Análisis técnico y claro sobre cómo calcular el Ingreso Requerido (IR) en transmisión eléctrica bajo el nuevo Acuerdo de la CNE. Explicamos sus componentes, ejemplos numéricos, impacto en tarifas y cómo prepararse para cumplir sin fricción.
En el nuevo Acuerdo de la Comisión Nacional de Energía sobre tarifas reguladas de transmisión, todo termina pasando por un número clave: el Ingreso Requerido (IR). Ahí se decide, en la práctica, cuánto se va a recuperar vía tarifas por operar, mantener y ampliar la red de transmisión.
En el artículo ancla de esta serie, la guía de cumplimiento del Acuerdo de la CNE sobre tarifas de transmisión, ya se planteó el mapa general: sujetos obligados, plazos, entregables y riesgos. Este texto va a un terreno más incómodo, pero inevitable: las fórmulas. La pregunta que responde es simple y brutal:
¿Cómo se construye el Ingreso Requerido, de forma que el regulador lo acepte y las tarifas reflejen de verdad la realidad de la red?
Responder eso exige entender de qué está hecho el IR, cómo se arma a partir de la Información Regulatoria de Costos y Activos (IRC), y qué implican en la práctica conceptos como tasa de retorno, factor de actualización o retribución a las inversiones.
La lógica del acuerdo es clara: el IR debe cubrir costos eficientes, remunerar el capital invertido, mandar señales correctas de inversión y evitar el doble cobro cuando hay otras fuentes de ingreso. Si no se entiende ese rompecabezas, el área técnica habla un idioma, el área financiera otro y el regulador un tercero.
El Acuerdo no deja el IR como algo abstracto. Lo descompone en bloques muy concretos que la transportista debe reportar con contabilidad segmentada en su IRC. A grandes rasgos, el IR anual se construye con:
Costos de operación, mantenimiento y administración (OMA).
Costo de capital regulado, que incluye retorno y depreciación de los activos de transmisión, más el efecto de pérdidas en bajas y deuda asociada.
Costos de esquemas de financiamiento con terceros, cuando hay vehículos, contratos o asociaciones que aportan infraestructura o recursos a la red.
Gasto en investigación y desarrollo tecnológico (I+D) directamente ligado a la transmisión.
Retribución a las inversiones que cumplen con la planeación vinculante y los criterios del propio Acuerdo.
Otros ingresos relacionados, que se restan para evitar sobre-recuperaciones.
Factor de Actualización (FA), que ajusta todo lo anterior por tipo de cambio e inflación relevante para el sector.
Si lo decimos en una sola frase, el IR es:
La suma de tus costos y remuneraciones reguladas, menos los ingresos paralelos, llevada al año de aplicación mediante un factor de actualización.
En teoría, suena razonable. En la práctica, el diablo está en cómo clasificas, documentas y calculas cada pieza dentro de la contabilidad regulatoria. Si un costo que debería ir a transmisión se queda perdido en otra línea de negocio, no entra al IR. Si un ingreso no se descuenta donde debe, el regulador puede ajustar a la baja.
El punto de partida real no es la fórmula, es la Información Regulatoria de Costos y Activos (IRC). Ahí se declara todo lo que el Acuerdo espera ver para poder procesar el IR:
Costos OMA, desglosados por concepto y asignados a transmisión.
Activos de transmisión, con su valor neto, antigüedad, vida útil y movimientos.
Estructura de deuda y patrimonio que alimenta la tasa de retorno.
Inversiones recientes y planeadas.
Proyectos de I+D vinculados al servicio de transmisión.
Otros ingresos que dependen de esa misma infraestructura.
Con esa IRC validada, el regulador empieza a aplicar la metodología. El flujo conceptual es más o menos así:
Se calculan los costos del Año Base.
Se suman los costos OMA atribuibles al servicio de transmisión. Se calcula el costo de capital regulado con base en el valor de los activos, la depreciación y la carga financiera. Se incorporan costos de I+D, pagos a esquemas de financiamiento con terceros y la retribución a inversiones válidas. Luego se restan los otros ingresos asociados.
Se determina la tasa de retorno regulatoria.
Esa tasa combina costo de capital propio, costo de la deuda, estructura de financiamiento y una prima de riesgo. No es un número político: está anclado a parámetros financieros y a la realidad del mercado.
Se calcula la retribución a las inversiones.
A partir de las inversiones elegibles, se estima el retorno y la depreciación regulatoria. No todo proyecto entra: debe cumplir con criterios de planeación, eficiencia y necesidad del sistema.
Se define el Factor de Actualización.
El FA ajusta los valores del Año Base para llevarlos al año de aplicación de las tarifas. Mezcla tipo de cambio e índices de precios relevantes para la cadena eléctrica, con ponderaciones específicas por componente.
Se obtiene el IR del año de aplicación.
Con todos los bloques calculados y actualizados, se arma el Ingreso Requerido anual. Después viene la etapa de repartirlo: primero entre uso de la red (inyección y retiro), luego entre niveles de tensión, y finalmente entre los volúmenes proyectados de energía, para llegar a las tarifas en pesos por kWh.
