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En esta sección se analiza la inversión extranjera que se realiza en gas natural, como producto de los cambios en las modificaciones legales, analizados al inicio de este caso de estudio. Como ya se ha dicho, la motivación de esta reforma está dada por el hecho de que México desea desarrollar un mercado interno del gas, extendiendo el consumo a los hogares y al transporte.

El mayor obstáculo para el desarrollo del mercado del gas natural en México ha sido la falta de inversiones en gasoductos de larga distancia para el transporte del gas cuya producción está ubicada en la Península del Yucatán en el sur, mientras que el grueso de la demanda se origina en el norte. Para subsanar esta situación, PEMEX tiene planeado el desarrollo del campo de gas natural de Burgos, en el noreste del país.

Para la CRE, que es el ente encargado de regular el mercado de gas natural, la demanda de gas natural crecería a una tasa anual promedio de 6,8% entre 2003 y 2012. Se espera que la producción de gas natural se incremente a una tasa anual promedio de 4,2% entre 2003 y 2012. Por lo tanto, hay una brecha entre oferta y demanda que debe cubrirse. Según la CRE, esto se está logrando en parte con los permisos de transporte de acceso abierto, así como con los permisos de distribución de gas natural en varias ciudades del país. Los retos del futuro consisten lograr una mayor producción de gas natural en la cuenca de Burgos y en incrementar las importaciones vía ductos y barcos (proyectos de GNL). A continuación se analiza el aporte de la IED en esos cuatro sectores:

1.

Permisos de distribución de gas natural

Entre septiembre de 1996 y julio de 2000, la CRE asignó, por licitación, 21 permisos para la distribución de gas natural en varias regiones del país.30 En su conjunto, estos permisos comprometieron inversiones totales por 989 millones de dólares. Están involucradas importantes ciudades como México DF, Guadalajara, Monterrey y Ciudad Juárez.

Cuadro 30 MÉXICO: GAS NATURAL; PERMISOS DE DISTRIBUCIÓN POR ACCIONISTA PRINCIPAL DE LAS EMPRESAS PERMISIONARIAS

Meta de

Cobertura Longitud

Inversión comprometida

Accionista principal País de

origen

Permiso s

Usuarios % Km % MMUS$ %

Gas Natural SDGa _{España 7 1 236 739 53 12 982 46 437 44,1} Gaz de France Francia 3 479 341 20 5 297 19 258 26,1 Tractebel Bélgica 3 258 897 11 3 390 12 145 14,7 Sempra Energy EE.UU. 3 126 883 5 2 663 9 100 10,1

KN Energy EE.UU. 1 26 250 1 505 2 21 2,2

Gas Natural de Juarez México 1 129 045 6 1 828 7 13 1,3

TXU Energy EE.UU. 1 50 079 2 921 3 11 1,1

Grupo Diavaz México 1 6 684 0 120 0 3 0,3

Cía. Nacional de Gas México 1 25 608 1 336 1 1 0,1

Total 21 2 339 526 100 28 042 100 989 100

Extranjeras 18 2 178 189 93 25 758 92 973 98,3 Mexicanas 3 161 337 7 2 284 8 16 1,7

Fuente: Elaboración del autor, sobre la base de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) (2004).

a _{Controlada por REPSOL.}

Asimismo, estos permisos implican la construcción de 28.042 km de ductos, y una meta de cobertura de 2.339.526 usuarios. De estos permisos, 18 han sido adquiridos por empresas controladas por compañías extranjeras, los que concentran el 93,0% de la meta total de cobertura de usuarios, el 92% de la longitud total de los proyectos, y el 98,0% de las inversiones comprometidas.

Entre ellos, destaca Gas Natural México, filial 100% de Gas Natural SDG (España) controlada por REPSOL,31 con el 53,0% de la meta de cobertura, el 46,0% de la longitud, y el 44,0% de las inversiones comprometidas (véase cuadro 30). Las siguen 2 empresas europeas: Gaz de France (Francia) y Tractebel (Bélgica), así como tres empresas de EEUU.

2.

Permisos de transporte de acceso abierto

Al 2003, se han otorgado 15 permisos de transporte de acceso abierto que comprometen inversiones por más de 1.385 millones de dólares para construir casi 11 mil km de gasoductos. PEMEX, a través de su filial PEMEX-Gas y Petroquímica Básica,32 está entre los permisionarios y concentra cerca del 33,0% de las inversiones totales comprometidas y cerca del 83,0% de la longitud total comprometida en los 15 permisos. El resto corresponde a empresas extranjeras. Entre éstas se destaca TransCanadá (aguas afuera de la Península del Yucatán), con 276,9 millones de dólares.

Cuadro 31 MÉXICO: GAS NATURAL – PERMISOS DE TRANSPORTE DE ACCESO ABIERTO

(En kilómetros y millones de dólares)

Empresa permisionaria Accionista principal y país de origen Longitud Inversió

n

Midcon de México KN Energy (EEUU) 155 45,0

Energía Mayakan TransCanada PipeLines (Canadá) 710 276,9 TransCanada del Bajío TransCanada PipeLines (Canadá) 203 56,5 Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGB) PGPB (México) 339 22,1 Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGB) PGPB (México) 8 704 436,5 Tulsa Gas Technologies (TGT) de México Techint (Argentina) 200 53,5

Gasoductos de Tamaulipas El Paso (50% EE.UU.)

