gas natural, ¿detonador del desarrollo industrial en

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE ECONOMÍA

SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

GAS NATURAL, ¿DETONADOR DEL DESARROLLO INDUSTRIAL EN MÉXICO?

CASO DEL LITORAL PACÍFICO

T E S I S QUE PARA OBTENER EL GRADO DE

MAESTRO EN CIENCIAS ECONÓMICAS

(E C O N O M Í A I N D U S T R I A L)

P R E S E N T A

DANIEL MARTÍNEZ SALINAS

MÉXICO, D.F. NOVIEMBRE DE 2008

Dedico este documento a mi esposa Rosy y a mis hijos Dany y Diego. Son mi motivo de vida y punto de referencia para fijar nuevos horizontes.

Aprovecho la ocasión para ofrecer mi gratitud y respeto a:

Mis padres, por otorgarme el don de la vida y regalarme los instrumentos para hacerle frente. La instrucción, apoyo y amistad de mi asesor, el M. en C. Edze K. Kieft Mulder. Mis amigos, por su generoso respaldo e interés en la culminación de este trabajo: Maricela, Juan Mariano, Irene, Manuel y Julio César. El Ing. Héctor Torres Montes, por su amplio apoyo y confianza. Mis profesores de la Maestría en Ciencias de la Escuela Superior de Economía-IPN. Todos aquellos que me ofrecieron sus ideas, tiempo y conocimientos:

Verónica Moreno Garduño Sara Ruiz Hernández Juan Roberto Lozano Maya Gelacio Martín Sánchez Nancy Javier Flores Mark Aguilar Bruce

I

Contenido

Índice de cuadros, gráficas, mapas, diagramas e imágenes .................................................... V Siglas y abreviaturas .................................................................................................................... IX Unidades de medida, prefijos y factores de conversión ......................................................... XII Glosario ........................................................................................................................................ XV Resumen ......................................................................................................................................... 1 Abstract .......................................................................................................................................... 3 Introducción ................................................................................................................................... 5 Capítulo 1. El desarrollo industrial en México y el mercado de gas natural .................... 7

1.1. El desarrollo industrial en México: análisis histórico-regional ............................................ 7 1.1.1. Del periodo postcolonial al siglo XX .............................................................................. 7 1.1.2. México a partir del auge petrolero (1970-1995) .......................................................... 13 1.1.3. El desempeño de la industria en México (1995 – 2004) ............................................. 17

1.1.3.1 Entorno nacional ......................................................................................... 17 1.1.3.2 Análisis regional .......................................................................................... 18 1.1.3.3 Región de estudio ....................................................................................... 20

1.2. La disponibilidad y uso de la energía en el país............................................................... 22 1.2.1. Energía: elementos conceptuales ............................................................................... 22

1.2.1.1 Energía primaria ......................................................................................... 22 1.2.1.2 Energía secundaria ..................................................................................... 23

1.3. Oferta y transformación de energía primaria (1995-2005) ............................................... 23 1.3.1. Consumo final de energía ........................................................................................... 25

1.4. El perfil del gas natural ..................................................................................................... 28 1.4.1. Caracterización del energético .................................................................................... 28

1.4.1.1 Proceso productivo ..................................................................................... 29 1.4.1.2 Transporte ................................................................................................... 33

1.4.1.2.1 Transporte por ducto ............................................................................... 33 1.4.1.2.2 Transporte por barco .............................................................................. 34

1.4.1.2.2.1 GNL y su economía ........................................................................ 36 1.4.1.2.2.1.1 Cadena de valor del GNL ....................................................... 36 1.4.1.2.2.1.2 Costo del GNL ......................................................................... 40

1.4.1.3 Ventajas y desventajas ............................................................................... 42 1.4.2. Entorno internacional ................................................................................................... 43

1.4.2.1 Oferta, reservas .......................................................................................... 43 1.4.2.2 Oferta, producción ...................................................................................... 45 1.4.2.3 Demanda .................................................................................................... 46 1.4.2.4 Comercio internacional (GNL) .................................................................... 47

1.4.3. Evolución del mercado en México (1995-2006) .......................................................... 49 1.4.3.1 Consumo ..................................................................................................... 49 1.4.3.2 Oferta .......................................................................................................... 52 1.4.3.3 Comercio exterior ........................................................................................ 54 1.4.3.4 Balance nacional ......................................................................................... 55

1.4.4. Perspectivas para México (2007-2015) ....................................................................... 55 1.4.4.1 Consumo ..................................................................................................... 55 1.4.4.2 Oferta .......................................................................................................... 57 1.4.4.3 Comercio exterior ........................................................................................ 58 1.4.4.4 Balance nacional ......................................................................................... 58

Capítulo 2. El desarrollo industrial y el reto del litoral Pacífico ....................................... 61 2.1. Detonantes del desarrollo industrial, visión retrospectiva ................................................ 61

2.1.1.1 Urbanización ............................................................................................... 61 2.1.1.2 Recursos naturales (materias primas) ........................................................ 62 2.1.1.3 Fuentes de energía ..................................................................................... 62 2.1.1.4 Transporte ................................................................................................... 63 2.1.1.5 Mercado ...................................................................................................... 64

II

2.1.1.6 Regiones industriales ................................................................................. 64 2.1.1.7 Otros factores ............................................................................................. 65

2.2. Desarrollo industrial, visión actual .................................................................................... 66 2.2.1. Crecimiento demográfico ............................................................................................. 67 2.2.2. Tecnología ................................................................................................................... 68 2.2.3. Ambiente ...................................................................................................................... 68 2.2.4. Precios ......................................................................................................................... 69 2.2.5. Flexibilidad institucional ............................................................................................... 69 2.2.6. Intensidad energética .................................................................................................. 70

2.3. Condiciones del sector industrial en el litoral Pacífico ..................................................... 74 2.3.1. Descripción del área de estudio .................................................................................. 74

2.3.1.1 Ubicación geográfica .................................................................................. 74 2.3.1.2 Infraestructura de comunicaciones ............................................................. 75

2.3.1.2.1 Sonora ..................................................................................................... 76 2.3.1.2.1.1 Carreteras ....................................................................................... 76 2.3.1.2.1.2 Enlaces ferroviarios ........................................................................ 76 2.3.1.2.1.3 Puertos ............................................................................................ 77 2.3.1.2.1.4 Aeropuertos ..................................................................................... 77

2.3.1.2.2 Sinaloa .................................................................................................... 78 2.3.1.2.2.1 Carreteras ....................................................................................... 78 2.3.1.2.2.2 Enlaces ferroviarios ........................................................................ 78 2.3.1.2.2.3 Puertos ............................................................................................ 79 2.3.1.2.2.4 Aeropuertos ..................................................................................... 79

2.3.1.2.3 Nayarit ..................................................................................................... 80 2.3.1.2.3.1 Carreteras ....................................................................................... 80 2.3.1.2.3.2 Enlace ferroviario ............................................................................ 80 2.3.1.2.3.3 Puertos. ........................................................................................... 80 2.3.1.2.3.4 Aeropuertos ..................................................................................... 81

2.3.1.2.4 Jalisco ..................................................................................................... 81 2.3.1.2.4.1 Carreteras ....................................................................................... 81 2.3.1.2.4.2 Enlace ferroviario ............................................................................ 82 2.3.1.2.4.3 Puertos ............................................................................................ 82 2.3.1.2.4.4 Aeropuertos ..................................................................................... 82

2.3.1.2.5 Colima ..................................................................................................... 83 2.3.1.2.5.1 Carreteras ....................................................................................... 83 2.3.1.2.5.2 Enlace ferroviario ............................................................................ 83 2.3.1.2.5.3 Puertos ............................................................................................ 83 2.3.1.2.5.4 Aeropuertos ..................................................................................... 84

2.3.1.2.6 Michoacán ............................................................................................... 84 2.3.1.2.6.1 Carreteras ....................................................................................... 84 2.3.1.2.6.2 Enlace ferroviario ............................................................................ 84 2.3.1.2.6.3 Puertos ............................................................................................ 85 2.3.1.2.6.4 Aeropuertos ..................................................................................... 85

2.3.2. Actividad industrial del área de estudio ....................................................................... 85 2.3.2.1 Análisis por Gran División de actividad económica .................................... 85 2.3.2.2 Análisis por división de la industria de la manufactura ............................... 87

2.3.3. Energéticos disponibles en el área de estudio ............................................................ 90 2.3.3.1 Energía eléctrica ......................................................................................... 90

2.3.3.1.1 Sonora ..................................................................................................... 92 2.3.3.1.2 Sinaloa .................................................................................................... 92 2.3.3.1.3 Nayarit ..................................................................................................... 93 2.3.3.1.4 Jalisco ..................................................................................................... 93 2.3.3.1.5 Colima ..................................................................................................... 93 2.3.3.1.6 Michoacán ............................................................................................... 93

2.3.3.2 Disponibilidad de petrolíferos ..................................................................... 93 2.3.3.3 Gas natural ................................................................................................. 95

III

2.3.4. Áreas de oportunidad y desarrollo para la región de estudio ...................................... 96 Capítulo 3. Opciones de suministro de gas natural en el litoral Pacífico y escenarios de demanda ............................................................................................................ 101

3.1. Opciones de suministro de gas natural para el litoral Pacífico ....................................... 101 3.1.1. Suministro nacional ................................................................................................... 101

3.1.1.1 Cuenca de Burgos .................................................................................... 102 3.1.1.2 Proyecto Aceite Terciario del Golfo .......................................................... 103 3.1.1.3 Proyecto Lankahuasa ............................................................................... 104 3.1.1.4 Sonda de Campeche ................................................................................ 105

3.1.2. Suministro externo ..................................................................................................... 106 3.1.2.1 Gas importado por ducto .......................................................................... 106 3.1.2.2 Gas importado por barco .......................................................................... 107

3.1.2.2.1 Proyectos de regasificación dentro de la zona de estudio ................... 108 3.1.2.2.1.1 Terminal de GNL Puerto Libertad ................................................. 108 3.1.2.2.1.2 Terminal de GNL Topolobampo .................................................... 109 3.1.2.2.1.3 Terminal de GNL Manzanillo ........................................................ 111 3.1.2.2.1.4 Terminal de GNL Lázaro Cárdenas .............................................. 113

3.1.2.2.2 Proyectos de regasificación fuera de la zona de estudio (desarrollos de referencia) ......................................................................................... 115

3.1.2.2.2.1 Terminal de GNL Mar Adentro de Baja California ........................ 115 3.1.2.2.2.2 Terminal de GNL Energía Costa Azul .......................................... 116 3.1.2.2.2.3 Terminal de GNL Altamira ............................................................ 119

3.1.2.2.3 Precio del GNL ...................................................................................... 121 3.1.2.2.3.1 Precio de venta de primera mano ................................................. 122 3.1.2.2.3.2 Precio de regasificadora Manzanillo ............................................. 123

3.2. Escenarios de desarrollo industrial en la zona de referencia ......................................... 125 3.2.1. El futuro del mercado de gas natural en el litoral Pacífico. Análisis prospectivo (2007-2015) ........................................................................................... 125

3.2.1.1 Objetivo ..................................................................................................... 125 3.2.1.2 Consideraciones ....................................................................................... 125 3.2.1.3 I. Estimación de la demanda de energía .................................................. 127

3.2.1.3.1 Variables ............................................................................................... 127 3.2.1.3.1.1 Consumo de energía .................................................................... 127

3.2.1.3.1.1.1 Sector industrial .................................................................... 127 3.2.1.3.1.1.2 Sector eléctrico ..................................................................... 128 3.2.1.3.1.1.3 Demanda agregada de energía: sectores industrial y eléctrico ........................................................................................... 129

3.2.1.3.1.2 Desempeño económico ................................................................ 131 3.2.1.3.2 Pronóstico de la demanda de energía .................................................. 133

3.2.1.3.2.1 Sector industrial ............................................................................ 133 3.2.1.3.2.1.1 Teoría .................................................................................... 133 3.2.1.3.2.1.2 Especificación del modelo .................................................... 135 3.2.1.3.2.1.3 Selección del método de regresión....................................... 135 3.2.1.3.2.1.4 Reporte de la regresión ........................................................ 136 3.2.1.3.2.1.5 Pronóstico ............................................................................. 137

3.2.1.3.2.2 Sector eléctrico ............................................................................. 138 3.2.1.4 II. Estimación de la demanda puntual de combustibles ........................... 138 3.2.1.5 III. Estimación de la demanda adicional por sustitución de combustibles y expansión industrial (escenario medio) ................................................. 141

3.2.1.5.1 Demanda adicional por sustitución ....................................................... 142 3.2.1.5.1.1 Demanda extra por expansión industrial ...................................... 144 3.2.1.5.1.2 Escenario medio ........................................................................... 145

3.2.1.6 IV. Escenarios alternativos de demanda .................................................. 147 3.2.2. Efectos esperados en el desarrollo industrial ............................................................ 149

Capítulo 4. Efectos esperados en el marco legal y regulatorio ..................................... 151 4.1. Marco legal vigente ......................................................................................................... 151

IV

4.1.1. Aspectos económicos ................................................................................................ 151 4.1.1.1 Marco constitucional ................................................................................. 152 4.1.1.2 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo ............................................................................................................ 153 4.1.1.3 Ley de la Comisión Reguladora de Energía ............................................. 154

4.1.1.3.1 Directivas emitidas por la CRE ............................................................. 156 4.1.1.4 Reglamento de Gas Natural ..................................................................... 156 4.1.1.5 Tipos de permiso y licitación ..................................................................... 157 4.1.1.6 Normas ..................................................................................................... 158 4.1.1.7 Ley de Inversión Extranjera ...................................................................... 159 4.1.1.8 Ley de Comercio Exterior ......................................................................... 159 4.1.1.9 Tratado de Libre Comercio con América del Norte .................................. 159

4.1.2. Aspectos ambientales ............................................................................................... 160 4.2. Efectos sobre el marco legal y regulatorio ..................................................................... 163

4.2.1. Evolución esperada para fijar el precio del gas natural............................................. 163 4.2.1.1 Definición actual ........................................................................................ 163

4.2.1.1.1 Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas ........................................................................................... 166 4.2.1.1.2 Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Cd. Pemex ............................................................................................................. 168 4.2.1.1.3 Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en plantas de proceso distintas a Ciudad Pemex o Reynosa ................................... 169 4.2.1.1.4 Precio máximo de adquisición a los distribuidores ............................... 172 4.2.1.1.5 Tarifas de transporte, distribución y almacenamiento. ......................... 173 4.2.1.1.6 Servicios por conexión .......................................................................... 173

4.2.1.2 Evolución esperada .................................................................................. 173 4.2.2. Revisión de las zonas ambientalmente críticas ........................................................ 175

4.2.2.1 Propuesta .................................................................................................. 178 Conclusiones ............................................................................................................................. 181 Fuentes de información ............................................................................................................ 185

V

Índice de cuadros, gráficas, mapas, diagramas e imágenes

Cuadros Cuadro 1 Estructura del PIB en México, 1895-1967 ..................................................................... 11 Cuadro 2 Regionalización económica de México ......................................................................... 18 Cuadro 3 PIB de la industria manufacturera por región económica ............................................. 19 Cuadro 4 Ventajas comparativas del gas natural respecto a otros combustibles ........................ 42 Cuadro 5 Exportaciones de GNL, 2000-2006 ............................................................................... 48 Cuadro 6 Importaciones de GNL, 2000-2006 ............................................................................... 49 Cuadro 7 Consumo de gas natural por sector, 1995-2006 ........................................................... 50 Cuadro 8 Consumo regional de gas natural, 1995-2006 .............................................................. 52 Cuadro 9 Oferta nacional de gas seco, 1995-2006 ....................................................................... 53 Cuadro 10 Comercio exterior de gas natural, 1995-2006 ............................................................. 54 Cuadro 11 Balance de gas natural, 1995-2006 ............................................................................. 55 Cuadro 12 Consumo de gas natural por sector, 2007-2015 ......................................................... 56 Cuadro 13 Consumo regional de gas natural, 2007-2015 ............................................................ 57 Cuadro 14 Oferta de gas seco, 2007-2015 ................................................................................... 57 Cuadro 15 Comercio exterior de gas natural, 2007-2015 ............................................................. 58 Cuadro 16 Balance de gas natural, 2007-2015 ............................................................................. 59 Cuadro 17 Características generales de los estados que integran la zona de estudio ................ 75 Cuadro 18 Longitud y características de la red de carreteras de la zona Pacífico ....................... 75 Cuadro 19 Región de estudio: PIB por división económica .......................................................... 87 Cuadro 20 Zona Pacífico: infraestructura de generación de energía eléctrica, 2007 ................... 91 Cuadro 21 Región de estudio: matriz FODA ................................................................................. 99 Cuadro 22 Propuestas de mejora para los estados de la región de estudio .............................. 100 Cuadro 23 Características generales de los proyectos de regasificación anunciados en México .................................................................................................................................... 121 Cuadro 24 Consumo de energía del sector industrial por combustible, 1993-2006 ................... 128 Cuadro 25 Consumo de energía del sector industrial por estado, 1993-2006 ........................... 129 Cuadro 26 Consumo de energía del sector eléctrico por combustible, 1993-2006 .................... 130 Cuadro 27 Consumo de energía del sector eléctrico por estado, 1993-2006 ............................ 130 Cuadro 28 Matriz de valores r2

ij ................................................................................................... 136 Cuadro 29 Reporte de la regresión ............................................................................................. 136 Cuadro 30 Factores empleados para la reconstitución de la energía a combustibles ............... 139 Cuadro 31 Sector industrial: factores de sustitución ................................................................... 143 Cuadro 32 Sector eléctrico: factores de sustitución .................................................................... 143 Cuadro 33 Sector industrial: demanda adicional de gas natural por sustitución, 2007-2015 ..... 143 Cuadro 34 Sector eléctrico: demanda adicional de gas natural por sustitución, 2007-2015 ...... 144 Cuadro 35 Demanda adicional de gas natural por expansión industrial, 2007-2015 ................. 144 Cuadro 36 Escenario medio: demanda de gas natural por estado, 2006-2015 ......................... 146 Cuadro 37 Escenario bajo: demanda de gas natural por estado, 2006-2015 ............................ 148 Cuadro 38 Escenario alto: demanda de gas natural por estado, 2006-2015 ............................. 148 Cuadro 39 Límites máximos permisibles de emisión para calderas con capacidad mayor a 110,000 Mj/hora ........................................................................................... 177

VI

Gráficos Gráfica 1 México: exportaciones petroleras y no petroleras, 1999-2007 ...................................... 15 Gráfica 2 PIB de la industria manufacturera por regiones económicas, 2004 .............................. 19 Gráfica 3 México: oferta y transformación de energía primaria, 1995 .......................................... 24 Gráfica 4 México: oferta y transformación de energía primaria, 2005 .......................................... 25 Gráfica 5 México: consumo final de energía, 1995 ....................................................................... 26 Gráfica 6 Consumo final de energía, 2005 .................................................................................... 28 Gráfica 7 Comercio internacional de gas natural, medio de transporte, 2006 .............................. 35 Gráfica 8 Uso del gas natural a escala mundial ............................................................................ 40 Gráfica 9 Evolución del costo de los metaneros ........................................................................... 41 Gráfica 10 Oferta mundial de gas natural seco, 2006 ................................................................... 44 Gráfica 11 Reservas probadas de gas seco en años, 2006 ......................................................... 45 Gráfica 12 Producción mundial de gas natural seco, 2006 ........................................................... 46 Gráfica 13 Consumo mundial de gas natural seco, 2006 ............................................................. 47 Gráfica 14 Distribución de las ventas internas del sector residencial por combustible, 1995 y 2006 ....................................................................................................... 50 Gráfica 15 Tasas medias de crecimiento de la población mundial por regiones .......................... 68 Gráfica 16 Intensidad energética mundial, 1995-2005.................................................................. 71 Gráfica 17 México: intensidad energética, 1995-2005 .................................................................. 72 Gráfica 18 México: intensidad en el uso de combustibles en el sector industrial, 1996-2006 ...... 72 Gráfica 19 Consumo per cápita de energía mundial, 1995-2005 ................................................. 73 Gráfica 20 México: consumo per cápita de energía, 1995-2005 .................................................. 74 Gráfica 21 Grandes divisiones de actividad económica ............................................................... 86 Gráfica 22 GD 3: industria manufacturera ..................................................................................... 88 Gráfica 23 Industria de la manufactura por división económica ................................................... 88 Gráfica 24 División 1: alimentos, bebidas y tabaco ....................................................................... 89 Gráfica 25 División 8: productos metálicos, maquinaria y equipo ................................................. 89 Gráfica 26 División 5: sustancias químicas, derivados del petróleo, productos de caucho y plástico ..................................................................................................... 90 Gráfica 27 División 4: papel, productos de papel, imprentas y editoriales .................................. 91 Gráfica 28 Precio del gas natural en Manzanillo, venta de primera mano ................................. 123 Gráfica 29 Precio del gas natural en Manzanillo, oferta regasificadora ...................................... 124 Gráfica 30 Ahorro entre opciones de suministro ......................................................................... 125 Gráfica 31 Consumo de energía de los sectores industrial y eléctrico por combustible, 1993-2006 ........................................................................................................ 131 Gráfica 32 Consumo de los sectores industrial y eléctrico por estado, 1993-2006 .................... 131 Gráfica 33 PIB industrial por estado, 1993-2015 ........................................................................ 132 Gráfica 34 Precio ponderado por volumen de combustibles industriales, estimación nacional . 133 Gráfica 35 Consumo de energía del sector industrial por estado, resultados del modelo de demanda, 1993-2015 ......................................................................... 137 Gráfica 36 Consumo de energía del sector eléctrico por estado, 1993-2015 ............................. 139 Gráfica 37 Consumo de energía del sector industrial por combustible, 1993-2015 ................... 140 Gráfica 38 Consumo de energía del sector eléctrico por combustible, 1993-2015 .................... 140 Gráfica 39 Escenario medio: región de estudio, demanda de gas natural por sector, 1993-2015 ................................................................................................................. 145 Gráfica 40 Escenario medio: demanda de gas natural por tipo de demanda, 1993-2015 .......... 146 Gráfica 41 Escenarios de demanda de gas natural, 1993-2015 ................................................. 149 Gráfica 42 Precio promedio del gas natural, canasta Reynosa .................................................. 167

VII

Mapas Mapa 1 1890: red ferroviaria en México ........................................................................................ 10 Mapa 2 México: PIB de la industria manufacturera en 2004 ........................................................ 17 Mapa 3 Litoral Pacífico: región de estudio .................................................................................... 20 Mapa 4 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2006 ................................ 43 Mapa 5 Infraestructura de producción de gas seco, 2006 ............................................................ 53 Mapa 6 Litoral Pacífico .................................................................................................................. 74 Mapa 7 Sonora: infraestructura de comunicaciones ..................................................................... 76 Mapa 8 Sinaloa: infraestructura de comunicaciones ..................................................................... 78 Mapa 9 Nayarit: infraestructura de comunicaciones ..................................................................... 80 Mapa 10 Jalisco: infraestructura de comunicaciones .................................................................... 81 Mapa 11 Colima: infraestructura de comunicaciones ................................................................... 83 Mapa 12 Michoacán: infraestructura de comunicaciones ............................................................. 84 Mapa 13 Zona Pacífico: capacidad efectiva instalada, 2007 ........................................................ 92 Mapa 14 Zona Pacífico: unidades de generación de energía eléctrica ........................................ 94 Mapa 15 Red de poliductos e infraestructura de recepción y distribución de productos petrolíferos ........................................................................................... 94 Mapa 16 Terminales de gas LP ..................................................................................................... 95 Mapa 17 Infraestructura de gas natural y zonas geográficas de distribución ............................... 96 Mapa 18 Infraestructura de transporte relacionada con la Cuenca de Burgos ........................... 103 Mapa 19 Infraestructura de transporte relacionada con el Proyecto Aceite Terciario del Golfo . 104 Mapa 20 Infraestructura de transporte relacionada con el Proyecto Lankahuasa ...................... 105 Mapa 21 Infraestructura de transporte relacionada con la Sonda de Campeche ....................... 106 Mapa 22 Interconexiones por gasoducto con EUA ..................................................................... 107 Mapa 23 Terminal de GNL Puerto Libertad, localización ............................................................ 109 Mapa 24 Terminal de GNL Topolobampo, localización .............................................................. 111 Mapa 25 Terminal de GNL Manzanillo, localización ................................................................... 113 Mapa 26 Terminal de GNL Lázaro Cárdenas, localización ......................................................... 114 Mapa 27 Terminal de GNL Mar Adentro de Baja California, localización ................................... 116 Mapa 28 Terminal de GNL Energía Costa Azul, localización ..................................................... 118 Mapa 29 Terminal de GNL Altamira, localización ....................................................................... 120 Mapa 30 Terminales de regasificación en México: proyectos y desarrollos en operación ......... 120 Mapa 31 Escenario medio: infraestructura de regasificación y transporte ................................. 142 Mapa 32 Escenario alto: infraestructura de regasificación y transporte ..................................... 147 Mapa 33 Determinación del precio máximo del gas en Reynosa, Tamps. ................................. 168 Mapa 34 Venta de primera mano en Cd. Pemex y ubicación del punto de arbitraje real ........... 170 Mapa 35 Determinación del precio del gas natural para plantas ubicadas entre Reynosa y el punto de arbitraje ......................................................................................... 171 Mapa 36 Determinación de precios del gas natural para plantas ubicadas entre Cd. Pemex y el punto de arbitraje (ejemplo para el CPG Poza Rica) ......................................... 172 Mapa 37 Impacto de la infraestructura del GNL sobre el punto de arbitraje .............................. 175 Mapa 38 México: zonas ambientalmente críticas ....................................................................... 177

