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Timestamp: 2019-07-18 01:36:23+00:00

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Anteproyecto: acuerdo de las disposiciones administrativas de carácter general que especifican la metodología de tarifas de distribución por ducto de gas natural.
20190416173726_47323_ACUERDO DACG de Tarifas de Distribución.docx
20190416181629_47323_Anexo A. DACG de Tarifas de Distribución.docx
20190416192936_47323_Anexo B. Metodologia del LRM.pdf
20190416221914_47323_Anexo C. Determinación de Riesgo País.docx
Los artículos 82 de la Ley de Hidrocarburo (LH) y el 77 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (Reglamento) establecen que la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) expedirá las Disposiciones Administrativas de Carácter General para establecer la metodología de determinación de las contraprestaciones, precios y tarifas para el servicio de distribución por medio de ducto de gas natural, las cuales deben considerar las mejores prácticas en las decisiones de inversión y operación y proteger los intereses de los usuarios, constituyendo mecanismos que promuevan la demanda y el uso racional de los bienes y servicios. Por otra parte, el anteproyecto de Disposiciones Administrativas de Carácter General que especifican la metodología de tarifas de distribución por ducto de Gas Natural (Anteproyecto) se encuentra en el supuesto de la fracción V que considera el Artículo Tercero del Acuerdo que fija los lineamientos que deberán ser observados por las dependencias y organismos descentralizados de la Administración Pública Federal, en cuanto a la emisión de los actos administrativos de carácter general a los que les resulta aplicable el artículo 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo (Acuerdo). Dicha fracción hace referencia a “los beneficios aportados por el acto administrativo de carácter general, en términos de competitividad y funcionamiento eficiente de los mercados, entre otros, sean superiores a los costos de su cumplimiento por parte de los particulares”. Al respecto, de acuerdo con la información presentada en los numerales 11, 12 y 13 del Análisis de Impacto Regulatorio, el Anteproyecto sustenta que los beneficios son superiores a los costos, tal y como determina el artículo 8 de la Ley General de Mejora Regulatoria. Respecto al Artículo Quinto del Acuerdo que establece que “para la expedición de nuevos actos administrativos de carácter general, las dependencias y organismos descentralizados deberán indicar expresamente en el Anteproyecto correspondiente, las dos obligaciones regulatorias o los dos actos que se abrogarán o derogarán y que se refieran a la misma materia o sector económico regulado”, se indica que el Anteproyecto, al actualizar la regulación concerniente a la aprobación de tarifas de la actividad de distribución por medio de ducto de gas natural, considera la eliminación de 7 (siete) trámites y 24 (veinticuatro) acciones regulatorias, la simplificación de 1 (un) trámite, la modificación de 1 (un) trámite, la creación de 1 (un) trámite y 14 (catorce) acciones regulatorias, de las cuales 6 (seis) acciones regulatorias no presentan costos cuantificables y finalmente, 3 (tres) trámites y 1 (una) acción regulatoria que se mantienen para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio en materia tarifaria, respecto al marco tarifario de dicha actividad considerado en la Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios para las actividades reguladas en materia de gas natural DIR-GAS-001-2007 (Directiva de Tarifas), publicada el 28 de diciembre de 2007, en el Diario Oficial de la Federación (DOF) y en la Directiva de contabilidad para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR-GAS-002-1996 (Directiva de Contabilidad), publicada en el DOF el 3 de junio de 1996. Por otro lado, en relación con dicho Artículo Quinto, de tal manera que la Comisión Reguladora de Energía vigile que efectivamente exista una reducción en el costo de cumplimiento de la regulación para los particulares, se agrega en los Anexos de este formulario una nota que cuantifica la disminución en los costos de cumplimiento (ver Anexo 1. Cumplimiento de Acuerdo Presidencial). De manera adicional, el Anteproyecto también se encuentra en el supuesto de la fracción II que considera el Artículo Tercero del Acuerdo. Dicha fracción hace referencia a “con la expedición del acto administrativo de carácter general, la dependencia u organismo descentralizado cumpla con una obligación establecida en ley, así como en reglamento, decreto, acuerdo u otra disposición de carácter general expedidos por el Titular del Ejecutivo Federal”. Para mayor referencia, se incluye el Anexo 7. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
El objetivo general del Anteproyecto consiste en actualizar el esquema regulatorio sobre la determinación de las tarifas para la actividad de distribución de gas natural por medio de ducto, a fin de que se propicie que las actividades reguladas se lleven a cabo bajo principios de uniformidad, homogeneidad, regularidad, seguridad y continuidad; se protejan los intereses de los usuarios; se consideren las mejores prácticas en las decisiones de inversión y operación, y se promueva la demanda y el uso racional de los bienes y servicios correspondientes, así como se reduzcan las barreras a la entrada, al disminuir la carga administrativa que enfrentan los distribuidores por ducto de gas natural en la determinación de sus tarifas. Asimismo, el Anteproyecto tiene por objetivo disminuir, de manera general, el costo de cumplimiento en materia tarifaria respecto a este tipo de distribuidores. Al respecto, el Anteproyecto tiene por objeto crear un nuevo esquema regulatorio en materia tarifaria de “Control de Rentabilidad Máxima” diferente al esquema actual de “Costos Eficientes y Precio Máximo”, con el fin de, garantizar cubrir los costos de operación y mantenimiento y obtener una rentabilidad razonable, e incluir los incentivos que permitan fomentar la competencia en el sector y maximizar la penetración del gas natural en el mercado mexicano, en sustitución de otros combustibles con mayores precios y menores implicaciones al medio ambiente, los cuales consideren costos eficientes aplicables a los sectores residencial, de servicios e industrial, a nivel nacional. Es decir, el Anteproyecto establece un esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual considera que el permisionario de distribución por ducto de gas natural puede solicitar la aprobación de las tarifas máximas que requiera para su planeación a largo plazo, las cuales serán reguladas por medio de la rentabilidad que le permita obtener. Es decir, es un esquema en el cual las tarifas máximas que solicite el permisionario no podrán conllevar una rentabilidad mayor a la determinada como eficiente por parte de la Comisión. No obstante, este nuevo esquema de “Control de Rentabilidad Máxima” no será aplicable para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que cuenten con exclusividad ni para aquellos permisionarios que no manifiesten su interés por migrarse a este nuevo esquema. A continuación, se establecen los siguientes objetivos específicos: -	Establecer un Límite de Rentabilidad Máxima de 15.9058%, el cual deberá ser observado por parte de los los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario, a efecto de establecer sus tarifas máximas. -	Simplificar la solicitud de autorización