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Timestamp: 2019-07-18 01:57:19+00:00

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MIR de alto Impacto con Análisis de impacto en la competencia
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Rodríguez chavez rubén pedro
rubén pedro rodríguez chávez
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20181105154727_46024_DACG de Tarifas de Distribución.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 especifiquen 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 8 (ocho) trámites, la simplificación de 1 (un) trámite, la modificación de 1 (un) trámite, la creación de 2 (dos) trámites y la sustitución de otro más, 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, en específico a que "la Comisión Reguladora de Energía deberá vigilar que efectivamente exista una reducción en el costo de cumplimiento de la regulación para los particulares", se agrega en Anexos, una nota que cuantifica la disminución en los costos de cumplimiento (ver Anexo A. 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”.
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: a)	Establecer un Límite de Rentabilidad Máxima de 13.42%, 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. b)	Simplificar para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario la solicitud de autorización de tarifas máximas aplicables (CRE-17-012), 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 método de actualización, 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”. c)	Establecer para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario un incentivo a la expansión, 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. d)	Eliminar para los distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio tarifario, los siguientes 8 (ocho) trámites, considerados en la Directiva de Tarifas: •	(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. •	(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. •	(CRE-17-083-A) Solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. •	(CRE-17-086-A) Solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. •	(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. •	(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. •	(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. •	(CRE-17-090-A) Envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural. 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”. e)	Modificar para los distribuidores por ducto de gas natural que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio tarifario el siguiente trámite, considerado actualmente en la Directiva de Tarifas: •	(CRE-18-013-A) Solicitud de ajuste anual por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural. La modificación tiene como fin de posibilitar a los distribuidores por ducto de gas natural correspondientes solicitar el ajuste, conforme al periodo que ellos requieran. f)	Sustituir el trámite (CRE-17-065-F) Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: presentación de estados financieros dictaminados e información financiera por una Solicitud de supervisión anual de las tarifas máximas para actividades permisionadas de gas natural para los permisionarios que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio. g)	Crear los siguientes 2 (dos) trámites para los distribuidores por ducto de gas natural que decidan migrar al nuevo esquema regulatorio tarifario: •	Manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural. •	Aviso de reintegro por inversiones de conexión para las actividades permisionadas de distribución de gas natural. 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 describe los documentos que debe presentar los permisionarios en su información económica, técnica, modelo tarifario, propuesta de tarifas máximas y anexos, respectivamente.
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 (9.14 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 16,289,476.04 pesos, es decir, 542,982.53 pesos promedio anual. Para mayor referencia, ver pestaña 4 del documento “Anexo B. 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 3,692,050.47 pesos, considerando el cumplimiento de 11 trámites que incluye pago de aprovechamiento y entrega de requisitos. 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 I. 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 especifiquen 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.
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 :
Actualmente, se encuentra vigente 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 en el Diario Oficial de la Federación el 28 de diciembre de 2007, 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.
Disposiciones jurídicas vigentes#2
Adicionalmente, se encuentra vigente la Directiva de contabilidad para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR-GAS-002-1996 (Directiva de Contabilidad), publicado en el Diario Oficial de la Federación el 3 de junio de 1996, 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.
Alternativa 1: 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 3,692,050.47 pesos. 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 I. 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 las siguientes situaciones: tarifas excesivamente altas, ingresos extraordinarios, rentas monopólicas, ofertas insuficientes, baja productividad, calidad y servicio deficientes e inversión limitada. 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 I. 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 8 (ocho) trámites, la simplificación de 1 (un) trámite, la modificación de 1 (un) trámite, la creación de 2 (dos) trámites y la sustitución de otro más sólo para aquellos distribuidores por ducto de gas natural que migren al nuevo esquema regulatorio en materia tarifaria; 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 I. 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.