VIII

Diagrámas Diagrama 1 Clasificación e integración de la energía primaria ..................................................... 23 Diagrama 2 Proceso de producción de gas .................................................................................. 32 Diagrama 3 Cadena de valor del GNL .......................................................................................... 36 Diagrama 4 Costo de la cadena de valor del GNL ........................................................................ 41 Diagrama 5 Fases de estimación de la demanda de gas natural ............................................... 127 Diagrama 6 México: esquema del marco regulatorio en materia de gas natural ........................ 152 Diagrama 7 México: esquema del marco regulatorio en materia ambiental ............................... 160 Diagrama 8 Participantes en el mercado de gas natural y nivel de acción ................................ 165 Imágenes Imagen 1 Planta de licuefacción de GN ........................................................................................ 37 Imagen 2 Barco especializado en el transporte de metano: “metanero” ...................................... 38 Imagen 3 Terminal de regasificación de GN ................................................................................. 39 Imagen 4 Infraestructura de transporte y distribución por gasoducto ........................................... 39

IX

Siglas y abreviaturas API: Administración Portuaria Integral ATG: Aceite Terciario del Golfo BP: British Petroleum CA: Carbón CFE: Comisión Federal de Electricidad CLNG: Center for Liquefied Natural Gas CO: Combustóleo CONAGUA: Comisión Nacional del Agua COPF: Contrato de obra pública financiada CPG’s: Centros procesadores de gas CRE: Comisión Reguladora de Energía CSM: Contratos de servicios múltiples DI: Diesel DOF: Diario Oficial de la Federación ECA: Energía Costa Azul EUA: Estados Unidos de América FMI: Fondo Monetario Internacional FODA: Fortalezas, oportunidades, debilidades y amenazas GD: Gran división GLP: Diesel GN: Gas natural GNE: Gas natural equivalente GNL: Gas natural licuado HSC: Houston Ship Channel IEA: International Energy Agency (Agencia Internacional de Energía) INE: Instituto Nacional de Ecología INEGI: Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática IPN : Instituto Politécnico Nacional LGEEPA: Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente LGNs: Líquidos del gas natural

X

LMP: Límites máximos permisibles LNG: Liquefied natural gas (gas natural licuado) LP: Licuado de petróleo LPG: Liquefied petroleum gas LyFC: Luz y Fuerza del Centro MCO: Mínimos cuadrados ordinarios MELI: Mejor estimador linealmente insesgado MIPYMES: Micro, pequeñas y medianas empresas MPOP: Máxima presión de operación permisible NOMs: Normas Oficiales Mexicanas OCDE: Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico OECD: Organization for Economic Co-operation and Development Pemex: Petróleos Mexicanos PEP: Pemex Exploración y Producción PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica PIB: Producto interno bruto PIE: Producción independiente de energía PIRA: Petroleum Industry Research Associates PND: Plan Nacional de Desarrollo PROFIDEM: Programa de Financiamiento para el Desarrollo del estado de Michoacán PST: Partículas suspendidas totales PYMES: Pequeñas y medianas empresas RP: Resto de país SCT: Secretaría de Comunicaciones y Transportes SE: Secretaría de Economía Semarnat: Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales Sener: Secretaría de Energía SHCP: Secretaría de Hacienda y Crédito Público SI: Sustitución de importaciones SICORI: Sistema Corporativo de Información SNG: Sistema nacional de gasoductos SUR: Seemingly Unrelated Regression

XI

TAD: Terminal de almacenamiento y distribución TLCAN: Tratado de Libre Comercio de América del Norte TM: Terminal marítima TMCC: Tasa media de crecimiento compuesto UNAM: Universidad Nacional Autónoma de México ZC: Zona –ambientalmente- crítica ZMCM: Zona Metropolitana de la Ciudad de México ZMVM: Zona Metropolitana del Valle de México ZOFEMAT: Zona Federal Marítimo Terrestre

XII

Unidades de medida, prefijos y factores de conversión Unidades de medida $/US$: Pesos por dólar °C: Grados centígrados Bpc: Billones de pies cúbicos Gj: Gigajoule hect: Hectáreas I: Litros kg/cm2: Kilogramos por centímetro cuadrado kj: Kilojoules km: Kilómetros km2: Kilómetros cuadrados m: Metros m3: METROS cúbicos Mbd: Miles de barriles diarios mg: Miligramos Mj: Megajoules Ml: Miles de litros MM$: Millones de pesos Mm3: Mil metros cúbicos MMbd: Millones de barriles diarios MMkj: Millones de kilojoules MMM$: Miles de millones de pesos MMMpc: Miles de millones de pies cúbicos MMMpcd: Miles de millones de pies cúbicos diarios MMpcd: Millones de pies cúbicos diarios MMUS$: Millones de dólares MUS$/Pj: Miles de dólares por petajoules MW: Megawatts Pj: Petajoules

XIII

ppmv: Partes por millón por volumen TEU’s: Unidades equivalentes a 20 pies ton/año: Toneladas por año US$/MMBTU: Dólares por millones de unidades térmicas británicas (British thermal unit) US$/unidad: Dólares por unidad

Prefijos para sistema de unidades

10^n Prefijo Símbolo Expresión decimal10^15 peta- P Mil billones 1,000,000,000,000,000.00 10^12 tera- T Billón 1,000,000,000,000.00 10^9 giga- G Mil millones 1,000,000,000.00 10^6 mega- M Millón 1,000,000.00 10^3 kilo- k Mil 1,000.00

Escala corta

Fuente: Wikipedia. Factores de conversión

Celdas de cambio Unidad base

1 metro cúbico 6.2898104 barriles1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos1 metro cúbico 1,000 litros1 millón de metros cúbicos 6,289.8 miles de barriles1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles1 pie cúbico 0.0283168 metro cúbico1 galón 0.0238 barriles1 barril 42 galones1 barril 158.987304 litros

Nueva unidad

Equivalencias de volumen

Factor de conversión

Fuente: Sener

XIV

Celdas de cambio

1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural

1 millón de metros cúbicosde gas natural 0.9 miles de toneladas de

petróleo crudo

1 millón de pies cúbicos de gas natural 0.026 miles de toneladas de

petróleo crudo

1 barril de cmbustóleopesado 1,593,000 kilocalorías

1 barril de diesel* 1,469,600 kilocalorías

1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 kilocalorías

1 kilogramo de gas LP(mezcla nacional) 11,823.86 kilocalorías

1 kilogramo de gas LP(mezcla de importación) 11,917.3 kilocalorías

1 tonelada de carbón 4,662,000 kilocalorías

1 pie cúbico 1.03 miles de BTU degas natural

1 BTU 1,055.06 joules

1 BTU 252 calorías

1 caloría 4.1868 joules

1 kilocaloría 3.968254 BTU

1 petajoule 0.94708 miles de barriles depetróleo crudo equivalente

1 gigacaloría 4.19(1*10-6) petajoules

1 gigajoule 239,000,000 calorías

Equivalencias energéticas

Unidad base Nueva unidadFactor deconversión

* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diesel del catálogo de productos de

Pemex. Fuente: Sener

XV

Glosario Almacenamiento: La actividad de recibir, mantener y entregar gas natural que se deposita en instalaciones fijas distintas a los ductos de transporte y distribución. Autoabastecimiento: Producción de electricidad destinada a satisfacer las necesidades propias de personas físicas o morales o del conjunto de los copropietarios o socios. Biomasa: Se refiere a la aplicación de recursos naturales de manera directa para la producción de energía. Tal es el caso de la fibra extraída del bagazo de caña o de la leña. Bombeo neumático: Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de un pozo mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción, o del espacio anular de ésta y la tubería de revestimiento. Ciclo combinado: Tecnología que utiliza gas natural como combustible para generar energía eléctrica. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad. En la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape, mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de vapor para generar aún más electricidad. Cogeneración: Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y energía térmica. Combustible: Material que, al combinarse con el oxígeno, se inflama con desprendimiento del calor. Sustancia capaz de producir energía por procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción química o nuclear). Combustóleo: Es un petrolífero que se obtiene a partir de los procesos de refinación del petróleo crudo. Se utiliza como combustible en hornos y calderas. Compresión: Energía mecánica que se aplica al gas natural para su transporte por ducto. Coque de carbón: Es un combustible sólido, muy ligero y poroso que se obtiene de la destilación del carbón, tiene una elevada potencia calorífica, su combustión no desprende humo y de esta manera permite disminuir la contaminación ambiental. Coque de petróleo: Es un combustible sólido y poroso. Y se obtiene como residuo de la refinación del petróleo y está constituido básicamente por 92% de carbono y 8% de cenizas.

XVI

Criogénica: Planta de proceso de gas natural húmedo dulce que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y elimina cualquier componente del gas que pudiera afectar a los sistemas de proceso, transporte y distribución posteriores. Derecho de vía: Franja de terreno donde se alojan las tuberías, requerido para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los ductos para el transporte de gas natural. Diesel: Es un combustible hidrocarburo, derivado de la refinación del petróleo crudo. Se utiliza fundamentalmente como energético en el parque vehicular con motores para este tipo de combustible, como son camiones de carga, locomotoras, embarcaciones, etc. Distribución: Actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica. Distribuidor: Titular de un permiso de distribución. Ductos: Sistema de tuberías para transportar y distribuir el gas natural. Electricidad: Es una fuente de energía que se crea a partir de electrones en movimiento. Ésta se puede generar en centrales termoeléctricas, nucleoeléctricas, hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas. Energía primaria: Se refiere a las distintas fuentes de energía tal y como se obtienen de la naturaleza, ya sea en forma directa o a través de un proceso de extracción. Los recursos energéticos se utilizan como insumo para obtener productos secundarios o se consumen en forma directa. Energía secundaria: Se llama así a la energía derivada de las fuentes primarias y obtenidas en los centros de transformación, con características específicas para su consumo final. Gas a bombeo neumático: Gas seco utilizado en los sistemas de recuperación secundaria de petróleo crudo. Gas amargo: Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación. Gas asociado: Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Éste puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto). Gas directo de campos: Se refiere al gas seco que inyecta PEP directamente en la infraestructura de PGPB, en virtud de que cuenta con las características de composición y calidad para comercializarlo entre los sectores de uso final.

XVII

Gas dulce: Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes. Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial. Gas licuado de petróleo (gas LP): Mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por butano y propano. Gas natural: Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes o absorbentes. Para poderse comprimir y transportar a grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidos del gas natural, para lo cual se utilizan los procesos criogénicos. Gas natural comprimido: Gas natural seco almacenado a una presión de 200-250 atmósferas en estado gaseoso en un recipiente. Gas natural equivalente: Equivalente volumétrico, en términos de gas natural, con respecto a una cantidad determinada de energía. Gas natural licuado: Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y almacenamiento. Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales. Gas seco: Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso. Gasolinas y naftas: Son combustibles líquidos y livianos que se obtienen de la destilación del petróleo y del tratamiento del gas natural. Entre estos combustibles se encuentran las gasolinas. Henry Hub: Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange). Importaciones por balance: Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la demanda, en el Sistema Nacional de Gasoductos de PGPB.

XVIII

Importaciones por logística: Son aquellas que se realizan en puntos fronterizos con el fin de abastecer demanda que no puede tener acceso a producción nacional, por infraestructura o costos de transporte. Licuefacción del gas (licuación): Proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura de -162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en líquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques diseñados para tal propósito, o puede ser almacenado en tanques. Líquidos del gas natural: Hidrocarburos más pesados que acompañan al gas natural y que se separan de él para facilitar su compresión y manejo en ductos. Se separan en plantas de absorción en donde el gas natural pasa por una torre empacada en la cual el propano, butano y más pesados se absorben en una nafta ligera y deja libre el metano y etano, o en plantas más modernas y eficientes llamadas criogénicas en las cuales mediante un sistema de refrigeración se enfría la mezcla hasta -90ºC para separar el metano y posteriormente fraccionar los líquidos en etano, propano, butanos y gasolinas naturales. Es la mayor fuente de etano para la industria petroquímica y de gas licuado del petróleo empleado como combustible o como materia prima petroquímica. Mercado Spot: Mercado internacional en el que gas natural, el petróleo o derivados se intercambian para entrega inmediata al precio vigente. Metano: Gas que cuando se encuentra puro es incoloro, inodoro e insípido, más ligero que el aire. Su temperatura de condensación a la presión normal (1 atmósfera) es de -161.5º C.; en mezcla de 5 a 15 por ciento en volumen con aire forma una mezcla explosiva. Es el primer miembro de la serie de los hidrocarburos saturados (también conocidos como parafinas o alcanos); su fórmula condensada es CH4. Se le conoce, incluso, como gas de los pantanos por generarse allí como producto de la descomposición anaeróbica de materia orgánica. Es el principal componente del gas natural, con más del 90% en volumen. También se obtiene en la destilación de la hulla. Netback: Método para determinar el precio del gas natural en el punto de entrada al mercado, ya sea en la frontera por donde se importa o en la región productora. El precio se calcula partiendo del precio final al consumidor, menos el descuento de los costos de transporte y distribución. Permisionario: Titular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución. Pie cúbico: Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

XIX

Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando una sustancia es quemada completamente. Los poderes caloríficos de los combustibles sólidos y líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU por libra. Para los gases, este parámetro se expresa en kilocalorías por metro cúbico o en BTU por pie cúbico. Proceso criogénico: Este proceso se recibe el gas dulce húmedo del proceso de endulzamiento o directamente de los campos productores. El gas dulce húmedo pasa a una sección de secado donde se remueve el agua casi en su totalidad. Posteriormente es enfriado por corrientes frías del proceso y por un sistema de refrigeración mecánica externo. Mediante el enfriamiento es posible la condensación de los hidrocarburos pesados (etano, propano, butano, etc.) los cuales son separados y enviados a rectificación en la torre desmetanizadora. El gas obtenido en la separación pasa a un turboexpansor, donde se provoca una diferencial de presión (expansión) súbita, enfriando aún más esta corriente la cual se alimenta en la parte alta de la torre desmetanizadora. Proceso de fraccionamiento: Recibe líquidos del gas del proceso criogénico y condensados dulces que pueden provenir de las plantas endulzadoras de líquidos o directamente de los campos productores. Consiste en varias etapas de separación, mediante la operación de destilación, en cada una de las cuales se separa un producto diferente. En la primera sección se separa el etano finalmente la nafta (pentanos, hexanos y mas pesados). Producción independiente de energía (PIE): La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, y cuya energía será destinada exclusivamente a su venta al suministrador o a la exportación. Punto de arbitraje: Punto geográfico donde coinciden los flujos de gas importado y nacional. Querosenos: Se obtienen a partir de la refinación del petróleo crudo y se utilizan como combustible de cohetes, como fuente de energía en sistemas de iluminación en aviones de propulsión a chorro y motores de diesel. Regasificación: Una vez que el metano se ha transportado de un continente a otro, su despacho se debe realizar en instalaciones propias para retornar el GNL a su estado gaseoso. Reservas probables: Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar serán iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.

XX

Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada. Servicio de almacenamiento: Es la recepción de gas en un punto del sistema de almacenamiento y la entrega, en uno o varios actos, de una cantidad similar en el mismo punto o en otro contiguo del mismo sistema. Servicio de distribución: Es la comercialización y entrega de gas natural por el distribuidor a un usuario final dentro de su zona geográfica, o la recepción de gas en el punto o los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema. Transporte de acceso abierto: Infraestructura de transporte de gas natural por ducto que permite la interconexión de terceros, ya sea permisionarios consumidores finales y/o distribuidores. Transporte por ducto: Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos, a personas que no son usuarios finales. Ventas de primera mano: Primera enajenación del gas de origen nacional, que efectúe Pemex a favor de un tercero, para ser entregada en territorio nacional. Zona geográfica: Área delimitada por la CRE para efectos de distribución.

1

Resumen Históricamente, ha resultado difícil descentralizar el impulso y el desarrollo

económico de ciertas regiones del país. Una expresión de esto es que un

número importante de estados de la República haya sido excluido de los

beneficios de la disponibilidad y diversificación energética y, por consecuencia,

privados de un factor para impulsar su base industrial.

Este trabajo de tesis muestra el posible impacto en el desarrollo industrial de la

región Pacífico de la disponibilidad de infraestructura para la regasificación y

transporte de gas natural.

Asimismo, desarrolla escenarios de demanda del energético en la región, a partir

de un modelo de consumo de energía del sector industrial que se combina con

los siguientes factores:

• Proyectos para la instalación de plantas de recibo y acondicionamiento de

gas natural licuado (GNL).

• Escenario de demanda de energía del sector eléctrico.

• Alternativas de infraestructura de transporte de gas natural.

• Actividades identificadas como potenciales para el desarrollo industrial de

la región.

Finalmente, revisa el impacto de dichos escenarios sobre las reglas que

determinan el precio de venta de primera mano de gas natural y, propone una

serie de modificaciones a la norma que fija las zonas que se reconocen como

ambientalmente críticas.

3

Abstract Historically, decentralizing development and economic growth in some regions of

Mexico has been quite difficult. An example of this can be seen in several

Mexican states which have been excluded of the benefits of energy availability

and diversification, therefore depriving them from opportunities to boost their

industrial sector.

This thesis analyzes the possible impact on Mexico’s Pacific industrial regional

development, derived from the availability of natural gas transportation and

regasification infrastructure.

Moreover, this work develops natural gas regional scenarios through an industrial

sector’s energy demand model which combines the following factors:

• Projects on liquefied natural gas (LNG) reception and processing facilities.

• Electric sector’s energy demand scenario.

• Infrastructure alternatives on natural gas transportation.

• Identification of potential activities to the region’s industrial development.

Finally, it examines the impact of these scenarios on the current guidelines that

set the first-hand sale price of natural gas, as well as proposing some

modifications to the regulation that establishes environmentally critical zones.

5

Introducción El uso intensivo de la energía y la búsqueda por mejorar su uso con eficiencia, han sido dos elementos básicos para que el hombre impulse y tecnifique su entorno. Hoy más que nunca, la humanidad depende en exceso del uso intensivo de la energía que tiene a su alcance para continuar con el desarrollo de su economía. Por desgracia, las fuentes de energía que económicamente han resultado viables, no han sido necesariamente la mejor opción. En esta década se han acentuado dos problemas que impactan al hombre a una escala global. Por una parte la contaminación y, por otra, el encarecimiento acelerado de los recursos de energía fósil, en particular del petróleo. Se dice que el problema de la contaminación atmosférica es uno de los principales precursores del calentamiento global, de ahí que varias naciones hayan puesto especial atención en el uso de fuentes de energía alternas al crudo, sean o no de carácter renovable. Entre las opciones seleccionadas se encuentra el gas natural, sus beneficios como energético “limpio” y de combustión eficiente, lo han posicionado como una opción viable para mitigar la polución de la atmósfera y apoyar al desarrollo de la humanidad durante las próximas décadas. Como ha sido el caso de otros países, el México moderno apalancó gran parte de su crecimiento en una economía del petróleo, haciéndose de ingresos por su venta al exterior y desarrollando su base industrial y de energía secundaria a partir de esta fuente de energía. No fue hasta la década pasada en que los encargados de la política energética del país pusieron especial énfasis en diversificar estratégicamente las fuentes de energía primaria, entre otras razones, con el fin de evitar dependencia total al crudo y distribuir el riesgo ante un descalabro en el mercado de la energía. A pesar de estos esfuerzos, aún queda mucho trabajo pendiente por hacer. Como lo ha marcado la historia de este país, ha resultado difícil descentralizar el impulso y el desarrollo de ciertas regiones. Por lo anterior, un número importante de estados de la República han sido privados de los beneficios de la diversificación energética y, por ende, privados de la oportunidad de crecer a partir de otras fuentes de suministro de energía distintas a las derivadas a partir del petróleo. Una de las regiones del país que ha presentado dicho síntoma, ha sido la costa del Pacífico, la mayor parte de los estados que la integran se limitan al suministro de energía, ya sea en forma primaria o secundaria, a base de combustibles fósiles distintos al gas natural. Por esto, vale la pena preguntarse, ¿en qué medida es factible impulsar el desarrollo industrial de dichos estados a

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partir del suministro de gas natural? Este trabajo de investigación se enfocó a la respuesta de dicha pregunta. Para solucionar ese cuestionamiento, se desarrolló la presente investigación, misma que se reporta a partir de los siguientes apartados:

• En el primer capítulo, se revisa la historia del proceso de industrialización de México, verificando cuáles han sido los principales puntos geográficos de desarrollo industrial y las causas que lo propiciaron. Por otra parte, se formalizan, conceptualizan y perfilan estadísticamente, la disponibilidad y uso de la energía en el país, haciendo hincapié en los mercados de la energía primaria y del gas natural.

• En el segundo capítulo, se identifican los elementos básicos que pueden desencadenar un proceso de industrialización, profundizando en el caso de la disponibilidad de energía, como elemento clave para detonar un desarrollo de ese tipo. Asimismo, además de exponer las condiciones geográficas y de infraestructura de la región de estudio, también se detallan sus fuentes de aprovisionamiento de energía, así como sus áreas de oportunidad y con potencial de desarrollo.

• En el tercer capítulo, se expone una serie de opciones para proveer de gas natural a la región Pacífico del país, pasando del suministro nacional por ducto, hasta el abasto a partir de gas importado, ya sea por gasoducto o por vía marítima. Por su parte, se lleva a cabo un análisis que infiere la brecha o ahorro que se presentaría en el precio del gas natural entre las dos opciones de suministro que presenta el litoral Pacífico: transporte por barco vs aprovisionamiento por ducto. Asumiendo la disponibilidad de gas natural licuado en la región de estudio, en este apartado se expone la estructura de un modelo que infiere el futuro de la demanda de dicho hidrocarburo y su impacto en el sector industrial de la zona.

• En el cuarto y último capítulo, se revisa el impacto sobre el desarrollo de la industria en la región de estudio, al considerar disponibilidad de gas natural importado así como su infraestructura colateral (ductos y plantas de generación de energía eléctrica). Por otra parte, se expone el marco legal que rige al mercado del gas natural, tanto en términos económicos como ambientales, señalando una serie de propuestas tendientes a su mejora y actualización.

• Finalmente, se marca una serie de conclusiones que resumen el resultado de esta investigación, destacando la importancia de brindar disponibilidad y diversificación de fuentes de energía primaria a regiones que históricamente no han sido atendidas en este sentido.

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Capítulo 1. El desarrollo industrial en México y el mercado de gas natural

En este capítulo se revisa la evolución del proceso de industrialización en México, desde un punto vista regional; asimismo, se identifican las razones del porqué algunas regiones del país resultaron con ventaja durante el proceso de maduración industrial. Por otra parte, se repasan elementos conceptuales y de desempeño del mercado de la energía en México, con el fin de caracterizar la trayectoria y perspectiva del mercado interno de gas natural.

1.1. El desarrollo industrial en México: análisis histórico-regional

1.1.1. Del periodo postcolonial al siglo XX

Si bien la actual distribución regional de la industria mexicana encuentra sus orígenes a partir del último cuarto del siglo XIX y la primera década del siglo XX, no es posible ignorar la influencia ejercida sobre este fenómeno por el modelo de crecimiento económico que se forjó durante los tres siglos de ocupación española. Hasta antes de la independencia en 1821, las restricciones coloniales a las manufacturas obstaculizaron significativamente el crecimiento económico de México. Los españoles se tomaron entre setenta y ochenta años para ocupar lo que habría de ser su imperio en América; se pasaron alrededor de doscientos años de ensayo y error para establecer los elementos esenciales de una economía colonial vinculada a la metrópoli y a través de ésta con Europa Occidental, uno de dichos elementos fue México y su minería. Durante los tres siglos de dominio colonial, el virreinato de la Nueva España configuró la actividad económica sobre la explotación de recursos mineros; así, la ciudad de México, residencia de las autoridades gubernamentales y eclesiásticas, junto con las principales ciudades mineras, tales como Guanajuato, Taxco, Pachuca, Saltillo, Zacatecas, San Luis Potosí y Durango; ocuparon durante siglos rangos elevados en la jerarquía de ciudades1. Además de las operaciones mineras, también se creó un mercado interior para la incipiente producción colonial, tanto de textiles de lana como de algodón, hechos por artesanos y en pequeños talleres2. Los principales centros

1 Hernández Laos, Enrique. La productividad y el desarrollo industrial en México. México, 1985. FCE; p. 62. 2 Stein, Stanley; Stein, Barbara. La herencia colonial de América Latina. México, 1970. Editorial Siglo XXI; p. 32.

