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Disposiciones Administrativas de Carácter General que especifican la metodología de tarifas de distribución por medio de ducto de Gas Natural




El contenido del resumen es responsabilidad de la dependencia.


Resumen del anteproyecto


La Comisión Reguladora de Energía (Comisión) mediante las atribuciones conferidas por la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento de las actividades a que se refiere el Titulo Tercero de la Ley de Hidrocarburos elaboró el anteproyecto de Disposiciones Administrativas de Carácter General que especifican la metodología de tarifas de distribución por ducto de Gas Natural (Anteproyecto), el cual tiene por objetivo actualizar el esquema regulatorio vigente en materia de determinación de tarifas máximas para la actividad de distribución de gas natural por medio de ducto, a un esquema de “Control de Rentabilidad Máxima”. Dicho esquema consiste en autorizar una Lista de Tarifas Máximas, asociada a un nivel de rentabilidad, el cual no podrá exceder el límite establecido por la Comisión. Es decir, las tarifas máximas que apruebe la Comisión deberán generar una rentabilidad menor o igual a la establecida como máxima por la Comisión. Asimismo, este esquema considera incentivos a la expansión del servicio para Usuarios Finales de Bajo Consumo para los Distribuidores a través de su rentabilidad y una reducción en la carga administrativa que enfrentan los actuales Distribuidores por ducto de gas natural. El esquema de “Control de Rentabilidad Máxima” está alineado a las mejores prácticas internacionales, y tiene por objetivo promover la inversión, al otorgar a los Distribuidores incentivos y mayor flexibilidad para la planeación de sus inversiones. Dicho esquema protege los intereses de los usuarios, promueve la demanda y el uso racional de los bienes y servicios, así como reduce las barreras a la entrada y promueve la competencia en el sector. La implementación del Anteproyecto generará un menor costo de cumplimiento, 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.

El contenido del resumen es responsabilidad de la dependencia.


Summary of the draft


The Energy Regulatory Commission (Commission), through the powers conferred by the Hydrocarbons Act and the Bylaws of the Activities referred in Title Three of the Hydrocarbons Act, developed the preliminary draft of the General Administrative Provisions that specifies the methodology of distribution of natural gas by pipeline tariffs(Preliminary Draft). The Preliminary Draft updates the current regulatory scheme for determining the maximum tariffs for distribution of natural gas by pipeline, to a scheme of "Control of Maximum Profitability". This scheme consists in authorize maximum tariffs associated with a level of return, which cannot exceed the limit established by the Commission. In other words, the maximum tariffs approved by the Commission must generate a less than or equal return than the maximum established by the Commission. In addition, this scheme considers incentives to the expansion of the service for Low Consumption End Users for permit holders through their profitability and a reduction in the current administrative burden faced by the pipeline distributors of natural gas. The "Control of Maximum Profitability" scheme derives from the best international practices and aims to promote investment by granting incentives and greater flexibility for the permit holders in their investment planning. This scheme protects the interests of the users and promotes the demand and rational use of the goods and services, as well as reducing the barriers to entry and promoting the competition in the sector. The implementation of the regulatory proposal will generate a lower cost of compliance, a lower cost of acquisition of fuel derived from the substitution in the consumption of LP gas by natural gas and, a lower cost for pollution originated from lower CO2 emissions into the atmosphere resultant of the substitution in the consumption of LP gas by natural gas.