de tarifas máximas aplicables (CRE-17-012) para los distribuidores por ducto de gas natural que migren 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 y diversos anexos. No obstante, con el Anteproyecto sólo se deberá presentar la propuesta de tarifas máximas junto con su periodo regulatorio, así como información correspondiente a cada grupo tarifario. Es de mencionar que lo anterior, se llevará a cabo mediante la modificación de la ficha del trámite correspondiente, a efecto de añadir una modalidad al trámite que precise lo correspondiente para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. -	Establecer un incentivo a la expansión para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario, consistente en incrementar la tasa de rentabilidad de aquellos distribuidores por ducto de gas natural, que demuestren la penetración de gas natural en clientes residenciales, siendo mayor cuando la expansión se realice donde no hay infraestructura de gas natural y menor para aquellos que expandan la red donde existe infraestructura de gas natural. -	Eliminar para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario, los siguientes 7 (siete) trámites y 24 (veinticuatro) acciones regulatorias, considerados en la Directiva de Tarifas: -	Trámite 1. (CRE-17-057-A) Modificación de permisos en materia de gas natural, petróleo, condensados, líquidos del gas natural e hidratos de metano. Modalidad: Revisión quinquenal de tarifas de gas natural. -	Trámite 2. (CRE-17-084-A) Solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. -	Trámite 3. (CRE-17-083-A) Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. -	Trámite 4. (CRE-17-086-A) Solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. -	Trámite 5. (CRE-17-088-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural, posterior a la fecha de la propuesta de tarifas máximas. -	Trámite 6. (CRE-17-089-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para las actividades de distribución por ductos de gas natural, por circunstancias extraordinarias. -	Trámite 7. (CRE-17-090-A) Envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural. -	Acción Regulatoria (AR) 1. 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 2. 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 3. 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 4. 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 5. 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 6. 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 7. 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 8. 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 9. El numeral 9.5. de la Directiva de Tarifas establece las condiciones que los permisionarios deberá asegurarse de los Usuarios para ofrecer servicios interrumpibles. -	AR 10. El numeral 11.2. de la Directiva de Tarifas establece que los permisionarios bonificarán anualmente entre sus usuarios el ingreso que reciban por concepto de penalizaciones. -	AR. 11. El numeral 21.1 de la Directiva de Tarifas establece que los permisionarios 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. 12. El numeral 25.2 de la Directiva de Tarifas establece que cuando un Usuario pague por una conexión, cualquiera que sea su tipo, que posteriormente sea aprovechada por otros Usuarios, el Permisionario determinará el procedimiento para rembolsar el monto proporcional al Usuario que realizó el pago inicial. -	AR 13. 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 Permisionario y los Usuarios en conformidad con el artículo 65, fracción II, del Reglamento de Gas Natural. En ese caso, los Permisionarios deberán cumplir con todas las disposiciones jurídicas aplicables y estarán obligados a informar a la Comisión sobre los términos pactados en dicho acuerdo. -	AR 14. 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 15. El numeral 27.9 de la Directiva de Tarifas establece que los permisionarios deberán incluir en sus condiciones generales para la prestación del servicio la forma en que determinarán los cargos adicionales por el servicio de conexiones no estándar. -	AR. 16. El numeral 27.10 de la Directiva de Tarifas establece que los permisionarios podrán cobrar un cargo separado por desconectar y reconectar a los Usuarios finales. -	AR 17. 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 18. El numeral 28.5 de la Directiva de Tarifas que cuando el permisionario adquiera el gas o contrate servicios cotizados en dólares, deberá calcular el PMC considerando todos los precios y costos en pesos, al tipo de cambio vigente el día en que haya liquidado la factura a su proveedor. -	AR 19. El numeral 28.9. de la Directiva de Tarifas establece que los permisionarios deberán desagregar en la facturación a los usuarios cada uno de los componentes del PMC a que se refiere la disposición 28.2 anterior, así como cualquier otro elemento que forme parte del cobro por la prestación del servicio. -	AR 20. 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 21. El numeral 34.6 fracción III. de la Directiva de Tarifas que establece que la forma en que el permisionario deberá reflejar el ingreso indebido más los intereses en el cálculo de su PMC, con el objeto de restituir a los Usuarios por dicha cantidad, indicando el plazo para llevar a cabo la reintegración de la diferencia, el cual no podrá ser superior a tres meses. -	AR 22. 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 23. 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 24. 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 por ducto de gas natural que migren al esquema regulatorio de “Control de Rentabilidad Máxima”. Modificar para los distribuidores por ducto de gas natural que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio tarifario 1 (un) trámite considerado actualmente en la Directiva de Tarifas: -	Trámite 1. (CRE-17-065-F) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: presentación de estados financieros dictaminados e información financiera debido a la inclusión de mayores requisitos a entregar dentro de los estados financieros dictaminados. Crear los siguientes 1 (un) trámite y 14 (catorce) acciones regulatorias para los distribuidores por ducto de gas natural que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio tarifario: -	Trámite 1. Manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. -	AR 1. La disposición 5.1. del Anteproyecto establece los criterios de resolución que observará la Comisión para la solicitud de autorización de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados. -	AR 2. La disposición 5.3. del Anteproyecto establece la obligación del permisionario a sujetar el desarrollo de su proyecto a los tiempos de determinación de la lista de tarifas por parte de la Comisión. -	AR 3. La disposición 7.3. Fracción I. del Anteproyecto establece la condición de que, de no presentar el dictamen de un tercero independiente acerca de la afectación por la inflación en México y en los Estados Unidos de América, los ajustes tarifarios sólo considerarán la inflación en México. -	AR 4. La disposición 7.3. Fracción II. del Anteproyecto establece la condición de que, posterior al primer Periodo Regulatorio, se aceptarán las proporciones de la afectación por la inflación en México y en los Estados Unidos de América, si existe consistencia con el crecimiento de la red. -	AR 5. La disposición 8.1. del Anteproyecto establece que la ecuación que utilizará la Comisión para determinar el límite de rentabilidad