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comerciales de estos productos fueron establecidos en Guadalajara, Mérida, Oaxaca y Aguascalientes. Como principal sector de la economía colonial, la minería no sólo pagaba los costos administrativos coloniales y las utilidades enviadas al imperio, también se orientó al mercado externo y actuó como arma de penetración del capitalismo europeo occidental, contribuyendo a aniquilar las estructuras agro-económicas anteriores a la conquista y ofreciendo oportunidades para el comienzo de un desarrollo económico sustentado en algún tipo de industria. Habiéndose liberado México del dominio español, la inestabilidad política, la vastedad de su territorio y las continuas guerras, tanto internas como externas, sucedidas entre 1821 y 1870, restringieron cualquier posibilidad de crecimiento industrial. Además, desde la independencia, la orientación de la economía cambió de un esquema hacia la exportación hacia un crecimiento al interior. Esto provocó alteraciones en la configuración económico-espacial del país: algunas de las antiguas ciudades mineras perdieron dinamismo con el agotamiento de su riqueza mineral, mientras que los primeros intentos de industrialización atrajeron a nuevas empresas, principalmente textiles, a ciudades como Puebla, Querétaro, Orizaba, Guadalajara y México. A esos problemas se añadieron la topografía irregular del país y la falta de un sistema de comunicaciones adecuado, lo que obstaculizó el desarrollo de un mercado nacional integrado; y, aunque la Constitución de 1857 prohibía las barreras internas al comercio (alcabalas), éstas continuaron operando por varias décadas, ya que con ellas se recolectaban ingresos fiscales para la mayoría de las entidades. Sin embargo, este primer proceso de industrialización del país se confinó al abastecimiento de mercados locales, con posibilidades limitadas de expansión que favorecieran los beneficios consecuentes de las economías de escala. Por tal motivo, hasta las últimas décadas del siglo XIX, México era predominantemente un país rural. Las haciendas producían para el consumo interno utilizando técnicas de producción tradicionales; el sector minero seguía orientado hacia la exportación de metales preciosos (principalmente plata); mientras que las áreas urbanas, de dimensión modesta pero en pleno auge, desarrollaban pequeñas industrias artesanales y comerciales. A la par del establecimiento de estas empresas, se iba delineando la configuración económico-regional del país. La principal de industria, y quizá la única definida, era la textil, que había logrado cierto fortalecimiento a partir de su instalación desde los primeros años del México independiente, merced a la protección arancelaria que recibió y de la inversión por parte de capitales extranjeros. En 1856, las fábricas de hilados y tejidos de algodón se establecieron en el Distrito Federal y en los estados de Coahuila, Nuevo León,

9

Durango, Jalisco, México, Puebla, Querétaro y Veracruz; mientras que las fábricas de tejido para lana se ubicaron en el Distrito Federal, Puebla y Guadalajara. Le siguieron a la industria textil algunas otras, que en mayor o menor medida trataban de abrirse paso. Entre ellas se cuentan la elaboración y la destilación del aguardiente de caña, explotada por medio de procedimientos anticuados en haciendas de Veracruz, Tabasco, Yucatán, México, Guerrero y Jalisco; la industria vitivinícola, cuyos puntos principales se encontraban en Coahuila y Chihuahua; la industria de oleaginosas (aceite de oliva, ajonjolí, linaza, nabo, entre otras) que se explotaba en establecimientos de la ciudad de México, principalmente; la industria alfarera y ladrillera; la industria del vidrio plano, asentada en fábricas establecidas en la capital del país y los estados de México y Puebla; y por último, la industria del papel, en factorías del Distrito Federal y los estados de México, Puebla y Jalisco3. Lo anterior sugiere que la ubicación de la escasa producción industrial estaba determinada en dos sentidos: o bien se realizaba donde la abundancia relativa de ciertas materias primas favorecía la fabricación de algunos productos; o bien, donde existía una relativa abundancia de mano de obra, es decir, en los principales centros poblacionales del país: ciudad de México y Puebla; lo anterior definía la producción de bienes intensivos en trabajo y consecuentemente, con mayor grado de especialización o tecnificación4. Por ejemplo, el caso de la producción de la caña de azúcar se gestaba en los estados cuyas condiciones naturales favorecían su óptima adaptación; por su parte, la industria vitivinícola era más abundante en algunas entidades norteñas, las cuales se caracterizan por contar con un clima tipo mediterráneo, mucho más propicio para el desarrollo de la vid. La extensión de la red ferroviaria construida para el año 1890 (9,544 km aprox.), repercutió de manera considerable sobre el desarrollo posterior del país, especialmente sobre la integración espacial. La red ferroviaria se diseñó para dar acceso a la explotación de recursos minerales y para comunicar a las regiones agrícolas más ricas, localizadas entre el centro y el norte del país, con

3 Hernández, Octavio. Esquema de la economía mexicana hasta antes de la revolución. México, 1981. Miguel Ángel Porrúa Editor; p. 156. 4 En este punto, valdría la pena remitirse a la teoría de disponibilidad de recursos o dotación de factores de producción de Eli Heckscher y Bertil Ohlin. La aportación central de estos autores consiste en explicar las razones de producción y las ganancias del comercio internacional entre diversos países a partir de las diferencias estructurales en la disponibilidad de recursos de una nación respecto a otra. Esto quiere decir, en términos generales, que el intercambio comercial (y por tanto, la producción) está determinado por la disparidad internacional en la dotación de los factores tierra y trabajo; lo que explica que unos países se especialicen en bienes intensivos en trabajo (bienes industrializados) y otros en bienes con abundancia de recursos naturales (materias primas, por ejemplo). Aunque dicha teoría explica las diferencias entre países, sus supuestos son válidos para ser aplicados entre regiones de una misma nación. Con base en Rosetti, Paschoal. Introducción a la economía. México, 1991. Editorial Harla, pp. 678 y 679.

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los mercados de exportación de Estados Unidos5. En especial, el trazado de las líneas férreas se orientó desde el centro hasta los puertos, principalmente los del Golfo, y hacia las fronteras, básicamente la del norte; además, el recorrido de los ferrocarriles generalmente pasaba por las zonas y sitios más poblados del país, cuya vida económica era relativamente más avanzada, y cuyos recursos y localización ofrecían más ventajas inmediatas para su aprovechamiento. Ver Mapa 1.

Mapa 1 1890: red ferroviaria en México

Elaboración propia, con base en el Instituto Mexicano del Transporte. Evaluación económica de mejoras a la infraestructura del sistema nacional ferroviario. Secretaría de Comunicaciones y Transporte (SCT). p. 9. Al “remover” el ferrocarril una de las principales barreras que habían obstaculizado el desarrollo de la economía mexicana (la falta de comunicaciones y transportes dentro de una topografía muy diversa), también aceleró el cambio en la organización social hegemónica y representó un fuerte impulso para el desenvolvimiento de gran parte de los sectores de la economía6. Este crecimiento económico, aunado a la política proteccionista del gobierno y a la demanda de insumos mexicanos para abastecer los mercados externos, se reflejó como un fuerte impulso para la industria del país. Aunque cualitativamente la producción industrial siguió siendo la misma (textil, azucarera, de oleaginosas, alfarera, etc.) aparecieron nuevas ramas industriales que se caracterizaron por ser más intensivas en el uso de equipo (conservas

5 Hernández Laos, E. Op. Cit., p. 24. 6 Solís, Leopoldo. La realidad económica mexicana: retrovisión y perspectivas. México, 1970. Editorial Siglo XXI, p. 52.

11

alimenticias y pastas, cervecerías, cigarros y puros, hierro y acero, productos químicos; entre otras). Colateralmente, nació la exploración y extracción de petróleo; hecho que ayudó a la expansión de los centros industriales, debido a la importación de maquinaria y nuevas técnicas de producción; la abundancia de mano de obra, el crecimiento de los mercados internos y externos, así como a la protección comercial existente, especialmente la exención de impuestos. La combinación de estos elementos permitió un proceso modesto de industrialización, no sólo en bienes de consumo final. Una vez culminado el periodo armado de la Revolución Mexicana en 1920 y bajo el marco regulatorio de una nueva Constitución (1917), se emprendieron cambios sustanciales hacia la reestructuración e implementación de una política económica gubernamental de crecimiento económico. Pese a esto, las consecuencias del movimiento armado, traducidas en la emigración masiva de habitantes (principalmente hacia Estados Unidos) y en el debilitamiento de la vida social, provocaron la caída de la actividad económica del país. Desde 1910 y hasta 1921, el Producto Interno Bruto (PIB) del país permaneció estancado y, a excepción de las industrias petrolera, de la electricidad y construcción; todas las actividades económicas decrecieron considerablemente (ver Cuadro 1). De hecho, cabe destacar que la industria petrolera registró una formidable expansión para el mismo periodo y situó a México, en 1921, como el segundo productor mundial de crudo, con 193 MMbd7.

Cuadro 1 Estructura del PIB en México, 1895-1967

(TMCC %) Periodo Agricultura Ganadería Minería Petróleo Manufactura Construcción Electricidad Otros Total

1895-1900 3.4 1.3 4.2 - 8.9 5.7 20.0 4.6 4.91901-1910 4.8 1.2 6.6 54.0 3.1 6.6 17.9 3.1 3.51911-1921 -5.2 -4.6 -4.6 43.0 -0.9 2.2 0.7 -0.7 0.31922-1935 5.1 5.7 4.4 7.1 3.8 6.8 12.1 2.9 3.41936-1956 4.9 2.9 1.2 4.7 7.5 8.7 6.5 5.9 5.81957-1967 3.8 4.2 1.6 7.6 8 7.4 9.4 6.5 6.2

Fuente: Solís, Leopoldo. La realidad económica mexicana: retrovisión y perspectivas. México, 1970. Editorial Siglo XXI, p. 93. La segunda década del siglo XX fue una época de febril actividad petrolera. El incremento de la explotación de petróleo fue posible gracias al descubrimiento de lo que se llamó la “Faja de Oro”, en referencia a los yacimientos terrestres localizados bajo la planicie costera del Golfo de México, en el estado de Veracruz y que se extendían hasta Tamaulipas. Este extraordinario hallazgo surgió a partir de la perforación del pozo San Diego del Mar en 1908, dando la pauta para un número considerable de descubrimientos de pozos y campos que se prolongó hasta 19288.

7 Hernández Laos, E. Op. Cit., p. 26. 8 Petróleos Mexicanos (Pemex). El Petróleo. México, 1988, pp. 71 y 72.

12

En vista de que la explotación petrolera se encontraba en manos de inversionistas extranjeros9, este auge provocó inmediatamente el desplazamiento de recursos productivos hacia los nuevos yacimientos, detonando el crecimiento regional de centros poblacionales, así como la formación de cadenas productivas asociadas a esta industria en la zona de Veracruz y el sur de Tamaulipas. Con la consolidación de un grupo político en el poder, se estableció una estrategia económica dirigida al crecimiento industrial, vía la sustitución de importaciones (SI) de bienes de consumo e intermedios y el fomento del crecimiento de la agricultura comercial. La piedra angular de esta estrategia se basó en la apropiación de los factores clave de la economía nacional, principalmente el petróleo, provocando que en este periodo se redujera significativamente la inversión extranjera. Para 1938 el gobierno había nacionalizado los ferrocarriles y la industria petrolera. A ello se suma la participación creciente del Estado en la construcción de un importante conjunto de obras de infraestructura: el sistema carretero nacional, la expansión del sistema eléctrico, el sistema de ductos para el transporte de hidrocarburos, el desarrollo de sistemas de riego, así como de las telecomunicaciones y la promoción de productos esenciales para el desarrollo, tales como los artículos siderúrgicos y fertilizantes. Una vez propiedad del país, la industria petrolera mexicana experimentó un descenso inmediato en la producción. Sin embargo, pronto inició su renacimiento a causa de la demanda petrolífera provocada por la Segunda Guerra Mundial. A su vez, la administración estatal normalizó las actividades y creó paralelamente las industrias auxiliares a la extracción del crudo, la refinación y la petroquímica, elementos que fueron clave para el óptimo crecimiento de la industria del petróleo. Entre 1946 y 1958, nacieron y se ampliaron las primeras refinerías: Azcapotzalco, Salamanca, Poza Rica y Minatitlán; mientras que en 1951 apareció la petroquímica básica, cuando en Poza Rica se inició la producción de azufre a partir del gas amargo extraído de los yacimientos del área10. El rápido aumento poblacional que se presentó a partir de 1940, no sólo vino acompañado de una singular expansión en el PIB en los años siguientes (ver Cuadro 1), sino que permitió una urbanización acelerada. Este crecimiento económico, demográfico y urbano, ocurrido desde los años cuarenta, transformó al país en una sociedad de carácter urbano-industrial y explica la creciente

9 Estos pozos eran propiedad de la Compañía de Petróleo El Águila, empresa del grupo Pearson and Son, cuyo dueño era el estadounidense Samuel Pearson. Con base en Pemex. El Petróleo. Op. Cit., pp. 62-64. 10 Pemex. El petróleo. Op. Cit., pp.123-132.

13

importancia que asignó el Estado a las políticas urbano-regionales y en particular, a la descentralización de la actividad económica y de población del país11. Hasta 1960, el desarrollo industrial se dirigió principalmente a sustituir la importación de bienes de consumo perecedero12, reflejándose en una política y estructura proteccionista. Por ejemplo, en ese año se otorgó la más alta protección arancelaria a los bienes industriales de consumo no durable, como los textiles, productos de madera y papel. Hasta principios de la década de los 70, el gobierno estableció una serie de políticas de carácter esencialmente sectorial, dirigidas a estimular la producción industrial y agropecuaria, e incidiendo en la organización territorial de la población y por ende, en sus actividades económicas13:

• Leyes estatales de exención fiscal para la industria.

• Ley de industrias nuevas y necesarias.

• Comisiones de cuencas hidrológicas.

• Créditos a la pequeña y mediana industria.

• Programa nacional fronterizo. .

• Parques y ciudades industriales. En resumen, el periodo de 1940 a 1970 se distinguió por políticas urbano-regionales planteadas para estimular el crecimiento de las regiones menos desarrolladas del país y contribuir a la descentralización económico-demográfica de la ciudad de México, sin embargo, resultaron ineficaces, e incluso, contraproducentes. Por ello, se observa que el interés real del Estado fue el desarrollo industrial, sin importar la concentración espacial o el aumento de las desigualdades regionales, no reparando en las futuras implicaciones de estos fenómenos.

1.1.2. México a partir del auge petrolero (1970-1995)

Hacia 1975, dado el agotamiento del modelo de industrialización SI, se determinó que era necesario transitar hacia el nuevo paradigma hegemónico: industria para la exportación, tendiente a generar un crecimiento de pleno empleo sostenido, con mayor capacidad de producción y equidad distributiva, así como una menor dependencia de los recursos provenientes por la venta de crudo al exterior.

11 Garza, Gustavo. Desconcentración, tecnología y localización industrial en México. México, 1992. El Colegio de México; p. 21. 12 Periodo conocido como de sustitución de importaciones (SI). 13 Garza, G. Op. Cit., p. 22.

14

Junto a la eliminación del modelo SI, el desarrollo industrial mexicano se cimentó en una primera etapa sobre el petróleo, vendiéndolo en el exterior para contribuir al crecimiento económico del país y saldar los déficit provocados por las presiones inflacionarias y los préstamos externos. Los trabajos de exploración realizados en los años setenta fueron decisivos para el auge de la industria petrolera. En esos años fueron descubiertos los yacimientos chiapanecos de Cactus I y Sitio Grande I, además de la zona de Mesozoico en Chiapas; asimismo, se inició la construcción de uno de los proyectos más ambiciosos de la actividad petrolera, el complejo petroquímico de La Cangrejera, en Veracruz14. Durante esa misma década, el aumento en los precios internos de los productos petrolíferos aminoró la carga financiera, que ya era pesada al terminar el sexenio de Luis Echeverría. La situación económica tenía tal gravedad entonces, que la tensión sobre el valor monetario obligó a una devaluación del peso en septiembre de 1976 (al pasar de 12.5 a 19.7 $/US$) y otra en octubre (alcanzando un nivel de 26.5 $/US$). No obstante, la credibilidad del país estaba en alza, ya que los organismos financieros tenían los ojos puestos en el comportamiento y el futuro promisorio de la industria petrolera mexicana. Por tal motivo, se continuó ampliando la capacidad de producción de crudo en el país. Esto se reflejó en el descubrimiento de los campos de la Sonda de Campeche en 1976 y el aumento en los trabajos de producción. Para entonces, se habían desplazado enormes cantidades de recursos financieros, humanos y técnicos hacia las zonas de exploración y producción, lo que provocó un desarrollo económico regional sin precedentes en el Golfo de México, especialmente en la parte sur del país15. Para 1982 y ante el cambio de sexenio, la acelerada expansión de la industria petrolera no sólo había traído beneficios a la economía del país; también había agudizado algunos ciertos problemas. Ante la caída del modelo industrial SI, las importaciones (principalmente de bienes de capital) crecieron por encima del ritmo de la actividad petrolera, por lo tanto, creció desmesuradamente la deuda externa y se descuidó la evolución de la planta productiva. Asimismo, el impacto y la conformación de la industria petrolera acentuaron la desigualdad regional del país, ya que ésta favoreció a los centros de producción, localizados en la zona limítrofe del Golfo de México y mar adentro, en la sonda de Campeche, así como a los centros de distribución y consumo, ubicados en el centro del país. Por tal motivo, se excluyó de los beneficios directos a regiones enormes, como la península de Baja California, y la mayoría de los estados que lindan con el Océano Pacífico. 14 Pemex. El petróleo. Op. Cit., pp.112 y 113. 15 Ibídem.

15

En paralelo al crecimiento exportador de petróleo, el país comenzó a implementar un modelo de industrialización nacional orientada a la exportación. En 1986, el país entró a una fase exportadora donde se modificó la importancia relativa de los sectores de la economía. En términos formales, este cambió significó un importante avance dentro de la inserción a la economía mundial, ya que se atenuó la “petrodependencia” externa que había ligado de manera determinante la evolución de la economía nacional a unas cuantas variables externas. Las exportaciones petroleras dejaron de ser el grupo de exportaciones más importantes en el total de las ventas externas y su papel como principal generador de divisas fue sustituido por las exportaciones no petroleras, dentro de las cuales las manufacturas constituyen el componente más dinámico16. Ver Gráfica 1.

Gráfica 1 México: exportaciones petroleras y no petroleras, 1999-2007

(MMUS$)

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1991

/01

1991

/09

1992

/05

1993

/01

1993

/09

1994

/05

1995

/01

1995

/09

1996

/05

1997

/01

1997

/09

1998

/05

1999

/01

1999

/09

2000

/05

2001

/01

2001

/09

2002

/05

2003

/01

2003

/09

2004

/05

2005

/01

2005

/09

2006

/05

2007

/01

Petro

lera

s

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

No p

etro

lera

s

Petroleras No petroleras

Fuente: INEGI. Banco de Información Económica.

A este proceso contribuyó decisivamente la firma del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN)17, en el sentido de que México se vincularía en mayor medida al mercado estadounidense, principalmente mediante el suministro de insumos y mano de obra barata para el terminado de productos. Por este motivo, cobró especial importancia el desarrollo de la frontera norte, mediante el establecimiento de maquiladoras que estimularan la producción y el comercio de bienes mexicanos para su envío y comercialización hacia los mercados del norte. 16 Villarreal, René. Industrialización, deuda y desequilibrio externo en México: un enfoque macroindustrial y financiero (1929-2000). México, 2000. FCE, p. 556. 17 Firma del Tratado y entrada en vigor: 13 de septiembre de 1993 y 1º de enero de 1994, respectivamente.

16

Lo anterior permitió que se consolidara el modelo industrial de exportaciones, perfilando a México para ser un país de carácter exportador. Para 1999, México era la séptima potencia comercial del mundo, registrando una TMCC desde 1990 de 14.9%18. Como apunta la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) “estrictamente, México no cuenta con una política regional, sino con políticas nacionales con fuertes implicaciones territoriales, como la política social, de capacitación o de investigación y desarrollo. Estas políticas sectoriales tienen grandes y distintos impactos de acuerdo a sus diferentes objetivos territoriales”19. Esta falta de un acuerdo político de redimensionamiento territorial confirmó el hecho de que muchos países ya no aplican políticas generales desde el gobierno central, sino que las delegan a las regiones y provincias, promoviendo así, la competencia intrarregional por los recursos, lo que acaba también favoreciendo a las regiones más prósperas frente a las más atrasadas. Es ésta una consideración esencial para entender la manera en que se ha realizado la configuración territorial de México, ya que al carecer de un acuerdo explícito entre las diferentes fuerzas políticas, se dejó que los agentes económicos fueran los que lo impulsaran, lo que de entrada significó dejar a su suerte a cada entidad federativa, beneficiando indudablemente a aquellas que tenían un proceso maduro de reflexión para emprender una política de promoción económico-social y dejando que las entidades con organización débil siguieran dependiendo de un sistema de goteo de los recursos federales20. Con base en los puntos anteriores, se aprecia que la disposición geográfica del desarrollo industrial dependió en buena medida de dos factores a lo largo del tiempo: de la disponibilidad de mano de obra abundante y de la proximidad geográfica a los recursos naturales. Aunque a lo largo de su evolución este patrón fue modificándose y fue influido por las políticas industriales y territoriales gubernamentales, el desarrollo y ubicación industrial en México ha estado ligado indisolublemente a la explotación de los recursos naturales (v. gr. hidrocarburos) y a la disposición de mano de obra abundante, agravando la concentración y desigualdad regional del país. Ver Mapa 2.

18 WTO. Annual Report. Suiza, 1999. 19 OECD, Desarrollo regional y política estructural en México, Francia, 1997, 20 Ruiz Durán, Clemente; Dussel Peters, Enrique (compiladores). Dinámica regional y competitividad industrial. México, 1999. Editorial Jus-Ediciones, UNAM, p. 16.

17

Mapa 2 México: PIB de la industria manufacturera en 2004

Detalle por regiones económicas y región de estudio (Participación % respecto del total nacional)

REGION DEESTUDIO

11.3 %

Sur-Sureste

6.9 %

Centro

40.4 %Noreste

25.1 %

Noroeste

6.3 %

21.3 %

Centro- Occidente-

MM$ 35,258

Total MM$ 311,015

REGION DEESTUDIO

11.3 %

REGION DEESTUDIO

REGION DEESTUDIO

11.3 %

Sur-Sureste

6.9 %

Sur-Sureste

6.9 %

Centro

40.4 %

Centro

40.4 %Noreste

25.1 %

Noreste

25.1 %

Noroeste

6.3 %

Noroeste

6.3 %

21.3 %

Centro- Occidente-

21.3 %

Centro- Occidente-Centro- Occidente-

MM$ 35,258

Total MM$ 311,015

Elaboración propia, con base en INEGI. Banco de Información Económica.

1.1.3. El desempeño de la industria en México (1995 – 2004)

1.1.3.1 Entorno nacional Al cierre de 1995, el PIB de México se ubicó en MMM$ 1,13221, mientras que en el 2004 esta cifra se niveló en MMM$ 1,570, reflejando un crecimiento real de 39% para dicho periodo. En 1995, la gran división (GD) Industria Manufacturera mostró una participación de 19.2% en el PIB nacional, considerando un crecimiento compuesto anual de 4.0%, dicha aportación se ubicó en 19.8% en el año 2004. Durante el periodo 1995-2004, el Distrito Federal mantuvo el primer lugar de participación en el PIB en lo que respecta a la industria manufacturera. En 1995 su aportación a este indicador se ubicó en 19.7%, resaltando por ello la división de Productos alimenticios, bebidas y tabaco, con un aporte a nivel estatal de 24.5%. En este sentido, en el año 2004, la participación a nivel nacional de esta entidad, se ubicó en 16.3%, sobresaliendo la división de Sustancias químicas, derivados del petróleo, productos de caucho y plástico, la cual representó el 25.5% de la aportación al nivel de Distrito Federal. El cambio promedio anual de la aportación de esta entidad fue de 1.9%. Por otra parte, el Estado de México se ha mantenido en el segundo lugar de participación en el PIB de la industria manufacturera, con tasas de participación 21 INEGI. Cifras de PIB en pesos de 1993.

18

a nivel nacional de 16.2% y 15.7%, en 1995 y 2004, respectivamente; destacando por ello la división de Productos metálicos, maquinaria y equipo. Esta entidad mostró un desempeño de crecimiento compuesto anual de 3.7%. Es importante señalar que en 1995, los estados de Jalisco y Coahuila ocuparon, respectivamente, el cuarto y quinto lugar de participación en el PIB de la industria manufacturera a nivel nacional. Esta situación se revirtió en el año 2004, cuando Coahuila pasó al cuarto lugar y Jalisco al quinto. Lo anterior fue el resultado de una desaceleración de la división Productos alimenticios, bebidas y tabaco en Jalisco, mientras que en Coahuila mejoró el desempeño de la división Productos metálicos, maquinaria y equipo, misma que en el 2004 aportó el 49.4% al PIB de la industria manufacturera del estado.

1.1.3.2 Análisis regional A fin de reflejar un análisis regional del desempeño de la industria en México, se retomó el esquema de regionalización planteado por la Presidencia de la República, dividiendo al país en cinco conjuntos estatales, agrupados de la siguiente manera (ver Cuadro 2):

Cuadro 2 Regionalización económica de México

Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste

Baja California Chihuahua Aguascalientes Distrito Federal Campeche

Baja California Sur Durango Colima Hidalgo Chiapas

Sinaloa Coahuila Guanajuato México Guerrero

Sonora Nuevo León Jalisco Morelos Oaxaca

Tamaulipas Michoacán Puebla Quintana Roo

Nayarit Tlaxcala Tabasco

Querétaro Veracruz

San Luís Potosí Yucatán

Zacatecas Fuente: Secretaría de Energía (Sener).

Al cierre del 2004, la región Centro representó el 40.3% (MMM$ 125) de la industria manufacturera a escala nacional, esta región se considera como la más activa en esta GD. Las divisiones productivas que más destacan en esta región son: Productos metálicos, maquinaria y equipo y Productos alimenticios, bebidas y tabaco, aportando 25.4% y 24.6%, respectivamente. Por su parte, la división industrial de la madera y productos de madera fue la menos participativa aportando tan sólo el 1.7%. La región Noreste representó el 25.1% (MMM$ 78) del total nacional en la industria manufacturera. Las divisiones de Productos metálicos, maquinaria y equipo (43.0% a nivel región) y Productos alimenticios, bebidas y tabaco (16.4%) fueron las más representativas.

19

La región Centro-Occidente aportó el 21.3% (MMM$ 66) del total nacional. Sus divisiones económicas más dinámicas fueron la de Productos alimenticios, bebidas y tabaco y Productos metálicos, maquinaria y equipo, ya que aportaron el 32.7% y 29.9% del total de la industria manufacturera respectivamente. La Industria de la madera y productos de madera fue la división menos significativa, con un aporte de 2.5%. La región Sur-Sureste aportó en el año 2004 el 6.9% (MMM$ 21) al PIB nacional de la industria manufacturera. Sus divisiones económicas más destacadas fueron Productos alimenticios, bebidas y tabaco con 52.6% y Sustancias químicas, derivados del petróleo, productos de caucho y plástico con 19.3%. La región menos representativa ha sido la Noroeste, al presentar una contribución de 6.3% (MMM$ 19) a nivel nacional. Las divisiones Productos metálicos, maquinaria y equipo (36.6%) y Productos alimenticios, bebidas y tabaco (30%) han sido las más significativas, mientras que las Industrias metálicas básicas sólo participaron con el 2.6% a escala regional. Ver Cuadro 3 y Gráfica 2.

Cuadro 3 PIB de la industria manufacturera por región económica

(MMM$ a precios de 1993) Regiones/Años

Noroeste 14.2 19.6 3.6 6.3

Noreste 49.0 78.2 5.3 25.1

Centro 55.4 71.3 2.9 22.9

Centro-Occidente 41.2 66.4 5.4 21.3

Sur-Sureste 18.9 21.5 1.4 6.9

Total nacional 217.5 311.0 18.7 100.0

Partic. %20041995 2004 TMCC (%)

Elaboración propia, con base en INEGI, Banco de Información Económica.