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Fecha: 22/08/2022 08:01:00

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Fecha: 19/08/2022 14:38:00

Comentario emitido por: Comisión de Energía CCE CCE


La CRE plantea que el anteproyecto tiene como objetivo general 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; asimismo, reducir las barreras a la entrada al disminuir la carga administrativa que enfrentan los Distribuidores en la determinación de sus tarifas y disminuir el costo de cumplimiento en materia tarifaria. En primer término, debe señalarse que los objetivos planteados por la CRE son convergentes con los objetivos de las empresas distribuidoras de gas natural referentes a contar con una regulación que simplifique y reduzca trámites y costos, tomando en cuenta el interés de los usuarios de contar con un servicio accesible, seguro y amigable con el ambiente y sobre todo a un precio justo. Por otro lado, se coincide con la necesidad de que la CRE actualice la regulación en materia tarifaria para que ésta corresponda con la dinámica de mercado actual de la industria de distribución de gas natural por medio de ductos. Dado que mediante la CONAMER se tiene el espacio para expresar comentarios al Anteproyecto, en el presente documento, se manifiestan las dudas y comentarios conceptuales, económicos, regulatorios y legales. A continuación, se presentan comentarios y preocupaciones respecto a la idoneidad del Anteproyecto para generar condiciones de seguridad jurídica, claridad y transparencia en la elaboración y aplicación de las Regulaciones, Trámites y Servicios. Consideramos que aprobar el Anteproyecto en sus términos: 1) pondría en riesgo la viabilidad económica de la actividad de distribución de gas natural por ducto; 2) desincentivaría la inversión y expansión de las redes de distribución; 3) afectaría al sector industrial en el mediano plazo por falta de suministro confiable de gas natural e impacto para el consumidor final; 4) reduciría la oferta de gas natural e incentivaría su sustitución por otros combustibles más caros y contaminantes; y 5) afectaría el empleo, crecimiento económico y competitividad del país. 1. Incompatibilidad de esquemas tarifarios: i) Tarifa Máxima y Rentabilidad Máxima Esta propuesta regulatoria mezcla aspectos de dos de los paradigmas de la regulación: el enfoque de “rentabilidad máxima” y “regulación por incentivos (tarifa máxima)”. Si bien es cierto que en la práctica internacional no se observa la aplicación de alguno de los dos esquemas en su concepción “pura”, es necesario evitar que la regulación mezcle aspectos que por su naturaleza son antagónicos, en perjuicio de los usuarios ante la deficiencia o indisponibilidad del servicio. Actualmente, las tarifas de distribución de gas natural por medio de ductos se determinan bajo una regulación tarifa máxima; es decir, la regulación por incentivos establece un tope a las tarifas individuales de cada servicio. La tarifa máxima se determina a partir de una proyección del plan de negocios que incluye la proyección de inversiones y costos OMAV, (Operación, Mantenimiento, Administración y Venta) y considera una rentabilidad proyectada razonable que aprueba, pero no garantiza el regulador. Objetivo: Se busca incentivar a la empresa regulada a alcanzar mejoras en eficiencia y productividad a lo largo del periodo regulatorio. la empresa conserva una parte de la rentabilidad que resulta de las ganancias en eficiencia, en tanto que la otra parte la traslada a los usuarios a través del factor de eficiencia. 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. Ahora bien, la regulación propuesta por la CRE es la regulación de Rentabilidad Máxima, aquí el regulador autoriza al regulado la fijación de unas tarifas que cubran todos los costos más una tasa “justa y razonable” de rentabilidad al capital invertido; es decir, la empresa regulada tiene libertad de modificar sus tarifas con objeto de cumplir con la rentabilidad autorizada por el regulador sin menoscabo de su derecho a potenciar la misma y mantener la viabilidad económico–financiera. En contraposición los regulados se quejan de que, debido a la carga burocrática de este tipo de regulación, en la práctica existen diferencias significativas entre la tasa de rentabilidad aprobada y la tasa de rentabilidad real. La disyuntiva a la que se enfrenta el regulador bajo este esquema de rentabilidad máxima es privilegiar que las tarifas reflejen fielmente los costos reales de prestar el servicio, garantizando la rentabilidad, a cambio de no establecer incentivos a la eficiencia. El esquema planteado por la CRE en el Anteproyecto pretende fijar ambas cosas, tanto la rentabilidad que el permisionario puede obtener sin garantizar la misma, como la tarifa que debe cobrar; es decir, el Permisionario no tiene ningún incentivo ya que se somete a una doble fijación de los parámetros más importantes de su negocio. En América es común el manejo de cualquier de las regulaciones, más no el conjunto de ellas, ya que podría poner en riesgo la operación de su sistema o la calidad de su servicio para no rebasar el límite de Rentabilidad Máximo, haciendo inviable las nuevas inversiones y por lo tanto no masificar el servicio. Considerando lo anterior, se observa que el proyecto de DACG incorpora un elevado riesgo para la viabilidad de la operación de los permisionarios al imponer, de manera concurrente, controles estrictos sobre la rentabilidad máxima anual permitida y límites máximos a las tarifas que se revisarán en Periodos Regulatorios quinquenales. Los proyectos de inversión en redes de gasoductos para la distribución son intensivos en capital, con cuantiosas inversiones y largos tiempos de depreciación. En este sentido, el Anteproyecto sometería a los distribuidores a una presión innecesaria por el constante riesgo de incumplir ante la complejidad e imposibilidad, de planear el desarrollo del negocio para periodos de un año a fin de respetar el LRM con la restricción de tarifas máximas inamovibles. A lo anterior se suma el hecho de que