máxima. -	AR 6. La disposición 10.4. del Anteproyecto establece la metodología para establecer los impuestos de las utilidades que se consideran para la prestación del servicio. -	AR 7. La disposición 10.5. del Anteproyecto establece la metodología para establecer el flujo neto devengado por la Comisión para llevar a cabo el control de rentabilidad máxima. -	AR 8. La disposición 11.1. del Anteproyecto establece mecanismos de incentivos a la expansión, el cual se otorgará en función del número de usuarios conectados. -	AR 9. La disposición 12.2. del Anteproyecto establece la condición de que, en caso de la que el distribuidor obtenga una rentabilidad superior al límite máximo de rentabilidad, la Comisión someterá al Permisionario a un mecanismo de ajuste. -	AR 10. La disposición 12.4. del Anteproyecto establece la fórmula del mecanismo de ajuste. -	AR 11. La disposición 15.1. del Anteproyecto establece que los distribuidores sólo podrán ofrecer sus servicios bajo tarifas convencionales con sujeción a criterios de aplicación general y no indebidamente discriminatorios. -	AR 12. La disposición 15.3. del Anteproyecto establece la obligación de que, en los contratos de tarifas convencionales, se deberá indicar la tarifa máxima que hubiese aplicado. -	AR 13. El Anexo III del Anteproyecto establece la obligación de comprobar ante la Comisión la propiedad de todos los activos que se consideran para la prestación del servicio. -	AR 14. El Anexo III del Anteproyecto establece la fórmula para el cálculo de la depreciación de los activos asociados a la actividad de distribución. Se mantienen 3 (tres) trámites y 1 (una) acción regulatoria debido a que forman parte de la regulación vigente: -	Trámite 1. (CRE-17-065-H) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: Presentación de Informe anual. -	Trámite 2. (CRE-17-085-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. -	Trámite 3. (CRE-17-087-A) Solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural, previo al inicio de operaciones. -	AR 1. La disposición 15.2. 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. Para mayor referencia, se incluye el Anexo 7. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
De acuerdo con el documento “Prospectiva de Gas Natural 2017 – 2031”, para el año 2016, la demanda nacional de combustible para el sector residencial y de servicios fue de 357.8 Miles de Barriles Día (MBD), compuesta por Gas Licuado de Petróleo (GLP) con 205.9 MBD (57.6%), leña con 128.8 MBD (35.9%) y gas natural con 23.1 MBD (6.5%). De acuerdo con dicho documento, la demanda de gas natural para el 2016 fue de 7,618.7 Millones de Pies Cúbicos Día (MMPCD), que equivale a 1,357,954.1 MBD donde el 50.9% está destinado al sector eléctrico, 27.9% al sector petrolero, 19.5% al sector industrial y 1.7% al sector residencial y servicios. Por su parte, de acuerdo con el documento “Prospectiva de Gas L.P. 2017 – 2031”, la demanda de GLP, para el año 2016, fue de 282.5 MBD donde el sector residencial ocupó el 57.7%, seguido del sector servicios con el 15.2% y sector autotransporte e industrial con 14.1% y 11.2%, respectivamente y el de menor consumo fue el sector petrolero, con consumos inferiores al 2%. Al respecto, la Secretaria de Energía (SENER), en el documento “Prospectiva de Gas Natural 2017 – 2031”, determinó que la penetración del gas natural en los sectores residencial y de servicios dependen en gran medida de la existencia de infraestructura a través de un establecimiento de zonas geográficas de distribución. Por otro lado, mediante el “Informe de Labores 2016 – 2017” de la Comisión se establece que, al cierre de 2016, se contaba con 38 (treinta y ocho) permisionarios de distribución, con un suministro de volumen de 745,367,406 Gigajoules (GJ), del cual sólo 2 (dos) permisionarios tienen aproximadamente el 48% del total de los usuarios (1,343,420 usuarios) con un volumen conducido de 31% del volumen total, brindando evidencia respecto a las condiciones de competencia de este sector. Asimismo, se ha observado que el precio del GLP es mayor al precio de gas natural, lo cual es de especial interés en virtud de que son combustibles con un alto grado de sustitución. Al respecto, considerando un consumo promedio mensual de 1 GJ, y con base en información de las tarifas aprobadas y reportes de comercialización a agosto de 2018, la diferencia de costo entre una factura promedio de GLP (12.96 pesos/GJ/d) y una factura promedio de gas natural (9.17 pesos/GJ/d) para el sector residencial es de 3.80 pesos/GJ/d (29.30%). Con base en este diferencial, existe un ahorro potencial, traído a valor presente en un horizonte de 30 (treinta) años, de 16,941,055.08 pesos, es decir, 564,701.84 pesos promedio anual. Para mayor referencia, ver pestaña 6 del documento “Anexo 2. Memoria de cálculo sobre Análisis Costo-Beneficio”. Además, desde el punto de vista técnico - ambiental, el gas natural es el combustible con menor impacto ambiental debido a que está compuesto mayormente por metano (C1), siendo la composición más baja de la cadena del carbono, mientras que el GLP se conforma de una mezcla de propano (C3) y butano (C4) derivado del 60% de la extracción del gas natural y petróleo y 40% del proceso de refinamiento de petróleo, por lo que su combustión genera una mayor huella de carbono en relación al gas natural. Por otra parte, la regulación vigente cuenta con barreras de entrada, derivadas de los altos costos de cumplimiento para la aprobación de las tarifas máximas, lo cual es un requisito para poder iniciar operaciones, según lo establecido en el artículo 81 del Reglamento. El costo administrativo para la aprobación de las tarifas máximas consiste en 836,447.41 pesos, el cual considera un pago por aprovechamiento de 307,877.29 pesos, conforme a Oficio 349-B-210 expedido por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público de fecha 23 de marzo de 2017. Es de mencionar que, en la mayoría de las ocasiones, los distribuidores por ducto de gas natural se ven en la necesidad de contratar firmas especializadas para la elaboración del plan de negocios, cuyo costo ronda los 1,950,000 pesos, según información entregada por los permisionarios de distribución por ducto de gas natural a la Comisión. Es general, los costos de cumplimiento de la regulación vigente consisten en 3,782,629.70 pesos, considerando el cumplimiento de 12 trámites que incluye pago de aprovechamiento, entrega de requisitos y 25 (veinticinco) acciones regulatorias. Por último, es necesario actualizar los lineamientos contables que deben observar los permisionarios de distribución por ducto de gas natural, en virtud de que, actualmente, se utilizan los criterios establecidos en la Directiva de Contabilidad, documento publicado en el DOF en 1996, que no son consistentes en su totalidad con la evolución del mercado de distribución por ducto de gas natural ni permitirían que la Comisión pueda supervisar el cumplimiento del Anteproyecto por parte de los permisionarios de distribución por ducto de gas natural. Para mayor referencia, se incluye el Anexo 7. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
El tipo de ordenamiento jurídico propuesto consiste en las Disposiciones Administrativas de Carácter General que especifican la metodología de tarifas de distribución por ducto de gas natural que permitirá la estimación de precios, tarifas y contraprestaciones para los permisionarios del sector de distribución por ducto de gas natural.