Gráfica 2 PIB de la industria manufacturera por regiones económicas, 2004

(Participación % respecto del total nacional)

Total MMM$ 311

Centro41%

Noreste25%

Centro-Occidente21%

Sur- Sureste7%

Noroeste6%

Elaboración propia, con base en INEGI, Banco de Información Económica.

20

1.1.3.3 Región de estudio La región objeto de estudio de esta investigación está integrada por los estados de Sonora, Sinaloa, Nayarit, Jalisco, Colima y Michoacán22.

Mapa 3 Litoral Pacífico: región de estudio

ColimaMichoacán

Sonora

Nayarit Jalisco

Sinaloa

ColimaMichoacán

Sonora

Nayarit Jalisco

Sinaloa

Elaboración propia

Al cierre del año 2004, la región de estudio representó el 11.3% (MMM$ 35) del PIB de la industria manufacturera a nivel nacional. El estado más sobresaliente es Jalisco, aportando el 57.5%, del total regional, le siguen en orden de importancia Sonora (19.0%), Michoacán (13.7%), Sinaloa (6.9%), Nayarit (1.8%) y Colima (1.1%). Las divisiones más representativas de la región han sido Productos alimenticios, bebidas y tabaco, contribuyendo con 5.2% y, Productos metálicos, maquinaria y equipo con 2%. A nivel estatal, la región de estudio mostró el siguiente desempeño en el PIB manufacturero:

• Jalisco. Esta entidad ha jugado un papel importante en el desarrollo industrial de México, ya que es uno de los estados con mayor dinamismo en la manufactura, destacando sus microempresas (94.3% a nivel estatal)23, dedicadas a la mueblería, calzado, plástico, productos metal mecánicos, joyería, electrónica y automotriz24. Este tipo de industria ha mostrado un ritmo anual de crecimiento de 31.3% (1995 - 2004).

22 Enlistados de norte a sur. 23 INEGI. Censos económicos 1999. 24 La universidad pública, retos y paradigmas. Vinculación, extensión y difusión. www.congresoretosyexpectativas.udg.mx.

21

• Sonora. Esta entidad se ha destacado por su industria de Alimentos, bebidas y tabaco, al cierre del 2004, esta actividad participó con el 35.8% del PIB estatal manufacturero25. Asimismo, en el estado se ubican 8,052 unidades económicas dedicas a la maquila, sobresaliendo la industria automotriz y los complejos dedicados a la transformación y refinación del cobre y sus aleaciones26.

• Michoacán. La base de la industria en Michoacán ocupa el quinto lugar en el contexto de la producción económica; dedicada principalmente a la transformación de materias primas. Su alta disponibilidad de recursos naturales y mano de obra, han permitido la integración de un número importante de empresas, entre las que destacan:

o Industria metálica básica. o Producción de alimentos y bebidas. o Producción de sustancias químicas. o Derivados del petróleo. o Productos de caucho y plástico.

Por otra parte, su producción maderable se ubica en el cuarto lugar a nivel nacional27, de ahí que destaque que la actividad manufacturera es menos importante que la agropecuaria.

• Sinaloa. En este estado, la principal división industrial es la de Productos alimenticios, bebidas y tabaco, sobresaliendo, como en el caso de Nayarit, la importancia de su industria tabacalera28. El 98% de su industria está representada por empresas de categoría pequeña29. La industria de Sinaloa está integrada por 7,160 unidades económicas, aproximadamente, representadas por empacadoras de alimentos, congeladoras y procesadoras de vegetales, ingenios azucareros, embotelladoras, plantas camaroneras, de atún y sardina; textiles, alimentos, bebidas y tabacos; maquinaria y equipo e industria del papel.

• Nayarit. La división industrial más importante en este estado es la de Productos alimenticios, bebidas y tabaco, entre éstas la industria tabacalera es una de las más sobresalientes, ya que rebasa las 27 mil toneladas anuales. El potencial de la industria en este estado se encuentra fundamentalmente en el desarrollo de productos

25 INEGI. Op. Cit. 26 Presidencia de la República. www.elbalero.gob.mx. 27 INEGI. Op. Cit. 28 Confederación Patronal de la República Mexicana. www.coparmex.org.mx. 29 Una empresa se considera pequeña cuando tiene entre 16 y 100 trabajadores. Con base en el Diario Oficial de la Federación (DOF) 03-Dic-1993.

22

agropecuarios, la fabricación de muebles de madera, así como de productos lácteos y de carne30.

• Colima. En términos de participación en el PIB industrial, esta entidad es la menos representativa para la región de estudio. La industria manufacturera en Colima representó el 0.62% del total nacional al cierre del 2004. En este estado operan alrededor de 2,000 unidades económicas en la industria manufacturera, la división que predomina es la de productos alimenticios, bebidas y tabaco; asimismo, las actividades con mayor producción y dinamismo son, estructuras metálicas, conservas alimenticias, molienda de cereales, muebles de madera, cemento, cal y yeso, así como productos lácteos31.

1.2. La disponibilidad y uso de la energía en el país

1.2.1. Energía: elementos conceptuales

La energía es un fenómeno correlativo al progreso de un país, por lo que un desarrollo industrial en ascenso requiere de un aumento en su consumo de energía. Esto es lógico, ya que el desarrollo económico implica el perfeccionamiento de los medios de producción y, simultáneamente, la industria mecanizada requiere volúmenes crecientes de energía primaria y/o secundaria32.

1.2.1.1 Energía primaria La energía primaria está compuesta por los distintos tipos de energéticos que se obtienen en forma directa de los recursos naturales disponibles. Su origen puede ser:

• Yacimientos mineros. • Combustibles fisionables.

• Recursos forestales. • Reservas geotérmicas.

• Recursos vegetales. • Potencial hidráulico.

• Recursos eólicos. • Recursos fósiles. La energía primaria se ha clasificado en cuatro grupos básicos, ver Diagrama 1:

30 Secretaría de Gobernación. Instituto Nacional para el Federalismo y el Desarrollo Municipal. www.e-local.gob.mx. 31 Gobierno del estado de Colima. www.colima-estado.gob.mx. 32 Energía primaria: Se refiere a las distintas fuentes de energía tal y como se obtienen de la naturaleza, ya sea en forma directa o a través de un proceso de extracción. Los recursos energéticos se utilizan como insumo para obtener productos secundarios o se consumen en forma directa. Energía secundaria: Se llama así a la energía derivada de las fuentes primarias y obtenidas en los centros de transformación, con características específicas para su consumo final. Con base en la Sener. Balance Nacional de Energía 2004. México, 2005, pp. 19 y 21.

23

Diagrama 1 Clasificación e integración de la energía primaria

CARBÓN

Gas asociado

Gas no asociadoGas (natural)

HIDROCARBUROSPetróleo crudo

Condensados

Carbón siderúrgico

Carbón térmicoELECTRICIDAD

HidroenergíaNucleoenergíaGeoenergíaEnergía eólica

BIOMASA

Bagazo de caña

Leña

CARBÓN

Gas asociado

Gas no asociadoGas (natural)

HIDROCARBUROSPetróleo crudo

Condensados

Carbón siderúrgico

Carbón térmicoELECTRICIDAD

HidroenergíaNucleoenergíaGeoenergíaEnergía eólica

BIOMASA

Bagazo de caña

Leña

Elaboración propia.

1.2.1.2 Energía secundaria La energía secundaria se obtiene en centros de transformación a partir de derivados de fuentes primarias. A continuación se hace una descripción de distintos ejemplos de este tipo de energía.

• Coque de carbón.

• Coque de petróleo.

• Gas licuado de petróleo (gas LP).

• Gasolinas y naftas.

• Querosenos.

• Diesel.

• Combustóleo.

• Gas natural seco o metano.

• Energía eléctrica.

• Productos no energéticos (asfaltos, lubricantes, grasas, parafinas, etano, propano-propileno, butano-butileno, azufre y materia base para negro de humo).

1.3. Oferta y transformación de energía primaria (1995-2005) Como se mencionó anteriormente, la energía primaria corresponde a las distintas fuentes de energía que se explotan y consumen, tal y como encuentran en la naturaleza, ya sea en forma directa o después de un proceso de transformación. A continuación se expone en términos gráficos la integración para este tipo de energía en el país, al cierre de 1995. Ver Gráfica 3.

24

Gráfica 3 México: oferta y transformación de energía primaria, 1995

(%)

543 621 7 8 9 10 110.4

99.6 100.0 34.2

1.0

0.0

64.8 57.0

29.7

12.1

1.3

Oferta de energía primaria Transformación de energía primaria

Distribución de energía bruta

543 621 7 8 9 10 110.4

99.6 100.0 34.2

1.0

0.0

64.8 57.0

29.7

12.1

1.3



1. Importación2. Producción3. Oferta total4. Exportación5. No aprovechada6. Maquila e intercambio neto

7. Energía bruta8. Refinerías y despuntadoras9. Plantas de gas y fraccionadoras10. Centrales eléctricas11. Coquizadoras



Elaboración propia, con base en la Sener. Balance Nacional de Energía. México, 2005. El total de la oferta de energía primaria se compone por los volúmenes de importación junto con la producción interna, estos dos elementos integran el concepto de oferta total, misma que se destina al consumo interno (nacional). Las importaciones de energía primaria representaron el 0.4% y 1.9%, para los años 1995 y 2005, respectivamente. Este incremento en la participación de las importaciones se debió, principalmente, al aumento en los volúmenes de carbón adquiridos del exterior. Lo anterior se ilustra en la siguiente Gráfica 4. De esta forma, para los años 1995 y 2005, la oferta total de energía alcanzó niveles de 8,069 y 9,987 Pj, respectivamente, reflejando una TMCC de 2.2% para el periodo. Es necesario señalar que la oferta total de energía primaria tiene cuatro destinos básicos: exportación, energía no aprovechada, energía a maquila e intercambio neto y energía bruta a transformación. Por su parte, la energía bruta se transfiere, principalmente, a los siguientes procesos de transformación:

25

Gráfica 4 México: oferta y transformación de energía primaria, 2005

(%)

1.9

98.1 100.0 35.2

1.32.7 60.8 51.8

33.0

14.4

0.8

543 621 7 8 9 10 11



1.9

98.1 100.0 35.2

1.32.7 60.8 51.8

33.0

14.4

0.8

543 621 7 8 9 10 11







Elaboración propia, con base en la Sener. Balance Nacional de Energía. México, 2005.

• Refinerías y despuntadoras.

• Plantas de gas y fraccionadoras.

• Centrales eléctricas.

• Coquizadoras.

1.3.1. Consumo final de energía

La oferta de energía dirigida a consumo final está integrada por una fracción marginal de compuestos primarios (4.0% promedio para los años 1995 y 2005), el resto corresponde a energía secundaria. Ver Gráfica 5.

26

Gráfica 5

México: consumo final de energía, 1995 (%)

100.0 37.5

28.2

18.0

3.22.5 0.5

1 2 3 4 5 6 7 8

91.0Energía

secundaria

9.0EnergíaPrimaria

Consumoenergético

10. 1

100.0 37.5

28.2

18.0

3.22.5 0.5

1 2 3 4 5 6 7 8

91.0Energía

secundaria

9.0EnergíaPrimaria

Consumoenergético

10. 1

1. Energía a consumo final 5. Comercial2. Transporte 6. Agropecuario3. Industrial 7. Gobierno4. Residencial 8. Consumo no energético1

1 Energía que se integra y transforma junto con otros elementos en forma de materia prima (industria petroquímica).

Elaboración propia, con base en la Sener. Balance Nacional de Energía. México. 2005. En 1995, en México se consumió un total de energía equivalente a 3,730 Pj, creciendo a una TMCC de 2%, este concepto ascendió a 4,389 Pj al cierre de 2005; la principal causa de este incremento fue la expansión de la economía de México, así como el acceso a mayor tecnología (crecimiento industrial, incremento en parque vehicular, desarrollo de centros urbanos, ampliación y renovación de las tecnologías de información, entre otras). En términos generales, la energía se consume en siete rubros:

• Transporte. • Industrial.

• Consumo residencial. • Consumo comercial.

• Agropecuario. • Consumo en gobierno.

• Consumo no energético33.

33 Se refiere a la incorporación de masa energética a procesos de transformación, como un componente más en términos de materia prima; por ejemplo, la incorporación de metano para la producción de fertilizantes hidrogenados.

27

A nivel transporte, se incluye la energía que se consume en vehículos automotores de personas y carga, aviones, ferrocarriles, barcos, etc34. En 1995, este rubro ocupó el 37.5% del consumo total de energía; con una TMCC de 0.03%, esta participación se ubicó en 42.5% en 2005. Para el caso del sector industrial35, en 1995 su participación en el consumo de energía se ubicó en 28.2%. Este porcentaje ascendió a 28.5% en 2005. El sector residencial comprende el consumo de energía en los hogares del país. Dicho consumo representó 18% en 1995, presentando una disminución a 16% en el 2005. Lo anterior sólo fue un reflejo de las cifras en términos relativos. En términos absolutos sí se presentó un incremento, sin embargo, frente al total del 2005, la aportación del sector se mermó en dos puntos porcentuales36. En este rubro se considera el uso de la energía para transferir calor a los alimentos y agua, empleo de energía eléctrica para iluminación y el uso de electrodomésticos, así como calefacción. En el área comercial se incluye el consumo de energía que se presenta en locales comerciales, restaurantes, hoteles, entre otros. En 1995, su participación al consumo total de energía se ubicó en 2.5%, mientras que en el 2005 alcanzó un nivel de 2.6%. En el rubro agropecuario se considera el consumo de energía para el desarrollo de actividades de carácter agrícola y ganadero. En 1995, este concepto aportó el 3.2% en el consumo de energía a nivel nacional, para el año 2005, dicha participación se ubicó en 2.8%. Para el sector gobierno no hubo variación en el periodo 1995-2005, ya que se mantuvo en 0.5%. Este rubro incluye el consumo de energía para el alumbrado público, bombeo de agua potable, etc. El consumo no energético presentó una variación a la baja en su participación, ya que en 1995 aportaba el 10.1% de participación en el consumo, mientras que en el 2005 este indicador se ubicó en 7%. Una de las principales causas de lo anterior, fue el alza constante que ha presentado el precio del gas natural, materia prima básica para la producción de amoniaco y fertilizantes. Ver Gráfica 6.

34 Se incluye cualquier tipo de transporte el cual se haya contabilizado en la estadística del Balance Nacional de Energía que publica la Sener. 35 En este sector se incluye el consumo de energía en los diferentes procesos productivos, tales como la siderurgia, química, azúcar, cemento, vidrio, fertilizantes, minería, automotriz, construcción, etc. 36 Para el 2005, la aportación de los rubros industrial y transporte se incrementaron a tal nivel, que mermaron la participación del resto de las categorías, tal fue el caso del sector residencial.

28

Gráfica 6

Consumo final de energía, 2005 (%)

100.0 42.5

28.5

16.0

2.82.6 0.5 7.0

92.0Energía

Secundaria

8.0EnergíaPrimaria

Consumoenergético

1 2 3 4 5 6 7 8

100.0 42.5

28.5

16.0

2.82.6 0.5 7.0

92.0Energía

Secundaria

8.0EnergíaPrimaria

Consumoenergético

1 2 3 4 5 6 7 8

1. Energía a consumo final 5. Comercial2. Transporte 6. Agropecuario3. Industrial 7. Gobierno4. Residencial 8. Consumo no energético1

1 Energía que se integra y transforma junto con otros elementos en forma de materia prima (industria petroquímica).

Elaboración propia, con base en la Sener. Balance Nacional de Energía. México, 2005.

1.4. El perfil del gas natural

1.4.1. Caracterización del energético

Con frecuencia, el término “gas natural” es empleado de una forma muy general, por tal motivo, es necesario llevar a cabo una especificación técnica y conceptual de este combustible. Como gas natural pueden ser identificados todos los gases37 que emanan del globo terráqueo o se encuentran suspendidos en la atmósfera. En la actualidad, el término “gas natural” se aplica de manera estricta a “... las mezclas de gases combustibles, hidrocarburos o no, que se encuentran en el subsuelo... Por tanto, y a pesar del empleo restringido de la definición, no es posible utilizar el término ‘gas natural’ más que genéricamente para cubrir una amplia gama de mezclas

37 Todo gas es un fluido compresible que llena por completo el volumen del cuerpo que lo contiene.

29

de gases, cuyas composiciones y poderes caloríficos pueden variar ampliamente”38. El gas natural es un energético de orden primario compuesto por una combinación natural rica en hidrocarburos gaseosos. Sus principales constituyentes son el metano -entre el 80 y 99% en promedio- y el etano (C2H6). En menor cantidad lo integran los siguientes hidrocarburos parafínicos: propano (C3H8), butano (C2H10), pentano (C5H12), etc. De igual manera, también pueden encontrarse otros gases no hidrocarburos, como el bióxido de carbono (CO2), helio (He), ácido sulfhídrico (H2S), Argón (Ar) y nitrógeno (N). Los gases ácidos deben ser eliminados para poder comercializar el gas natural. El ácido sulfhídrico es considerado como una de sus impurezas más dañinas, este ácido es un gas altamente tóxico y corrosivo, cuando se quema resultan restos de combustión que contienen óxidos de azufre que son perjudiciales para la vida animal y vegetal. Los elementos inertes tales como el nitrógeno y el helio generan menos inconvenientes, sólo en los casos en que éstos se encuentran en cantidades muy importantes pueden afectar en la combustión o en la compatibilidad con otros gases39.

1.4.1.1 Proceso productivo Para entender el proceso de extracción del gas natural, habrá que remitirse a las actividades de exploración, que son el conjunto de tareas de campo y oficina, cuyo objetivo es descubrir las reservas de crudo y gas para evaluar los volúmenes potenciales de extracción en las regiones. Con base en los descubrimientos logrados por los trabajos de exploración, empiezan las actividades de explotación, considerando factores como la dimensión de la estructura geológica, el espesor del estrato productor, las posibilidades de producción y los costos materiales y humanos que son necesarios. En vista de que el gas natural es más compresible que el petróleo, su sola presión permite recuperar grandes cantidades del mismo (60% en promedio, frente a un 20% ó 30% para el petróleo). La presión que mantiene el gas natural en los yacimientos hace innecesario, en la mayoría de los casos, el uso de costosos procedimientos de recuperación secundaria. La extracción del gas natural de los yacimientos petrolíferos se realiza con procesos similares a los que se aplican en la explotación del aceite crudo. Una

38 Centeno, Roberto. Economía del petróleo y del gas natural. España, 1974. Edit. Tecnos; p. 278. 39 En el caso del helio, sólo cuando se encuentra presente en cantidades superiores al 0.2% resulta rentable su recuperación. Este gas es el más ligero entre los inertes y, dadas sus propiedades, resulta muy útil en la industria. El gas natural es la única fuente de la que comercialmente puede obtenerse.

30

vez que pozo está en proceso de explotación, se conecta una tubería de separación que divide el crudo del gas, continuando cada uno su curso por diferentes ductos. En la mayoría de los yacimientos petrolíferos existen cantidades variables de gas, ya sea en combinación con el petróleo (en solución) o en una “capa” gaseosa por encima de él. A este tipo de gas natural se le conoce como gas asociado. Cuando el gas está disuelto en el crudo, necesariamente se le extrae junto con él, pero cuando el gas se encuentra separado del crudo, no se le extrae sino hasta después de recuperar el petróleo del yacimiento; si por el contrario, se extrajese primero el gas, se reduciría la presión natural del pozo, factor fundamental para la recuperación del crudo40. En ocasiones el exceso de gas es reinyectado en el pozo para mantener la presión de la reserva y así obtener una mejor recuperación y conservación del crudo y del gas41. En algunos yacimientos sólo existe gas natural, el gas que se extrae de estas estructuras geológicas es el llamado gas no asociado. Una vez que el gas natural es extraído de los yacimientos, antes de llevarlo a los sistemas de transporte comercial, es necesario que transite por una serie de procesos con el objeto de reducir sus elementos licuables -gases de alto peso molecular- hasta niveles que no expongan a las tuberías con una formación de hidratos y condensaciones. Cuando el gas natural se encuentra fuera de los yacimientos productores, ya sea asociado o no al crudo, por sus características y composición puede ser clasificado en tres tipos:

• Gas húmedo amargo.

• Gas húmedo dulce.

• Gas seco (metano). Se considera como gas húmedo42 a aquel que tiene una concentración de productos menos volátiles (propano, butano, etc.) que son recuperables en cantidades equivalentes a más de 300 galones por MMpc y, gas seco a aquel

40 “En un principio el gas natural era considerado como un subproducto no deseado de la explotación de crudo. Pasaron muchas décadas para que esta industria tomase conciencia de lo importante que es la presión del gas natural en los yacimientos para mantener e incluso incrementar la recuperación del crudo”. Con base en: Márquez D. Miguel H. La industria del gas natural en México 1970 – 1985. México, 1989. El Colegio de México; p. 13. 41 Almeida Garza Galindo, Alejandro. Comportamiento de las ventas de gas natural en México, periodo 1960 - 1983. Tesis de licenciatura, México, IPN, 1984; p. 6. 42 Las definiciones de gas húmedo y seco no se refieren al contenido de agua, sino a la proporción de hidrocarburos líquidos y licuables que per se contiene el gas natural.

31

que se le pueden extraer menos del equivalente de 100 galones de hidrocarburos licuables a una presión de 1 kg/cm2 y a una temperatura de 20ºC43. El “gas natural” al que se hará referencia a los largo de todo el estudio corresponde al “gas seco”. El gas húmedo amargo se caracteriza por ser altamente corrosivo, ya que guarda altas tasas de ácido sulfhídrico. Por este motivo es necesario llevarlo a los complejos petroquímicos y someterlo a un proceso de “endulzamiento” (encogimiento de ácidos), en donde es separada esta impureza para obtener gas húmedo dulce por un lado y, como subproducto, azufre, “cuyas ventas [en parte] pueden servir para cubrir los costos del proceso de separación”44. El gas húmedo dulce que proviene de campos, junto con el gas endulzado por encogimiento, pasan a las plantas de extracción de licuables. En este proceso se aplican bajas temperaturas para transformar en líquidos a los siguientes elementos, también conocidos como líquidos del gas natural (LGNs): etano, propano, butano45 y demás elementos pesados (gasolinas naturales). Una vez que se han retirado los LGNs, se obtiene el gas seco o metano que, sumado al gas seco directo de campos46 puede utilizarse como (ver Diagrama 2):

• Combustible o energético.

• Materia prima.

• Gas para reinyección.

43 Méndez Guerrero, Manuel. Proyecto de una red de distribución de gas natural para uso doméstico en la Cd. de México, D.F. Tesis de Ing. Petrolera, México, 1967. UNAM; pp. 10 y 11. 44 Centeno, R. Op. Cit., p. 293. 45 Comercialmente, a la combinación de los gases butano y propano se le conoce como gases licuados de petróleo, por sus siglas en inglés LPG (liquefied petroleum gas). 46 Aunque en términos relativos su volumen de producción es menor, existe un tipo de gas natural que desde su extracción carece de LGNs y compuestos ácidos, es decir, está prácticamente listo para ser utilizado por el consumidor final.

32

Diagrama 2 Proceso de producción de gas

Elaboración propia, con base en PGPB.

33

1.4.1.2 Transporte

1.4.1.2.1 Transporte por ducto Debido al constante crecimiento de las aplicaciones del gas natural y, por tanto, de su demanda, se han generado estructuras para transporte que son capaces de llevarlo de una manera económica, eficiente y en grandes cantidades, a distancias cada vez más alejadas de las zonas de producción. Estas técnicas comenzaron su desarrollo cuando surgió la posibilidad de formar y soldar tubos de acero con paredes delgadas47. En la actualidad se tienden gasoductos de amplio diámetro, cubriendo grandes distancias y transportando gas bajo presiones muy elevadas. Cerca del 97% del gas natural es transportado a través de ductos48. Comparativamente, el transporte de gas natural a través de ductos es más caro que el transporte de petróleo. Entre algunos de los factores que elevan los costos se encuentran las complejas y costosas unidades compresoras, así como los materiales de alta resistencia con los que fabrican los tubos. Los costos de construcción de los gasoductos pueden variar ampliamente dependiendo de las condiciones geográficas por las que tengan que atravesar, los factores de carga del sistema y las presiones que se vayan a emplear. Si se hiciera el supuesto de que se construye un gasoducto en terrenos normales, con pocos accidentes geográficos y lejos de asentamientos humanos en donde se tuvieran que pagar derechos de paso y expropiaciones; un 50% de los costos totales se referirían a la tubería, mientras que el resto sería para la excavación, la colocación, el revestimiento y la protección catódica de la tubería49. El costo de la colocación de gasoductos en zonas marinas es aún más elevado, considerando que llevan bajos volúmenes de gas y a mayores presiones. Los gasoductos deben mantenerse bajo un estricto control de presión y movimiento, sobre todo cuando los ramales mantienen presiones elevadas y se

47 El empleo del gas natural como materia prima energética es un hecho relativamente reciente; hasta la década de los años 20, en la que fueron puestas a punto técnicas para construir y soldar tuberías capaces de resistir altas presiones, y por tanto de transportar el gas a grandes distancias, su comercialización fue posible a gran escala. EUA fue el primer país en comercializar el gas natural…”. Centeno, R. Op. Cit., p. 282. 48 Almaraz Márquez, Javier. El gas natural en México: situación en la década de los ochenta y perspectivas. Tesis de Maestría, México, 1994. IPN; p. 13. 49 La protección catódica tiene por finalidad el restablecimiento del equilibrio electroquímico de la conducción, aplicando a la misma un exceso de cargas negativas con el fin de neutralizar todos los iones metálicos positivos, ya que una tubería enterrada en el suelo se comporta como un electrodo dentro de un electrolito, de manera que el metal de que está formado se descompone en iones positivos y electrones negativos, lo que produce la corrosión de los metales.

34

encuentran cerca de zonas urbanas. Este trabajo de control lo realizan casi en su totalidad las computadoras, las cuales son programadas para realizar simulaciones dinámicas, que entre otras funciones, determinan los efectos de variación o fallo en el suministro y en la corriente interna de los ductos. Asimismo, los programas proponen medidas correctivas en caso de algún error. En el caso de México, se considera como transporte de gas natural a: “la actividad de recibir, conducir y entregar gas por medio de ductos a personas que no sean usuarios finales localizados dentro de una zona geográfica”50.

