Comentario emitido por: HUMBERTO CEBADA ECHEVERRIA

Numeral 2.4.2.2-Referente al régimen de facturación neta la cual consiste en dos etapas, para la primera etapa se valúa la energía eléctrica entregada por el Generador Exento a las Redes Generales de Distribución en el periodo de facturación “n” (CFn), conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I de las DACG de GD, a partir de la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución y el PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga donde se encuentra interconectada la Central Eléctrica de Generación Distribuida, sin embargo en las DACG de GD conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I, en su fracción I menciona que la Contraprestación por la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución utilizando el Precio Marginal Local horario en el nodo correspondiente, en el momento en el cual se entregó la energía eléctrica a las Redes Generales de Distribución, el cual se refiere al Precio Marginal Local y no al PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga. Considerar que el PML del NodoP Distribuido de la zona de carga diluye la señal de precios, por lo que sería más conveniente sólo considerar el PML de NodoP y no del NodoP Distribuido. Adicionalmente, por favor definir qué mercado considerar: Mercado de Día de Adelanto o Mercado de Tiempo Real Numeral 2.4.2.3 Aclarar si se pueden incluir Beneficiarios al Contrato de Contraprestación Colectivo cuyos puntos de carga se encuentren dentro de la misma Zona de Carga correspondiente al Generado Exento, o bien esto se limitará al alcance de distribución del NopoP. Consideramos que para facilitar el escalamiento de generación distribuida debiesen poderse integrar Beneficiarios dentro de la misma Zona de Carga del Generado Exento. De igual forma sugerimos considerar que el regimen de medicion neta especificada en el numeral 2.4.1 debiese permitir el neteo de energía producida por el Generador Exento y consumida por los Beneficiarios en distintos Puntos de Interconexión dentro de una Zona de Carga. Lo anterior debido a que en terminos prácticos la aplicación de regimen como esta considerado actualmente está muy limitado a casos muy puntuales por lo que consideramos no se aprovechará al máximo el potencial de desarrollo de plantas generadoras exentas bajo un esquema colectivo.

Fecha: 13/08/2019 10:17:36

Comentario emitido por: Nombre de usuario no publico

El numeral 2.4.2.4 de el “Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía emite el modelo de contrato con el suministrador de servicios básicos y su metodología de contraprestación aplicable a la generación distribuida colectiva” (el “Acuerdo”) menciona que bajo este régimen el Beneficiario será liquidado bajo las condiciones establecidas en las DACG de GD, en caso de que exista un saldo a favor de parte de los Beneficiarios, esté será liquidado al Generador Exento, y este último será el responsable de emitir las facturas correspondientes al Suministrador de Servicios Básicos, y en caso de que el Generador Exento no emita facturas se entenderá que este renuncia a recibir la liquidación correspondiente: (i) Lo anterior no tiene razón de ser, pues esa forma de liquidación ya se encuentra regulada en el régimen de facturación neta, siendo que existe una falta de regulación que diferencie la forma de liquidación del régimen de facturación neta frente a la generación distribuida colectiva bajo este mismo régimen. En ese sentido, se solicita se aclare cuál es la diferencia en la forma de liquidación entre el régimen de facturación neta y la generación distribuida colectiva bajo el régimen de facturación neta. Convendría plasmar la diferencia dentro del Acuerdo. (ii) Cuáles son las razones del por qué se le da el beneficio del saldo a favor a los Generadores Exentos y que estos emitan las facturas correspondientes en lugar de brindarle el beneficio directamente a los Beneficiarios.