la supervisión del cumplimiento de la regulación que realizaría la CRE se basaría en información real, no proyectada, y la aplicación de esa supervisión se haría con dos años de rezago. Dado lo anterior, la CRE debe reconsiderar qué tipo de regulación conviene más para cubrir los objetivos planteados en el Anteproyecto, de promover el desarrollo eficiente de la industria y de mercados competitivos para la prestación del Servicio de Distribución por medio de ducto de Gas Natural, que reflejen las mejores prácticas en las decisiones de inversión y operación, así como de protección de los intereses de los Usuarios y Usuarios Finales, para fomentar la demanda y uso racional del Servicio. ii) Tarifa en términos reales con supervisión en términos nominales El esquema de regulación vigente instruye claramente un esquema de revisión tarifaria en términos reales, donde se establece que toda la información del plan de negocios que se presente para diferentes periodos de tiempo y corresponda a valores monetarios, deberá expresarse en pesos sin ajustes por inflación o variaciones en el tipo de cambio. Por lo tanto, no había una distorsión entre la tarifa aprobada y los parámetros de revisión. La tasa de rentabilidad, por ende, está fijada también en términos reales. Es decir, los cargos máximos y los componentes del ingreso requerido, se encontraban a una misma fecha de expresión, en perfecta sintonía. El presente Anteproyecto establece que los permisionarios únicamente podrán actualizar la lista de tarifas cada 12 meses por la inflación en el año anterior. Y por otro lado menciona que, la evaluación del flujo neto, corresponderá a la diferencia entre los ingresos anuales y la suma de los costos de Operación, Mantenimiento, Administración y Ventas (OMAV) correspondientes al Servicio de Distribución, Costos Anual de la Inversión (CAI) y los Impuestos; en dónde los ingresos, los costos OMAV y los impuestos a las utilidades, estarán basados en la información de los estados financieros dictaminados, que se encuentran expresados en términos nominales, sin embargo, el costo anual de la inversión se calcula en términos reales. Por lo tanto, tenemos la fijación de los cargos máximos en términos reales con una supervisión que combina componentes nominales (dictámenes contables) y reales (CAI), distorsionado completamente la supervisión del LRM con la fijación de las Tarifas, creando una disociación teórica-práctica en la aplicación de esta nueva regulación. iii) Certeza jurídica a) Tasa de Rentabilidad El anteproyecto reduce la certidumbre de las inversiones anuales toda vez que el activo principal de un sistema de distribución son los ductos, cuyas inversiones se realizan para un horizonte de uso de 30 años. Es decir, el inversionista decide invertir para recuperar su inversión de largo plazo (30 años); sin embargo, los incentivos a la inversión propuestos en el Anteproyecto son de corto plazo, ya que de acuerdo con la metodología propuesta en el Anteproyecto el LRM, no se respeta la rentabilidad aprobada por la Comisión en el año de decisión de inversión para la totalidad de la vida útil del activo. b) Incentivo a la Expansión Sin bien la CRE propone la creación de un “Incentivo a la Expansión” (IE), el cual otorga un delta de hasta 3% a la tasa de rentabilidad anual para la inversión ejecutada en dicho año, este delta tiene una duración de solo 12 meses; esto significa que el permisionario toma el riesgo de invertir en proyectos que recuperará en 30 años y solo en el primero teóricamente podrá ser acreedor a dicho incentivo. El esquema regulatorio actual permite al permisionario tener el incentivo de crecimiento con certidumbre, toda vez que otorga la rentabilidad a la inversión durante el período regulatorio de 5 años. Además, el Incentivo de Expansión del Anteproyecto otorga el delta a la rentabilidad con al menos un año de retraso. Por otro lado, los parámetros utilizados para determinar el Incentivo a la Expansión no tienen relación con el monto de la inversión ni con el permiso de distribución aprobado por la CRE. La Comisión propone utilizar las viviendas con toma de agua en una entidad federativa como la densidad poblacional; es decir, tomar las viviendas con toma de agua como referencia de posible universo de clientes potenciales de un permisionario. Esta aseveración es incorrecta, toda vez que la zona geográfica aprobada por la Comisión para un permisionario en ningún caso considera una entidad federativa completa. Es decir, con los parámetros tomados por la CRE sería prácticamente imposible para un permisionario alcanzar el Incentivo de Expansión. c) Proceso de Supervisión La supervisión del cumplimiento del Límite Máximo de Rentabilidad (LRM) se realizará mediante un mecanismo con periodicidad anual, si el permisionario supera el LRM, se aplica el factor de descuento a la tarifa de cada uno de los mercados; sin embargo, el porcentaje de descuento está dado a través de una metodología que no tiene justificación matemática o relación alguna con el porcentaje de rentabilidad superado. Es decir, si el permisionario supera el LRM por un determinado porcentaje, la aplicación del descuento a la lista de tarifas no asegura que el permisionario regrese al LRM, ya que no existe ninguna relación entre el valor del descuento aplicado a la tarifa y el porcentaje excedido de rentabilidad. Por otro lado, 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 este Anteproyecto se utilizan dos tipos de regulaciones antagónicas, el Permisionario no tendría manera de autoregular 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. d) Base de Activos Como ya se ha mencionado el permisionario invierte a largo plazo (aprox. 