1.4.1.2.2 Transporte por barco Debido a que la mayor parte de las reservas mundiales de gas natural se encuentran lejos de sus mercados, ha sido necesario crear un mecanismo mediante el cual se facilite la comercialización de este energético, esta alternativa ha sido su transporte por vía marítima. Para poder llevar a cabo esta tarea, en primera instancia, el gas natural es enviado mediante gasoductos a una planta de licuefacción, sitio donde se enfría a través de procesos criogénicos hasta convertirse en gas natural licuado (GNL), lo cual permite que se almacene y se transporte en una forma compacta, ágil y segura. El GNL se embarca en buques denominados “metaneros”, con el fin de llevarlo vía marítima a los puntos de demanda. Una vez que el barco con GNL “toca tierra”, el gas se transfiere a una planta de regasificación, en donde se almacena en su forma líquida en tanques diseñados para mantenerlo con altos índices de seguridad. Finalmente, una vez que se requiere hacer uso del energético, se eleva su temperatura a fin de retornarlo a su estado gaseoso. De esta forma, el gas natural queda listo para ser distribuido a través de los gasoductos de transporte y distribución. La toma de decisión de qué alternativa es más viable para el transporte del gas natural debe considerar los siguientes elementos:

• ¿El traslado se llevará a cabo con países fronterizos?

• ¿Qué distancia se debe cubrir para realizar el transporte?

• ¿Se trata de países distantes o con diferencias espaciales a nivel continental?

• ¿Qué volumen se desea transportar y cuál será su frecuencia? El empleo del ducto será más viable cuando:

• Los países que realicen el intercambio cuenten con frontera mutua y, siempre y cuando, la distancia a recorrer no sea mayor a 2,400 km; a una

50 Sener. Reglamento de gas natural. DOF 8-11-1995.

35

distancia superior, esta alternativa deja de ser viable por considerarse ineficiente en términos de un balance de energía51.

• El volumen a transportar y su frecuencia se consideran amplios, de tal forma que aseguran el retorno de la inversión en infraestructura.

El uso de los metaneros depende principalmente de los siguientes factores:

• La distancia a recorrer sea superior a 2,400 km.

• El país exportador deberá contar con infraestructura para licuar el gas natural y embarcarlo.

• El país importador deberá contar con plantas de regasificación e infraestructura de almacenamiento.

• Los contratos se deben firmar por periodos amplios, generalmente entre 15 y veinte años, contemplando volúmenes fijos de GNL.

• Las naciones deberán estar cerca de las rutas de los metaneros o, en su caso, deberán invertir en la construcción de barcos exclusivos para operar su contrato.

A escala mundial, el uso de gasoductos para operaciones de comercio internacional representó, en el 2006, el 71.8%; mientras que el 28.2% restante se traslado a través de metaneros. Ver Gráfica 7.

Gráfica 7 Comercio internacional de gas natural,

medio de transporte, 2006 (MMpcd)

Elaboración propia, con base en BP, 2007.

51 Para transportar gas a través de un ducto, se requiere adicionalmente de máquinas de compresión, éstas consumen energía (generalmente gas natural). Resulta inviable el transporte por esta vía cuando se más gas que el volumen que desea transportar.

36

1.4.1.2.2.1 GNL y su economía

1.4.1.2.2.1.1 Cadena de valor del GNL Para explicar la economía del GNL, se optó por analizarla desde el punto de vista de la cadena de valor, donde el GNL, al pasar por cada una de sus etapas, se transforma, se almacena, se distribuye o consume; asumiendo que en cada una de estas fases se agrega valor. Ver Diagrama 3.

Diagrama 3 Cadena de valor del GNL

* A este proceso también se le asocian a los términos de licuefacción y condensación. Elaboración propia, con base en University of Texas, Center for Energy Economics, How Much Does LNG Cost?, EUA, 2007, www.beg.utexas.edu A continuación se describe cada una de las etapas de esta cadena:

• Exploración y producción: se refiere al conjunto de actividades de campo y oficina, que tienen como fin descubrir e incorporar al inventario nacional nuevas reservas de crudo y gas. Posteriormente, se desarrollan actividades de extracción, que contemplan la explotación o producción de las reservas.

• Producción: una vez que se ha extraído el gas natural, tal como se encuentra en la naturaleza, es necesario adaptarlo y homogeneizarlo para que éste se pueda usar en procesos posteriores. Esta actividad se desarrolla en los centros procesadores de gas (CPG’s). En estas plantas se llevan a cabo los siguientes procesos de acondicionamiento del gas natural, de tal forma que al final se obtengan moléculas de metano en el estado más puro posible –gas seco-. Ver Diagrama 2.

o Endulzamiento (retiro de azufre). o Secado (recuperación y fraccionamiento de líquidos –etano,

propano, butano, etc).

• Almacenamiento (a mediano y largo plazo): en algunos países es posible almacenar el gas seco a mediano y largo plazo, con el fin de acumular reservas de carácter estratégico o para amortiguar desbalances entre la oferta y la demanda, sobre todo en época invernal. Esta actividad se suele llevar a cabo en minas agotadas, acuíferos agotados o en

37

explotación, campos agotados de gas y crudo, cavernas salinas y cavernas de roca impermeable.

• Licuación: ya sea que el gas seco tenga como origen la producción de un CPG o un punto de almacenamiento temporal, es necesario transportarlo a través de gasoductos hacia plantas especializadas en procesos de licuefacción. Básicamente, se trata de pasar al gas natural a través de una infraestructura que lo enfría a una temperatura de -162.2 °C, este proceso criogénico reduce hasta en 600 veces el volumen original del metano, transformándolo de gas a líquido. Es en este punto cuando el metano asume la modalidad de GNL.

El GNL puede tener dos destinos: almacenamiento temporal en estado líquido o ser transferido directamente a barcos cargueros altamente especializados para el transporte de esta materia, conocidos popularmente como “metaneros”. Ver Imagen 1.

Imagen 1 Planta de licuefacción de GN

Fuente: Center for Liquefied Natural Gas (CLNG), 2007.

• Transporte: como se comentó, la siguiente etapa consiste en embarcar al GNL y trasladarlo a los puntos de demanda.

En general, estos barcos cubren rutas fijas y llevan a cabo entregas pactadas con antelación. En casos excepcionales, pueden surtir volúmenes adicionales o cubrir un despacho no contemplado en su planeación original. A pesar de que la construcción de estos barcos implica una fuerte suma de capital52, ésta es necesaria y rentable53. Cuando se desea transportar

52 Se estima que un barco de este tipo, con capacidad de transporte por 290,000 metros cúbicos, tiene un costo aproximado de 290 millones de dólares. Con base en: Maritime Business Strategies, U.S., www.coltoncompany.com.

38

gas natural a una distancia superior a los 2,400 km, la eficiencia energética del transporte por barco es superior a la de un gasoducto convencional54. De no ser por los metaneros, sería prácticamente imposible transportar el gas a través de los océanos. Técnica y financieramente, resultaría imposible desarrollar ductos que cruzaran los océanos y que fueran capaces de resistir las altas presiones que ejerce el agua, así como la corrosión y los embates de las corrientes marinas. Ver Imagen 2.

Imagen 2

Barco especializado en el transporte de metano: “metanero”

Fuente: CLNG, 2007.

• Regasificación: una vez que el metanero ha cruzado el océano, éste se debe anclar en instalaciones propias para retornar el GNL a su estado gaseoso. Dicha infraestructura se conoce como planta de regasificación. El despacho del GNL puede tener dos destinos, el almacenamiento en forma líquida por corto plazo o, ingresarlo inmediatamente a un proceso de vaporización. Ver Imagen 3.

La vaporización del metano se puede realizar a través de un simple intercambio de calor, usando calderas a fuego directo o empleando agua de mar como medio para la compensación de temperaturas.

• Almacenamiento (a corto plazo): las plantas regasificadoras deben contar con tanques de almacenamiento a fin de mantener un inventario mínimo de GNL. Por normas de seguridad y eficiencia energética, dichos tanques se construyen considerando dos capas de revestimiento, a fin de evitar derrames y mantener la temperatura del GNL. Algunos de estos tanques se encuentran total o parcialmente enterrados.

53 La vida útil de estos barcos se estima en el orden de 25 a 30 años, por lo que la recuperación de la inversión quedará garantizada, siempre y cuando opere bajo contratos de transporte de largo plazo. 54 John M. Campbell & Company, LNG –What’s Happening –and Why!, Presentación, México, abril 2006.

39

Imagen 3 Terminal de regasificación de GN

Fuente: Terminal de regasificación en Altamira. Tamps. México.

• Transporte y distribución: una vez que el metano ha sido templado, es preciso inyectarlo a los gasoductos de transporte y distribución, a fin de llevarlo a los puntos de uso final o transformación.

La infraestructura de transporte y distribución se integra básicamente por:

o Ductos. o Casetas de medición. o Válvulas de seccionamiento. o Trampas de diablo. o Estaciones de compresión. o Sensores de medición de volumen y composición.

Imagen 4 Infraestructura de transporte y distribución por gasoducto

Fuente: PGPB.

40

• Transformación o uso final: ésta es la última etapa de la cadena de valor. Básicamente hay dos destinos en el mercado para el gas natural:

o Como energético: se refiere a la transferencia de calor a otros cuerpos o elementos, por ejemplo, para su combustión en hornos o calderas industriales, para generación de calor y/o electricidad, templar ambientes o accionar impulsores.

o Como materia: se refiere al metano que se integra a otras materias para formar productos de uso intermedio o final, por ejemplo fertilizantes, pinturas, repelentes, plásticos y detergentes. Ver Gráfica 8.

Gráfica 8

Uso del gas natural a escala mundial

Fuente: The Need Project, Secondary Energy Infobook, EUA, 2006.

1.4.1.2.2.1.2 Costo del GNL Desde el punto de vista de la cadena de valor, el costo de extraer gas natural, licuarlo, transportarlo, regasificarlo y almacenarlo, ha promediado los 2.6 US$/MMBTU en Estados Unidos55. Ver Diagrama 4. En términos generales, los expertos opinan que la disminución en los costos de la cadena de valor se debe a:

• La infraestructura de licuación y regasificación cada día es más compacta y eficiente, lo anterior como resultado de la incorporación de tecnología de última generación en las fases de proceso y control.

55 University of Texas, Center for Energy Economics, How Much Does LNG Cost?, EUA, 2007, www.beg.utexas.edu.

41

Diagrama 4 Costo de la cadena de valor del GNL

* Se debe tomar en cuenta que para fijar el precio de uso final del gas natural (dependiendo del

país y esquema de regulación), se deben considerar los costos por servicio, capacidad, transporte y distribución.

Elaboración propia, con base en University of Texas, Center for Energy Economics, How Much Does LNG Cost?, EUA, 2007, www.beg.utexas.edu

• La aplicación de economías de escala, al construir metaneros que cuentan con máquinas más eficientes y potentes, ahorrando combustible y permitiendo elevar el volumen de carga. Ver Gráfica 9.

• El mercado de la industria de la construcción especializada ha entrado en franca competencia, por poner un ejemplo, se ha llegado a pensar que en la búsqueda de contratos, estas compañías han reducido históricamente hasta el 18% de sus costos para el desarrollo de esta infraestructura56.

Gráfica 9

Evolución del costo de los metaneros (US$/MI de capacidad)

y =- 1E+07 - 2.87x2 + 11,444x

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007

Costo US$ (y)

Año (x)

-57%

2007US$999

1996US$2,320

Elaboración propia (graficación y curva de costo), con base en Maritime Business Strategies, U.S. Shipbuilding History, jul-2007.

56 Ibídem.

42

1.4.1.3 Ventajas y desventajas El uso del gas natural presenta ventajas respecto al combustóleo y al diesel, toda vez que a diferencia de éstos no produce óxidos de azufre y reduce sensiblemente las partículas suspendidas, contribuyendo así a la preservación del ambiente. Asimismo, este gas tiene ciertas cualidades que le confieren una ventaja sobre el resto de los combustibles, tales como:

• La quema del gas natural es completamente limpia y produce muy escasa contaminación, ya que al realizarse su combustión está totalmente desulfurado, por lo que no da lugar a lluvias ácidas; además, por su alto contenido de hidrógeno, al quemarse contribuye menos que el petróleo y el carbón al efecto “invernadero”, provocado principalmente por la acumulación de bióxido de carbono.

• La práctico de su uso es comparable con la electricidad, lo que le hace particularmente apreciado en los sectores industrial, comercial y doméstico57.

• Se consigue una mejor regulación del calor, siendo posible obtener un mayor control de temperatura y atmósferas. Ver Cuadro 4.

Cuadro 4

Ventajas comparativas del gas natural respecto a otros combustibles

0.914.08-Kg de SO2/106Kcal

Emisionescontaminantes

SOx

9,243,505.36 10,019,667.97 8,460.00 Kcal/m3Poder calorífico

DieselCombustóleoGas natural

Unidad de medida

Principales características

0.914.08-Kg de SO2/106Kcal

Emisionescontaminantes

SOx

9,243,505.36 10,019,667.97 8,460.00 Kcal/m3Poder calorífico

DieselCombustóleoGas natural

Unidad de medida

Principales características

Elaboración propia, con base en la Comisión Reguladora de Energía (CRE), Pemex y Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat).

• A diferencia de lo que ocurre con el petróleo o el carbón, el gas natural no dispone de un mercado global. Su transporte desde las regiones ampliamente dotadas se ve obstaculizado por el tipo de sistema necesario para su circulación. Sin embargo, existe un mercado mundial para las tecnologías que fomentan su uso o perfeccionan la producción de este recurso. En este campo residen las mejores oportunidades de que dispone esta industria para competir en todas las regiones.

57 Centeno, R. Op. Cit., pp. 368 y 369.

43

• Por ejemplo, las plantas generadoras de energía eléctrica que trabajan con un ciclo combinado a base de gas natural, producen electricidad a niveles más eficientes que con otros combustibles fósiles, requieren de inversiones de capital considerablemente inferiores y sus efectos contaminantes al ambiente son mucho menores.

• Por lo que respecta a ciertas desventajas en su uso, cabe considerar el alto costo del transporte y almacenamiento, ya que las redes de gasoductos requieren de grandes inversiones para extenderlas a largas distancias considerando: diferencias climáticas, dificultades topográficas, rendimientos por pozo, etc. Por estas razones, su utilización se da, en muchos de los casos, sólo en mercados que cuentan con una red de gasoductos que están conectados directamente a los centros de producción de gas.

• La llama que produce el metano no es muy luminosa, lo cual es una desventaja cuando se requiere de cierta luminosidad. Sin embargo, el uso de llamas de gas de alta intensidad y velocidad balancean esta desventaja en la mayoría de los casos.

1.4.2. Entorno internacional

1.4.2.1 Oferta, reservas Hay reservas de gas natural, viables para su monetización, en prácticamente todo el mundo, aunque su volumen está distribuido en forma irregular entre las naciones. Ver Mapa 4.

Mapa 4 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2006

(Billones de pies cúbicos)

Norteamérica282(4%)

Centro ySudamérica

243(4%)

Europa y Ex URSS2,264(35%)

Medio Oriente2,594(40%)

África501(8%)

Asia Pacífico523(8%)

Total 6,405

Norteamérica282(4%)

Centro ySudamérica

243(4%)

Europa y Ex URSS2,264(35%)

Medio Oriente2,594(40%)

África501(8%)

Asia Pacífico523(8%)

Total 6,405 Elaboración propia, con base en British Petroleum (BP), 2007.

44

Las naciones con las reservas más amplias de este hidrocarburo se encuentran en Medio Oriente y en la Federación Rusa, esta última cuenta con reservas para continuar con su producción por 78 años más (ceteris paribus)58. A nivel global, se cuenta con un nivel de reservas estimado en 6,405 Bpc que, al ritmo de producción mundial del 2006, se agotará en aproximadamente 63 años. Ver Gráfica 10.

Gráfica 10 Oferta mundial de gas natural seco, 2006



En las posiciones de reservas de gas natural por país, al cierre del 2006, México ocupó el lugar 41, con 14 Bpc de reservas probadas; un lugar después de Vietnam y uno antes que Brasil. Se estima que al nivel de producción actual y sin la incorporación de nuevas reservas, México agotaría este volumen de gas en tan sólo nueve años. Ver Gráfica 11.

58 Para este cálculo se considera el ritmo de producción al cierre del 2006 y una nula incorporación de reservas. BP, Statistical review, full report, natural gas: proved reserves. Inglaterra, 2007. www.bp.com.

45

Gráfica 11 Reservas probadas de gas seco en años, 2006



1.4.2.2 Oferta, producción La producción mundial de gas natural en 2006 alcanzó un nivel de 277.2 MMMpcd. Entre los principales países productores se ubicaron Rusia y Estados Unidos, con 59,224 y 50,707 MMpcd, respectivamente. Para lograr lo anterior, fue básica la participación de las empresas Gazprom de Rusia y Exxon Mobil de Estados Unidos; tan sólo en el 2004, éstas alcanzaron niveles de producción de 52,574 y 9,864 MMpcd, respectivamente En este rubro, México se posicionó en el lugar número 19, con una producción de gas seco de 4,195 MMpcd; si se considera como dato base la cifra del año 2000 (3,456 MMpcd) este indicador ha evolucionado a una TMCC del 3.3%. Ver Gráfica 12.

46

Gráfica 12 Producción mundial de gas natural seco, 2006

(MMpcd)


1.4.2.3 Demanda Hay una relación muy estrecha entre la variación en la actividad económica de un país y su consumo de energía, en el caso del gas natural esta situación es muy evidente, ya que este hidrocarburo se emplea en mayor o menor intensidad, en función al desempeño de la industria y de la demanda en general. En los últimos años, el gas natural ha cobrado mayor importancia en el esquema de opciones de energía, principalmente por sus ventajas como combustible de alta eficiencia y bajo nivel de contaminación. Ver Gráfica 13.

47

Gráfica 13 Consumo mundial de gas natural seco, 2006

(MMpcd)

Total mundial 275,800

84,902

4,044

4,179

4,368

5,231

5,379

6,426

7,131

7,459

8,181

8,435

8,787

9,348

10,170

41,806

59,953

Resto del mundo

15. Argentina

14. Uzbekistán

13. Francia

12. México

11. China

10. Ucrania

9. Arabia Saudita

8. Italia

7. Japón

6. Alemania

5. Reino Unido

4. Canadá

3. Irán

2. Federación Rusa

1. Estados Unidos


A nivel mundial, en el año 2006 el consumo de gas natural alcanzó un nivel de 275.8 MMMpcd, destacando en volumen Estados Unidos de América, con un nivel de 60.0 MMMpcd; le siguió la Federación Rusa, con 41.8 MMMpcd. A nivel Latinoamérica, México ocupó el primer lugar en consumo, con un volumen de 5,231 MMpcd. A nivel global, tan sólo 15 países (entre ellos México, en el sitio número 12), consumieron el 69% del gas natural reportado en el 2006, equivalente a 190.9 MMMpcd.

1.4.2.4 Comercio internacional (GNL) En el 2006, los volúmenes más amplios de exportación de GNL se llevaron a cabo por Qatar, al realizar operaciones de comercio por 3,008 MMpcd, generando una TMCC de 14%, en comparación con su desempeño en el año 2000.

48

Le siguió en importancia Indonesia, con un volumen de exportación de 2,861 MMpcd, sin embargo, al comparar su desempeño con las cifras del año 2000, refleja una TMCC negativa de 3%, lo anterior como un resultado de la problemática que sufre en el abasto de gas natural. Ver Cuadro 5.

Cuadro 5 Exportaciones de GNL, 2000-2006

(MMpcd) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TMCC (%)

Total 13,215 13,831 14,512 16,336 17,170 18,268 20,423 7.5 1. Qatar 1,355 1,600 1,799 1,857 2,322 2,622 3,008 14.2 2. Indonesia 3,445 3,077 3,322 3,450 3,231 3,044 2,861 (3.0) 3. Malasia 2,029 2,023 1,985 2,263 2,671 2,759 2,713 5.0 4. Argelia 2,540 2,471 2,601 2,709 2,485 2,485 2,388 (1.0) 5. Australia 976 987 970 1,018 1,174 1,437 1,744 10.2 6. Nigeria 541 758 759 1,141 1,215 1,165 1,701 21.0 7. Trinidad y Tobago 339 353 515 1,152 1,350 1,356 1,572 29.2 8. Egipto - - - - - 670 1,448 - 9. Omán 238 719 770 891 871 892 1,117 29.4 10. Brunei 848 871 884 936 917 885 949 1.9 11. Emiratos Árabes Unidos 669 685 663 688 712 691 685 0.4 12. Estados Unidos 159 173 165 159 162 178 166 0.7 13. Libia 77 75 61 73 61 84 70 (1.7) 14. Taiwán - 40 - - - - - - 15. Japón - - 15 - - - - - 16. Corea del Sur - - 5 - - - - - Elaboración propia, con base en BP y Sener, 2007.

En el papel de importador de GNL, Japón ocupó el primer lugar; tan sólo en el 2006, importó un volumen de 7,920 MMpcd. De hecho, su TMCC (2% con relación al año 2000), refleja una estabilización en su consumo. Le siguió en importancia Corea del Sur; su repunte económico le ha requerido un intensivo uso de energía, el cual ha satisfecho parcialmente a partir de GNL. En el año 2006, importó un volumen de 3,303 MMpcd, ascendiendo a una TMCC cercana al 10%. A partir del 200659, México incursionó en este mercado como importador, a través de la planta de regasificación que instaló en el puerto de Altamira, Tamps. Su primer registro anual de importación de GNL señala un volumen de 91 MMpcd. Ver Cuadro 6.

59 Rodríguez, Israel. El jueves17 de agosto del 2006, llegó a México el primer buque-tanque de GNL en la historia. Con base en La Jornada, Llega el primer buque-tanque de GNL para regasificadora de Altamira, México, 18 de agosto de 2006.

49

Cuadro 6

Importaciones de GNL, 2000-2006 (MMpcd)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total 13,215 13,831 14,512 16,336 17,170 18,268 20,423 7.5 1. Japón 6,992 7,167 7,038 7,718 7,425 7,384 7,920 2.1 2. Corea del Sur 1,899 2,112 2,328 2,538 2,884 2,946 3,303 9.7 3. España 817 952 1,186 1,455 1,690 2,114 2,363 19.4 4. Estados Unidos 602 638 627 1,388 1,782 1,729 1,602 17.7 5. Francia 1,084 1,011 1,117 955 736 1,241 1,343 3.6 6. Taiwán 569 610 677 724 881 930 987 9.6 7. India - - - - 254 584 773 - 8. Turquía 357 467 518 483 412 472 553 7.6 9. Bélgica 405 232 319 305 275 288 414 0.4 10. Reino Unido - - - - - 50 344 - 11. Italia 461 508 552 534 569 242 300 (6.9) 12. Portugal - 25 42 82 126 153 191 - 13. China - - - - - - 97 - 14. México - - - - - - 91 - 15. Puerto Rico - 61 61 72 66 65 70 - 16. Grecia 29 48 48 53 53 45 47 8.6 17. República Dominicana - - - 29 17 24 24 -

TMCC (%)

Elaboración propia, con base en BP y la Sener, 2007.

1.4.3. Evolución del mercado en México (1995-2006)

1.4.3.1 Consumo El consumo nacional de gas natural se incrementó en el periodo 1995-2006, en poco más de 60%. Lo anterior es atribuible a los siguientes factores:

• Regulación del mercado60.

• Fomento a la participación privada61.

• Proceso de sustitución62.

• Desarrollo económico y poblacional63. Como se puede apreciar en el Cuadro 7, el consumo nacional de gas natural creció a una TMCC de 6.3%, en el periodo 1995-2006, esto significó una demanda de esta fuente de energía en el país por 6,531 MMpcd para el año 2006.

60 CRE. Informe, segundo quinquenio. 2005. www.cre.gob.mx. 61 Ibídem. 62 Ibídem. 63 Sener. Prospectiva del mercado de gas natural, 2007-2016. México, 2007; pp. 59 y 60.

50

Cuadro 7 Consumo de gas natural por sector, 1995-2006

(MMpcd)

Sector 1995 2000 2006 Part. %2006

TMCC %95 - 06

Petrolero1 1,871 2,216 3,017 46.2 4.4Eléctrico 589 1,011 2,390 36.6 13.6Industrial 799 1,019 1,014 15.5 2.2Residencial 57 60 84 1.3 3.6Servicios2 19 20 23 0.4 1.8Transporte vehicular - 1 2 - -Total 3,335 4,326 6,531 100.0 6.3 1 Incluye el consumo de Pemex Petroquímica y el gas para recirculaciones.

2 Incluye actividades de tipo comercial. Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2006-2015 y Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016. Si bien el consumo del sector petrolero no ha dejado de ser significativo en este mercado (46.2% de participación en el 2006), es importante destacar el amplio interés de los sectores eléctrico y de transformación industrial por esta alternativa energética; por una parte, el sector eléctrico mostró una TMCC de 13.6%, mientras que en la industria esta tasa fue de 2.2%. La participación de los sectores residencial, autotransporte, comercial y de servicios; aún se mantienen al margen en el consumo de gas natural. Si bien esta fuente de energía ha ganado terreno frente al gas LP, éste aún sigue siendo un combustible altamente competitivo a este nivel de mercado, ver Gráfica 14. La participación agregada de estos sectores en el consumo nacional de gas natural se niveló en tan sólo 1.7% para el año 2006.

Gráfica 14 Distribución de las ventas internas del sector residencial por combustible, 1995 y 2006

(Participación %) 1995

Gas LP64%

Leña31%

Gas natural5%

2006

Gas LP64%

Gas natural7%

Leña29%

1995

Gas LP64%

Leña31%

Gas natural5%

2006

Gas LP64%

Gas natural7%

Leña29%

1995

Gas LP64%

Leña31%

Gas natural5%

1995

Gas LP64%

Leña31%

Gas natural5%

2006

Gas LP64%

Gas natural7%

Leña29%

2006

Gas LP64%

Gas natural7%

Leña29%

Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas licuado de petróleo 2006-2015 y Prospectiva del mercado de gas licuado de petróleo 2007-2016.