7. ¿La regulación propuesta contiene disposiciones en materia de salud humana, animal o vegetal, seguridad, trabajo, medio ambiente o protección a los consumidores?:
Población o industria potencialmente afectada#1 *
Origen y área geográfica del riesgo#1 *
Justifique cómo la regulación puede mitigar el riesgo#1 *
8. ¿La regulación propuesta crea, modifica o elimina trámites?:
por la vigencia del permiso correspondiente.
escrito libre por medio de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE), con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.
Dentro de los requisitos establecidos en la regulación vigente, se encuentran: •	Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del 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. •	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 INPC, 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 asociados a la expansión del sistema por grupo tarifario, reportado en el periodo sujeto a supervisión. o	Número de usuarios totales del sistema existente por grupo tarifario, separando los existentes de los nuevos. o	Consumo promedio por grupo tarifario. o	Consumo promedio de la expansión del sistema por grupo tarifario. •	Reporte de la capacidad operativa que se pretenda reservar a través de contratos. •	Esquema de la facturación. •	Definición de los cargos que componen la lista de tarifas, con la especificación de unidades Pesos por Unidad, periodicidad de las tarifas (días, meses, evento, por mencionar algunos). El monto a cobrar deberá ser reportado con números enteros y cuatro decimales. •	Pliego tarifario.
solicitud de aprobación de tarifas máximas para actividades de distribución de gas natural.
permisionarios de distribución por ducto de gas natural.
cada periodo regulatorio.
CRE-17-012
Accion#2 *
Vigencia#2 *
correspondiente al periodo regulatorio respectivo.
Medio de presentación#2 *
escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que la Comisión modifica la diversa de la RES/342/2012 a través de la cual la Comisión expidió las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.
Requisitos#2 *
Dentro de los requisitos establecidos en la regulación vigente, se encuentran: •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad. •	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. Con el Anteproyecto, sólo para el caso de los distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, se actualizan dichos requisitos para que queden como se señala: •	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. •	Comprobante de pago de aprovechamiento respecto al costo establecido por la Comisión para atender la solicitud del permisionario. •	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.
Nombre del trámite#2 *
solicitud de ajuste por índice de inflación de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural (se propone modificar el nombre actual por el indicado).
Población a la que impacta#2 *
Ficta#2 *
Plazo#2 *
conforme al esquema del permisionario.
Tipo#2 *
Homoclave#2 *
CRE-18-013-A
Accion#3 *
Vigencia#3 *
Medio de presentación#3 *
Requisitos#3 *
Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: •	Comprobante de pago de derechos. •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad. •	Plan de negocios que considere: o	El valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la Directiva de Contabilidad y utilizando las normas de información financiera para la reexpresión de costos y la revaluación de activos aplicables en México. o	El monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para operar en términos adecuados de seguridad y eficiencia, planeadas para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, identificando las inversiones en reposición de activos y nuevas instalaciones. o	El plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones y otros gastos inherentes a la prestación del servicio para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, incluyendo la evolución de la estructura de capital propuesta. o	La identificación de las proporciones del requerimiento de ingresos afectadas por: 	La inflación en México. 	La inflación en Estados Unidos de América. 	Las variaciones en el tipo de cambio. o	La identificación de los costos fijos y variables dentro del requerimiento de ingresos y la forma en que asignará cada rubro que compone dicho requerimiento a los cargos por capacidad y por uso. o	Las proyecciones de utilización anual de la capacidad por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o	Las proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o	El número proyectado de usuarios desglosado por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los tres años subsecuentes. o	La información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos, en su caso. o	La información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa al volumen conducido total, al volumen conducido en el periodo pico del sistema, la utilización de la capacidad y el número de usuarios, en su caso. o	Los criterios y metodologías utilizados en la desagregación y la asignación de activos, costos y gastos comunes, tomando como base los factores que dan origen a los costos y gastos, tales como: 	Las unidades de gas que se estima conducir para cada grupo tarifario. 	El número de usuarios por grupo tarifario. 	El factor de carga. 	La distancia entre trayectos del sistema. 	El costo relativo del servicio específico comparado con el requerimiento de ingresos total. 	El requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: •	La proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o	Los costos de operación y mantenimiento. o	Los gastos generales de administración y ventas. •	La depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los 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	a) La rentabilidad esperada. o	b) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o	c) El costo del capital contable. o	d) En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o	e) El costo de otros instrumentos financieros. •	El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas.