30 años). Es justo por eso que la Base de Activos regulada de un permisionario está compuesta por “n” activos adquiridos durante “n” años. Para que financieramente sea correcto el cálculo de una tarifa de un servicio público regulado, es necesario reexpresar dichos activos a un sólo poder adquisitivo, es lo que la Comisión define en la regulación vigente como contabilidad en pesos constantes. Sin embargo, en el Anteproyecto establece que la reexpresión solamente aplicará en un entorno inflacionario, es decir, la metodología para la reexpresión de los activos (componente fundamental para el análisis financiero de la rentabilidad del permisionario) está condicionada, lo que representa un retroceso metodológico con relación al marco regulatorio actual. Ejemplo: un activo adquirido en diciembre de 2001 por $100 pesos, en la actual regulación tiene un valor de $232 pesos a diciembre de 2021. Con la aplicación de la NIF B-10 que pretende el Anteproyecto, pasaría a tener un valor de $129 pesos a esa misma fecha (-44.5%); como es lógico, la rentabilidad de ese activo para efectos de tarifas bajaría drásticamente. 2. Contradicción con la Mejora Regulatoria: El anteproyecto es justificado por la Comisión Reguladora de Energía como una mejora regulatoria por ahorros económicos resultado de la eliminación de procesos de supervisión y, por lo tanto, disminución de pago de derechos; así como la disminución de horas hombre trabajadas por la propia Comisión y por los permisionarios. Sin embargo, el fondo metodológico del documento no constituye un impacto regulatorio positivo para la industria de distribución de gas natural y, en consecuencia, no cumple con los objetivos fundamentales de la mejora regulatoria. i) Tarifa Quinquenales El artículo 83 del Reglamento de las Actividades a que se Refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (“el Reglamento”), establece que, una vez presentada la solicitud para la aprobación y expedición de las contraprestaciones, precios y tarifas de las actividades reguladas, la Comisión llevará a cabo el análisis y evaluación de esta, teniendo un plazo de 90 días para resolver lo conducente. Sin embargo, en el Anteproyecto establece la admisión a trámite de la solicitud de autorización de la Lista de Tarifas Máximas dentro de los 10 días hábiles. Transcurrido dicho plazo sin que medie un requerimiento la Comisión tendrá un plazo de 90 días hábiles contabilizados a partir de la notificación de admisión a trámite para resolver lo conducente. Por lo cual como puede observarse el Anteproyecto incrementa al menos 10 días hábiles el plazo para la aprobación de tarifas quinquenales ii) Ajustes anuales Actualmente la Directiva para el Traslado de Precios y Tarifas la DIR-GAS-001-2007 establece que las tarifas máximas podrán ser ajustados anualmente de acuerdo con el índice de inflación y que la CRE aprobará las tarifas máximas actualizadas en un plazo máximo de 15 días contados a partir de que los Permisionarios hayan presentado la solicitud. El presente Anteproyecto se establece que los Distribuidores podrán solicitar la actualización anual por índice de inflación de forma anual y que la CRE tendrá un plazo de 30 (treinta) Días Hábiles contados a partir de que el Distribuidor haya presentado la solicitud para su aprobación. Es decir, se duplica el tiempo de respuesta, lo cual evidentemente no presenta de ninguna forma una Mejora Regulatoria. iii) Simplificación de trámites o eliminación de derechos En el Análisis costo – beneficio del Anteproyecto indica que los objetivos de este son la búsqueda de un menor costo de cumplimiento para el Permisionario, en relación con los trámites y acciones regulatorias, en comparación con lo establecido en la regulación vigente; con ello presenta: La creación de 5 (cinco) trámites y 10 (diez) Acciones Regulatorias, la simplificación de 1 (un) trámite, la modificación de 2 (dos) trámites, la eliminación de 9 (nueve) trámites y de 17 (diecisiete) Acciones Regulatorias, creación de 26 (veintiséis) Acciones Regulatorias que no resultan cuantificables y 1 (una) más que se mantiene vigente. Resumido así por la CRE, se presentaría efectivamente como una mejora regulatoria por la reducción del número de Trámites. Sin embargo, en un análisis más profundo se percibe que la simplificación de algunos trámites no es tangible, ya que en realidad sólo es una sustitución de estos o peor aún, sugieren una pérdida de derechos para el Permisionario, atentando contra el sentido económico del origen de las inversiones de los sistemas de distribución. iv) Costos En cuanto a los costos del nuevo esquema regulatorio, en el documento de “Análisis Costo – Beneficio” se señala el desglose de los costos indicado por la CRE, sin embargo, con la sustitución de trámites se comprueba que la reducción de costos no es de la magnitud que la CRE presento en su Anteproyecto. Es decir, no se percibe una reducción real de los costos que la CRE menciona en el Anteproyecto. Adicionalmente, se vislumbra que el incremento en la carga regulatoria y el modelo propuesto de supervisión anual al Permisionario implicará un incremento en el costo del capital humano para poder dar cumplimiento a los nuevos requisitos, así como al monitoreo permanente del riesgo de exceder el LRM. v) Carga Regulatoria De acuerdo con lo presentado por la CRE en el Análisis Costo – Beneficio del Anteproyecto añade disposiciones en las que requiere soportes documentales que no son especificados para indicar qué documentación requiere para dar por satisfechos los requisitos, como pueden ser la comprobación de la reserva del 100% de la capacidad del sistema o la expansión de UFBC, con lo que, la ambigüedad de la redacción de la CRE no permite al Permisionario tener certeza de la carga administrativa que podría traer el dar cumplimiento a dichos requerimientos y deja a la discrecionalidad de la CRE su requerimiento. Por otro lado, se aumentan requisitos al cumplimiento de entrega de información financiera, al tener que agregar notas e informes complementarios a los Estados Financieros Dictaminados, que suponen un mayor costo para el permisionario, así como un mayor tiempo de entrega al incrementar el grado de detalle. Adicionalmente y como se comentó en la sección iii) se han identificado que algunos trámites que dice la CRE eliminar, en realidad han sido sustituidos, por lo que no parece tangible una reducción de carga regulatoria para el Permisionario.