51

A nivel regional, las diferencias en el consumo de gas natural han dependendido de los siguientes factores:

• Distribución de la infraestructura para su transporte y distribución.

• El grado de concentración de centros de transformación industrial.

• Puntos de generación de energía eléctrica.

• El nivel de concentración demográfica. En este sentido, mientras que en 1995 la región Noroeste sólo reportó un consumo de 9 MMpcd, para el año 2006 éste se niveló en 391 MMpcd, lo que reflejó una TMCC de 41%. Cabe señalar, que en esta región sólo se consume gas natural de importación. La región Noreste se caracteriza por contar con infraestructura de transporte y distribución de gas natural en todos los estados que la integran. Mientras que en 1995 registró un consumo de 813 MMpcd, en 2006 este volumen alcanzó los 1,718 MMpcd, lo que significó una TMCC de 7%. Por lo anterior, ésta es la segunda región del país más importante en términos de consumo, después de la Sur-Sureste. La región Centro ocupó el tercer lugar en consumo nacional de gas natural. En 1995, su nivel de consumo alcanzó los 493 MMpcd, al cierre del 2006 esta cifra se extendió a 643 MMpcd, generando una TMCC del 2.4% La región Centro-Occidente ha cubierto su demanda de gas natural, a partir del suministro que le proporcionan otras regiones, principalmente la Noreste y la Sur-Sureste. En 2006 alcanzó un nivel de consumo de 565 MMpcd, en comparación a los 270 MMpcd que reportó en 1995 (TMCC del 7%). La región Sur-Sureste ha sido la más representativa en términos de consumo, lo anterior como un reflejo del alto volumen de energía que requieren las actividades de Pemex en la zona. En 1995 se registró un consumo de 1,749 MMpcd, mientras que en el 2006 este volumen se incrementó a 3,214 MMpcd, lo que significó un desempeño compuesto anual de 5.7%. Al interpolar este análisis a la zona objeto de estudio de esta investigación (Litoral Pacífico), se verificó un nivel de consumo marginal (4.5% de participación con relación a la cifra nacional). Mientras que en 1995 alcanzó un nivel de 136 MMpcd, en el 2006 observó un consumo de 292 MMpcd, con una TMCC de 7.2%. Ver Cuadro 8.

52

Cuadro 8 Consumo regional de gas natural, 1995-2006

(MMpcd)

Región 1995 2000 2006 Part. %2006

TMCC %95 - 06

Noroeste 9 60 391 6.0 40.9Noreste 813 1,153 1,718 26.3 7.0Centro 493 609 643 9.8 2.4Centro-Occidente 270 390 565 8.7 6.9Sur-Sureste 1,749 2,115 3,214 49.2 5.7Total nacional 3,335 4,326 6,531 100.0 6.3Litoral Pacífico 136 212 292 4.5 7.2 Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2006-2015 y Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

Es importante mencionar que los siguientes estados de la República no presentan consumos de gas natural:

• Baja California Sur. • Nayarit.

• Colima. • Quintana Roo.

• Guerrero. • Sinaloa.

• Morelos. • Zacatecas. Tres de estas entidades se encuentran precisamente en la región Pacífico.

1.4.3.2 Oferta Al cierre del 2006, PGPB contaba con 10 complejos procesadores de gas (CPG’s), ocho de éstos ubicados en la región Sur-Sureste del país (específicamente en los estados de Chiapas, Tabasco y Veracruz) y dos en la región noreste (en el estado de Tamaulipas). En dichos complejos se ha concentrado un total de 72 plantas de distintos tipos y tecnologías, con el fin de procesar las distintas mezclas de gas que proporciona PEP64. Ver Mapa 5. En 1995, la oferta nacional de gas seco alcanzó un nivel de 3,180 MMpcd, mientras que en el 2006 esta cifra se niveló en 5,543 MMpcd, es decir, creció a una tasa anual promedio anual de 5.2%. El 62.2% del total de producción de 2006, se generó en los CPG’s de PGPB, el 20.8% se derivó de inyecciones directas de campo (cifra que contrasta con el 6% de participación que presentó en 1995) y, el 15.5% restante, se refiere a la oferta que autoconsume PEP. Ver Cuadro 9.

64 Ibid., p. 90.

53

Mapa 5

Infraestructura de producción de gas seco, 2006

9108

76

5

43

21. Reynosa2. Burgos3. Poza Rica4. Arenque5. Matapionche6. Área Coatzacoalcos7. La Venta8. Cactus9. Nvo. Pemex10. Cd. Pemex

1

Centros Procesadores de Gas

9108

76

5

43

21. Reynosa2. Burgos3. Poza Rica4. Arenque5. Matapionche6. Área Coatzacoalcos7. La Venta8. Cactus9. Nvo. Pemex10. Cd. Pemex

1

Centros Procesadores de Gas

Elaboración propia, con base en Pemex. Sistema Corporativo de Información (SICORI): GeoPemex 3D, 2007.

Cuadro 9 Oferta nacional de gas seco, 1995-2006

(MMpcd)

Origen 1995 2000 2006 Part. %2006

TMCC %95 - 06

Gas de PEP1 462 438 858 15.5 5.8Plantas de PGPB 2,376 2,791 3,445 62.2 3.4Directo de campos 190 752 1,152 20.8 17.8Etano inyectado a ductos 109 98 87 1.6 -2.0Otras corrientes 42 13 1 - -28.8Oferta total 3,180 4,091 5,543 100.0 5.2 1 Gas que se emplea para las operaciones de PEP, los procesos de recirculación y las

operaciones de refinación. Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2006-2015 y Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

54

1.4.3.3 Comercio exterior Hasta el 2005, todo el volumen de gas natural que se importó en el país se realizó por ducto y su origen fue EUA. A partir del 17 de agosto de 2006, México inició la importación de GNL en la terminal de regasificación de Altamira, Tamps.; la procedencia de este gas ha sido diversa, destacando la participación, por orden de importancia, de los siguientes países:

• Nigeria.

• Egipto.

• Trinidad y Tobago.

• Qatar. La importación de gas natural no es una actividad privativa de PGPB, también el sector privado y el sector eléctrico público aportan un volumen considerable a las cifras. Mientras que en 1995 PGPB era el único agente que importaba este hidrocarburo, en 2006 su participación se mermó a tan sólo 44.2%; el 55.8% restante quedó a cargo del sector privado y del sector eléctrico público, con 24 y 31.8% de participación, respectivamente. En 1995 el nivel de importación de gas natural se ubicó en 173 MMpcd, mientras que en el 2006 esta actividad promedió un volumen de 1,018 MMpcd. Lo anterior implicó un incremento de 548% en el déficit comercial del energético, el cual alcanzó un nivel de 985 MMpcd en el 2006. Hay que señalar que hasta el cierre del 2006, el volumen de exportación de esta materia de México hacia EUA sólo fue una consecuencia de la logística comercial de PGPB, es decir que, si en algún punto de interconexión para transporte hacia EUA se generó un excedente de gas que no era posible dirigir hacia el territorio nacional, se optó por comercializarlo en EUA, independientemente de obtener o no una buena rentabilidad. En 1995, el nivel de exportación de gas se situó en 21 MMpcd, para el 2006 este volumen se incrementó a 33 MMpcd (TMCC de 4.2%). Ver Cuadro 10.

Cuadro 10 Comercio exterior de gas natural, 1995-2006

(MMpcd)

1995 2000 2006Part. %20061

TMCC %95 - 06

Importaciones 173 281 1,018 100.0 17.5Sector eléctrico público - 26 323 31.8 -PGPB 173 232 450 44.2 9.1Particulares - 24 244 24.0 -

Exportaciones 21 24 33 4.2Saldo comercial -152 -257 -985 18.5

Concepto 1995 2000 2006Part. %20061

TMCC %95 - 06

Importaciones 173 281 1,018 100.0 17.5Sector eléctrico público - 26 323 31.8 -PGPB 173 232 450 44.2 9.1Particulares - 24 244 24.0 -

Exportaciones 21 24 33 4.2Saldo comercial -152 -257 -985 18.5

Concepto

1 Participación % con respecto a importaciones. Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2006-2015 y Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

55

1.4.3.4 Balance nacional Al conjugar las cifras del mercado interno con los volúmenes de comercio exterior, se obtuvo el siguiente balance nacional de gas natural (Cuadro 11):

Cuadro 11 Balance de gas natural, 1995-2006

(MMpcd)

1995 2000 2006 TMCC %95 - 06

Origen 3,353 4,372 6,561 6.3Producción nacional 3,180 4,091 5,543 5.2Importaciones 173 281 1,018 17.5

Destino 3,356 4,350 6,563 6.3Consumo nacional 3,335 4,326 6,531 6.3Exportaciones 21 24 33 4.2

Variación de inventarios -3 23 -2 -3.6

Concepto 1995 2000 2006 TMCC %95 - 06

Origen 3,353 4,372 6,561 6.3Producción nacional 3,180 4,091 5,543 5.2Importaciones 173 281 1,018 17.5

Destino 3,356 4,350 6,563 6.3Consumo nacional 3,335 4,326 6,531 6.3Exportaciones 21 24 33 4.2

Variación de inventarios -3 23 -2 -3.6

Concepto

Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2006-2015 y Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

1.4.4. Perspectivas para México (2007-2015)

Tomando como base las estimaciones oficiales proporcionadas por la Sener, a través de su documento Prospectiva del mercado de gas natural, 2007-2016, a continuación se presenta la expectativa de este mercado en un sentido regional y sectorial.

1.4.4.1 Consumo Con base en las proyecciones señaladas, se ha estimado que el consumo nacional de gas natural podría ubicarse en poco menos de 9 MMMpcd al cierre del año 2015; es decir, se tiene la expectativa de un crecimiento promedio anual del 2.9%. Esta evolución de la demanda estimada se debe principalmente a:

• Tasas de crecimiento económico moderadas en el horizonte de planeación.

• Escenarios de precio de gas natural a la baja con relativa estabilidad a partir del 2011.

• Una expectativa de incremento en la sustitución de combustibles con mayor contenido de azufre y NOx

65 (combustóleo, diesel y carbón) por gas natural, tanto en el sector industrial como en el eléctrico66.

65 Óxidos de nitrógeno. 66Sener. Prospectiva… 2007-2016, Op. Cit., p. 123.

56

De esta manera, la demanda esperada para el 2007 (7,160 MMpcd), se incrementaría a una TMCC del 2.9%, hasta llegar a un volumen estimado de.8,976 MMpcd para el 2015. En esta proyección, el sector más relevante es el eléctrico, con una participación de 43.3% en la demanda total calculada para el 2015, lo que implica un desempeño promedio anual del 4.5% para este sector. Le seguirían en importancia los sectores petrolero e industrial, con una aportación en dicha demanda de 40.1% y 14.2%, respectivamente. Ver Cuadro 12.

Cuadro 12 Consumo de gas natural por sector, 2007-2015

(MMpcd)

Sector 2007 2011 2015 Part. %2015

TMCC %07 - 15

Petrolero1 3,309 3,565 3,595 40.1 1.0Eléctrico 2,733 3,051 3,883 43.3 4.5Industrial 998 1,138 1,278 14.2 3.1Residencial 94 130 166 1.8 7.4Servicios2 22 30 38 0.4 7.1Transporte vehicular 5 11 16 0.2 15.6Total 7,160 7,926 8,976 100.0 2.9 1 Incluye el consumo de Pemex Petroquímica y el gas para recirculaciones. 2 Incluye actividades de tipo comercial. Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

A nivel regional, la zona Sur-Sureste seguirá manteniendo el mayor volumen de consumo de gas natural, se estima que al cierre del 2015 su participación, con relación al total nacional, sea del 43.4%; lo anterior será el resultado del intenso consumo que se espera por parte del sector petrolero en la región (autoconsumos de gas natural como combustible, como materia prima, para bombeo neumático y recirculaciones). Le seguirán en importancia las regiones Noreste y Centro, para las cuales se calculan los siguientes niveles de participación para el 2015, respectivamente: 24.6% y 13.1%. Debido a que en estas regiones la participación del sector petrolero es relativamente baja, es legítimo señalar que los desempeños esperados en estas regiones serán una consecuencia del crecimiento de los sectores eléctrico e industrial, principalmente. Cabe destacar que en el litoral Pacífico, objeto de estudio de esta investigación, acumulará una participación en la demanda a nivel nacional de 11.3%, con un crecimiento anual esperado de 15.8%, ver Cuadro 13.

57

Cuadro 13

Consumo regional de gas natural, 2007-2015 (MMpcd)

Región 2007 2011 2015 Part. %2015

TMCC %07 - 15

Noroeste 394 511 496 5.7 2.9Noreste 1,892 2,119 2,138 24.6 1.5Centro 652 766 1,138 13.1 7.2Centro-Occidente 670 813 1,135 13.1 6.8Sur-Sureste 3,552 3,716 3,769 43.4 0.7Total nacional 7,160 7,926 8,676 100.0 2.4Litoral Pacífico 302 454 977 11.3 15.8 Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

1.4.4.2 Oferta Los escenarios de producción de gas natural apuntan hacia un crecimiento para el periodo 2006-2015 de 37.8%, lo que significa alcanzar un nivel de producción de 7,638 MMpcd de gas natural al cierre del 2015. Estas cifras serán una consecuencia del desempeño de PEP en la materia; pues se espera que para los próximos años concentre sus esfuerzos en el desarrollo de las siguientes actividades. Ver Cuadro 14:

• Reactivación de la exploración en las áreas productivas de mayor potencial.

• Enfoque preferencial a las reservas de gas no asociado.

• Aprovechamiento de la producción a niveles comparables con la práctica internacional.

• Implementación de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF)67.

Cuadro 14 Oferta de gas seco, 2007-20151

(MMpcd)

Origen 2007 2011 2015 Part. %2015

TMCC %07 - 15

Gas de PEP2 1,211 1,317 1,572 20.6 3.3Plantas de PGPB 3,662 4,768 4,917 64.4 3.8Directo de campos 1,326 1,150 1,092 14.3 -2.4Etano inyectado a ductos 60 130 57 0.7 -0.6Otras corrientes - 22 - - -Oferta total 6,259 7,387 7,638 100.0 2.5 1 Oferta total de PGPB.

2 Gas que se emplea para las operaciones de PEP, los procesos de recirculación y las operaciones de refinación.

Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

67 Anteriormente llamados Contratos de Servicios Múltiples. Ibid., p. 118.

58

1.4.4.3 Comercio exterior Las cifras oficiales han comenzado a tomar con seriedad los pronósticos de importación de GNL. Para el año 2011 se estima importar un volumen de 1,940 MMpcd, de los cuales el 71% se realizará a través de barcos “metaneros”68. En el futuro se espera que esta inercia continúe acelerándose, de tal forma que en el 2015, de un nivel de importación esperado de 1,969 MMpcd, el 76% será realizado por barco (1,500 MMpcd). Las estimaciones oficiales sólo consideran tres proyectos de regasificación de GNL en el país: Altamira, Ensenada y Manzanillo69. Por otra parte, debido al incremento de las importaciones esperadas de GNL, se generará un superávit de este hidrocarburo en la zona norte del país, el cual se deberá exportar a los EUA. Para el año 2015 se espera exportar 630 MMpcd, el 76% correrá a cuenta de PGPB, empleando para ello la infraestructura disponible en la región Noreste; el 24% restante se llevará a cabo por los particulares de la región Noroeste70. Por lo anterior, el saldo comercial promedio para el 2015, se estima en -1,339 MMpcd, lo que significará un crecimiento promedio anual de 4.9% a partir del 2007. Ver Cuadro 15.

Cuadro 15 Comercio exterior de gas natural, 2007-2015

(MMpcd)

2007 2011 2015Part. %20151

TMCC %07 - 15

Importaciones 1,192 1,940 1,969 100.0 6.5Por ducto 852 565 469 23.8 -7.2Por barco 340 1,375 1,500 76.2 20.4Exportaciones 280 1,401 630 - 10.7Saldo comercial -912 -539 -1,339 - 4.9 1 Participación porcentual con respecto a importaciones. Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

1.4.4.4 Balance nacional A partir de las cifras estimadas para el futuro en términos de oferta y demanda de gas natural, se generó el siguiente balance nacional de gas natural prospectivo. Ver Cuadro 16:

68 El balance nacional de gas natural indica que la cifra real de importación de GNL para el año 2007 cerró en 249.6 MMpcd, es decir, 90.4 MMpcd por debajo de la expectativa oficial. Fuente: Subdirección de Planeación de PGPB, noviembre de 2008. 69 Éste es el único proyecto de regasificación de GNL que considera los escenarios oficiales dentro del litoral Pacífico, objeto de estudio de esta investigación. Ibid., p. 123. 70 Ibid., pp. 128 y 129.

59

Cuadro 16

Balance de gas natural, 2007-2015 (MMpcd)

Concepto 2007 2011 2015 TMCC %07 - 15

Origen 7,452 9,327 9,606 3.2Producción nacional 6,259 7,387 7,638 2.5Importaciones 1,192 1,940 1,969 6.5

Destino 7,440 9,327 9,606 3.2Consumo nacional 7,160 7,926 8,976 2.9Exportaciones 280 1,401 630 10.7

Variación de inventarios 12 - - -100.0

Concepto 2007 2011 2015 TMCC %07 - 15

Origen 7,452 9,327 9,606 3.2Producción nacional 6,259 7,387 7,638 2.5Importaciones 1,192 1,940 1,969 6.5

Destino 7,440 9,327 9,606 3.2Consumo nacional 7,160 7,926 8,976 2.9Exportaciones 280 1,401 630 10.7

Variación de inventarios 12 - - -100.0 Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

De esta forma, al conjugar los datos del mercado interno con las cifras del comercio exterior, los volúmenes de origen y destino del gas natural en México se nivelaron, al cierre del año 2007, en 7,452 y 7,440 MMpcd, respectivamente. Se tiene la expectativa de que dichas cifras se incrementen a una TMCC de 3.2%, de tal forma que alcanzarían un nivel de 9,606 MMpcd para el año 2015.

61

Capítulo 2. El desarrollo industrial y el reto del litoral Pacífico

La humanidad siempre ha tenido la necesidad de transformar los elementos que le ofrece la naturaleza. En un sentido genérico, dicha transformación es el principio de la industria. Al elemento que se obtiene de la naturaleza para ser transformado se le llama materia prima y al objeto transformado y dispuesto para usarse se le conoce como producto71. Por lo anterior, al conjunto de operaciones materiales ejecutadas para la obtención, transformación o transporte de uno o varios productos naturales, se le denomina industria. En este capítulo se caracteriza y clasifica al sector industrial, asimismo, se analizan los elementos que se han identificado como factores clave para que se presente el desarrollo industrial, profundizando en particular sobre el factor disponibilidad de energía. Por otra parte, se realiza un perfil de la región Pacífico con respecto a la condición que presenta su sector productivo, los energéticos que tiene a su disposición y sus áreas de oportunidad para impulsar el desarrollo industrial.

2.1. Detonantes del desarrollo industrial, visión retrospectiva

La identificación de los factores que impulsan la actividad industrial, es fundamental para comprender y anticipar medidas que promuevan y potencien su desarrollo, generando un entorno económico positivo que incida favorablemente en la sociedad; puesto que la dotación de éstos varía en cada nación, es indispensable conocer la forma en que inciden, maximizando sus beneficios.

2.1.1.1 Urbanización El desmedido aumento poblacional en las ciudades y la proliferación de la vida urbana en el mundo, representan uno de los acontecimientos sociales más característicos del siglo XX. La revolución industrial, provocada por la emergencia del desarrollo tecnológico, creó condiciones favorables que repercutieron profundamente en la configuración de las ciudades, aumentando de manera considerable sus dimensiones; este hecho, conjugado con el invento de nuevos medios de transporte constituye uno de los procesos más importantes en su evolución. Actualmente, las ciudades se entienden como centros neurálgicos en los cuales se concentra el poder económico, político, social, cultural y demográfico. Son

71 Información económica y regional de los estados de la República Mexicana. www.club.telepolis.com

62

nodos que conforman redes, entendidas como espacios de flujo económico y jerarquías bien definidas72.

2.1.1.2 Recursos naturales (materias primas) La existencia de recursos naturales es también una condición básica para que se desarrolle la industria. Lo que se considera recurso natural, se puede cambiar, acondicionar o adaptar, para el consumo humano, con el uso de tecnología y/o la aplicación de la ciencia. Un recurso natural es aquel elemento de la naturaleza que la sociedad, con su tecnología, es capaz de transformar para su propio beneficio. Mientras se desconozca cómo aprovechar un determinado elemento, este no es un recurso natural. El ejemplo más claro es el del petróleo, que se conocía desde tiempos remotos, pero no fue hasta el siglo XX cuando se pudo aprovechar para generar fuerza motriz, sólo entonces se convirtió en un recurso natural73.

2.1.1.3 Fuentes de energía Para la actividad industrial es fundamental la existencia y el consumo de la energía para mover maquinaria. En épocas preindustriales las fuentes de energía eran renovables: cursos de agua, vientos y animales eran un factor de localización fundamental, pues sin ellos no se podía operar la industria. Con la revolución industrial y la invención de la máquina de vapor por James Watt en 1767, la industria se libera un poco de esa dependencia tan estricta, sin embargo, la máquina de vapor funcionaba con agua y carbón. Esta máquina alcanzó su óptimo nivel de producción en aquellos lugares donde existían estos dos recursos en abundancia. Las primeras industrias, que funcionaban principalmente con máquinas de vapor, se localizaron en regiones carboníferas a base de carbón mineral, ya que era más económico que el vegetal, y en zonas húmedas, en donde el agua (aún no se habían regulado los ríos) era abundante. Como en el Ruhr (Alemania) o Asturias (España). La liberación definitiva se consigue con el abaratamiento del transporte, la producción de energía eléctrica y su transporte a larga distancia. Cosa que sólo ocurrió hasta el siglo XX. Hoy en día la mayor parte de las máquinas industriales son eléctricas; y para las que no lo son el transporte de carbón, petróleo o gas es más barato que a principios de siglo. Además, existió una política, al menos en Europa, de precios uniformes para el consumo de electricidad. Esto permitió liberar totalmente a la industria de una localización cercana a las regiones productoras de energía.

72 Villalvazo Peña, Pablo. et al. Urbano-rural, constante búsqueda de fronteras conceptuales. México, INEGI. www.inegi.gob.mx. 73 Op. Cit. www.club.telepolis.com

63

En general, las regiones que producen energía primaria son pobres y están despobladas; ya que la producción de energía es una de las actividades más contaminantes, con más impacto ambiental y que más rechazo producen entre la población. Por el contrario, las regiones consumidoras son las más ricas y pobladas. En todo caso, las zonas donde se produce la energía están alejadas de los núcleos importantes de población, aisladas en regiones montañosas; pero las zonas de mayor consumo son las ciudades y su entorno industrial. El recurso energético básico para la producción industrial es la energía eléctrica, salvo para el transporte, los altos hornos y la propia producción de energía eléctrica. La producción de electricidad necesita otras fuentes de energía, de las que no puede prescindir. Son dos las fuentes de energía básica para la producción de electricidad: la fuerza del agua y el poder del vapor. Existen otras formas de producir electricidad: aire, luz solar, geotermia, etc.; pero tienen el mismo inconveniente que la hidroelectricidad: necesitan unas condiciones naturales óptimas, y su producción no se podrá incrementar mientras que no se consiga un cambio tecnológico sustancial. La electricidad no es el único recurso energético utilizado por la industria; el carbón, el gas y el petróleo tienen una importancia no pequeña en la producción industrial (mucho mayor en el pasado que en la actualidad). En general son los hornos los que utilizan este tipo de fuentes de energía74.

2.1.1.4 Transporte El sector del transporte es el elemento renovador del desarrollo industrial; es esencial para el funcionamiento de los países; por eso el Estado construye la infraestructura vial: carreteras, vías de ferrocarril, puertos y aeropuerto; mismos que todos pueden utilizar, más o menos libremente. Para cualquier zona subdesarrollada la construcción de una carretera es una garantía, y una condición, de desarrollo. Los precios del transporte dependen de la distancia, el volumen, los cuidados necesarios durante el traslado (baja temperatura, por ejemplo), y de las operaciones de carga y descarga. El precio del transporte puede influir de manera decisiva en el precio unitario del producto. Cuando este costo unitario total es menor que el costo del unitario de producción, el artículo se importa de los lugares donde se fabrica más barato. Esto facilita la especialización funcional de las regiones. Ello también permite conseguir ventajas en las que la dedicación exclusiva a un producto, o a una gama pequeña de productos, eleva las rentas lo suficiente como para permitir el transporte y la importación de las mercancías que se han dejado de producir75.

74 Ibídem. 75 Ibídem.

64

2.1.1.5 Mercado La existencia de un mercado con rentas altas y diversificadas es fundamental para el desarrollo de la industria. Es el mercado, sobre todo el mercado interior, lo que hace crecer la economía y lo que da salida a los productos elaborados en la industria. Él es el encargado de distribuir la mercancía y facilitar su consumo, poniendo los bienes al alcance de los consumidores. Con la revolución industrial los productos se multiplican, el precio unitario baja y, además, sube la renta nominal de muchas familias. Tras el crecimiento de la renta, las necesidades de abastecimiento se multiplican y se diversifican. Además, la vida urbana no permite proveerse de todo lo necesario. Surgen, así, los comercios permanentes (en todas las ciudades) que permiten acceder a la oferta de productos industriales y agrícolas de una manera continua76.