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 permisionarios 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.
No emitir regulación. De no emitir ninguna regulación, seguiría vigente lo establecido en la Directiva de Tarifas y la Directiva de Contabilidad para el sector de distribución por ducto de gas natural, por lo que, no se seguirían generando los incentivos adecuados para incrementar la penetración del servicio de gas natural a los sectores residenciales. En ese sentido, lo anterior no permitiría que los usuarios accedan a fuentes de suministro más económicas y menos contaminantes. Por otro lado, seguirían existiendo restricciones a la competencia, derivado de la existencia de barreras a la entrada a nuevos inversionistas por el alto costo de cumplimiento para la aprobación de tarifas máxima iniciales, las cuales son un requisito indispensable para el inicio de operaciones. Asimismo, de manera general, los costos de cumplimiento para los distribuidores por ducto de gas natural seguirían ascendiendo a en 3,782,629.70 pesos, considerando el cumplimiento de 12 trámites que incluye pago de aprovechamiento y entrega de requisitos y 25 (veinticinco) acciones regulatorias. Para mayor referencia, se incluye el Anexo I. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
Esta alternativa regulatoria implica dejar sin efecto lo establecido en la Directiva de Tarifas y la Directiva de Contabilidad, sin dar cumplimiento a lo establecido en los artículos 82 de la LH y 77 del Reglamento que establecen que la Comisión debe expedir las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la determinación de las contraprestaciones, precios y tarifas aplicables a las actividades reguladas. Por otro lado, en virtud de que los distribuidores no contarían con los incentivos para autorregularse, este tipo de esquema implicaría un efecto negativo dada la evolución de la industria del gas natural en México, ya que, al no existir reglas que protejan los intereses de los usuarios ni promuevan la competencia en el sector, se podría provocar que los precios que actualmente observan respecto al servicio sean mayores y un detrimento en la calidad del servicio, así como evitar la sustitución de GLP por un combustible menos contaminante, como es el caso del gas natural. Para mayor referencia, se incluye el Anexo 7. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
Un esquema de este tipo implicaría un cumplimiento voluntario de la regulación tarifaria vigente por parte de los distribuidores por ducto de gas natural, es decir, los permisionarios tendrían facultades para decidir cumplir o no la regulación vigente. Como consecuencia de ello, se podría estar en presencia de mercados no competitivos, pudiéndose materializar 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, lo que implica que no sea fomentada la competencia económica del sector, conllevando a efectos negativos en la economía mexicana y a los intereses de los usuarios finales. Para mayor referencia, se incluye el Anexo 7. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
El Anteproyecto es considerado la mejor opción para atender la problemática en virtud de los siguientes argumentos: •	Baja penetración de gas natural a nivel nacional para el sector residencial, respecto a la penetración de GLP. El Anteproyecto propone un mecanismo para que los permisionarios de distribución por ducto de gas natural tengan el incentivo para incursionar en mercados nuevos. Al respecto, se establece un esquema que les permita obtener una mayor rentabilidad cuando la prestación del servicio conlleve un mayor riesgo y que, a su vez, sea justificado por la expansión del tamaño de las redes de distribución. •	Concentración de poder económico en pocos participantes del mercado. El Anteproyecto, al disminuir las barreras a la entrada que implica todo el procedimiento de aprobación de tarifas máximas, incluyendo los costos administrativos y financieros que deben incurrir los interesados en prestar el servicio de distribución de gas natural, permitirá fomentar la competencia económica en el mercado de distribución por ducto de gas natural; además, contar con todo el territorio como zona de distribución única y un conjunto de incentivos para la expansión de los sistemas de distribución, se promueve la competencia, eliminando las posibles concentraciones que derivó la regulación vigente. •	Combustible sustituto con un precio más alto y mayores implicaciones negativas al medio ambiente. Al consistir el Anteproyecto básicamente en un mecanismo que incentiva la expansión de las redes de distribución por ducto de gas natural, permitirá que un gran número de usuarios pueda tener a su disposición, como fuente de suministro adicional, un combustible de menor precio y con menos implicaciones negativas al medio ambiente. •	Alto costo administrativo para los distribuidores por ducto de gas natural. El Anteproyecto considera la reducción de la carga administrativa para los distribuidores por ducto de gas natural, al considerar la eliminación de 7 (siete) trámites y 24 (veinticuatro) acciones regulatorias, la simplificación de 1 (un) trámite, la modificación de 1 (un) trámite, la creación de 1 (un) trámites y 14 (catorce) acciones regulatorias, de las cuales 6 (seis) acciones regulatorias no presentan costos cuantificables y finalmente, 3 (tres) trámites y 1 (una) acción regulatoria que se mantienen para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio en materia tarifaria que considera el Anteproyecto; esto, en comparación con el marco tarifario vigente para dicha actividad considerado en la Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios para las actividades reguladas en materia de gas natural DIR-GAS-001-2007 (Directiva de Tarifas), publicada el 28 de diciembre de 2007, en el Diario Oficial de la Federación (DOF) y en la Directiva de contabilidad para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR-GAS-002-1996 (Directiva de Contabilidad), publicada en el DOF el 3 de junio de 1996. Al respecto, el Anteproyecto establece que sus beneficios son mayores a sus costos. De manera adicional, el esquema metodológico considerado en el Anteproyecto está alineado con el artículo 82 de la LH el cual establece que las contraprestaciones, precios y tarifas que emita la Comisión deben generar certidumbre al permisionario mediante una estimación de costos eficiente, obtención de una rentabilidad razonable que refleje el costo de oportunidad del capital invertido, el costo estimado de financiamiento y los riesgos inherentes del proyecto, así como protección a los Usuarios, donde se garantice el acceso al servicio en condiciones de confiabilidad, seguridad y calidad. Al respecto, el esquema propuesto garantiza que