Nombre del trámite#3 *
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.
Población a la que impacta#3 *
permisionarios de distribución por ducto de gas natural que NO migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.
Ficta#3 *
Plazo#3 *
6 meses antes de culminar el quinquenio.
Tipo#3 *
Homoclave#3 *
CRE-17-057-A
Accion#4 *
Vigencia#4 *
quinquenal o por el periodo respectivo de quinquenio correspondiente.
Medio de presentación#4 *
Requisitos#4 *
Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: •	Comprobante de pago de derechos. •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad. •	Plan de negocios que considere: o	El valor de la base de los activos de la empresa, de acuerdo con la Directiva de Contabilidad y utilizando las normas de información financiera para la reexpresión de costos y la revaluación de activos aplicables en México. o	El monto y el programa de las inversiones estrictamente necesarias para operar en términos adecuados de seguridad y eficiencia, planeadas para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, identificando las inversiones en reposición de activos y nuevas instalaciones. o	El plan de financiamiento anualizado correspondiente al desarrollo del programa de inversiones y otros gastos inherentes a la prestación del servicio para el periodo de cinco años y los cinco años posteriores, incluyendo la evolución de la estructura de capital propuesta. o	La identificación de las proporciones del requerimiento de ingresos afectadas por: 	La inflación en México. 	La inflación en Estados Unidos de América. 	Las variaciones en el tipo de cambio. o	La identificación de los costos fijos y variables dentro del requerimiento de ingresos y la forma en que asignará cada rubro que compone dicho requerimiento a los cargos por capacidad y por uso. o	Las proyecciones de utilización anual de la capacidad por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los 3 (tres) años subsecuentes. o	Las proyecciones del flujo de gas a conducir por grupo tarifario durante el periodo de cinco años y los 3 (tres) años subsecuentes. o	El número proyectado de usuarios desglosado por grupo tarifario para el periodo de cinco años y los 3 (tres) años subsecuentes. o	La información histórica de los cinco años anteriores relativa a los costos y gastos incurridos, en su caso. o	La información histórica de los cinco años anteriores, desglosada por grupo tarifario, relativa al volumen conducido total, al volumen conducido en el periodo pico del sistema, la utilización de la capacidad y el número de usuarios, en su caso. o	Los criterios y metodologías utilizados en la desagregación y la asignación de activos, costos y gastos comunes, tomando como base los factores que dan origen a los costos y gastos, tales como: 	Las unidades de gas que se estima conducir para cada grupo tarifario. 	El número de usuarios por grupo tarifario. 	El factor de carga. 	La distancia entre trayectos del sistema. 	El costo relativo del servicio específico comparado con el requerimiento de ingresos total. 	El requerimiento de ingresos proyectado para el periodo de cinco años y de los tres años subsecuentes, identificando la proporción de éste que corresponda a la prestación de los servicios a cada uno de los distintos grupos tarifarios, el cual debe comprender: •	La proyección de costos justificados y prudentes inherentes a la prestación de los servicios, tales como: o	Los costos de operación y mantenimiento. o	Los gastos generales de administración y ventas. •	La depreciación de la base de activos congruente con el programa de inversiones que propongan los 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	a) La rentabilidad esperada. o	b) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de emisión. o	c) El costo del capital contable. o	d) En su caso, el costo de las acciones preferenciales. o	e) El costo de otros instrumentos financieros. •	El modelo y la memoria de cálculo empleados en el requerimiento de ingresos y en la derivación de las tarifas máximas.