2.1.1.6 Regiones industriales Desde el comienzo de la revolución industrial, las fábricas han tendido a concentrarse en algunas regiones, en busca de la cercanía a los lugares donde se producía la materia prima, los mercados consumidores y las economías de aglomeración y escala. Estos son los factores fundamentales que crean una región industrial (una región en la que la actividad industrial está concentrada)77: Existencia de materias primas y un mercado consumidor son los ejes fundamentales de la localización industrial. Pero, además, la existencia de una fábrica o de una región industrial atrae nuevas inversiones, lo que estimula al mismo tiempo su crecimiento. La primera región industrial se vio en Inglaterra, en un país agrícola, pero con acceso al tráfico marítimo internacional, la región de Liverpool-Manchester. Con el tiempo se creó en la zona nueva riqueza, que se distribuyó entre gran parte de la población: la cual creció espectacularmente, posibilitando el aumento del consumo interno y estimulando así la actividad industrial, gracias a las economías de escala. Pero pronto aparecieron los rendimientos decrecientes, el mercado se saturó y la industria comenzó a instalarse en otros territorios; que se también se convirtieron en regiones industriales, como el entorno de Londres, el Ruhr (Alemania), el noroeste de EUA y poco a poco toda Europa, Japón y diversos enclaves en el resto del mundo. Las empresas de una región industrial son productoras de bienes para el mercado; pero parte de ese mercado son otras empresas de la misma región, por lo que el ubicarse en la misma significa localizarse cerca del mercado. La región industrial tiene una serie de infraestructuras que se ofrece a las plantas que se instalan en ellas, esto supone un gran ahorro de capital. Además,

76 Ibídem. 77 Ibídem.

65

cuantas más plantas existan, mejores serán esas infraestructuras: vías de comunicación, mercados, mano de obra, agua, fuentes de energía, electricidad y una política empresarial, laboral y ambiental, favorable. No obstante, la congestión de una región industrial puede hacer subir en exceso el precio del suelo, y como consecuencia sale más económico instalarse en una región no industrial. A la larga, esa nueva ubicación tenderá a crear las condiciones para una nueva región industrial. Por lo anterior, se pueden distinguir varios tipos de región industrial, atendiendo a su morfología:

• La región dispersa en el medio rural, vinculada al campo. A menudo es fruto de las actividades industriales antiguas.

• La región mixta campo-ciudad, típica de Suiza y el norte de Italia; en la que se encuentran grandes ciudades pero en las que la industria está muy vinculada al medio rural.

• La región centralizada en una metrópoli, contigua a una ciudad que le sirve de mercado preferente.

• La región portuaria, ligada a un puerto y a las rutas internacionales de comercio, como Ámsterdam o Nueva York.

• La región extractiva, vinculada a las actividades extractivas: minería, silvicultura o pesca. En estas regiones las industrias existentes pueden ser más o menos variadas, dependiendo de si sólo se dedican a la extracción o también a la transformación y elaboración del producto extraído. Aunque han podido atraer otras industrias ajenas a la actividad principal, bien sean estas de equipo o no.

2.1.1.7 Otros factores Los poderes políticos pueden favorecer la ubicación de industrias: teniendo una mano de obra barata o una ley laboral favorable a los empresarios, ofreciendo suelo industrial barato, eximiendo de impuestos a las empresas, dando subvenciones u ofreciendo servicios a las compañías. Todas estas medidas, y algunas otras de tipo legal, fiscal o bancario, pueden hacer bajar los costos unitarios de un producto, al menos a corto plazo, por lo que una empresa puede decidirse a construir una planta en un determinado lugar en función de ellos. Pero también existen factores ambientales de atracción o rechazo de una planta. Dependiendo de la cantidad de residuos que genere en su proceso de elaboración del producto, la planta podrá ser más o menos contaminante para el medio en el que se ubica. Esta contaminación genera rechazo y oposición de ciertos grupos, sobre todo cuando se instalan plantas contaminantes para el medio cerca de núcleos de población, regiones naturales frágiles o de especial interés en su conservación.

66

Además de los recursos naturales y energéticos, muchas plantas tienen una dependencia del medio más inmediato. A veces, las necesidades de agua o de zonas verdes cerca de la planta, no permiten la localización de la planta más que en determinados lugares. Toda actividad industrial supone la existencia de un importante agente contaminante, que se convierte en un elemento de rechazo para las ciudades que les sirven como mercado, por lo que las industrias deben localizarse en los lugares de peores condiciones ecológicas. Por último, no debe desdeñarse la importancia de la investigación en la ubicación de una planta industrial. En la actualidad, muchos bienes dependen del estado de la investigación científica, o en todo caso la fabricación de los mismos78.

2.2. Desarrollo industrial, visión actual Desde el inicio de la humanidad, la energía se ha relacionado con la supervivencia. El dominio del fuego le proporcionó al hombre un medio de defensa, luz y calor que garantizó su evolución. Los vínculos entre las primeras actividades humanas y el mundo natural fueron estrechándose, generando nuevas necesidades más complejas:

• Bienestar.

• Fuego, energía humana y agricultura.

• Energía aplicada de animales domesticados y disponibilidad de agua para agricultura y consumo humano.

Hoy en día, los hidrocarburos, básicamente el petróleo y el gas natural, se han colocado como los principales energéticos que sirven a la industria, la agricultura, el transporte, el comercio, los servicios, los hogares y muchas otras actividades de orden cotidiano. La generación de la producción de cualquier país descansa, en gran medida, sobre el uso de estos energéticos. Aunque el consumo de energía se encuentra correlacionado con el crecimiento económico de una nación, no basta elevar la demanda energética para garantizar la expansión de la economía; para que esto ocurra, es necesario aplicar planes y medidas que contemplen un uso racional de los recursos energéticos, además de contar con cierto grado de desarrollo tecnológico, que asegure la eficiencia en la utilización de la energía y minimice el daño al ambiente. Dado que mundialmente la energía se ha convertido en un instrumento económico estratégico, el suministro de ésta, y la innovación tecnológica que permita su mejor explotación y diversificación, se han vuelto una prioridad para

78 Ibídem.

67

los gobiernos y los particulares, esto en vista de las posibilidades que otorga en contribuir positivamente al desarrollo de la economía en general79. Puesto que el impacto de la energía en la economía no es lineal, y esta relación es más compleja, conviene destacar algunos factores asociados a la energía que inciden sobre el desarrollo económico.

2.2.1. Crecimiento demográfico

El aumento poblacional incide directamente sobre el ingreso per capita y la demanda energética. Aunque parece no existir un consenso sobre la exacta naturaleza de esta relación, se reconoce que en las primeras etapas de desarrollo económico hay un vínculo estrecho entre el progreso económico y la demanda de energía; que al paso del tiempo y con el aumento del ingreso por habitante, modifica la naturaleza de la demanda agregada, distanciando paulatinamente el consumo de energía del crecimiento económico. En estratos de bajos ingresos, como el caso de economías predominantemente rurales, el uso de la energía es bajo e ineficiente y abunda el uso de combustibles no comerciales; el cambio hacia los energéticos comerciales se efectúa hasta que se presenta un mayor desarrollo económico. En algún punto, el aumento sostenido de los ingresos y la urbanización (que crea infraestructura y reduce el costo de una variedad de servicios) conducen a un rápido incremento de bienes intensivos en energía. Conforme el ingreso per capita es más alto, se genera una demanda progresivamente menor de bienes y servicios intensivos en energía. Del total de los 5,300 millones de habitantes que representaban la población mundial en 1990, alrededor del 50% no contaba con acceso a la energía comercial ni a los servicios derivados de ésta. Y es que la mayor parte de esos habitantes, localizados en los países en vías de desarrollo, no utilizan otras energías que las no comerciales: la energía del hombre, la de diversos animales domésticos y la de algunos combustibles tradicionales (leña y carbón, v. gr.). Ver Gráfica 15. Para el año 2020 se estima que la población mundial se incrementará en 3,000 millones, de los que el 90% se ubicará en los países en vías de desarrollo. Un incremento de la población mundial de tal magnitud supondrá grandes retos, multiplicando enormemente la demanda de energía.

79 En este punto es conveniente discernir entre crecimiento económico y desarrollo económico. El término crecimiento se emplea en la dinámica económica para indicar el aumento de la producción en sentido puramente cuantitativo, contraponiéndose a desarrollo, un concepto más complejo que implica consideraciones cualitativas. Con base en Ricossa, S. Op. Cit.., p. 142.

68

Gráfica 15

Tasas medias de crecimiento de la población mundial por regiones (%)

1.05

0.35

0.87

0.52

2.24

1.69

0

0.5

1

1.5

2

2.5

1960-1990 1990-2020

OCDEEuropa Central y OrientalPaíses en desarrollo

1.05

0.35

0.87

0.52

2.24

1.69

0

0.5

1

1.5

2

2.5

1960-1990 1990-2020

OCDEEuropa Central y OrientalPaíses en desarrollo

Elaboración propia, con base en el Fondo Monetario Internacional (FMI), World Economic Outlook, 2006 (www.imf.org).

2.2.2. Tecnología

El progreso tecnológico es el medio a través del cual se obtienen los medios técnicos para mejorar y aumentar la eficiencia en el aprovisionamiento y uso de la energía. La aplicación de la tecnología en los países más desarrollados ha sido responsable de los adelantos conseguidos en lo que a la eficiencia energética y a la protección del ambiente se refiere. A principios del siglo pasado, la maquinaria promedio para generación de energía eléctrica tenía una eficiencia de menos de 10%; para fines del mismo siglo, la eficiencia de una turbina a gas es mayor al 60%. En principio, en una economía de mercado, las eficiencias más altas se traducen en precios más bajos (economías de escala), que a su vez, elevan el acceso de los grupos económicos más desfavorecidos a un espectro más amplio de bienes y servicios80.

2.2.3. Ambiente

Con el paso gradual de las comunidades humanas cazadoras y recolectoras hacia la agricultura, el impacto sobre el ambiente fue más evidente; dentro de este proceso, el hábitat natural, la flora y la fauna desaparecieron o han sido 80 Actualmente, economías como la China han mejorado y economizado sus procesos productivos, esta situación, aunada al proceso de globalización, ha permitido que naciones en desarrollo cuenten con acceso a una serie más amplia de bienes y servicios.

69

seriamente dañados. Desde entonces, es innegable que la actividad humana deja huella sobre el medio que lo rodea. Específicamente, todos los procesos energéticos afectan el equilibrio de la naturaleza; por lo tanto, es fundamental comprender y remediar esos impactos; aplicando estrategias de producción más limpias y transfiriendo tecnologías ambientalmente racionales a fin de prevenir la contaminación y sus consecuencias.

2.2.4. Precios

Los precios de la energía repercuten significativamente en el mercado: desde el ritmo del avance tecnológico hasta la demanda energética de los consumidores. Escenarios alternos de precios causarán diversos efectos económicos, incidiendo directa o indirectamente sobre los precios de otros bienes o servicios, activando o debilitando la producción. El impacto de los precios posee implicaciones sobre la disposición de los recursos financieros disponibles para el crecimiento económico; por otro lado, es una variable esencial para definir el comportamiento de la demanda energética.

2.2.5. Flexibilidad institucional

La demanda energética se relaciona estrechamente con el papel que desempeñan las instituciones. Los gobiernos inciden directamente en la demanda energética, y consecuentemente, en el desarrollo económico:

• Disminuyendo las distorsiones del mercado que afectan a los consumidores.

• Creando infraestructuras adecuadas.

• Facilitando la inversión del sector privado en áreas estratégicas relativas a la energía.

• Regulando y estableciendo condiciones que fortalezcan el correcto funcionamiento de la economía.

• Promoviendo la educación tecnológica, mejorando la información y optimizando la eficiencia energética.

• Dictando políticas de apoyo y modernización en el sector energético. En síntesis, las instituciones de una nación pueden propiciar un marco jurídico más flexible que permita obtener energéticos de forma más accesible, dentro de un sistema competitivo que aliente la innovación y refleje la situación del mercado, brindando seguridad y confianza.

70

2.2.6. Intensidad energética

El término intensidad energética se emplea para resumir las complejas interacciones entre los factores previamente definidos y la demanda de energía. Desde las bases de la industrialización, la eficiencia en los medios de producción, transformación, transporte y utilización de la energía han evolucionado notablemente. Como resultado de ello, la intensidad energética, definida como la relación entre el consumo de energía y el PIB (expresado en unidades monetarias constantes), ha descendido en las últimas décadas en los países industrializados. En Estados Unidos y Reino Unido ha disminuido aproximadamente 1% anual en los últimos cien años. En Francia y Alemania ha ocurrido lo mismo desde 1920 y en Japón a partir de la segunda mitad del siglo pasado81. El concepto de intensidad energética es vital, porque desmiente la idea de que exista una relación lineal entre el incremento de la demanda de energía y el crecimiento económico. La tendencia descendente de la intensidad energética con el tiempo permite otras deducciones importantes: primera, que no existe una correlación perfecta ente crecimiento económico futuro y las proyecciones de demanda energética; segunda, que países diferentes siguen trayectorias distintas de evolución de la demanda de energía, y que los países que se industrializaron posteriormente tienden a seguir la trayectoria más baja beneficiándose de los conocimientos, técnicas y tecnologías ya desarrolladas y experimentadas. No debe olvidarse que la intensidad energética se aminora generalmente porque las ganancias en productividad aumentan el valor agregado por cada unidad de energía utilizada y también por los cambios estructurales de la economía. Estos cambios pueden no estar relacionados con los esfuerzos dirigidos a conseguir una mayor eficiencia energética. De modo similar, las innovaciones tecnológicas pueden reducir indirectamente el consumo de energía, aunque no fuese éste el propósito de la innovación. En el futuro, esta situación se deberá acentuar debido a la escasez que se presentará en las fuentes de energía y el ascenso lógico en su nivel de precios82. Como se puede apreciar en la Gráfica 16, la intensidad energética a nivel mundial presentó un desempeño a la alza durante el periodo 1995-2002, en los años posteriores, se presentó una estabilización e incluso una reducción en la cantidad de energía requerida para producir el equivalente a un US$. Por citar un ejemplo, mientras que en 1995 se requería de 3,355 kj (0.14 l de gasolina83)

81 World Energy Council. Energía para el mundo del mañana, Francia, 1993; pp. 62-63. 82 Ibídem. 83 Comparación energética en términos equivalentes. Se tomó como referencia calorífica 24,521.54 kj por litro de gasolina.

71

para generar el producto equivalente a un dólar84, en el 2005 se requirió de 10,913 kj, equivalentes a 0.45 l de gasolina. Lo anterior representó un incremento neto en la intensidad energética de 225% en tan sólo una década.

Gráfica 16 Intensidad energética mundial, 1995-2005

(Índices, 1996=100)

-

50

100

150

200

250

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Elaboración propia con base en FMI -PIB y población mundial- Energy International Agency (EIA) -Consumo de energía primaria mundial- y Sener.

En el caso de México, el desempeño de la intensidad energética ha sido muy similar al desempeño mundial, partiendo de una base de requerimientos energéticos más alta. En 1995 se requirió de 6,267 kj –es decir, de 0.26 l de gasolina- para producir un dólar, mientras que en el 2005 está necesidad se incrementó en 51%, ascendiendo a 9,452 kj, equivalentes a 0.39 l de gasolina. Ver Gráfica 17. Con relación a la intensidad en el consumo de combustibles del sector industrial85, en el periodo 1996-2006, México presentó una TMCC negativa de 2.5%, lo anterior fue el resultado de la tendencia a la baja en el PIB industrial del país y su efecto negativo sobre el consumo de la energía. Esta situación se reflejó en todas las regiones del país, a excepción de la Centro-Occidente, donde el efecto de un PIB industrial y consumo de combustibles a la alza, reflejaron en un impulso sostenido para el periodo 1996-1998, notablemente por encima del promedio nacional. Ver Gráfica 18.

84 El análisis se realizó tomando como base cifras constantes del PIB (2005=100). 85 Sin incluir actividades de generación de energía eléctrica.

72

Gráfica 17 México: intensidad energética, 1995-2005

(Índices, 1996=100)

80

90

100

110

120

130

140


Gráfica 18 México: intensidad en el uso de combustibles en el sector industrial1, 1996-2006

(Índices 1996=100)

55

65

75

85

95

105

115

125

135

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Nacional

Sur-Sureste

Centro

Centro-Occidente

Noreste

Noroeste

55

65

75

85

95

105

115

125

135

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Nacional

Sur-Sureste

Centro

Centro-Occidente

Noreste

Noroeste

1 No incluye actividades de generación eléctrica. Elaboración propia, con base en la Sener.

73

A nivel per cápita, el consumo de energía a nivel mundial creció en 10% de 1995 al 2005, al pasar de 69 MMkj -2,833 l de gasolina equivalente- por persona/año, a 77 MMkj -3,129 l de gasolina equivalente-. Ver Gráfica 19.

Gráfica 19 Consumo per cápita de energía mundial, 1995-2005

(Índices, 1996=100)

92

94

96

98

100

102

104

106

108

110


En el caso de México, la demanda de energía anual per cápita ha presentado un desempeño íntimamente relacionado al crecimiento de la economía en general. En 1995, el consumo per cápita de energía del mexicano promedio alcanzó un nivel de 63 MMkj por año, equivalentes a 2,559 l de gasolina. Al cierre del 2005, esta cifra se niveló en 70 MMkj: 2,870 l de gasolina (12% de crecimiento para el periodo). Ver Gráfica 20.

74

Gráfica 20 México: consumo per cápita de energía, 1995-2005

(Índices, 1996=100)

92

94

96

98

100

102

104

106

108

110

112

114


2.3. Condiciones del sector industrial en el litoral Pacífico

2.3.1. Descripción del área de estudio

2.3.1.1 Ubicación geográfica El análisis de la investigación se ubicó geográficamente en la zona denominada litoral Pacífico, la cual se integra por los siguientes estados de la República Mexicana (Ver Mapa 6):

Mapa 6 Litoral Pacífico

ColimaJalisco

Michoacán

Nayarit

Sinaloa

Sonora

ColimaJalisco

Michoacán

Nayarit

Sinaloa

Sonora


75

La zona Pacífico comprende una extensión de 408,590 km2, equivalentes al 21% de la extensión total del país86. Su nombre obedece a la colindancia que guarda hacia el oeste con el Océano Pacífico y a que la mayor parte de los estados se encuentran en la zona norte del país. Ver Cuadro 17.

Cuadro 17 Características generales de los estados que integran la zona de estudio

km2% del total

nacional

% del total

nacionalSonora 180,723 9.2 2,395 2.3 300 - 600 2.8 2.2 Muy seco semicálido

Sinaloa 56,967 2.9 2,608 2.5 600 - 700 2.1 0.8 Semicálido subhúmedo c/lluvias en verano

Nayarit 27,501 1.4 950 0.9 1,000 - 2,000 0.5 0.2 Cálido subhúmedo c/lluvias en verano

Jalisco 78,575 4.0 6,752 6.5 1,000 - 2,000 6.4 6.5 Cálido subhúmedo c/lluvias en verano

Colima 5,893 0.3 568 0.6 1,000 - 2,000 0.5 0.1 Cálido subhúmedo con lluvias en verano

Michoacán 58,931 3.0 3,966 3.8 1,000 - 2,000 2.3 1.5 Cálido subhúmedo con lluvias en verano

Total región de estudio 408,590 20.8 17,239 16.7 14.7 11.3

Estado

Extensión territorial

Clima

PoblaciónCenso 2005 Precipitación

anual (milimetros)

PIB*(% del total nacional)

PIB Industriamanufacturera*(% de la Gran

División)Habitantes

(miles)

*Cifras del 2004. Elaboración propia, con base en INEGI (extensión territorial y población). Datos del clima: Instituto Latinoamericano de la Comunicación Educativa (www.ilce.edu.mx) y Cámara de Integración Chileno-Mexicano (www.cicmex.cl).

2.3.1.2 Infraestructura de comunicaciones Los estados que integran la zona Pacífico, cuentan con una infraestructura de comunicaciones que, en un escenario de impulso y desarrollo industrial, se convertirán en un elemento clave para alcanzarlo (ver Cuadro 18).

Cuadro 18 Longitud y características de la red de carreteras de la zona Pacífico

(km)

Entidad Terracería Revestidas Dos carriles Cuatro o más carriles Total Total

Sonora 13,476 - 4,412 5,186 753 5,939 23,827 Sinaloa 5,560 1,677 5,800 2,736 618 3,354 16,391 Nayarit 2,291 - 1,830 1,329 152 1,481 5,602 Jalisco 14,156 185 5,297 4,920 646 5,566 25,204 Colima 141 - 1,055 760 151 911 2,107

Michoacán 4,000 - 3,970 4,972 406 5,378 13,348 Total región 39,624 1,862 22,364 19,903 2726 22,629 86,479

PavimentadasBrechas

mejoradas

Fuente: SCT.

86 México cuenta con una extensión territorial total de 1,964,375 km2.

76

2.3.1.2.1 Sonora Mapa 7

Sonora: infraestructura de comunicaciones

Hermosillo

Carretera federal libreCarretera federal cuotaPuertosRed ferroviariaAeropuertosGuaymas

Yávaros

Peñasco

Libertad

Hermosillo

Carretera federal libreCarretera federal cuotaPuertosRed ferroviariaAeropuertos

Carretera federal libreCarretera federal cuotaPuertosRed ferroviariaAeropuertosGuaymas

Yávaros

Peñasco

Libertad

Elaboración propia con base en INEGI y Sener.

2.3.1.2.1.1 Carreteras La red de carreteras del estado tiene una longitud aproximada de 23,827 km, de las cuales 5,939 km son pavimentadas y el resto son brechas, terracerías o carreteras revestidas. El estado cuenta con las carreteras federales número 2, 8, 15 y 16. La primera carretera federal cruza el norte de Sonora, desde Agua Prieta hasta San Luis Río Colorado, después de pasar por varias localidades de Chihuahua; enlazando de oriente a poniente las ciudades de Cananea, Magdalena de Kino, Altar, Caborca y Sonoita. La carretera número 15 México-Nogales, recorre a partir del Distrito Federal zonas de los estados de México, Michoacán, Jalisco, Nayarit, Sinaloa y Sonora. Por otro lado, la carretera federal número 16, atraviesa la abrupta Sierra Madre Occidental, desde Chihuahua a Bahía Kino, pasando por las localidades de Yécora, San Nicolás, Tonichi, San Javier, La Colorada y Hermosillo. En el caso de Sonoita y Puerto Peñasco, se comunican a través de la carretera número 8, que cruza el Desierto de Altar y entronca con la carretera número 2. De estos ejes, con excepción del número 8, se desprenden una serie de ramales y carreteras estatales, entre estas últimas se encuentran la de Hermosillo-Agua Prieta, vía Ures, Moctezuma, Nacozari de García y Fronteras.

2.3.1.2.1.2 Enlaces ferroviarios La principal ruta de infraestructura ferroviaria de Sonora es la del Pacífico, que corre de Guadalajara, Jal. a Nogales, Son. Esta vía se extiende en paralelo a la carretera federal número 15. El ferrocarril comunica a las principales zonas agrícolas de Sonora, como son los distritos de riego del Río Mayo y Yaqui, las regiones del Valle de Guaymas y

77

del Río Altar; lo mismo que a las poblaciones de Navojoa, Ciudad Obregón, Guaymas, Hermosillo, Benjamín Hill, Santa Ana, Magdalena de Kino y Nogales. Mediante sus ramales, el ferrocarril une al puerto de Yávaros con Navojoa. La de vía de ferrocarril de Sonora-Baja California, que entronca con la primera en Benjamín Hill, y en su recorrido por el noroeste de la entidad pasa por Caborca, se dirige hacia Puerto Peñasco; continúa por el Desierto de Altar y de ahí a Mexicali, Baja California. Por medio de estas dos líneas férreas se realiza el movimiento más intenso de carga, integrada fundamentalmente por productos agrícolas, como trigo, algodón, linaza, cártamo, alpiste, garbanzo y ajonjolí. A diferencia de las rutas anteriores, la que parte de Nogales a Cananea y Naco, y la que va de Agua Prieta a Nacozari de García, canalizan el traslado de minerales, como el cobre y el grafito, que se extraen de esos lugares y otros puntos cercanos.

2.3.1.2.1.3 Puertos Cuenta con los puertos de Guaymas (de altura) y Yávaros (de cabotaje). En el puerto de Guaymas se encuentra establecida la terminal de los transbordadores que dan servicio a La Paz y Santa Rosalía, Baja California Sur. Dichos puertos están bien comunicados hacia el interior de la República por carretera y vías férreas, lo que constituye una garantía más en su funcionamiento. Otros puertos de importancia son Peñasco y Libertad.

2.3.1.2.1.4 Aeropuertos Con respecto a la comunicación aérea, Sonora cuenta con cinco aeropuertos de importancia comercial. Están ubicados en las ciudades de Hermosillo, Guaymas, Nogales, Cajeme y Puerto Peñasco, dan servicio a vuelos internacionales y nacionales; asimismo, tienen capacidad para recibir naves de corto y mediano alcance. Hay también 190 aeródromos, como los de Bacerac, Mulatos y Movas, que dan acceso principalmente a las localidades establecidas en la Sierra Madre Occidental, las cuales carecen de vías terrestres debido a su accidentada orografía87.

87 INEGI. Información por entidad federativa. www.inegi.gob.mx.

78

2.3.1.2.2 Sinaloa Mapa 8

Sinaloa: infraestructura de comunicaciones

Topolobampo


Culiacán

Mazatlán

Topolobampo


Culiacán

Mazatlán


Culiacán

Mazatlán



CuliacánCuliacán

Mazatlán


2.3.1.2.2.1 Carreteras La red carretera del estado de Sinaloa tiene una longitud aproximada de 16,391 km, siendo 3,354 km de tipo pavimentado, el resto se refiere a brechas y caminos de terracería y revestidos. Al interior del estado se cuenta con una infraestructura carretera que interconecta a las principales ciudades a lo largo del estado. En el rubro de vías de comunicación federales, Sinaloa cuenta con las carreteras número 15, 24 y 40. La carretera federal número 15 atraviesa todo el estado de norte a sur y por ende es la más importante. Por el sur viene de Acaponeta, Nayarit, y entra a Sinaloa por la localidad La Concepción; sigue por Escuinapa y Rosario, llega a Villa Unión, pasa por Mazatlán y continúa hasta Culiacán Rosales; pasa por Guamúchil y Guasave, entra hasta el puerto de Topolobampo y finalmente sale del estado después de pasar por Los Mochis. En resumen esta carretera es de un gran valor estratégico, pues permite comunicar a Topolobampo, no sólo con las principales ciudades del estado, sino también al sur con Nayarit e incluso con Guadalajara, pues continúa su ruta a través de los estados del centro-pacífico de la República. Por otro lado permite, en dirección norte, comunicar a Sinaloa con el estado de Sonora y EUA. Asimismo, también cuenta con la carretera federal número 24, que se dirige hacia el norte a partir de la localidad Pericos rumbo a Badiraguato, culminando en Santiago de los Caballeros, Sinaloa. Finalmente, la carretera federal número 40 comunica a Mazatlán (a través de Villa Unión) con Durango, pasando por Concordia. Esta carretera cruza la Sierra Madre Occidental en la parte sur del estado de Sinaloa.