Fecha: 19/08/2022 14:31:54

Comentario emitido por: Consejo Coordinador Empresarial Comisión energía


La CRE plantea que el anteproyecto tiene como objetivo general 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; asimismo, reducir las barreras a la entrada al disminuir la carga administrativa que enfrentan los Distribuidores en la determinación de sus tarifas y disminuir el costo de cumplimiento en materia tarifaria. En primer término, debe señalarse que los objetivos planteados por la CRE son convergentes con los objetivos de las empresas distribuidoras de gas natural referentes a contar con una regulación que simplifique y reduzca trámites y costos, tomando en cuenta el interés de los usuarios de contar con un servicio accesible, seguro y amigable con el ambiente y sobre todo a un precio justo. Por otro lado, se coincide con la necesidad de que la CRE actualice la regulación en materia tarifaria para que ésta corresponda con la dinámica de mercado actual de la industria de distribución de gas natural por medio de ductos. Dado que mediante la CONAMER se tiene el espacio para expresar comentarios al Anteproyecto, en el presente documento, se manifiestan las dudas y comentarios conceptuales, económicos, regulatorios y legales. A continuación, se presentan comentarios y preocupaciones respecto a la idoneidad del Anteproyecto para generar condiciones de seguridad jurídica, claridad y transparencia en la elaboración y aplicación de las Regulaciones, Trámites y Servicios. Consideramos que aprobar el Anteproyecto en sus términos: 1) pondría en riesgo la viabilidad económica de la actividad de distribución de gas natural por ducto; 2) desincentivaría la inversión y expansión de las redes de distribución; 3) afectaría al sector industrial en el mediano plazo por falta de suministro confiable de gas natural e impacto para el consumidor final; 4) reduciría la oferta de gas natural e incentivaría su sustitución por otros combustibles más caros y contaminantes; y 5) afectaría el empleo, crecimiento económico y competitividad del país. 1. Incompatibilidad de esquemas tarifarios: i) Tarifa Máxima y Rentabilidad Máxima Esta propuesta regulatoria mezcla aspectos de dos de los paradigmas de la regulación: el enfoque de “rentabilidad máxima” y “regulación por incentivos (tarifa máxima)”. Si bien es cierto que en la práctica internacional no se observa la aplicación de alguno de los dos esquemas en su concepción “pura”, es necesario evitar que la regulación mezcle aspectos que por su naturaleza son antagónicos, en perjuicio de los usuarios ante la deficiencia o indisponibilidad del servicio. Actualmente, las tarifas de distribución de gas natural por medio de ductos se determinan bajo una regulación tarifa máxima; es decir, la regulación por incentivos establece un tope a las tarifas individuales de cada servicio. La tarifa máxima se determina a partir de una proyección del plan de negocios que incluye la proyección de inversiones y costos OMAV, (Operación, Mantenimiento, Administración y Venta) y considera una rentabilidad proyectada razonable que aprueba, pero no garantiza el regulador. Objetivo: Se busca incentivar a la empresa regulada a alcanzar mejoras en eficiencia y productividad a lo largo del periodo regulatorio. la empresa conserva una parte de la rentabilidad que resulta de las ganancias en eficiencia, en tanto que la otra parte la traslada a los usuarios a través del factor de eficiencia. 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. Ahora bien, la regulación propuesta por la CRE es la regulación de Rentabilidad Máxima, aquí el regulador autoriza al regulado la fijación de unas tarifas que cubran todos los costos más una tasa “justa y razonable” de rentabilidad al capital invertido; es decir, la empresa regulada tiene libertad de modificar sus tarifas con objeto de cumplir con la rentabilidad autorizada por el regulador sin menoscabo de su derecho a potenciar la misma y mantener la viabilidad económico–financiera. En contraposición los regulados se quejan de que, debido a la carga burocrática de este tipo de regulación, en la práctica existen diferencias significativas entre la tasa de rentabilidad aprobada y la tasa de rentabilidad real. La disyuntiva a la que se enfrenta el regulador bajo este esquema de rentabilidad máxima es privilegiar que las tarifas reflejen fielmente los costos reales de prestar el servicio, garantizando la rentabilidad, a cambio de no establecer incentivos a la eficiencia. El esquema planteado por la CRE en el Anteproyecto pretende fijar ambas cosas, tanto la rentabilidad que