Nombre del trámite#4 *
solicitud de aprobación de tarifas máximas iniciales de servicios interrumpibles para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.
Población a la que impacta#4 *
Ficta#4 *
Plazo#4 *
Tipo#4 *
Homoclave#4 *
CRE-17-084-A
Accion#5 *
Vigencia#5 *
Medio de presentación#5 *
Requisitos#5 *
Nombre del trámite#5 *
solicitud de ajuste intraquinquenal de tarifas máximas para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.
Población a la que impacta#5 *
Ficta#5 *
Plazo#5 *
Tipo#5 *
Homoclave#5 *
CRE-17-083-A.
Accion#6 *
Vigencia#6 *
Medio de presentación#6 *
Requisitos#6 *
Nombre del trámite#6 *
solicitud de ajustes de tarifas máximas por erogaciones extraordinarias para actividades de distribución por medio de ductos de gas natural.
Población a la que impacta#6 *
Ficta#6 *
Plazo#6 *
Tipo#6 *
Homoclave#6 *
CRE-17-086-A.
Accion#7 *
Vigencia#7 *
Medio de presentación#7 *
Requisitos#7 *
Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: •	Información que acredite el ajuste de inflación. •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad.
Nombre del trámite#7 *
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.
Población a la que impacta#7 *
Ficta#7 *
Plazo#7 *
Tipo#7 *
Homoclave#7 *
CRE-17-088-A.
Accion#8 *
Vigencia#8 *
Medio de presentación#8 *
Requisitos#8 *
•	Información que acredite el ajuste de inflación. •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad.
Nombre del trámite#8 *
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.
Población a la que impacta#8 *
Ficta#8 *
Plazo#8 *
Tipo#8 *
Homoclave#8 *
CRE-17-087-A.
Accion#9 *
Vigencia#9 *
Medio de presentación#9 *
Requisitos#9 *
Nombre del trámite#9 *
solicitud de ajuste por índice de inflación de las tarifas máximas para las actividades de distribución por ductos de gas natural, por circunstancias extraordinarias.
Población a la que impacta#9 *
Ficta#9 *
Plazo#9 *
Tipo#9 *
Homoclave#9 *
CRE-17-089-A.
Accion#10 *
Vigencia#10 *
Medio de presentación#10 *
Requisitos#10 *
Se elimina el trámite para los permisionarios de distribución por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, el cual implica los siguientes requisitos: •	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad.
Nombre del trámite#10 *
envío de aviso de reducción de tarifas máximas para actividades de distribución por ductos de gas natural.
Población a la que impacta#10 *
Ficta#10 *
Plazo#10 *
Tipo#10 *
Homoclave#10 *
CRE-17-090-A.
Accion#11 *
Vigencia#11 *
Medio de presentación#11 *
Requisitos#11 *
•	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. •	Descripción de reintegro llevado a cabo.
Nombre del trámite#11 *
aviso de reintegro por inversiones de conexión para las actividades permisionadas de distribución de gas natural.
Población a la que impacta#11 *
permisionarios de distribución por ducto de gas natural que SÍ migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”.
Ficta#11 *
Plazo#11 *
Tipo#11 *
Homoclave#11 *
Accion#12 *
Vigencia#12 *
Medio de presentación#12 *
escrito libre por medio de la OPE, con fundamento de la RES/194/2014 Resolución por la que se modifica la diversa por la que se expidieron las reglas generales para el funcionamiento de la OPE de la Comisión.
Requisitos#12 *
•	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	Sistema de distribución. o	Región. o	Grupo tarifario. o	Costos fijos y variables. •	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 INPC, CPI y tipo de cambio. •	Definición de los costos atribuibles a la prestación del servicio. •	Balanza de comprobación, al cierre del ejercicio fiscal.
Nombre del trámite#12 *
Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: presentación de estados financieros dictaminados e información financiera.
Población a la que impacta#12 *
Ficta#12 *
Plazo#12 *
anual, en el mes de abril.