Fecha: 04/07/2019 09:48:12

Comentario emitido por: Victor Florencio Ramírez Cabrera

Yo, Víctor Florencio Ramírez Cabrera. En mi calidad de Director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Energía Solar A.C., ANES y después de una consulta con los asociados y especialistas, emitimos los siguientes comentarios: Considerando que: Que la energía entregada por los generadores a la a Red Nacional de Transmisión, y entregada posteriormente al usuario final reporta pérdidas que van del 5.12 al 21.23 (De conformidad con los informes de CFE, disponibles en https://www.cfe.mx/inversionistas/Documents/informe_anual/InformeAnual2017_CFE_vF-031018.pdf página 101) por ciento del total de energía entregado, mientras que la energía entregada por un generador exento en las Redes generales de Distribución tiene un máximo de pérdida de 4 %, por lo cual la energía generada y entregada por el generador exento significa de entrada ahorros para el sistema electrico interconectado nacional, por disminución de pérdidas. La energía entregada por los generadores exentos crea una operación de intercambio virtual de energía. En los hechos, la energía entregada se dirigirá al punto que menos resistencia interponga, por lo cual, independientemente de la forma administrativa, la energía fluye hacia los centros de carga adyacentes. El modelo de interconexión colectiva tiene como objetivo que la energía generada por un sólo generador exento pueda ser reconocida para el consumo de varios beneficiarios, esto en términos del propio proyecto. Que la energía recibida y entregada por el generador y los beneficiarios, tiene el mismo costo siempre que se mantenga dentro de la misma tarifa y NodoP, por lo cual esa energía, dentro de los considerandos de nodo y tarifa debería intercambiarse con el mismo valor. Que al ser un intercambio virtual, con mismo valor y precio de energía, el Distribuidor y el Suministrador no reflejan pérdida alguna por el intercambio de energía entre un generador y varios beneficiarios. Que el costo de la Distribución se cubre mediante disposiciones tarifarias, mismas que son totalmente independientes de las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Generación Distribuida. Que el esquema de venta total de energía permite la libre asociación de varias personas, quienes podrán construir, interconectar, vender energía y repartir el monto derivado de la generación y venta de energía en los términos que como privados acuerden, lo cual hace innecesario establecer un modelo de netbilling en generación distribuida, pues puede ser fácilmente sustituible por venta total, mientras que el modelo propuesto incrementa las responsabilidades adminisitrativas del suministrador de servicios básicos, sin generar una ventaja a los esquemas. Se propone la siguiente redacción para quedar así: 1.3.2.4 Nodo de Precio. Se refiere a uno o varios nodos de conectividad de la red, donde se modela la inyección o retiro físicos de energía y para el cual un Precio Marginal Local se determina para las liquidaciones financieras en el Mercado Eléctrico Mayorista por el Centro Nacional de Control de Energía. 2.1.7 La contraprestación aplicable al Esquema Colectivo por la energía asignada a los Beneficiarios y al Generador Exento, se realizará conforme a lo establecido en los numerales 2.3 y 2.4, bajo el régimen de Medición Neta. 2.4.1.4 Para poder llevar a cabo la asignación de la contraprestación utilizando el régimen de medición neta, se deberán cumplir los siguientes criterios como requisitos indispensables: La Central Eléctrica del Generador Exento y todos los Centros de Carga de los Beneficiarios deben compartir un Nodo de Precio Común. Todos los Centros de Carga de los Beneficiarios asociados a la Central Eléctrica del Generador Exento deberán pertenecer a la misma categoría tarifaria de Suministro Básico. Si por el efecto de la aplicación del presente régimen, los beneficiarios asociados a un mismo Contrato de Contraprestación Colectivo obtienen una disminución en su consumo de energía que conlleve al cambio de categoría tarifaria, esto no será motivo de exclusión del Contrato de Contraprestación Colectivo previamente celebrado. 2.4.1.5 Para efectos de lo anterior, para una Central Eléctrica interconectada en media tensión, se deberá acreditar que dicha Central efectivamente comparte un Nodo de Precio con los centros de carga de los Beneficiarios mediante el dictamen de una Unidad de Inspección, sin menoscabo de que, en la solicitud de interconexión se incluya el diagrama unifilar que demuestre dicho cumplimiento. En caso de que la Central Eléctrica se encuentre interconectada en baja tensión, esta no requerirá la contratación de una Unidad de Inspección para la acreditación anterior sobre el Punto de Interconexión Común, salvo que el Solicitante lo considere conveniente. En este último caso bastará con presentar el diagrama unifilar. 2.4.2 Se elimina.

Fecha: 27/06/2019 14:37:29

Comentario emitido por: Jose Luis Castro Negrete

En relación al numeral 2.4.2.3 Aclarar si se pueden incluir Beneficiarios al Contrato de Contraprestación Colectivo cuyos puntos de carga se encuentren dentro de la misma Zona de Carga correspondiente al Generado Exento, o bien esto se limitará al alcance de distribución del NopoP. Consideramos que para facilitar el escalamiento de generación distribuida debiesen poderse integrar Beneficiarios dentro de la misma Zona de Carga del Generado Exento. De igual forma sugerimos considerar que el regimen de medicion neta especificada en el numeral 2.4.1 debiese permitir el neteo de energía producida por el Generador Exento y consumida por los Beneficiarios en distintos Puntos de Interconexión dentro de una Zona de Carga. Lo anterior debido a que en terminos prácticos la aplicación de regimen como esta considerado actualmente está muy limitado a casos muy puntuales por lo que consideramos no se aprovechará al máximo el potencial de desarrollo de plantas generadoras exentas bajo un esquema colectivo.