En el artículo ancla se ve la película completa: quién entrega qué, en qué fechas y con qué consecuencias si no llega a tiempo. Aquí nos quedamos en la sala de máquinas donde se suman pesos y se multiplican factores.
Imaginemos una transportista con esta foto anual del Año Base (cifras redondeadas, en millones de pesos):
Costos OMA atribuibles a transmisión: 20,000
Costo de capital regulado: 15,000
Costos de financiamiento con terceros: 3,000
Gasto en I+D aplicable a transmisión: 500
Retribución a inversiones reconocidas: 2,000
Otros ingresos relacionados con esos activos: 1,500
Primero se arma el bloque de costos brutos:
20,000 + 15,000 + 3,000 + 500 + 2,000 = 40,500 millones.
Después se descuentan los otros ingresos:
40,500 – 1,500 = 39,000 millones.
Ese valor está todavía en pesos del Año Base. Supongamos ahora que, al aplicar la fórmula del Factor de Actualización, se obtiene un FA de 1.12, es decir, una actualización acumulada del 12 % por efecto de tipo de cambio e inflación sectorial.
Entonces, el Ingreso Requerido para el año de aplicación queda en:
IR = 39,000 × 1.12 = 43,680 millones de pesos.
Este número ya es el que alimenta la siguiente etapa: su reparto entre inyección y retiro, entre niveles de tensión y, más adelante, entre las previsiones de energía para llegar a las tarifas finales.
Tomemos el IR del ejemplo anterior: 43,680 millones de pesos. El acuerdo establece parámetros para repartir ese monto entre dos usos básicos de la red:
Una proporción asignada a inyección.
Una proporción asignada a retiro.
Si, por ejemplo, se decide un reparto de 30 % para inyección y 70 % para retiro, el IR se separa así:
IR por inyección: 43,680 × 0.30 = 13,104 millones de pesos.
IR por retiro: 43,680 × 0.70 = 30,576 millones de pesos.
Ahora supongamos que, para el año de aplicación, la energía total inyectada a la red de transmisión se proyecta en 100,000 GWh, es decir, 100 mil millones de kWh.
Si tomamos sólo la parte de inyección para simplificar el ejemplo, la tarifa promedio de transmisión asociada a ese uso sería:
TTEE_iny = 13,104,000,000 / 100,000,000,000 ≈ 0.1310 pesos por kWh.
Es decir, alrededor de 13 centavos por kWh como componente de transmisión por inyección. En la realidad, la metodología va más lejos: divide este IR por niveles de tensión y por otros criterios operativos, y hace el mismo ejercicio para el retiro. Pero el corazón del cálculo es este: un IR repartido entre la energía que realmente circula por la red.
Cuando la CNE revisa el Ingreso Requerido no está pensando sólo en una cifra final, sino en la historia que cuentan los datos detrás:
Si tus costos OMA de transmisión están bien separados del resto de la empresa.
Si los activos que dices tener coinciden con la infraestructura realmente en operación y con los registros contables.
Si tu estructura de deuda y patrimonio refleja un apalancamiento razonable frente al riesgo del negocio.
Si los proyectos de I+D y las inversiones que pides retribuir tienen sentido frente a la planeación del sistema.
Si los otros ingresos están correctamente descontados para no cobrar dos veces por el mismo activo.
Cuando esa historia no cuadra, el mensaje es duro: el regulador puede recortar costos no justificados, ajustar parámetros de retorno o pedir información adicional que atrase todo el ciclo tarifario. Y, en los casos más graves, abrir la puerta a sanciones y a decisiones unilaterales.
En otras palabras: un IR mal construido no sólo es un problema de fórmulas, es un problema de credibilidad.
Esta serie sobre el Acuerdo de la CNE está pensada para algo más que “entender la norma”. El objetivo es que puedas usar la regulación como un tablero de decisiones, no como una amenaza permanente.
El artículo ancla te da el mapa: quién, cuándo, qué plazos y qué riesgos.
Este artículo te muestra el centro de gravedad numérico del acuerdo: el Ingreso Requerido.
Los siguientes textos de la serie bajarán todavía más al detalle: checklist de plazos, guía para armar la IRC, análisis de impacto para generadores y usuarios calificados, mapa de riesgos y, finalmente, cómo automatizar todo esto con IA regulatoria.
En AI Regula Solutions partimos de una premisa sencilla:
IA Regulatoria + Energía = Cumplimiento sin fricción.
Eso significa poner a trabajar tus datos, tu contabilidad regulatoria y tu conocimiento operativo en un solo flujo: uno que calcule el IR, lo contraste con escenarios y te avise cuando algo se está desviando antes de que el regulador lo haga.
Este artículo es una pieza de ese flujo. Si tu equipo entiende el IR, deja de ver las tarifas de transmisión como una caja negra y empieza a verlas como lo que son: la traducción regulatoria de cómo está gestionando la red, sus inversiones y sus riesgos.
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