Los proyectos regulatorios en el sector Oil&Gas – Distribución

Gregorio Velazquez Bracamontes [1]

En esta cuarta entrega que forma parte de la serie de artículos donde analizamos los diversos proyectos normativos en materia energética que se han publicado en el portal de anteproyectos de la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (Conamer) a petición de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). A continuación, se abordará el documento denominado Disposiciones Administrativas de Carácter General que especifican la metodología de tarifas de distribución por medio de ducto de Gas Natural (DACG), el cual fue publicado el pasado 25 de julio de 2022.[2]

De acuerdo con la CRE, este instrumento tiene por objeto actualizar el esquema regulatorio vigente en materia de determinación de tarifas para la actividad de distribución de gas natural por medio de ductos. Sobre el particular, el regulador ha señalado que la implementación de estas DACG conlleva un menor costo de cumplimiento para los regulados, un menor costo respecto a la adquisición de combustible derivado de una sustitución en el consumo de gas LP por gas natural y un menor costo por contaminación derivado de menores emisiones de CO2 a la atmósfera por la sustitución en el consumo de gas LP por gas natural.

Las principales modificaciones que contemplan estas DACG, en contraste con los instrumentos que actualmente regulan estos mismos temas[3], son las siguientes:

  • Cambiar el enfoque de la regulación tarifaria de costos eficientes a uno de control de rentabilidad máxima de la actividad de distribución de gas natural por ducto.[4] Para tal efecto, cualquier solicitud de autorización de una Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados[5] para la prestación de servicios de distribución, se deberá acompañar de una memoria de cálculo, mediante la cual se demuestre a la CRE que éstas no exceden el Límite de Rentabilidad Máxima (LRM) establecido por esa misma autoridad. Dichas solicitudes deberán presentarse seis meses antes del inicio del periodo regulatorio. Lo anterior, en el entendido de que las tarifas se podrán actualizar anualmente conforme a la inflación (INPC).[6]
  • Se aclara que el LRM será calculado y publicado por la CRE con base en el Capital Asset Pricing Model (CAPM) y estará vigente para todos los distribuidores que reciban aprobación de sus tarifas máximas hasta culminar su periodo regulatorio (el cual tiene una duración de cinco años). Para su cálculo se tomará como mercado de referencia el mercado accionario de las empresas con actividades en el sector midstream de Estados Unidos de América, del cual se tomará una muestra representativa de empresas con base en criterios establecidos por la CRE. Asimismo, contará con un elemento aditivo anual denominado Incentivo a la Expansión (IE), con el cual la autoridad busca promover la expansión de las redes de distribución de gas natural por medio de ductos a los usuarios finales de bajo consumo.
  • Se crea la obligación de remitir a la CRE, a más tardar el último día hábil del mes de mayo de cada año, un reporte anual de información financiera. Sobre este punto, se establece que la CRE analizará y valorará la congruencia interna del desarrollo del sistema de distribución conforme a parámetros nacionales de la industria y validará que el distribuidor haya efectuado transacciones con partes relacionadas a precios de mercado. De lo contrario, la CRE podrá ajustar los costos de operación, mantenimiento, administración y ventas (OMAV) y los impuestos.
  • Se establece que la CRE supervisará anualmente que la Tasa de Rentabilidad Observada no sea mayor a la suma del LRM más el IE aprobado al distribuidor. Cuando un distribuidor obtenga una rentabilidad mayor a la establecida como máxima (LRM + IE), la CRE comenzará un procedimiento regulatorio para ajustar la Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados para aplicarse en el segundo año posterior al supervisado, los cuales estarán vigentes por un año. La magnitud del ajuste dependerá del desvío de la rentabilidad del distribuidor respecto de la máxima establecida. En caso de que un distribuidor tenga tres años no consecutivos, o dos años consecutivos, con tarifas por encima de su límite, la lista de tarifas y otros cargos regulados se establecerán de oficio por el regulador y estarán vigentes por cinco años.
  • Se dispone que en lo aplicable a la distribución por medio de ducto de gas natural quedan sin efectos 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 y la Directiva de Contabilidad para las Actividades Reguladas en materia de Gas Natural DIR-GAS-002-1996 y, asimismo, quedan sin efectos diversos trámites regulados por dicha normatividad.[7]