Tipo#12 *
Homoclave#12 *
CRE-17-065-F
Accion#13 *
Vigencia#13 *
Medio de presentación#13 *
Requisitos#13 *
Con la regulación vigente, los permisionarios cumplen con el trámite “Obligaciones de distribución de gas natural por medio de ductos. Modalidad: presentación de estados financieros dictaminados e información financiera”: •	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	Sistema de distribución. o	Región. o	Grupo tarifario. o	Costos fijos y variables. •	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 INPC, CPI y tipo de cambio. •	Definición de los costos atribuibles a la prestación del servicio. •	Balanza de comprobación, al cierre del ejercicio fiscal. Con el Anteproyecto, sólo para el caso de los distribuidores por ducto de gas natural que migren al esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”, se sustituyen dichos requisitos para quedar como se señala: •	Comprobante de pago de aprovechamiento correspondiente 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. •	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	Sistema de distribución. o	Región. o	Grupo tarifario. •	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 INPC, CPI y tipo de cambio. •	Definición de los costos atribuibles a la prestación del servicio. •	Formato de “Información Regulatoria de Costos y Activos”, que incluye: o	Volúmenes de adquisición de gas. o	Volúmenes de venta de gas, comercializado y de balanceo, por tipo de cliente y de servicio. o	Niveles de utilización del sistema. o	Clientes clasificados por grupo tarifario y modalidad de servicio. o	Precios unitarios de adquisición y de venta de gas. o	Precios unitarios y volúmenes suministrados por tipo de cliente y de servicio. o	Activos fijos pormenorizados. o	Estados de cuenta de pasivos documentados, bancarios y no bancarios. o	Acciones preferenciales. o	Cambios en la posición accionaria. •	Balanza de comprobación, al cierre del ejercicio fiscal. •	Reporte de precios de transferencias y el pago de dividendos a partes relacionadas. •	Información y los valores utilizados en el cálculo de los elementos de las fórmulas siguientes y de sus elementos: o	Precio máximo de adquisición. o	Ingreso máximo para el periodo t. o	Ingreso obtenido o, en su caso, el ingreso obtenido en el año t, ajustado por caídas en el volumen.
Nombre del trámite#13 *
solicitud de supervisión anual de las tarifas máximas para actividades permisionadas de gas natural.
Población a la que impacta#13 *
Ficta#13 *
Plazo#13 *
Tipo#13 *
Homoclave#13 *
Accion#14 *
Vigencia#14 *
Medio de presentación#14 *
Requisitos#14 *
•	Nombre, denominación o razón social de quien o quienes promuevan, en su caso de su representante legal; domicilio para recibir notificaciones y nombre o nombres de las personas autorizadas para recibirlas; la petición que se formula; los hechos o razones que dan motivo a la petición; el órgano administrativo a que se dirigen, y lugar y fecha de su emisión. •	Documentos que acrediten su personalidad. •	Manifestación respecto al inicio de procedimiento de aplicación del mecanismo de ajuste.
Nombre del trámite#14 *
manifestación respecto a ajuste a las tarifas máximas para actividades permisionadas de distribución por ducto de gas natural.
Población a la que impacta#14 *
Ficta#14 *
Plazo#14 *
Tipo#14 *
Homoclave#14 *
8.1 Con relación a la respuesta Modifica, debe elegir al menos una opción que se está modificando:
9. Seleccione las disposiciones, obligaciones y/o acciones distintas a los trámites y a aquellas que restrinjan la competencia o promuevan la eficiencia en el mercado, que correspondan a la propuesta:
Disposiciones#1 *
Establecen o modifican estándares técnicos
Disposición 2. Establece las definiciones que serán utilizadas en el Anteproyecto.
Se hace necesario para la correcta interpretación del Anteproyecto. Es importante señalar que las definiciones del Anteproyecto se adicionan a las ya establecidas en la Ley de Hidrocarburos, el Reglamento de las actividades a que se refiere el Titulo Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
Disposiciones#2 *
Disposición 4.4. Establece la obligación de que las tarifas máximas deberán apegarse a las consideraciones descritas en el Apartado 3 del Anteproyecto, previo pago de aprovechamiento respectivo.