Fecha: 27/06/2019 13:05:37

Comentario emitido por: DIEGO ESCALANTE PESQUEIRA

Felicidades por la iniciativa, consideramos que ella, de ser aprobada, dará oportunidad a cada vez más usuarios a tener acceso a alternativas de energías limpias, hoy de difícil acceso, asimismo con este esquema podremos dar oportunidad a lograr el objetivo de 35% de energías limpias para el 2024 que hoy se ve por muchos, irrealizable. Como resultado del análisis realizado a la iniciativa en cuestión y coincidiendo con muchas de los comentarios ya vertidos en este expediente agrego el siguiente: En el numeral 2.4.1.4, fracción I y todos los numerales que mencionan “el punto de interconexión común” (1.3.2.4, 2.1.3, etc.) creemos que se está limitando un potencial enorme de beneficio al usuario, al generador e incluso al suministrador. Si la energía generada en la Central Eléctrica es inyectada directamente a las Redes Generales de Distribución y los contratos establecidos entre Generador Exento y Usuario estarán forzosamente relacionados a un número de contrato o medidor ¿cuál sería el causal para limitar este esquema a usuarios con punto de interconexión común? Recordemos que una de las principales limitantes es la disponibilidad de espacio,

Fecha: 23/06/2019 19:09:02

Comentario emitido por: Viridiana Vázquez Guerrero

Esquema de medición neta sujeto a punto de interconexión común, limitando las posibilidades de esquemas de negocio Se solicita esquematizar la definición, ya que eventualmente se requerirá el dictamen de una Unidad de Verificación para verificar que efectivamente existe un "punto de interconexión común". Por lo que esta definición deberá quedar lo más clara posible. Se deberá precisar si la solicitud del esquema colectivo deberá ser bajo el mismo régimen de contraprestación del contrato de interconexión inicial o se podrá solicitar un esquema colectivo con un régimen de contraprestación diferente (medición neta o facturación neta). Se debería precisar que realizar una solicitud de Alta/Baja o Modificación de Beneficiarios no implica cambios en el contrato inicial, por lo que no se solicitarán estudios de interconexión adicionales. Se debe precisar si existirá algún límite de solicitudes de Alta/Baja o Modificación de Beneficiarios durante la vigencia del contrato o en un periodo de tiempo determinado. En caso de que sólo algunos de los beneficiarios tengan un cambio tarifario, significa que el contrato tendrá usuarios en distintas categorías tarifarias. ¿Entonces por qué no permitir distintas categorías desde el principio? Salvo en el caso de tarifas horarias y no horarias, no se debería limitar este supuesto dentro el esquema colectivo.  No queda claro si la energía que se deba contabilizar por ser asignada a los beneficiarios es la energía generada por la central eléctrica o la energía neta entregada a la red, lo cual puede generar una incertidumbre a la hora de hacer el balance de energía eléctrica generada en la Central Eléctrica mensualmente, contra la energía que se inyecta a la red y la cual será entregada a los beneficiarios. No existe un número límite de beneficiarios que se pueda agregar a la solicitud de Alta/Baja o Modificación de beneficiarios. Considerar agregar la acotación de “siempre y cuando no se rebase la unidad de energía generada por la Central Eléctrica.” El esquema de medición neta establece que la Central Eléctrica del Generador Exento y todos los Centros de Carga de los Beneficiarios deben contar con un Punto de Interconexión Común, lo cual limita los esquemas de negocio, impidiendo al Generador transportar (portear) energía a través de la red y entregar a beneficiarios que no cuenten con un punto de interconexión común. ¿Cuál son las causas por las que no se puede establecer este esquema de negocio? El esquema de medición neta solicita que todos los beneficiarios asociados a la Central Eléctrica del Generador Exento pertenezcan a la misma categoría tarifaria de Suministro Básico, limitando los esquemas de negocio y los procesos para la aplicación de este esquema de manera colectiva. Se menciona que los beneficiarios que presenten una disminución en su consumo de energía que conlleve al cambio de categoría tarifaria, no será motivo de exclusión del Contrato de Contraprestación Colectivo previamente celebrado; sin embargo, no se menciona que pasará en el caso que exista un aumento en el consumo del beneficiario y éste aumente de categoría tarifaria. El esquema de facturación neta permite mayor apertura de negocios, no se limita a un esquema tarifario y tampoco el Generador Exento deberá contar con un punto de interconexión común con los beneficiarios, permitiendo transportar (portear) energía a través de la red. Los costos administrativos generados por esta actividad son cargados al Generador Exento, el cual deberá emitir las facturas que sean a favor de sus beneficiarios al Suministrados Básico. Se menciona que para cada Contrato de Interconexión podrá asociarse más de un Contrato de Contraprestación Colectivo de uno o más Suministradores de Servicios Básicos, asignando una proporción de la energía generada en la Central Eléctrica de Generación Distribuida sin que dicha asignación sobrepase la unidad. Mientras que en el punto 2.1.8 II. se menciona que todos deben de tener el mismo suministrador de servicios básicos. ¿es posible que por cada contrato de interconexión se pueda tener uno o más suministradores de servicios básicos? Referente a la aplicación de la contraprestación bajo el régimen de facturación neta consiste en dos etapas, para la primera etapa se valúa la energía eléctrica entregada por el Generador Exento a las Redes Generales de Distribución en el periodo de facturación “n” (CFn), conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I de las DACG de GD, a partir de la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución y el PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga donde se encuentra interconectada la Central Eléctrica de Generación Distribuida. Sin embargo en las DACG de GD conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I, en su fracción I menciona que la Contraprestación por la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución utilizando el Precio Marginal Local horario en el nodo correspondiente, en el momento en el cual se entregó la energía eléctrica a las Redes Generales de Distribución, el cual se refiere al Precio Marginal Local y no al PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga. Considerar que el PML del NodoP Distribuido de la zona de carga diluye la señal de precios, por lo que sería más conveniente sólo considerar el PML de NodoP y no del NodoP Distribuido. Adicionalmente, por favor definir qué mercado considerar: Mercado de Día de Adelanto o Mercado de Tiempo Real. El éxito de la Generación Distribuida Colectiva sería que para la medición neta no existiese un punto de interconexión común y pudiera transportarse la energía como en el caso de facturación neta. Asociación Mexicana de Energía Solar Fotovoltaica (ASOLMEX)