No obstante que este proyecto fue clasificado como de alto impacto en la competencia, expertos en la materia, así como representantes de gremios, tales como la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) y la  Comisión de Energía del Consejo Coordinador Empresarial (CCE) insisten en que el proyecto debe de retirarse y replantearse. Lo anterior en razón de que, contrario a lo que manifiesta la CRE con respecto a que este proyecto atiende las observaciones que realizó la industria al proyecto predecesor que se publicó en el portal de la Conamer en el año 2019[8], estas DACG promueven lo siguiente:

  • El anteproyecto pretende fijar tanto la rentabilidad que el permisionario puede obtener sin garantizar la misma, como la tarifa que debe cobrar, es decir, fija un retorno no garantizado y el precio al que podrá ofertar sus servicios.
  • Un esquema en dónde el permisionario no pueda autorregular sus tarifas, no puede ser compatible con un esquema de fijación de rentabilidad, toda vez que, para la supervisión de rentabilidad, se requiere contrarrestar los ingresos que se fijan a inicio del quinquenio (vía precio tope) contra los costos de capital y costos operativos que varían constantemente, no únicamente una vez por año, ni tampoco al mismo nivel que el INPC.
  • Los ingresos de distribución son el resultado de la aplicación de las tarifas aprobadas a volúmenes distribuidos de cada mercado y el LRM es calculado a partir de los ingresos percibidos, es decir, se utiliza el volumen real del año. Sin embargo, el permisionario en ningún momento del tiempo tiene injerencia directa del volumen distribuido. En otras palabras, el volumen distribuido es resultado de varios factores exógenos, como capacidad en el sistema de transporte al que se esté conectado, precios del gas natural, clima, geopolítica, estacionalidad, etc., en los cuales el distribuidor no tiene injerencia alguna. Sin embargo, dado que en estas DACG se utilizan dos tipos de regulaciones, el permisionario no tendría manera de autorregular sus tarifas-ingresos, quedando expuesto a un gran número de factores exógenos, para no exceder ni subestimar los ingresos necesarios para alcanzar el límite de rentabilidad permisible.
  • Las DACG establecen que los distribuidores podrán solicitar la actualización anual de su Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados conforme al INPC. Sin embargo, se deja de lado el peso que tiene el tipo de cambio en la estructura de los costos de capital y costos operativos. Con lo cual, los permisionarios se enfrentarán a la problemática de absorber a riesgo propio las variaciones en el tipo de cambio, sin que estas fluctuaciones se recojan al menos dentro de la actualización de tarifas.
  • Se reduce la certidumbre del retorno de las inversiones para los accionistas pues no obstante que las inversiones que éstos realizan en los sistemas de distribución se efectúan para un horizonte de largo plazo (30 años, por lo general), la rentabilidad aprobada por la CRE se realiza con una visión de corto plazo, siendo así que cada periodo quinquenal el permisionario estará sujeto a un nuevo límite de rentabilidad con parámetros desconocidos.
  • Los parámetros utilizados para determinar el IE no tienen relación con el monto de la inversión.[9] Adicionalmente, resulta relevante señalar que dicho incentivo se topa hasta el 3% sin exponerse un fundamento regulatorio, financiero o de mercado que compruebe que los 300 puntos base son óptimos para que realmente se motive la expansión de los sistemas de distribución del mercado residencial.
  • Se genera mayor costo de cumplimiento, pues en realidad se mantienen con otra denominación la mayoría de los trámites ampliando los plazos para su resolución y, además, se adicionan otros trámites.[10],[11]

Finalmente, no se omite mencionar que este proyecto aún se encuentra en la etapa de consulta pública y durante dicho periodo cualquier interesado puede realizar preguntas o sugerencias, mismas que deberán ser atendidas o consideradas por la CRE, previo a la publicación de la versión final de dicho instrumento en el Diario Oficial de la Federación.

[1] Graduate Researcher en LegalTec Lab. Estudiante de la Maestría en Derecho, Escuela de Gobierno y Transformación Pública, Tecnológico de Monterrey.

[2]  Disponibles en: https://cofemersimir.gob.mx/portales/resumen/54001

[3]  De acuerdo con las DACG, se entiende por Otros Cargos Regulados a aquellos cargos por conexión, desconexión y reconexión aprobados por la CRE a cada distribuidor.