el permisionario puede obtener sin garantizar la misma, como la tarifa que debe cobrar; es decir, el Permisionario no tiene ningún incentivo ya que se somete a una doble fijación de los parámetros más importantes de su negocio. En América es común el manejo de cualquier de las regulaciones, más no el conjunto de ellas, ya que podría poner en riesgo la operación de su sistema o la calidad de su servicio para no rebasar el límite de Rentabilidad Máximo, haciendo inviable las nuevas inversiones y por lo tanto no masificar el servicio. Considerando lo anterior, se observa que el proyecto de DACG incorpora un elevado riesgo para la viabilidad de la operación de los permisionarios al imponer, de manera concurrente, controles estrictos sobre la rentabilidad máxima anual permitida y límites máximos a las tarifas que se revisarán en Periodos Regulatorios quinquenales. Los proyectos de inversión en redes de gasoductos para la distribución son intensivos en capital, con cuantiosas inversiones y largos tiempos de depreciación. En este sentido, el Anteproyecto sometería a los distribuidores a una presión innecesaria por el constante riesgo de incumplir ante la complejidad e imposibilidad, de planear el desarrollo del negocio para periodos de un año a fin de respetar el LRM con la restricción de tarifas máximas inamovibles. A lo anterior se suma el hecho de que la supervisión del cumplimiento de la regulación que realizaría la CRE se basaría en información real, no proyectada, y la aplicación de esa supervisión se haría con dos años de rezago. Dado lo anterior, la CRE debe reconsiderar qué tipo de regulación conviene más para cubrir los objetivos planteados en el Anteproyecto, de promover el desarrollo eficiente de la industria y de mercados competitivos para la prestación del Servicio de Distribución por medio de ducto de Gas Natural, que reflejen las mejores prácticas en las decisiones de inversión y operación, así como de protección de los intereses de los Usuarios y Usuarios Finales, para fomentar la demanda y uso racional del Servicio. ii) Tarifa en términos reales con supervisión en términos nominales El esquema de regulación vigente instruye claramente un esquema de revisión tarifaria en términos reales, donde se establece que toda la información del plan de negocios que se presente para diferentes periodos de tiempo y corresponda a valores monetarios, deberá expresarse en pesos sin ajustes por inflación o variaciones en el tipo de cambio. Por lo tanto, no había una distorsión entre la tarifa aprobada y los parámetros de revisión. La tasa de rentabilidad, por ende, está fijada también en términos reales. Es decir, los cargos máximos y los componentes del ingreso requerido, se encontraban a una misma fecha de expresión, en perfecta sintonía. El presente Anteproyecto establece que los permisionarios únicamente podrán actualizar la lista de tarifas cada 12 meses por la inflación en el año anterior. Y por otro lado menciona que, la evaluación del flujo neto, corresponderá a la diferencia entre los ingresos anuales y la suma de los costos de Operación, Mantenimiento, Administración y Ventas (OMAV) correspondientes al Servicio de Distribución, Costos Anual de la Inversión (CAI) y los Impuestos; en dónde los ingresos, los costos OMAV y los impuestos a las utilidades, estarán basados en la información de los estados financieros dictaminados, que se encuentran expresados en términos nominales, sin embargo, el costo anual de la inversión se calcula en términos reales. Por lo tanto, tenemos la fijación de los cargos máximos en términos reales con una supervisión que combina componentes nominales (dictámenes contables) y reales (CAI), distorsionado completamente la supervisión del LRM con la fijación de las Tarifas, creando una disociación teórica-práctica en la aplicación de esta nueva regulación. iii) Certeza jurídica a) Tasa de Rentabilidad El anteproyecto reduce la certidumbre de las inversiones anuales toda vez que el activo principal de un sistema de distribución son los ductos, cuyas inversiones se realizan para un horizonte de uso de 30 años. Es decir, el inversionista decide invertir para recuperar su inversión de largo plazo (30 años); sin embargo, los incentivos a la inversión propuestos en el Anteproyecto son de corto plazo, ya que de acuerdo con la metodología propuesta en el Anteproyecto el LRM, no se respeta la rentabilidad aprobada por la Comisión en el año de decisión de inversión para la totalidad de la vida útil del activo. b) Incentivo a la Expansión Sin bien la CRE propone la creación de un “Incentivo a la