Fecha: 17/06/2019 12:31:27

Comentario emitido por: Julian Pablo Willenbrock Ahumada

Antes que nada, agradecemos esta propuesta regulatoria en materia de GD Colectiva, la cual estamos convencidos que impulsará el desarrollo e integración de la Generación Distribuida en el país, trayendo beneficios a un mayor número de usuarios finales. Como resultado de nuestro análisis y con el fin de contribuir a un mejor entendimiento de la aplicación del proyecto, tenemos los siguientes comentaros: A) Numeral 2.2.3- No queda claro si la energía que se deba contabilizar por ser asignada a los beneficiarios es la energía generada por la central eléctrica o la energía neta entregada a la red, lo cual puede generar una incertidumbre a la hora de hacer el balance de energía eléctrica generada en la Central Eléctrica mensualmente, contra la energía que se inyecta a la red y la cual será entregada a los beneficiarios; B) Numeral 2.3.3- No existe un número límite de beneficiarios que se pueda agregar a la solicitud de Alta/Baja o Modificación de beneficiarios. Considerar agregar la acotación de “siempre y cuando no se rebase la unidad de energía generada por la Central Eléctrica”; C) Numeral 2.4.1.4, fracción I- El esquema de medición neta establece que la Central Eléctrica del Generador Exento y todos los Centros de Carga de los Beneficiarios deben contar con un Punto de Interconexión Común, lo cual limita los esquemas de negocio, impidiendo al Generador transportar (portear) energía a través de la red y entregar a beneficiarios que no cuenten con un punto de interconexión común. ¿Cuál son las causas por las que no se puede establecer este esquema de negocio?; D) Numeral 2.4.1.4, fracción II- El esquema de medición neta solicita que todos los beneficiarios asociados a la Central Eléctrica del Generador Exento pertenezcan a la misma categoría tarifaria de Suministro Básico, limitando los esquemas de negocio y los procesos para la aplicación de este esquema de manera colectiva; E) Numeral 2.4.1.4, fracción II- Se menciona que los beneficiarios que presenten una disminución en su consumo de energía que conlleve al cambio de categoría tarifaria, no será motivo de exclusión del Contrato de Contraprestación Colectivo previamente celebrado; sin embargo, no se menciona que pasará en el caso que exista un aumento en el consumo del beneficiario y éste aumente de categoría tarifaria; F) Numeral 2.4.2- El esquema de facturación neta permite mayor apertura de negocios, no se limita a un esquema tarifario y tampoco el Generador Exento deberá contar con un punto de interconexión común con los beneficiarios, permitiendo transportar (portear) energía a través de la red. Los costos administrativos generados por esta actividad son cargados al Generador Exento, el cual deberá emitir las facturas que sean a favor de sus beneficiarios al Suministrador de Servicios Básicos; G) Numeral 2.2.6- Se menciona que para cada Contrato de Interconexión podrá asociarse más de un Contrato de Contraprestación Colectivo de uno o más Suministradores de Servicios Básicos, asignando una proporción de la energía generada en la Central Eléctrica de Generación Distribuida sin que dicha asignación sobrepase la unidad. Mientras que en el punto 2.1.8 II. se menciona que todos deben de tener el mismo suministrador de servicios básicos. ¿es posible que por cada contrato de interconexión se pueda tener uno o más suministradores de servicios básicos?, y H) Numeral 