de Protección del Sistema (los cuales interrumpen el servicio público de energía eléctrica) y con base a las resoluciones de la CRE, en su caso el CENACE realizará estudios para identificar proyectos para mejorar el perfil de tensión, en este orden de ideas la promoción y vigilancia del cumplimiento del Código de Red a través de la propuesta regulatorio trae consigo beneficios por ahorro de proyectos de infraestructura eléctrica, por diferimiento de inversiones, interrupciones evitadas, aprovechamiento y mejores condiciones de operación del Sistema Eléctrico Nacional. Respecto al trámite de modificación de la autorización que se encuentra inscrito actualmente, se elimina la presentación de la documentación asociada a los siguientes requisitos, por considerarse que ya ha sido presentada como parte de otros trámites y obligaciones de las UI y que no requiere ser actualizada al momento de sustituir o agregar inspectores a la UI: Acta constitutiva, Poder notarial, Seguro de responsabilidad civil, Manual de Calidad y Procedimientos, Documento que especifique la contratación de profesionales expertos, Procedimiento de inspección y Documento que demuestre los recursos materiales con que cuenta el solicitante para realizar las actividades de inspección. En este sentido, considerando que se presenten 36 trámites de este tipo y un costo de $500.00 por la entrega de documentación, se estima un beneficio por ahorro de (36)($500.00) = $18,000.00. Adicionalmente, se estiman beneficios por Energía No Suministrada evitada, cuyo valor es de 2,600 dólares por MWh, considerando una paridad de 17 pesos por dólar equivalen a $44,200.00 por MWh, por lo que, la propuesta regulatoria contribuye a evitar que se presente un evento como el ocurrido el 28 de diciembre de 2020 en el Sistema Interconectado Nacional, en el cual se registraron más de 150,000 MWh de Energía no Suministrada, lo que tiene como resultado un beneficio estimado por ahorro de (150,000)($44,200.00) = $6,630,000,000.00. Por lo anterior, la estimación total de los beneficios que supone la propuesta regulatoria asciende a: $18,000.00 + $6,630,000,000.00 = $6,630,018,000.00. |
La relación beneficio/costo de la propuesta regulatoria es la siguiente: $6,630,018,000.00/$139,900.00 = 47,391.12 por lo que, al ser mucho mayor que 1, se justifica que los beneficios son superiores a los costos.
Apartado IV. Cumplimiento y aplicación de la propuesta
La CRE cuenta con infraestructura física e informática para recibir y procesar las solicitudes de trámites físicos y electrónicos, para realizar las evaluaciones y dar seguimiento a las UI autorizadas. Asimismo, la CRE designa a sus servidores públicos adscritos para la atención de los temas relacionados con las UI previstas en la propuesta regulatoria. Por otro lado, se prevé realizar ajustes a la Oficialía de Partes Electrónica, mediante la coordinación y colaboración entre las Unidades Administrativas de la CRE, para adecuar y agregar los formularios correspondientes acorde a lo previsto en la propuesta regulatoria; actualmente se encuentra funcionando esta herramienta, sin embargo, deberá actualizarse. También se prevé actualizar los trámites inscritos ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria. Además, se estima designar un presupuesto de 11 millones de pesos anuales para la contratación de UI autorizadas que auxilien a la CRE en la vigilancia del cumplimiento de las disposiciones jurídicas aplicables.
Apartado V. Evaluación de la propuesta
El logro de los objetivos se evaluará en la medida en que se autoricen Unidades de Inspección que Certifiquen el cumplimiento satisfactorio de las pruebas de comportamiento requeridas para la Entrada en Operación Comercial de Centrales Eléctricas y Centros de Carga y Unidades de Inspección que Evalúen el cumplimiento de los requerimientos técnicos que establece el Código de Red para los Centros de Carga conectados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), figuras que se encuentran previstas en el marco regulatorio y las Reglas del Mercado, las cuales se podrán concretar con la implementación de la propuesta regulatoria. También se evaluará en la medida que se implemente el auxilio de las Unidades de Inspección autorizadas, para la vigilancia de otros aspectos regulados, por ejemplo, el cumplimiento al programa de obras de las Centrales Eléctricas Permisionadas. Asimismo, el logro de los objetivos se evaluará en la medida que se reduzcan las consultas, procesos burocráticos y tiempos invertidos en la atención de las inquietudes de indefiniciones, incertidumbre y desarmonía en lo previsto por el marco regulatorio y las Reglas del Mercado en relación con la inspección de Centrales Eléctricas y Centros de Carga, lo cual busca ser atendido a través de la propuesta regulatoria. Así como en la medida que se mejore el desempeño y el cumplimiento de obligaciones por parte de las UI autorizadas. Finalmente, se evaluará en la medida de que se cuente con un marco de referencia solido para la atención y determinación de actividades relacionadas con las UI previstas en la propuesta regulatoria.
Apartado VI. Consulta pública
Si
| Mecanismo mediante el cual se realizó la consulta#1 Formación de grupo de trabajo/comité técnico para la elaboración conjunta del anteproyecto Para la elaboración del anteproyecto se designó como grupo de trabajo a personas servidoras públicas adscritas a la Dirección General de Operación, Permisos y Registros de Electricidad y a la Dirección General de Análisis y Evaluación Técnica de la Industria Eléctrica, las cuales forman parte de la Unidad de Electricidad de la CRE. (Ver archivo "AIR DACG UI para mayor detalle). | |
| Mecanismo mediante el cual se realizó la consulta#2 Circulación del borrador a grupos o personas interesadas y recepción de comentarios Comisionadas y los Comisionados del Órgano de Gobierno de la CRE El borrador se circuló a las Comisionadas y los Comisionados del Órgano de Gobierno de la CRE y sus equipos de trabajo. |
Del Órgano de Gobierno de la CRE se recibieron comentarios, opiniones y propuestas, los cuales fueron atendidos por el grupo de trabajo y se obtuvo el visto bueno del borrador por parte de quienes los emitieron. Asimismo, de la Unidad de Asuntos Jurídicos de la CRE, se recibieron comentarios, opiniones y propuestas, los cuales fueron atendidos por el grupo de trabajo y se obtuvo el visto bueno del proyecto, por parte de quienes los emitieron. Además, derivado de la consulta realizada a la Unidad de Administración de la CRE, el grupo de trabajo añadió al borrador la referencia a la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.
COMISIÓN NACIONAL DE MEJORA REGULATORIA
Reporte de fallas o problemas técnicos a: soportetics@conamer.gob.mx
Calle Frontera 16, Colonia Roma Norte, Alcaldía Cuauhtémoc, 06700 Ciudad de México
Tel. (55) 5629-9500 ext. 22602.
Aviso de Privacidad