los distribuidores por ducto de gas natural tengan una rentabilidad respecto a la prestación del servicio. No obstante, en caso de existir una rentabilidad desmedida, dicho esquema considera mecanismos de ajuste para las tarifas máximas y reintegros de los usuarios por montos excesivos. Las tarifas máximas son ajustadas en el caso de que la rentabilidad del exceda el Límite de Rentabilidad Máximo (LRM) establecido por la Comisión. La estimación del LRM será transparente y segura, brindando certidumbre a los permisionarios, toda vez que toma en cuenta parámetros internacionales como la rentabilidad promedio estimada por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) de los Estados Unidos de América para la actividad de transporte por ducto de gas natural; el cociente de la volatilidad de la actividad de distribución sobre la volatilidad de la actividad de transporte, el riesgo que implica invertir en México con el propósito de contar con un valor equilibrado de las condiciones del mercado en el largo plazo y que al mismo tiempo considere las condiciones de estabilidad macroeconómica prevalecientes en los últimos años en México. No obstante, la Comisión revisará y ajustará el LRM cuando existan variaciones significativas en algunos de los parámetros. Para mayor referencia, se incluye el Anexo 7. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
A)	Regulación Chilena En 1981, se llevó a cabo la primera licitación para distribuir gas natural en la región de Magallanes (al sur de Chile) con el fin de ser usado como combustible para calefacción, en respuesta a las bajas temperaturas de la zona, pero debido a los altos costos que representaba suministrar gas natural a la región, parte del precio del gas debía ser subsidiado; por lo cual, para incentivar la inversión en otras regiones del país, en 1989, el regulador chileno (Comisión Nacional de Energía, CNE) emitió la regulación tarifaria por Control de Rentabilidad, la cual fue catalogada como pro-inversión y pro-usuarios, debido a la flexibilidad que ésta brindaba para que los inversionistas pudieran planear a largo plazo sin sacrificar la competitividad que el precio del gas natural tiene respecto al del GLP. No obstante, debido a la escasez del gas natural y a la poca infraestructura que había para llevar gas natural a diferentes regiones, la entrada de nuevos participantes se vio limitada y los beneficios de dicha regulación no se pudieron apreciar en el corto plazo; sin embargo, como respuesta a esta problemática, se construyó un gasoducto cuya principal función era la de importar gas natural de Argentina. Cabe mencionar que el ducto inició operaciones en 1997 y gracias a esto y a la flexibilidad que brinda la regulación tarifaria, entre 1997 y 2004, 5 (cinco) nuevas empresas decidieron entrar en la distribución de gas natural. Si bien el gasoducto ayudó a la regulación a detonar la participación de nuevas empresas en la actividad de distribución de gas natural, Chile se hizo dependiente de las importaciones de Argentina, lo cual fue un problema cuando, entre 2004 y 2008, Argentina decidió limitar el suministro de gas natural a Chile. Es importante señalar que, a pesar de estos escenarios de estrés geopolítico, la regulación empleada por la CNE permitió que la penetración del gas natural en el país continuara aumentando, manteniendo la competitividad del precio del gas natural respecto al del GLP. Lo anterior con base en la flexibilidad de planeación que la regulación tarifaria les brindaba a las empresas. Por último, al igual que en México, el gas natural en Chile compite directamente en los hogares con el GLP, cuyo precio es más caro que el del gas natural. Sin embargo, la regulación tarifaria que aprobó Chile, al brindar mayor flexibilidad a los permisionarios en la planeación, permitió que el precio del gas natural pudiera mantener siempre su competitividad respecto al GLP, independientemente a la escasez o problemas geopolíticos que pudieron haber encarecido el precio el gas natural. En resumen, se presentan las siguientes cifras: i.	Desde que empezó la actividad de distribución de gas natural en Chile (1981) hasta 2017, el número de usuarios residenciales se han incrementado en 3286.36%. ii.	Asimismo, a partir del año en que se aprobó la regulación tarifaria (1989) hasta 2017, los usuarios residenciales se han incrementado en 1860.53%. iii.	Desde 1998 hasta 2017, es decir, a partir del desarrollo del gasoducto de importación, los usuarios han incrementado 855.13%. iv.	Un análisis de la competitividad de distribución de gas natural respecto al GLP para usuarios residenciales en la zona metropolitana de Santiago, en la cual se ubican cerca del 75% de los usuarios actuales, indica que, entre 2004 (año en el que limitaron las importaciones de gas) y 2017, la competitividad promedio del gas natural se ha mantenido. B)	Regulación Australiana El sector de gas natural en Australia pertenecía al Estado hasta la década de los 90´s, años en la que se comenzó a entrar el sector privado. Lo anterior, debido a que se detectaron deficiencias en la infraestructura, barreras regulatorias y una separación de los mercados estatales en los cuales los consumidores estaban obligados a comprar energía a un oferente monopolista. Algunos de los beneficios a corto plazo que se vieron con la privatización fueron los siguientes: •	Antes de 1997, no existía ningún gasoducto que interconectara las fuentes de suministro. A partir de la entrada del sector privado y hasta 2006, se construyeron 6,800 km en gasoductos. •	En 1997, en la zona de Victoria, que es el mercado de gas más desarrollado de Australia, había un sólo productor (Esso/BHP), pero de 1998 a 2006, se sumaron 3 nuevos productores al mercado (Santos, Woodside, OSI). •	La electricidad generada a partir de gas natural duplicó su capacidad producida en los primeros 8 años a la entrada del sector privado. •	Se duplicó la inversión en exploración y desarrollo pasando de $600 millones de dólares a $1,307 millones de dólares (de 1997 a 2006). Debido al rápido crecimiento que presentó el mercado de gas natural en Australia, el gobierno australiano estableció en 2006 el Grupo de Implementación de Reformas Energéticas, con el objetivo de desarrollar acuerdos de implementación para futuras reformas energéticas que aseguraran el desarrollo de mercados energéticos más transparentes y eficientes. Por lo cual, en 2006, se publicó el Plan Nacional para el Desarrollo del Mercado Nacional de Gas, en el cuál se establecían las políticas capaces de entregar beneficios en términos de transparencias y reducción a las barreras de entrada en el mercado de gas. Como resultado de estas reformas, en noviembre de 2006, el Gobierno Australiano anunció las National Gas Rules (NGR) que es el conjunto de leyes en las que se establecen la metodología para la regulación del mercado de gas natural en el país. En las NGR, el Regulador de Energía Australiano (la AER) estableció una tasa de rendimiento objetiva permitida para periodos de cinco años que le permite a los Permisionarios operar con costos eficientes, así como los impuestos asociados. Cabe mencionar que, la AER utiliza un enfoque de incentivos en el cual, aquellos permisionarios que mantengan sus costos por debajo de los pronósticos, obtienen un porcentaje extra de beneficios. De esta forma, los permisionarios se ven beneficiados por ser más eficientes y el hecho de que los costos eficientes se mantengan bajos también beneficia a los consumidores. De esta manera, el regulador australiano fomenta la eficiencia de la industria que al final se ve reflejada en un beneficio para los usuarios finales, quienes cada vez tienen que pagar costos menores por la compra de gas natural. El objetivo de este incentivo es que, poco a poco, el nivel de costos por la prestación del servicio vaya disminuyendo hasta alcanzar el nivel que represente un mercado eficiente. Algunos resultados de la implementación de esta regulación en Australia son los siguientes: i.	La red de gasoductos pasó de 6,800 Km en 2006 a 77,000 Km en 2017. ii.	La reducción en los costos de distribución (80% del total de los costos de conexión) se ha traducido en una reducción anual promedio de 3.4% en las facturas de los usuarios residenciales para el año 2016. iii.	Los precios de mercado del gas disminuyeron, en promedio, 3% en el 2016, alcanzando los niveles más bajos en los últimos 4 (cuatro) años. iv.	Las facturas residenciales han disminuido aproximadamente 5.6% al año. La AER pronostica que, entre 2015 y 2020, las facturas de clientes residenciales disminuyan cerca del 25%. C)	Regulación Colombiana El servicio público de gas en Colombia inició en la década de los 70 y se impulsó en 1997 con la primera conexión otorgada por el Ministerio de Energía a la firma de Gases del Caribe S.A. para distribuir gas natural en Barranquilla. Luego de un largo período de bajo crecimiento debido a la escasez de infraestructura que permitiera interconectar las zonas más aisladas del país, en 1986 se inició el programa “Gas para el cambio”, que permitió ampliar el consumo de gas en las ciudades, la interconexión nacional y tener nuevos hallazgos. A inicios de la década de los 90’s, el Gobierno Nacional observó que la oferta de energía en el país seguía parámetros de ineficiencia económica debido a la incoherencia en la estructura de precios, limitación de fuentes energéticas, numerosos problemas institucionales y la carencia de recursos financieros. En 1991, el 60% del consumo energético de la industria lo componían derivados del petróleo y carbón, por lo que el gas natural no tenía una participación relevante en la industria. Por otra parte, el 62% del consumo residencial se abastecía con leña. Este problema se debía principalmente a que Colombia tenía una estructura de consumo de energía que es atípica con respecto al patrón existente en otros países: en el sector residencial, se usaba la energía eléctrica con fines de cocción, mientras que energéticos más económicos y mucho más eficientes, como el gas natural sólo representaban una pequeña porción. Además de esto, los precios de los energéticos tenían una estructura inadecuada, ya que todos los energéticos (excepto el carbón) tenían precios inferiores a su costo económico, lo que suponía subsidios al consumidor. En el caso del gas natural, los subsidios representaban entre el 40% y el 50% de los costos económicos. En respuesta a las problemáticas antes mencionadas, el gobierno en 1991 definió en el Plan de Gas y el Programa para la Masificación del Consumo de Gas, las acciones necesarias para promover una matriz de consumo de energía más eficiente y conveniente para el país, mediante la sustitución de recursos energéticos de alto costo por gas natural y GLP en los sectores industrial, comercial, residencial y termoeléctrico. En el año 1994, se expidió la Ley 142 que definió el marco legal para la prestación de los servicios públicos domiciliarios. Ámbito en el cual se define el gas combustible (Gas Natural y GLP) como un servicio público y se crea la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) como la entidad encargada de desarrollar el marco regulatorio y normativo para las actividades asociadas al transporte, distribución y comercialización del gas natural. En la Ley 142 de 1994, el Gobierno Nacional atribuyó a la CREG la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible, las cuales estarían orientadas por el criterio de eficiencia económica. Entre 1997 y 1998, se otorgaron concesiones de áreas de distribución exclusiva de gas para extender la cobertura del servicio en los departamentos de Quindío, Caldas, Risaralda, Valle y Tolima. El criterio de eficiencia económica procura que las tarifas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que los permisionarios se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. Por último, en la Resolución 011 de 2003, la CREG estableció los criterios generales para la aprobación de ingresos correspondientes a las actividades de distribución y transporte de gas natural, así como la fórmula para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas. La CREG autoriza la lista de tarifas, aplicada con base en los cargos por uso que ella misma aprueba a partir de cálculos de costos de mediano plazo. Estos costos se calculan a partir de la inversión inicial, el costo de capital invertido, los Costos de Operación, Mantenimiento y Administración (Costos OMA) y la demanda de volumen del mercado correspondiente. En cuanto a los costos OMA, la CREG sólo reconoce aquellos costos de los permisionarios relacionados con la actividad de distribución de gas que considera eficientes. Algunos resultados obtenidos a partir del año 2003 (año que entró en vigencia la regulación tarifaria) son: i.	De 2003 a 2016, el número de permisionarios creció 61% al pasar de 23 a 37 permisionarios; los usuarios conectados residenciales pasaron de 2,158,967 a 8,468,703 (397%); los comerciales crecieron 698% y los industriales crecieron un 260% al pasar de 1,822 a 4,738. ii.	La red de gasoductos creció 141%, al pasar de 5,268 km en 2003 a 7,456 km en 2016. iii.	De 2003 a 2016, la población con gas natural pasó de 22% a 64%. iv.	Del 2012 al 2016, se conectaron 183 nuevos municipios, lo que significa que 1 de cada 4 municipios que no contaba con el servicio se conectó al gas natural. v.	