Expansión” (IE), el cual otorga un delta de hasta 3% a la tasa de rentabilidad anual para la inversión ejecutada en dicho año, este delta tiene una duración de solo 12 meses; esto significa que el permisionario toma el riesgo de invertir en proyectos que recuperará en 30 años y solo en el primero teóricamente podrá ser acreedor a dicho incentivo. El esquema regulatorio actual permite al permisionario tener el incentivo de crecimiento con certidumbre, toda vez que otorga la rentabilidad a la inversión durante el período regulatorio de 5 años. Además, el Incentivo de Expansión del Anteproyecto otorga el delta a la rentabilidad con al menos un año de retraso. Por otro lado, los parámetros utilizados para determinar el Incentivo a la Expansión no tienen relación con el monto de la inversión ni con el permiso de distribución aprobado por la CRE. La Comisión propone utilizar las viviendas con toma de agua en una entidad federativa como la densidad poblacional; es decir, tomar las viviendas con toma de agua como referencia de posible universo de clientes potenciales de un permisionario. Esta aseveración es incorrecta, toda vez que la zona geográfica aprobada por la Comisión para un permisionario en ningún caso considera una entidad federativa completa. Es decir, con los parámetros tomados por la CRE sería prácticamente imposible para un permisionario alcanzar el Incentivo de Expansión. c) Proceso de Supervisión La supervisión del cumplimiento del Límite Máximo de Rentabilidad (LRM) se realizará mediante un mecanismo con periodicidad anual, si el permisionario supera el LRM, se aplica el factor de descuento a la tarifa de cada uno de los mercados; sin embargo, el porcentaje de descuento está dado a través de una metodología que no tiene justificación matemática o relación alguna con el porcentaje de rentabilidad superado. Es decir, si el permisionario supera el LRM por un determinado porcentaje, la aplicación del descuento a la lista de tarifas no asegura que el permisionario regrese al LRM, ya que no existe ninguna relación entre el valor del descuento aplicado a la tarifa y el porcentaje excedido de rentabilidad. Por otro lado, 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 este Anteproyecto se utilizan dos tipos de regulaciones antagónicas, el Permisionario no tendría manera de autoregular 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. d) Base de Activos Como ya se ha mencionado el permisionario invierte a largo plazo (aprox. 30 años). Es justo por eso que la Base de Activos regulada de un permisionario está compuesta por “n” activos adquiridos durante “n” años. Para que financieramente sea correcto el cálculo de una tarifa de un servicio público regulado, es necesario reexpresar dichos activos a un sólo poder adquisitivo, es lo que la Comisión define en la regulación vigente como contabilidad en pesos constantes. Sin embargo, en el Anteproyecto establece que la reexpresión solamente aplicará en un entorno inflacionario, es decir, la metodología para la reexpresión de los activos (componente fundamental para el análisis financiero de la rentabilidad del permisionario) está condicionada, lo que representa un retroceso metodológico con relación al marco regulatorio actual. Ejemplo: un activo adquirido en diciembre de 2001 por $100 pesos, en la actual regulación tiene un valor de $232 pesos a diciembre de 2021. Con la aplicación de la NIF B-10 que pretende el Anteproyecto, pasaría a tener un valor de $129 pesos a esa misma fecha (-44.5%); como es lógico, la rentabilidad de ese activo para efectos de tarifas bajaría drásticamente. 2. Contradicción con la Mejora Regulatoria: El anteproyecto es justificado por la Comisión Reguladora de Energía como una mejora regulatoria por ahorros económicos resultado de la eliminación de procesos de supervisión y, por lo tanto, disminución de pago de derechos; así como la disminución de horas hombre trabajadas por la propia Comisión y por los permisionarios. Sin embargo, el fondo metodológico del documento no constituye un impacto regulatorio positivo para la industria de distribución de gas natural y, en consecuencia, no cumple con los objetivos fundamentales de la mejora regulatoria. i) Tarifa Quinquenales El artículo 83 del Reglamento de las Actividades a que se Refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (“el Reglamento”), establece que, una vez presentada la solicitud para la aprobación y expedición de las contraprestaciones, precios y tarifas de las actividades reguladas, la Comisión llevará a cabo el análisis y evaluación de esta, teniendo un plazo de 