[4] Bajo el esquema de regulación actual, se establece un tope a la tarifa individual de cada servicio, es decir, al ingreso unitario ponderado de los distintos servicios. El nivel máximo de tarifa se determina a partir de una proyección del plan de inversiones (CAPEX) y de los costos OMAV (OPEX), considerando la rentabilidad proyectada aprobada, no garantizada, el regulador determina la razonabilidad de la proyección a partir de análisis comparativos con otras empresas de la industria o de industrias con perfiles de riesgo similares, con base en el desempeño previo de la propia empresa regulada o con otras herramientas técnicas. El esquema busca básicamente establecer tarifas máximas que incentiven a la empresa a alcanzar mejoras en eficiencia y productividad a lo largo del período regulatorio. Así, este paradigma regulatorio admite que la empresa conserve el ingreso que resulte de la ganancia en eficiencia, y en contraste, si la empresa no alcanza mejoras en eficiencia, asume los costos como una pérdida.

En la regulación de Rentabilidad Máxima (rate of return) el regulador autoriza al regulado la fijación de unos precios no monopolísticos, que cubran todos los costos de producción del servicio incurridos racionalmente, más una tasa “justa y razonable” de rentabilidad al capital invertido

[5]  Los instrumentos a que se hace referencia este párrafo son los siguientes:

[6]  Sobre este tema resulta relevante considerar lo señalado en los artículos transitorios de las DACG:

  • Los distribuidores que al momento de la entrada en vigor de las DACG se encuentren en proceso de aprobación de tarifas máximas iniciales, revisión quinquenal o intraquinquenal, podrán continuar con dicho proceso de conformidad con la Directiva de tarifas.
  • En el caso que la solicitud tarifaria haya sido ingresada a la CRE previo a la entrada en vigor de las DACG y el distribuidor no desee permanecer bajo el régimen regulatorio de la Directiva de tarifas, deberá desistirse de dicha solicitud en un plazo máximo de 30 (treinta) días naturales a partir de la entrada en vigor de las DACG y solicitar nuevamente a la CRE la aprobación de su Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados bajo lo establecido en las DACG, sin la presentación del pago de derechos y aprovechamiento respectivo.
  • Los distribuidores con Lista de Tarifas Máximas y Otros Cargos Regulados aprobados por la CRE con el régimen regulatorio de la Directiva de tarifas, una vez culmine el quinquenio autorizado deberán someterse y sujetarse a las DACG.
  • Las DACG serán aplicables a los solicitantes de permisos que a la fecha de entrada en vigor de la misma aún no hubiesen obtenido la titularidad de los mismos, así como los permisos vigentes que aún no soliciten la determinación de la Lista de Tarifas Máximas para el primer periodo regulatorio de prestación de servicios.

[7] Para mayor información en relación con el presente tema, se puede revisar  también el siguiente artículo que sirvió de referencia para la elaboración de este artículo: Carzola, Susana. (22 de septiembre de 2022). “Nueva metodología de tarifas de distribución de gas natural por ducto” en Energía a Debate. Disponible en: https://energiaadebate.com/nueva-metodologia-de-tarifas-de-distribucion-de-gas-natural-por-ducto/

[8] En esa consulta pública de 2019, la industria manifestó a la CRE que los objetivos de migrar a una nueva regulación deberían centrarse en tres condiciones: 1) Una mayor agilidad y eficiencia de los procesos administrativos de la revisión tarifaria; 2) Igualar las condiciones de competencia y carga regulatoria de la distribución de gas natural frente a combustibles sustitutos, y 3) Promover el uso del gas natural a nuevos centros de población, incentivando el desarrollo de infraestructura y construcción de redes de distribución en beneficio de los hogares y la industria mexicana.

[9] La CRE propone utilizar las viviendas con toma de agua en una entidad federativa como el  posible universo de clientes potenciales de un distribuidor.

[10] Por ejemplo, los plazos para la aprobación de las tarifas quinquenales pasa de 90 días hábiles a al menos 100 días hábiles con la incorporación de la admisión a trámite o los ajustes anuales de inflación de 15 días hábiles a 30 días hábiles e incluso procesos en los cuales no puede comprometerse a un tiempo de revisión como es el cumplimiento del LRM,  ya que la CRE establece una fecha máxima de entrega de información por parte de los permisionarios (último día de mayo), pero no un plazo máximo para su revisión.

[11] Otro aspecto importante es que se hace referencia a normatividad que no ha sido emitida ni se ha sometido a consulta pública, lo cual genera incertidumbre a los regulados. Específicamente, nos referimos a las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de desarrollo de los sistemas, acceso abierto y prestación de los Servicios de Distribución de Gas Natural por medio de Ductos.

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