2.4.2.2-Referente al régimen de facturación neta la cual consiste en dos etapas, para la primera etapa se valúa la energía eléctrica entregada por el Generador Exento a las Redes Generales de Distribución en el periodo de facturación “n” (CFn), conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I de las DACG de GD, a partir de la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución y el PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga donde se encuentra interconectada la Central Eléctrica de Generación Distribuida, sin embargo en las DACG de GD conforme a la metodología de facturación neta y venta total de energía, establecida en el Anexo I, en su fracción I menciona que la Contraprestación por la energía eléctrica entregada a las Redes Generales de Distribución utilizando el Precio Marginal Local horario en el nodo correspondiente, en el momento en el cual se entregó la energía eléctrica a las Redes Generales de Distribución, el cual se refiere al Precio Marginal Local y no al PML del Mercado de Día de Adelanto del NodoP Distribuido de la zona de carga. Considerar que el PML del NodoP Distribuido de la zona de carga diluye la señal de precios, por lo que sería más conveniente sólo considerar el PML de NodoP y no del NodoP Distribuido. Adicionalmente, por favor definir qué mercado considerar: Mercado de Día de Adelanto o Mercado de Tiempo Real.

Fecha: 13/06/2019 20:28:26

Comentario emitido por: Luis Orlando Perez Gutierrez

A diferencia de lo que mencionan algunos comentarios de otras personas, me parece correcto que no se haya incluido la modalidad de “Venta Total” debido a la naturaleza misma de la generación distribuía colectiva ya que difícilmente se dará el caso en el que no exista un contrato de suministro eléctrico asociado al mismo Punto de interconexión de la Central Eléctrica. Actualmente existen propuestas de asociaciones civiles y otros frentes políticos para aumentar el límite de generación distribuida de 0.5MW a 1MW. El proyecto de decreto y de la metodología de contraprestación debe incluir lenguaje que facilite este cambio, sin entorpecer cualquier cambio en la regulación actual, esto con el fin de logar la continuidad de la metodología aun ante cualquier modificación en el futuro. De la misma forma, es indispensable promover o impulsar la generación distribuida limpia, y con ese espíritu es necesario incluir el lenguaje óptimo para permitir centrales de generación con capacidades mayores a 0.5MW operar dentro del esquema de contraprestación colectiva, con ciertas restricciones, como por ejemplo, que a ningún beneficiario bajo el contrato de contraprestación se le pueda designar más capacidad que la permitida (como se comentó en líneas anteriores, existe la propuesta de aumentar el límite de generación distribuida de 0.5MW a 1MW) como si se tratase de un generador exento individual, esto con la finalidad de lograr que el esquema de contraprestación colectiva sea más atractiva y represente un opción real y viable, para todos los usuarios.

Fecha: 12/06/2019 18:42:50

Comentario emitido vía correo electrónico

B000192645

Fecha: 12/06/2019 13:44:00

Comentario emitido por: María Isabel Abascal Sainz

Mediante correo electrónico se envía el oficio SSB.04.20.52/2019 del 12 de junio de 2019 en donde CFE Suministrador de Servicios Básicos emite sus comentarios al Acuerdo con la finalidad de coadyuvar en la mejora a la regulación en materia energética.

Fecha: 12/06/2019 13:32:27