De 2003 a 2016, la demanda de gas natural pasó de 563 a 962 millones de pies cúbicos (70%). Consideraciones Con base en los tres casos de estudios presentados, se puede observar que el caso de Chile es el que más se ha visto beneficiado con la regulación tarifaria, ya que ha mantenido el crecimiento anual de conexión de usuarios residenciales en 4%. Lo anterior, independientemente de los problemas que ha enfrentado el mercado, por ejemplo, la escasez de gas natural en 2004 derivada de la decisión de Argentina respecto a cortar el suministro de gas natural a Chile, lo cual derivó en la construcción de terminales de Gas Natural Licuado (GNL); no obstante, si bien el GNL es más caro que el gas natural – 230% más caro con base en datos consultados el 22 de octubre de 2018 –, el precio del gas natural al público ha mantenido, en promedio, su competitividad respecto al GLP, es decir, los usuarios residenciales no se han visto afectados. Es de mencionar que si consideramos que, para el caso de México, la penetración de gas natural para el sector residencial se ha mantenido por debajo del 10%, y gran parte del gas natural es importado (dependencia de las importaciones), se puede observar similitud con el caso de Chile; no obstante, la infraestructura de gas natural (kilómetros de ducto) en México es casi 50 veces mayor a la que tenía Chile cuando publicó su regulación tarifaria. Por lo anterior, es posible observar que la regulación tarifaria considerada por el Anteproyecto está alineada con las mejores prácticas internacionales, por lo que brindaría certeza respecto a su aplicación y beneficios, debido a que está enfocada en promover la inversión para conectar más usuarios y así, poder asegurar un servicio de calidad. Para mayor referencia, se incluye el Anexo 7. AIR de Alto Impacto (DACG de Tarifas de Distribución), siendo la versión en Word del AIR, el cual contiene la bibliografía revisada.
Dentro de los requisitos establecidos en la regulación vigente, se encuentran: •	Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del Permisionario. •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad. •	Valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la DIRECTIVA de contabilidad para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR-GAS-002-1996 (Directiva de Contabilidad). •	Monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para la prestación del servicio de distribución. •	Plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones. •	Proporción de las afectaciones por la inflación en México, y por la inflación en los Estados Unidos de América y las variaciones en el tipo de cambio, dictaminadas por un agente externo; con la inclusión de las variables macroeconómicas, como Índice de inflación (INPC), Consumer Price Index (CPI) y tipo de cambio. •	Identificación de las subcuentas en las que se registren los costos fijos y los costos variables. •	Definición de: o	Los grupos tarifarios. o	Número de usuarios para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o	Proyecciones de utilización anual de la capacidad para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o	Proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. •	Reporte de la capacidad operativa que se pretenda reservar a través de contratos. •	Esquema de la facturación. •	Periodicidad de la facturación. •	Información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos. •	Información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa a: o	Volumen conducido total. o	Volumen conducido en el periodo pico del sistema. o	Utilización de la capacidad. o	Número de usuarios. •	Requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: •	Proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o	Los costos de operación y mantenimiento. o	Los gastos generales de administración y ventas. •	Depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los Permisionarios en su plan de negocios, acorde con la normatividad aplicable y los estándares de la industria. •	La mejor estimación posible de los impuestos con base en los resultados proyectados en términos de la legislación aplicable, que resulten congruentes con la situación financiera y fiscal de la empresa y considerando únicamente las actividades sujetas a regulación, sin incluir otros servicios no regulados o la consolidación de resultados financieros con otras empresas controladoras o controladas. •	La estimación de otras contribuciones a cargo del Permisionario necesarias para la prestación de los servicios, tales como el pago de derechos y aprovechamientos. •	El costo promedio ponderado del capital razonable, tomando en cuenta: o	La rentabilidad esperada. o	El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o	El costo del capital contable. o	En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o	El costo de otros instrumentos financieros. •	Kilómetros de tubería asociados al sistema indicando la tubería asociada a una expansión del sistema. •	Definición de los cargos que componen la lista de tarifas, con la especificación de unidades Pesos por Unidad, periodicidad de las tarifas (días, meses, evento, por mencionar algunos). El monto a cobrar deberá ser reportado con números enteros y cuatro decimales. •	El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas iniciales deberá presentarse en formatos impresos y electrónicos. •	Pliego tarifario. Con el Anteproyecto, para el caso de los distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, dichos requisitos se simplifican de tal manera que únicamente queden los siguientes: •	Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del Permisionario. •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad. •	Definición de los grupos tarifarios, con sus respectivos rangos de volumen. •	Esquema de la facturación. •	Pliego tarifario.
•	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.
Permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”
Anual, en el último día hábil del mes de mayo.
CRE-17-086-A
CRE-17-088-A
CRE-17-089-A
CRE-17-090-A
•	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: a.	Conexión; b.	Conexión estándar; c.	Desconexión; d.	Reconexión; e.	Servicio; f.	Gas combustible, y g.	Otros que haya aprobado la Comisión al Permisionario; •	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.
anual, en el último día hábil del mes de febrero.
CRE-17-065-H
•	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.
CRE-17-085-A
CRE-17-087-A
disposición 4.3. Establece que los distribuidores podrán presentar su solicitud por medio de la Oficialía de Partes Electrónica de la Comisión.
La presente disposición se hace necesaria para la entrega de información a la Comisión a razón de iniciar el trámite. Nota: El costo de cumplimiento forma parte del Trámite siendo uno de los requisitos para aceptar la documentación en la Comisión e iniciar el Trámite 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.