PGPB (50% México) 114 238,7

Otros 440 256,0

Total 10 865 1 385,2

Fuente: Comisión Reguladora de Energía (CRE), 2003.

La CRE también ha otorgado 69 permisos de transporte de uso propio, los que comprometen inversiones por 191 millones de dólares y la construcción de 672 km de ductos.

31

REPSOL tiene el 47% de las acciones seguida por Caixa Holding S.A. con el 26,1%. 32

Tiene dos permisos en donde es la única operadora. El más importante corresponde a la construcción del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) de 8.704 km de longitud con 436,5 millones de dólares de inversiones comprometidas. Está también asociada con El Paso Natural Gas (EE.UU.) en un proyecto.

3.

La participación de la inversión privada en las actividades de

producción de gas natural

Para llevar a cabo la amplia ción de la inversión en la explotación de gas natural en la Cuenca de Burgos,33 PEMEX ha desarrollado la forma contractual denominada Contratos de Servicios Múltiples (CSM). En los CSM, las empresas privadas, nacionales y extranjeras, pueden desarrollar diversos servicios entre los que se encuentran: estudios sísmicos, perforación y desarrollo de pozos, construcción de gasoductos y mantenimiento.

Según PEMEX, estos contratos son necesarios pues PEMEX no cuenta con los recursos suficientes para atender el creciente aumento de la demanda de gas natural en México, la cual se estima que se elevará en 60,0% en los próximos años.34

Según PEMEX, este mecanismo es jurídicamente viable y no se necesita modificar la Constitución para que empresas privadas construyan y financien las obras y provean servicios de mantenimiento para elevar la producción de gas. Los CSM garantizan que todos los activos fijos construidos por las empresas privadas son de propiedad de PEMEX.

Por ello, afirma PEMEX (2003):

“los CSM no requieren modificación algunas de las leyes vigentes, pues han sido con estricto apego al marco legal actual, que incluye las siguientes leyes: Ley Reglamentaria del Art. 27 Constitucional; Ley General de Deuda Pública, Ley de Ingresos 2003 y Decreto de Presupuesto de Egresos Fiscales (PEF) 2003; Art. 134 Constitucional y Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas”.

Los CSM han recibido múltiples críticas de parlamentarios de la oposición, que afirman que, según la Constitución, sólo PEMEX puede realizar actividades de explotación de gas natural, por lo que no pueden otorgarse esas facultades a empresas privadas.

Hasta marzo del 2004, se han adjudicado cinco CSM a diversas empresas extranjeras, entre las cuales REPSOL (España), Teikoku (Japón), PETROBRAS y Lewis Energy (EE.UU.). Las inversiones comprometidas a largo plazo ascienden a 4.343 millones de dólares. PEMEX estima que la producción aumentará en 440 mmpcd y se generarán ahorros por 750 millones de dólares.

Cuadro 32 PEMEX: ADJUDICACIÓN DE CONTRATOS DE SERVICIOS MÚLTIPLES

(En millones de pesos y años)

Bloque Empresa Inversión Plazo

Reynosa Monterrey REPSOL (España) 2 437 20

Cuervito Petrobras/Teikoku (Japón)

DS Petroleum (México) 261 15

Misión Techint (Argentina)

Industrial de Campeche (México) 1 036 20

Fronterizo Petrobras (Brasil)

DS Petroleum (México) 265 15

Olmos Lewis Energy Group (EE.UU.) 344 15

33

La cuenca de Burgos se extiende sobre un área de 12.500 km2 en el nordeste del país, entre los estados de Coahuila, Tamaulipas y Nuevo León. Cuenta con reservas potenciales por 4,5 millones de pies cúbicos y sus condiciones geológicas son similares a los yacimientos de gas en el sur de Texas, en colindancia con la República Mexicana.

Corindón-Pandura Desierto (postergado junio 2004) Ricos Desierto (postergado junio 2004)

Total 4 343

Fuente: Petróleos Mexicanos (PEMEX).

4.

Las inversiones en gas natural líquido (GNL)

Durante el 2003, la CRE otorgó cuatro permisos para la construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de GNL en México:

· Marathon (Baja California, Tijuana) · Sempra (Baja California, Ensenada) · Shell (Baja California, Ensenada) · Shell (Golfo de México, Altamira)

Se estima que los proyectos empezarán operaciones durante 2006 y 2007. Estos proyectos son motivo de una fuerte oposición por parte de ambientalistas, así como por las autoridades locales. Hay una solicitud adicional de Chevron/Texaco (diciembre del 2003), para desarrollar una planta de regasificación en las Islas Coronado. Se afirma que, de esa manera, el permiso se podría otorgar pues está bajo la jurisdicción federal.

Cuadro 33 COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA (CRE): PROYECTOS DE GAS NATURAL LÍQUIDO (GNL)

(En volúmenes e inversiones)

Baja California MMPCD Inversión

GNBC (Marathon) 0,7 a 1,0 350 a 700

ECA (Sempra) 1,0 a 1,3 350 a 700

Shell 1,0 a 1,3 350 a 700

Chevron Texaco (Islas Coronado) a _{0,7 a 1,4 350 a 700}

Golfo de México 350 a 700

Altamira (Shell) 0,7 a 1,1 350 a 700

Total 4,1 a 6,1 1 750 a 3 500

Fuente: Comisión Reguladora de Energía (CRE), Dr. Raúl Monteforte, Desarrollo del Gas Natural en

México: Perspectiva regulatoria, noviembre 2003. a

En proceso de licitación a marzo del 2004.