90 días para resolver lo conducente. Sin embargo, en el Anteproyecto establece la admisión a trámite de la solicitud de autorización de la Lista de Tarifas Máximas dentro de los 10 días hábiles. Transcurrido dicho plazo sin que medie un requerimiento la Comisión tendrá un plazo de 90 días hábiles contabilizados a partir de la notificación de admisión a trámite para resolver lo conducente. Por lo cual como puede observarse el Anteproyecto incrementa al menos 10 días hábiles el plazo para la aprobación de tarifas quinquenales ii) Ajustes anuales Actualmente la Directiva para el Traslado de Precios y Tarifas la DIR-GAS-001-2007 establece que las tarifas máximas podrán ser ajustados anualmente de acuerdo con el índice de inflación y que la CRE aprobará las tarifas máximas actualizadas en un plazo máximo de 15 días contados a partir de que los Permisionarios hayan presentado la solicitud. El presente Anteproyecto se establece que los Distribuidores podrán solicitar la actualización anual por índice de inflación de forma anual y que la CRE tendrá un plazo de 30 (treinta) Días Hábiles contados a partir de que el Distribuidor haya presentado la solicitud para su aprobación. Es decir, se duplica el tiempo de respuesta, lo cual evidentemente no presenta de ninguna forma una Mejora Regulatoria. iii) Simplificación de trámites o eliminación de derechos En el Análisis costo – beneficio del Anteproyecto indica que los objetivos de este son la búsqueda de un menor costo de cumplimiento para el Permisionario, en relación con los trámites y acciones regulatorias, en comparación con lo establecido en la regulación vigente; con ello presenta: La creación de 5 (cinco) trámites y 10 (diez) Acciones Regulatorias, la simplificación de 1 (un) trámite, la modificación de 2 (dos) trámites, la eliminación de 9 (nueve) trámites y de 17 (diecisiete) Acciones Regulatorias, creación de 26 (veintiséis) Acciones Regulatorias que no resultan cuantificables y 1 (una) más que se mantiene vigente. Resumido así por la CRE, se presentaría efectivamente como una mejora regulatoria por la reducción del número de Trámites. Sin embargo, en un análisis más profundo se percibe que la simplificación de algunos trámites no es tangible, ya que en realidad sólo es una sustitución de estos o peor aún, sugieren una pérdida de derechos para el Permisionario, atentando contra el sentido económico del origen de las inversiones de los sistemas de distribución. iv) Costos En cuanto a los costos del nuevo esquema regulatorio, en el documento de “Análisis Costo – Beneficio” se señala el desglose de los costos indicado por la CRE, sin embargo, con la sustitución de trámites se comprueba que la reducción de costos no es de la magnitud que la CRE presento en su Anteproyecto. Es decir, no se percibe una reducción real de los costos que la CRE menciona en el Anteproyecto. Adicionalmente, se vislumbra que el incremento en la carga regulatoria y el modelo propuesto de supervisión anual al Permisionario implicará un incremento en el costo del capital humano para poder dar cumplimiento a los nuevos requisitos, así como al monitoreo permanente del riesgo de exceder el LRM. v) Carga Regulatoria De acuerdo con lo presentado por la CRE en el Análisis Costo – Beneficio del Anteproyecto añade disposiciones en las que requiere soportes documentales que no son especificados para indicar qué documentación requiere para dar por satisfechos los requisitos, como pueden ser la comprobación de la reserva del 100% de la capacidad del sistema o la expansión de UFBC, con lo que, la ambigüedad de la redacción de la CRE no permite al Permisionario tener certeza de la carga administrativa que podría traer el dar cumplimiento a dichos requerimientos y deja a la discrecionalidad de la CRE su requerimiento. Por otro lado, se aumentan requisitos al cumplimiento de entrega de información financiera, al tener que agregar notas e informes complementarios a los Estados Financieros Dictaminados, que suponen un mayor costo para el permisionario, así como un mayor tiempo de entrega al incrementar el grado de detalle. Adicionalmente y como se comentó en la sección iii) se han identificado que algunos trámites que dice la CRE eliminar, en realidad han sido sustituidos, por lo que no parece tangible una reducción de carga regulatoria para el Permisionario.

Fecha: 19/08/2022 14:20:01



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Información del Anteproyecto:


Dependencia:

CRE-Comisión Reguladora de Energía

Fecha Publicación:

25/07/2022 08:00:00

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