Disposición 4.4. 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 debido a que es uno de los criterios establecidos en el Anteproyecto. 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.
Disposición 5.1. Establece los criterios para la aprobación de tarifas máximas y otros cargos regulados.
La presente disposición se hace necesaria ya que se garantizan reglas claras y transparentes para los permisionarios de acuerdo con las mejores prácticas de la industria.
Disposición 5.3. Establece la obligación del permisionario a sujetar el desarrollo de su proyecto a los tiempos de determinación de la lista de tarifas por parte de la Comisión.
La presente disposición tiene por objeto que indicar que el permisionario es responsable de considerar los tiempos de aprobación por parte de la Comisión, a efecto de que éste no tenga afectaciones respecto a su operación. 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.
Disposición 6.3. Establece que los distribuidores podrán presentar su solicitud por medio de la Oficialía de Partes Electrónica de la Comisión.
La presente disposición se hace necesaria para la entrega de información a la Comisión a razón de iniciar el trámite. Nota: El costo de cumplimiento forma parte del Trámite siendo uno de los requisitos para aceptar la documentación en la Comisión e iniciar el Trámite. 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.
Disposición 6.5. 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 permisionarios 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 numeral 6.1 del Anteproyecto. 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.
Disposición 7.1. Establece la fórmula de actualización de la lista de tarifas máximas.
La presente disposición da certidumbre al permisionario, 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 debido a que es uno de los criterios establecidos en el Anteproyecto. 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.
Disposición 7.2. Establece la fórmula de actualización de los otros cargos regulados.
Disposición 7.3. Fracción I. Establece la condición de que, de no presentar el dictamen de un tercero independiente acerca de la afectación por la inflación México y Estados Unidos de América, los ajustes tarifarios sólo consideraran la inflación en México.
La presente disposición da certidumbre a los usuarios al establecer tarifas con información certificada por un tercero, garantizando el cobro de una tarifa máxima regulada justa. Nota: no es cuantificable debido a que el efecto depende de variables comerciales determinadas por el Permisionario, así como respuestas del mercado las cuales no se tienen certidumbre. Adicionalmente, dicha acción no conlleva que el Permisionario lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión.
Disposición 7.3. Fracción II. Establece la condición de que, posterior al primer año del Periodo Regulatorio, la afectación por la inflación México y Estados Unidos de América, debe ser consistente con el crecimiento de la red.
La presente disposición da certidumbre a los usuarios al establecer condicionales que validen las afectaciones de los activos. Nota: no es cuantificable debido a que el efecto depende de variables comerciales determinadas por el Permisionario, así como respuestas del mercado las cuales no se tienen certidumbre. Adicionalmente, dicha acción no conlleva que el Permisionario lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión.
Disposición 7.5 Establece el derecho a solicitar la actualización por el índice de inflación y otros cargos regulados aun cuando el permisionario sea sujeto al mecanismo de ajuste derivado de la supervisión anual.
La presente disposición se hace necesaria para no penalizar doblemente al permisionario que excede el LRM. Nota: la solicitud que se hace mención en la presente acción regulatoria es el tramite denominado “Solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural”, por lo que dicho costo ya fue considerado. 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.
Disposición 8.1. Establece la fórmula del Límite de Rentabilidad Máxima.
La presente disposición da certidumbre al permisionario garantizando la no discriminación entre los distribuidores.
Disposición 10.4. Establece el mecanismo para el cálculo de los impuestos.
La presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio permisionario del cálculo de los impuestos, facilitando la determinación de la lista de tarifas máximas.
Disposición 10.5. Establece la fórmula para el cálculo del Flujo Neto devengado.
La presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio permisionario del cálculo del flujo neto devenga, con la cual, determinará su tasa de rentabilidad.
Disposición 11.1. Establece mecanismos de incentivos a la expansión, el cual se otorgará en función del número de usuarios conectados.
La presente disposición da los incentivos para que los permisionarios expandan la red de distribución, de forma eficiente y ordenada Nota: No es cuantificable debido a que el efecto depende de variables comerciales determinadas por el permisionario, así como respuestas del mercado las cuales no se tienen certidumbre. Adicionalmente, dicha acción no conlleva que el permisionario lleve a cabo acciones adicionales ante la Comisión.
Disposición 12.10. Establece la obligación de presentación de las nuevas tarifas máximas y otros cargos regulados, una vez culminado el mecanismo de ajuste.
La presente disposición se hace necesaria para que el permisionario pueda solicitar sus nuevas tarifas máximas y otros cargos regulados. Nota: La solicitud que se hace mención en la presente acción regulatoria es el tramite denominado “Solicitud de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados”, por lo que dicho costo ya fue considerado. 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.
Disposición 12.2. Establece la condición de que, en caso de la que el permisionario obtenga una rentabilidad superior al límite máximo de rentabilidad, la Comisión someterá al permisionario a un mecanismo de ajuste.
La presente disposición da certidumbre a los usuarios y permisionarios 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 Permisionario no realiza acciones adicionales para su cumplimiento.
Disposición 12.4. Establece la fórmula del mecanismo de ajuste.
La presente disposición da certidumbre al permisionario que incurrió en una rentabilidad excesiva, 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 Permisionario no realiza acciones adicionales para su cumplimiento.
Disposición 13.3. Establece que los distribuidores podrán presentar su solicitud por medio de la Oficialía de Partes Electrónica de la Comisión.
Disposición 14.3. Establece que los distribuidores podrán presentar su solicitud por medio de la Oficialía de Partes Electrónica de la Comisión.
Disposición 15.1. 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.
Disposiciones#22 *
Artículos aplicables#22 *
Disposición 15.2. Establece que, si el permisionario presta el servicio bajo tarifas convencionales, éstas no podrán ser superiores a la tarifa máxima regulada.
Justificación#22 *
Disposiciones#23 *
Artículos aplicables#23 *
Disposición 15.3. Establece la obligación de que, en los contratos de tarifas convencionales, se deberá indicar la tarifa máxima que hubiese aplicado.
Justificación#23 *
Disposiciones#24 *

References: artículo 69
 artículo 8
 artículo 65
 resolución 
 artículo 81
 artículo 82
 Resolución