Nueva metodología de tarifas de distribución de gas natural por ducto

El 25 de julio de 2022, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) envió a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) el anteproyecto de Disposiciones Administrativas de Carácter General que especifican la metodología de tarifas de distribución por medio de ducto de Gas Natural (las DACG), cuyo objetivo, según el regulador, es modificar 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, buscando reducir el costo para los regulados. A continuación, se presenta una síntesis y comentarios sobre algunos de los puntos más destacables de las DACG:

“Más que una sustitución de metodología, las DACG agregan a la regulación de tarifas máximas una metodología para topar la rentabilidad…”

• Más que una sustitución de metodología, las DACG agregan a la regulación de tarifas máximas una metodología para topar la rentabilidad a la que podrán acceder los distribuidores en la realización de la actividad. Las solicitudes para la autorización de tarifas máximas de distribución de gas natural por ducto deberán acompañarse de una memoria de cálculo, en los formatos que establezca la CRE, mediante la cual se demuestre que no se excede el Límite de Rentabilidad Máxima establecida por el regulador. Las solicitudes de autorización de tarifas máximas y otros cargos regulados, considerando en su caso los rangos de volumen para los grupos tarifarios aplicables expresados en GJ/mes, deberán presentarse seis meses antes del inicio del periodo regulatorio (5 años) y se podrán actualizar anualmente por inflación.

• El Límite de Rentabilidad Máxima (LRM) será el equivalente al Costo de Capital, el cual será publicado y calculado por la CRE con base en el Modelo de Valuación de Activos de Capital denominado Modelo CAPM (Capital Asset Pricing Model) y será vigente para todos los distribuidores que reciban aprobación de tarifas máximas hasta culminar su periodo regulatorio. Para su cálculo se tomará como mercado de referencia el mercado accionario de las empresas con actividades de midstream de Estados Unidos de América, del cual se tomará una muestra representativa de empresas con base en criterios establecidos por la CRE.[1]

• El LRM tendrá un elemento aditivo anual denominado Incentivo a la Expansión (IE), el cual tiene como finalidad promover la expansión de las redes de distribución de gas natural por medio de ducto a los usuarios finales de bajo consumo (UFBC) y será evaluado utilizando parámetros externos, conforme a condiciones demográficas y socioeconómicas; así como parámetros internos, de acuerdo con la operación que implemente cada distribuidor para el desarrollo del sistema. Así, el IE podrá acreditarse cuando se atienda al UFBC (menos de 5 mil GJ al año) a la vez que se expandan las redes de distribución, será aplicable únicamente al LRM del año supervisado y no excederá nunca de 3% o 300 puntos base adicionales al LRM.

Como resultado de la supervisión, la CRE podrá considerar que el incentivo del año es de cero si no observa crecimiento real de la base de usuarios considerando conexiones, desconexiones y reconexiones, a pesar de las inversiones realizadas.[2]

• El Mecanismo de Supervisión Anual (MSA) se llevará a cabo conforme a años calendario, mediante la evaluación del flujo neto (FN): ingresos anuales (I) menos costos definidos como costos de operación, mantenimiento, administración y ventas (OMAV), menos costos anuales de inversión (CAI), menos impuestos (Imp).

La CRE revisará que la tasa de rentabilidad observada, entendida como la rentabilidad en términos reales generada por los activos fijos necesarios para la prestación del servicio de distribución que permita un flujo neto igual a cero, no sea mayor a la suma del LRM más el IE aprobado al distribuidor. Como parte del MSA se calculará la tasa de rentabilidad observada como el promedio aritmético de las tasas de rentabilidad anuales disponibles del periodo regulatorio en curso, a partir de la información entregada anualmente por el permisionario y conforme a los criterios contables establecidos en las DACG.[3]

• Se crea la obligación de remitir a la CRE, en el mes de mayo de cada año, un reporte anual de información financiera que deberá incluir, entre otra documentación, un reporte de precios de transferencias y el pago de dividendos a partes relacionadas, en su caso. Sobre este punto, las DACG establecen que la CRE analizará y valorará la congruencia interna del desarrollo del sistema de distribución por medio de ducto 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 OMAV o los impuestos.

• Cuando un distribuidor obtenga una rentabilidad mayor a la establecida como máxima, 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 con una vigencia de un año. La magnitud del ajuste dependerá de qué tanto se desvió la rentabilidad del distribuidor respecto del LRM. 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.

Consideraciones Finales

Las DACG mencionan que la anterior regulación se sustituye por otra basada en la determinación de una rentabilidad máxima a la actividad de distribución de gas natural por ducto que, en principio, debería permitir al permisionario autorregular sus tarifas sujeto a esa rentabilidad máxima aplicable durante un periodo de 5 años. Al aplicar una rentabilidad máxima para un periodo regulatorio definido, las tarifas tendrían que actualizarse, no solo conforme al INPC, sino para que los ingresos puedan responder a las variaciones en los costos de capital y costos operativos de tal forma que se mantenga el objetivo de LRM. Sin embargo, la propuesta de la CRE mantiene la regulación de tarifas máximas, pone tope a la rentabilidad máxima y multiplica los costos al aplicar una doble metodología.

Lo que pretendía ser una regulación light que incentivara la inversión, mayor cobertura, mejora en la calidad de los servicios y mayor competencia, las DACG endurecen la regulación económica sobre la actividad de distribución de gas natural por ducto y aumenta onerosamente los costos regulatorios. La doble regulación propuesta en las DACG propiciará una reducción en la entrada de nuevos participantes y limitará la ampliación de la red de distribución a regiones que no cuentan con acceso a este combustible.

Notas:

[1]Ver Anexo I de las DACG.

[2]Ver Anexo III de las DACG.

[3]Ver Anexo II de las DACG.