Justificación#2 *
Bajo un esquema regulado, para lograr los objetivos establecidos en el Anteproyecto, es importante que los sujetos obligados cumplan cabalmente la regulación propuesta.
Disposiciones#3 *
Disposición 4.8. Establece la obligación de que los periodos regulatorios propuestos por el permisionario deberán ser consistentes con la vigencia del permiso.
Justificación#3 *
La presente disposición se hace necesaria ya que se da certidumbre a los usuarios y al propio Permisionario de contar tarifas que le permitan, dentro de la vigencia del permiso, recuperar los ingresos necesarios para la operación de sistema.
Disposiciones#4 *
Disposición 4.14. 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.
Justificación#4 *
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.
Disposiciones#5 *
Disposición 4.16. Establece la obligación de verificar, en caso de que el permisionario preste los servicios en base interrumpible, las instalaciones de los usuarios a fin de asegurar de que este tenga las instalaciones y equipos de medición adecuado.
Justificación#5 *
La presente disposición da seguridad al Permisionario al establecer la obligación de verificar que las instalaciones de los usuarios son las adecuadas, evitando que exista algún tipo de fallo técnico que provocaría en desbalances o interrupción del servicio brindado por el permisionario. Asimismo, se asegura la continuidad y seguridad del suministro.
Disposiciones#6 *
Disposición 5.4. Establece la obligación del permisionario de sujetarse al mecanismo de corrección en caso de que éste exceda el límite de rentabilidad máximo.
Justificación#6 *
La presente disposición brinda los incentivos a fin de que los Permisionarios, que cuentan con determinación de tarifa antes de la publicación del Anteproyecto, trasciendan hacia la nueva regulación propuesta y se ajusten a la nueva estructura del mercado, y para los permisionarios cuya determinación de tarifa fue posterior a la publicación del Anteproyecto, establece los incentivos a fin de que estos se mantenga dentro del límite de rentabilidad máximo.
Disposiciones#7 *
Disposición 7.2. Establece mecanismos de ajuste de tarifas, por oficio, cuando el permisionario incumple con la entrega de la información descrita en el Apartado 5 del Anteproyecto.
Justificación#7 *
La presente disposición da los incentivos para que los permisionarios presenten la información necesaria para la supervisión del límite de rentabilidad máximo, por lo que no limita la competencia en el mercado.
Disposiciones#8 *
Disposición 9.3 fracción II. Establece la obligación de aplicación de las tarifas que derivan de un proceso de mecanismo de corrección.
Justificación#8 *
La presente disposición da certidumbre a los usuarios cuando el permisionario incurrió de costos excesivos, provocando que la rentabilidad obtenida sea mayor a la regulada, promoviendo la eficiencia del mercado.
Disposiciones#9 *
Artículos aplicables#9 *
Disposición 9.3 fracción IV. Establece la obligación de presentación, después de un año de aplicación del mecanismo de corrección, de una nueva propuesta de lista de tarifas conforme al límite de rentabilidad máximo.
Justificación#9 *
La presente disposición permite que el permisionario, después de haber sido ajustadas sus tarifas, esté en condiciones de solicitar una nueva lista de tarifas conforme a su estrategia de mercado.
Disposiciones#10 *
Artículos aplicables#10 *
Disposición 9.3 fracción VI. Establece que, si el Permisionario excede por segunda vez o más, la determinación del mecanismo de corrección se aplicará por cinco años.
Justificación#10 *
Disposiciones#11 *
Artículos aplicables#11 *
Disposición 11.1. Establece los criterios y lineamientos contables a los que deberán sujetarse los permisionarios para la adecuada obtención de información por parte de la Comisión.
Justificación#11 *
Al igual que la metodología de “Control de Rentabilidad Máxima”, a través del establecer los criterios de la “Información Regulatoria de Costos y Activos”, se genera la información la base para la supervisión de la actualización de las listas de tarifas, promoviendo la eficiencia del mercado.
Disposiciones#12 *
Artículos aplicables#12 *
Disposición 11.2. Establece que toda la información financiera deberá estar homologada de acuerdo a las mejores prácticas y de acuerdo a las Normas de Información Financiera.
Justificación#12 *
La presente disposición tiene por fin utilizar estándares claros y de aplicación general para todos los permisionarios de distribución por ducto de gas natural.
Disposiciones#13 *
Artículos aplicables#13 *
Disposición 12.3. Establece la obligación de comprobar ante la Comisión la propiedad de todos los activos que se consideran para la prestación del servicio.
Justificación#13 *
La presente disposición da certeza a los usuarios de que las tarifas cobradas por el permisionario no contemplan activos innecesarios para la prestación del servicio, por lo que las tarifas que son determinadas son las óptimas, protegiendo los intereses de los usuarios y promoviendo la competencia.
Disposiciones#14 *
Artículos aplicables#14 *
Disposición 13.1. 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.
Justificación#14 *
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.
Disposiciones#15 *
Artículos aplicables#15 *
Apartado 4. Establece la metodología para determinar el LRM.
Justificación#15 *
La metodología que describe el Apartado 4 podría interpretarse como el elemento principal del Anteproyecto, donde dicho nuevo esquema de regulación tarifaria busca dar los incentivos correctos a los permisionarios a fin de que expanda su red de ductos.
Disposiciones#16 *
Artículos aplicables#16 *
Disposición 17.2. Establece la obligación del permisionario de 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.
Justificación#16 *
La presente disposición tiene por fin que la información que el permisionario entregue a la Comisión sea útil para las evaluaciones que se llevan a cabo y para fines de supervisión.
Disposiciones#17 *
Artículos aplicables#17 *
Disposición 19.2. Establece la obligación del permisionario de contar con la capacidad suficiente para satisfacer la demanda, así como la obligación de no transferir costos excesivos a los usuarios finales de bajo consumo.
Justificación#17 *
La presente disposición protege los intereses de los usuarios de bajo consumo, así como genera seguridad y continuidad en el servicio al obligar a contar con la capacidad necesaria para satisfacer la demanda.
Disposiciones#18 *
Artículos aplicables#18 *
Disposición 21.1. Establece que, si el permisionario presta el servicio bajo tarifas convencionales, éstas no podrán ser superiores a la tarifa máxima regulada.
Justificación#18 *
La presente disposición protege los intereses de los usuarios que firman contratos convencionales, al garantizar que estos nunca serán mayores a las tarifas máximas reguladas.
Disposiciones#19 *
Artículos aplicables#19 *
Disposición 21.4. Establece la obligación de que la tarifa convencional para los servicios interrumpibles, no deberá ser superior a la tarifa máxima del servicio en base firme correspondiente.
Justificación#19 *
La presente disposición da seguridad al usuario al establecer la condición de que las tarifas convencionales no podrán estar por encima de la tarifa máxima regulada, garantizando tarifas eficientes y competitivas.
Disposiciones#20 *
Artículos aplicables#20 *
Disposición 21.6. Establece la obligación de que, en los contratos de tarifas convencionales, se deberá indicar la tarifa máxima que hubiese aplicado.
Justificación#20 *
Disposiciones#21 *
Artículos aplicables#21 *
Disposición 25.9. Establece la obligación al permisionario de no cobrar cargos por conexión y reconexión cuando la infraestructura ya se encuentra depreciada, esto solo podrá aplicarse cuando existan ductos nuevos.
Justificación#21 *
Se garantiza a los usuarios que pagarán cargos competitivos y eficientes.

References: artículo 69
 artículo 8
 artículo 81
 artículo 82
 Resolución 
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