2.3.1.2.2.2 Enlaces ferroviarios La comunicación terrestre en Sinaloa se complementa con infraestructura ferroviaria. El estado cuenta con una red cuya extensión es de más de 680 km

79

de vías férreas, que atraviesan de punta a punta a Sinaloa a lo largo de las cercanías de la costa del Pacífico. Los ramales férreos permiten comunicar a Topolobampo con los siguientes destinos o puntos de interconexión:

• Hacia el norte (Sinaloa) con las ciudades de Los Mochis, Obregón, Hermosillo y Benjamín Hill, de este último punto parten dos desviaciones, una hacia Mexicali y Tijuana, en Baja California, y la otra hacia Nogales, Sonora, en la frontera con EUA. Asimismo, facilita la comunicación con Ciudad Juárez en Chihuahua, hasta el punto de interconexión con la frontera norteamericana.

• Hacia el sur, facilita la comunicación con Culiacán y Mazatlán; también con las ciudades de Tepic, Nayarit y Guadalajara, Jalisco.

2.3.1.2.2.3 Puertos El estado de Sinaloa cuenta con dos puertos principales, Mazatlán al sur y Topolobampo al norte. Ambos tienen como principal ruta el puerto de La Paz en Baja California Sur. El puerto comercial e industrial de Topolobampo se localiza al norte del estado, a sólo 320 km de la entrada del Golfo de California. Este puerto se ubica en las coordenadas: 25º 36' latitud norte y 109º 04' longitud oeste, cerca de los límites del estado de Sinaloa con Sonora. Esta infraestructura ha sido acondicionada como puerto de altura, cuenta con las facilidades para el manejo de contenedores, granel agrícola y minerales, así como de combustibles. Su muelle es de 240 m de largo por 21.6 m de ancho y su calado de operación es de 12 m. Ofrece capacidad para recibir barcos de 50,000 toneladas de peso muerto. El puerto cuenta con 1,764 m lineales en obras de atraque, 491 m lineales en obras de protección y 158 mil m2 en áreas de almacenamiento88. Mazatlán es un puerto de altura que soporta buques de gran calado (aprox. 11 metros), se especializa en el envío-recepción de productos de Europa, Norteamérica y Asia. Este puerto cuenta con disponibilidad de atraque (6,495 metros) y 82,432 metros cuadrados de áreas de almacenamiento en patios. En materia turística, el flujo de cruceros ha ido creciendo en los últimos años; sin embargo, existe una sub-utilización de la infraestructura portuaria y de la reserva inmobiliaria para fines del desarrollo industrial89.

2.3.1.2.2.4 Aeropuertos La entidad dispone de tres aeropuertos con servicio nacional e internacional, uno en la capital -la ciudad de Culiacán Rosales- y los otros dos, en las ciudades de 88 Sener. Unidad de promoción de inversiones, Serie: Oportunidades de Inversión para el sector privado. México, marzo 2004. 89 API del Puerto de Mazatlán, S.A. de C.V. www.apimazatlan.com.mx.

80

Los Mochis (al norte) y Mazatlán (al sur), comunicando al estado con los sectores productivos del resto del país. Asimismo, Sinaloa cuenta con un registro de 148 aeródromos y aeropistas. Esta infraestructura facilita la comunicación con localidades como El Fuerte, Mocorito, Guamúchil, Guasave, El Dorado, La Cruz y Escuinapa, entre otras90.

2.3.1.2.3 Nayarit Mapa 9

Nayarit: infraestructura de comunicaciones

Tepic

Carretera federal libreCarretera federal cuotaPuertosRed ferroviariaAeropuertosSan Blas

Tepic


Carretera federal libreCarretera federal cuotaPuertosRed ferroviariaAeropuertosSan Blas


2.3.1.2.3.1 Carreteras Cuenta con un importante desarrollo de comunicaciones por carretera, prueba de ello son los 3,113.5 km de carreteras transitables, de las cuales el 52.9% son carreteras rurales, 29.2% se administran por el estado y 17.9% son federales. Asimismo, se incluyen 157.5 km de autopistas (carreteras de cuota). En conjunto, esta infraestructura moviliza a la población y a los productos del estado hacia otros destinos del país.

2.3.1.2.3.2 Enlace ferroviario Los servicios de ferrocarril del estado operan a través de una red que se limita a 393.3 km de longitud, misma que atraviesa al estado de norte a sur, omitiendo su paso por algún punto de la costa. Lo anterior implica, en términos comerciales, una restricción económica importante para el estado, porque si bien se cuenta con infraestructura portuaria de cabotaje, ésta no se puede explotar y ampliar por su limitación con los enlaces terrestres.

2.3.1.2.3.3 Puertos. El estado sólo cuenta con el puerto de San Blas, éste se localiza en la región norte del estado. La distancia aproximada de San Blas a Tepic es de 40 km. A pesar de su importancia histórica como puerto de cabotaje, sus instalaciones han perdido relevancia frente a otras opciones, más amplias y modernas, que se ofrecen en la costa del Pacífico91.

90 INEGI. Información por entidad federativa. Op. Cit. 91 Gobierno del estado de Nayarit. www.nayarit.gob.mx.

81

2.3.1.2.3.4 Aeropuertos El estado cuenta con el aeropuerto nacional de Tepic. En virtud de que su infraestructura aeroportuaria recientemente se modernizó, se cuenta con un proyecto para operarlo bajo la denominación de aeropuerto internacional. Lo anterior sería de gran impacto para el estado, ya que esto fomentaría el comercio y el tráfico de personas del exterior. Por su parte, el estado de Nayarit cuenta con un registro de 49 aeropistas, éstas se encuentras distribuidas en comunidades que son de difícil acceso por medios terrestres, tal es el caso de las poblaciones ubicadas en la zona de montaña92.

2.3.1.2.4 Jalisco Mapa 10

Jalisco: infraestructura de comunicaciones

Guadalajara


Puerto Vallarta

Guadalajara


Puerto Vallarta

Guadalajara



Puerto Vallarta


2.3.1.2.4.1 Carreteras Jalisco cuenta con una red carretera de 25,204 km, misma que le permite una excelente comunicación terrestre, de ella destacan las siguientes vías:

• Guadalajara-Mazatlán-Nogales (comunicación con la costa del Pacífico).

• Cd. Juárez-Lagos de Moreno.

• Guadalajara-Zacatecas-Nuevo Laredo (ruta corta a la frontera norte).

• Guadalajara-La Piedad-México.

• Guadalajara-México.

• Guadalajara-Manzanillo.

• Guadalajara-Ocotlán-La Barca-México.

• Puerto Vallarta-Tomatlán-Chamela-Barra de Navidad (carretera Costera).

92 Secretaría de gobernación, instituto nacional para el federalismo y el desarrollo municipal. www.e-local.gob.mx.

82

2.3.1.2.4.2 Enlace ferroviario Jalisco cuenta con una extensa red de vías férreas de carga (troncales y ramales, secundarias y particulares) que suman un total de 1,108 km de longitud. Esta red comunica al estado con destinos como México, Colima, Manzanillo y el Noreste del país93. La comunicación de Jalisco con el resto del país se complementa con la red ferroviaria, que entre las principales rutas se pueden mencionar las siguientes:

• Guadalajara-Mexicali (cruza la entidad en dirección noroeste, continuando por la costa del Pacífico hacia los estados del norte).

• Guadalajara-México.

• Guadalajara-Manzanillo.

2.3.1.2.4.3 Puertos A pesar de que Jalisco cuenta con 250 km de litoral, sólo cuenta con el Puerto Vallarta, considerado tanto pesquero y de turismo, como de tráfico de altura; en los últimos años ha adquirido cierta importancia comercial. No obstante, la producción de Jalisco se mueve hacia los mercados exteriores a través del Puerto de Manzanillo, ya que éste proporciona servicios de altura y cabotaje. Con la reconstrucción y modernización de este puerto se aseguraría un tráfico marítimo más fluido y económico94.

2.3.1.2.4.4 Aeropuertos El estado cuenta con dos aeropuertos de corte internacional, uno se encuentra en la Cd. de Guadalajara y otro en Puerto Vallarta. Jalisco también cuenta con un aeropuerto, importante en términos comerciales, pero de menor capacidad, ubicado en el municipio de Zapopan. Asimismo, su infraestructura aeroportuaria se complementa con el registro de 37 aeropistas de corto alcance, distribuidas por toda la entidad95.

93 Secretaría de turismo del estado de Jalisco. www.visita.jalisco.gob.mx. 94 Información del estado de Jalisco: www.wikipedia.org. 95 INEGI. Información por entidad federativa. Op. Cit.

83

2.3.1.2.5 Colima Mapa 11

Colima: infraestructura de comunicaciones

Manzanillo

Colima

Carretera federal libreCarretera federal cuotaPuertosRed ferroviariaAeropuertosManzanillo

Colima


Colima



2.3.1.2.5.1 Carreteras Para comunicarse con el resto de la República, Colima cuenta con una red de carreteras que se extiende por 2,107 km, de las cuales sólo 911 cuentan con pavimento (43%). Entre sus principales vías de acceso se encuentran: la de Barra de Navidad, la de Atenquique, la de Jiquilpan y la carretera costera del Pacífico. En la red carretera federal, destacan por su importancia los siguientes tramos: la Ruta 200, así como la Costera del Pacífico, misma que comunica al estado al noroeste con Mazatlán y al suroeste con Acapulco; la Ruta México 54 apoya la comunicación con la Cd. de Guadalajara.

2.3.1.2.5.2 Enlace ferroviario La entidad cuenta con 237 km de líneas férreas, 18 estaciones, 2 terminales. La línea ferroviaria tiene su origen en la Cd de Guadalajara, Jal. y cruza la entidad de noreste a suroeste, pasando por las estaciones de Alzada, La Estancia, La Báscula, Tecomán, Armería y Cuyutlán, principalmente, hasta llegar a su destino en el puerto de Manzanillo, donde se cuenta con un sistema de carga de doble estriba96.

2.3.1.2.5.3 Puertos El puerto de Manzanillo ofrece servicios de cabotaje y altura. Este puerto cuenta con un recinto portuario de 437 hect, mismo que incluye muelles y zonas de almacenamiento. Actualmente cuenta con 17 disposiciones de atraque y 14 hect de áreas de almacenamiento equipadas con 13.5 km de vías férreas y 5.4 km de vialidades. A través de sus servicios comerciales brinda apoyo a 14 estados de la República, realizando un número importante de las operaciones de comercio con la cuenca del Pacífico. Asimismo, constituye un punto de enlace ideal para los países de Centro y Sudamérica. Actualmente, atracan en forma regular 26 líneas navieras que enlazan al puerto con 74 destinos en el mundo. 96 Secretaría de economía. www.economia.gob.mx.

84

2.3.1.2.5.4 Aeropuertos La entidad cuenta con dos aeropuertos comerciales, uno se encuentra en la Cd. de Colima y el otro en Manzanillo, este último cuenta con infraestructura para ofrecer servicios internacionales97.

2.3.1.2.6 Michoacán Mapa 12

Michoacán: infraestructura de comunicaciones

Morelia


Lázaro Cárdenas

Morelia


Lázaro Cárdenas Elaboración propia con base en INEGI y Sener.

2.3.1.2.6.1 Carreteras La infraestructura carretera del estado cuenta con una extensión de 13,348 km. En su posición oriental penetran dos caminos importante provenientes de la Ciudad de México, el federal número 15 y el 120. El primero llega a Toluca y de ahí se adentra en territorio michoacano, en donde pasa por Zitácuaro y Ciudad Hidalgo y arriba a la capital estatal Morelia. El segundo entra al estado por Zinapécuaro, éste se dirige hacia el suroeste hasta converger con la carretera No. 37 y en su recorrido une las poblaciones de Morelia, Pátzcuaro, Villa Escalante, Ario de Rosales y La Huacana. El eje No. 37 recorre a la entidad de norte a sur y atraviesa las dos grandes provincias fisiográficas que la conforman -Eje Neovolcánico y Sierra Madre del Sur-. Toca ciudades asentadas en las mismas, como La Piedad, Cabadas, Purépero, Uruapan, Nueva Italia, Arteaga y Playa Azul98. La ruta 37 que también se comunica con la ciudad de Morelia. Después, siguiendo por la ruta 14 se llega hasta la ciudad de Querétaro. La ruta 37 y la ruta 54 comunican a Michoacán con la Ciudad de Guadalajara. Otra carretera importante es la ruta 200 que comunica al estado con la ciudad de Colima y el puerto de Mazatlán.

2.3.1.2.6.2 Enlace ferroviario El estado sólo cuenta con transporte ferroviario en las zonas norte y centro. También se cuenta con una línea hacia Lázaro Cárdenas. La mayoría de los tramos ferroviarios son de vía estrecha y en ningún caso se cuenta con doble

97 INEGI. Información por entidad federativa. Op. Cit. 98 Ibídem.

85

vía. No obstante, el estado tiene acceso por este medio a dos de los principales centros comerciales del país: Ciudad de México y Guadalajara. El sistema ferroviario de Michoacán cuenta con 174 estaciones, las que se encuentran interconectadas por 759 km de vías troncales, además de 220 km de vías auxiliares y 296 km de ramales y particulares, sumando un total de 1 mil 275 km de vías férreas. El ferrocarril es uno de los principales medios de transporte de carga de la zona industrial de Lázaro Cárdenas99.

2.3.1.2.6.3 Puertos Desde principio de los años 80’s, el puerto de Lázaro Cárdenas se ha convertido en uno los principales apoyos comerciales para la industria del pacífico mexicano. Hoy en día es uno de los cinco puertos principales del país. Se encuentra localizado en la zona costera limítrofe de los estados de Michoacán y Guerrero. Su canal de acceso tiene una profundidad 16.5 m y una longitud de 1,700 m, cuenta con dos dársenas de ciaboga de 700 y 600 m de diámetro. Su infraestructura incluye muelles especializados para atender las necesidades de grandes plantas industriales y de distribución para el manejo de insumos y de productos de la industria siderúrgica, así como de combustibles. También cuenta con infraestructura altamente especializada para el manejo de carga general, contenedores y graneles agrícolas. Este puerto cuenta con 1,547 hect sin frentes de agua para el establecimiento de plantas industriales, construcción de muelles, áreas comerciales y de servicios. Asimismo, cuenta con 1,317 hect para industrias e instalaciones que requieran frentes de agua100.

2.3.1.2.6.4 Aeropuertos La navegación aérea cobra gran importancia en el estado, pues debido a lo accidentado de su territorio, hay muchas localidades que no poseen vías de comunicación terrestre. Los aeropuertos más importantes de la entidad se encuentran en Morelia, Lázaro Cárdenas y Uruapan101, el primero cuenta con infraestructura para ofrecer servicio internacional, los otros dos sólo ofrecen servicio a nivel nacional.

2.3.2. Actividad industrial del área de estudio

2.3.2.1 Análisis por Gran División de actividad económica En términos de GD, destaca en la región la participación de las actividades de comercio, restaurante y hotelería (GD6). En 1995, la aportación de estas actividades al PIB regional se ubicó en 20.1%, ascendiendo a 22.6% en el año 2004. En segundo lugar de participación, se ubica la GD Servicios comunales, 99 www.emexico.gob.mx. 100 Sener. Unidad de Promoción. Op. Cit. 101 INEGI. Información por entidad federativa. Op. Cit.

86

sociales y personales (GD9), con una contribución de 19.2% y 16.5% para los años 1995 y 2004, respectivamente. La industria de la manufactura ha colaborado con el 15.7% y 15% para el mismo periodo, situación que la ubicó en el tercer lugar de importancia con relación al resto de las actividades económicas. Por otra parte, la Minería (GD2) es la actividad menos desarrollada de la región, pues su aportación sólo ha sido, en promedio, del 0.9%. Ver Gráfica 21.

Gráfica 21 Grandes divisiones de actividad económica

(Participación % con respecto al PIB regional)

13.1

0.9

15.7

3.62.1

20.1

9.2

16.1

19.2

11.9

0.9

15.0

3.71.9

22.6

12.814.6

16.5

GD1 GD2 GD3 GD4 GD5 GD6 GD7 GD8 GD9

19952004

GD1: Agropecuario, silvicultura y pescaGD2: MineríaGD3: Industria manufacturera GD4: ConstrucciónGD5: Electricidad, gas y agua

GD6:Comercio, restaurantes y hotelesGD7:Transporte, almacenaje y comunicacionesGD8: Servicios financieros, seguros, actividades inmobiliarias

y de alquilerGD9: Servicios comunales, sociales y personales

13.1

0.9

15.7

3.62.1

20.1

9.2

16.1

19.2

11.9

0.9

15.0

3.71.9

22.6

12.814.6

16.5

GD1 GD2 GD3 GD4 GD5 GD6 GD7 GD8 GD9

1995200419952004

GD1: Agropecuario, silvicultura y pescaGD2: MineríaGD3: Industria manufacturera GD4: ConstrucciónGD5: Electricidad, gas y agua

GD6:Comercio, restaurantes y hotelesGD7:Transporte, almacenaje y comunicacionesGD8: Servicios financieros, seguros, actividades inmobiliarias

y de alquilerGD9: Servicios comunales, sociales y personales

Nota: no se incluyen los pasivos de la GD Servicios bancarios imputados. Elaboración propia, con base en INEGI. Banco de Información Económica. Con excepción de las grandes divisiones Minería (GD2) y Electricidad, gas y agua (GD5), en el resto de las actividades económicas, el estado de Jalisco ha encabezado la lista de participación en el PIB de la región, destacando su aportación en el Comercio, restaurantes y hoteles (GD6), donde alcanzó un nivel de 48.6% en el 2004. Después de Jalisco, se distingue la participación de Sonora, que presentó una contribución en el PIB regional de 19.1%. En este caso, sobresale su aportación en las grandes divisiones Minería (GD2) con 41.6% y Electricidad, gas y agua, (GD5) con 26.5%.

87

Michoacán se ubicó en el tercer lugar de participación, en promedio colaboró con un 15.9% al PIB de la región, donde se subraya su intervención en actividades de Construcción (GD4) y Electricidad, gas y agua (GD5) con 22% y 21.4%, respectivamente. Ver Cuadro 19.

Cuadro 19 Región de estudio: PIB por división económica

(Participación % por estado, 2004) Grandes divisiones/Estados Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán Total

Agropecuario, silvicultura y pesca 16.0 25.6 5.5 29.7 2.5 20.7 100.0Minería 41.6 5.0 0.8 16.1 20.0 16.6 100.0Industria manufacturera 19.0 6.9 1.8 57.5 1.2 13.7 100.0Construcción 14.4 11.1 5.1 43.4 4.0 22.0 100.0Electricidad, gas y agua 26.5 13.5 1.5 12.7 24.3 21.4 100.0Comercio, restaurantes y hoteles 21.4 13.0 2.4 48.6 2.5 12.1 100.0Transporte, almacenaje y comunicaciones 19.5 13.8 3.4 44.8 5.4 13.1 100.0Serv. finan. seguros, actividades inmobiliarias y de a 16.9 14.9 4.5 39.7 3.7 20.3 100.0Serv.comunales, sociales y personales 19.8 15.9 5.4 39.8 3.6 15.5 100.0

Total 19.1 14.2 3.7 43.5 3.7 15.9 100.0 Elaboración propia, con base en INEGI. Banco de Información Económica. La anterior situación también se refleja en términos de la GD3 Industria manufacturera, donde la principal aportación se refiere al estado de Jalisco, con 57.5% para el 2004. Le siguieron los estados de Sonora y Michoacán con 19 y 13.7%, respectivamente. En términos generales, esto es el resultado de la madurez de sus mercados, así como de la disponibilidad de los factores de producción. En sentido contrario, los estados menos favorecidos por esta situación han sido Nayarit y Colima, los cuales reflejaron una aportación menor al 2% para el mismo año. Ver Gráfica 22.

2.3.2.2 Análisis por división de la industria de la manufactura En términos del PIB generado por la industria de la manufactura establecida en la región de estudio, la división Alimentos, bebidas y tabaco (D1) se ha ubicado, en el periodo 1995-2004, como la principal actividad industrial; para el año 2004, su participación alcanzó un nivel de 46.1% con relación al resto de las divisiones. Le siguió en importancia Productos metálicos, maquinaria y equipo (D8) con un nivel de 17.2% y Sustancias químicas, derivados del petróleo, productos de caucho y plástico (D5), con 9.0%. Ver Gráfica 23. A nivel estatal, destaca la participación ascendente del estado de Jalisco en la división Alimentos, bebidas y tabaco (D1). De 1995 a 2004, la participación de Jalisco en dicha división se incrementó de 58.6% a 61.1%. Le siguió en importancia el estado de Sonora, con porcentajes de participación a la baja, al pasar de 16.1% a 14.3%. Es importante resaltar la baja aportación de Colima a esta actividad económica, ya que su aportación se ubicó en 1.1% a 1.2% para el mismo periodo de referencia. Ver Gráfica 24.

88

Gráfica 22 GD 3: industria manufacturera

(Región Pacífico, participación %)

21.3

6.72.4

55.6

1.1

13.0

19.0

6.9

1.8

57.5

1.2

13.7

Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán

19952004

21.3

6.72.4

55.6

1.1

13.0

19.0

6.9

1.8

57.5

1.2

13.7


1995200419952004


Gráfica 23 Industria de la manufactura por división económica

(Participación % con respecto al PIB regional)

D1: Alimentos, bebidas y tabaco.D2: Textiles, prendas de vestir e industria del cuero.D3: Industria de la madera y productos de madera.D4: Papel, productos de papel, imprentas y editoriales.D5: Sustancias químicas, derivados del petróleo,

productos de caucho y plástico.

D6: Productos de minerales no metálicos, exceptuandoderivados del petróleo y carbón.

D7: Industrias metálicas básicasD8: Productos metálicos, maquinaria y equipo.D9: Otras industrias manufactureras.

47.1

6.93.8 3.2

10.1

4.8 5.8

15.3

2.9

46.1

5.8 4.82.7

9.0

4.06.8

17.2

3.5

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8 D9

1995

2004

D1: Alimentos, bebidas y tabaco.D2: Textiles, prendas de vestir e industria del cuero.D3: Industria de la madera y productos de madera.D4: Papel, productos de papel, imprentas y editoriales.D5: Sustancias químicas, derivados del petróleo,

productos de caucho y plástico.

D6: Productos de minerales no metálicos, exceptuandoderivados del petróleo y carbón.

D7: Industrias metálicas básicasD8: Productos metálicos, maquinaria y equipo.D9: Otras industrias manufactureras.

47.1

6.93.8 3.2

10.1

4.8 5.8

15.3

2.9

46.1

5.8 4.82.7

9.0

4.06.8

17.2

3.5

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8 D9

1995

2004

1995

2004


89

Gráfica 24 División 1: alimentos, bebidas y tabaco

(Región Pacífico, participación % con respecto al PIB de la división)

16.1

10.7

4.31.1

9.1

14.311.6

3.2

58.661.1

1.2

8.7


1995

2004

16.1

10.7

4.31.1

9.1

14.311.6

3.2

58.661.1

1.2

8.7


1995

2004

1995

2004


La segunda industria manufacturera más importante de la región de estudio es la de Productos metálicos, maquinaria y equipo (D8). Para 1995, esta división representó el 15.3% con respecto al PIB generado por la industria de la manufactura en la región; para el 2004, esta cifra se incrementó a 17.2%. Los estados más representativos de esta actividad fueron Jalisco y Sonora, con 63.1 y 30.3% de participación a nivel regional (2004).Ver Gráfica 25.

Gráfica 25 División 8: productos metálicos, maquinaria y equipo


48.8

1.8 0.2

46.0

0.32.8

30.3

2.90.3

63.1

0.8 2.6


1995

2004

48.8

1.8 0.2

46.0

0.32.8

30.3

2.90.3

63.1

0.8 2.6


1995

2004

1995

2004


90

La tercera actividad manufacturera más significativa de la zona ha sido la división Sustancias químicas, derivados del petróleo, productos de caucho y plástico (D5). En el periodo de estudio, su participación al PIB manufacturero de la región pasó de 10.1% a 9%. En promedio, tres cuartas partes de dicha participación se explican por la contribución de Jalisco. Ver Gráfica 26.

Gráfica 26 División 5: sustancias químicas, derivados del petróleo, productos de caucho y plástico


3.5 1.6 0.3

74.3

2.1

18.3

3.8 2.0 0.3

75.3

1.9

16.7


1995

2004

3.5 1.6 0.3

74.3

2.1

18.3

3.8 2.0 0.3

75.3

1.9

16.7


1995

2004

1995

2004


La división Papel, productos de papel, imprentas y editoriales (D4), es la actividad manufacturera menos favorecida de la región (tan sólo 2.7% de participación al PIB de la manufactura regional en el 2004), lo anterior es una consecuencia de la disposición geográfica de la zona de estudio, es decir, no se cuenta con un acceso fácil y/o rentable hacia las materia primas que esta actividad requiere para su desarrollo. Ver Gráfica 27.

2.3.3. Energéticos disponibles en el área de estudio

2.3.3.1 Energía eléctrica La zona Pacífico cuenta con 136 unidades de generación de energía eléctrica, esto es el 20.6% del total nacional (657 unidades). En conjunto esta infraestructura reporta una capacidad de 8,496 MW, que corresponde al 17% con relación a la cifra nacional (49,861 MW). Ver Cuadro 20 y Mapa 13.

91

Gráfica 27 División 4: papel, productos de papel, imprentas y editoriales


15.2 16.0

0.9

45.9

1.1

20.923.8

16.7

1.1

27.5

1.4

29.6


1995

2004

15.2 16.0

0.9

45.9

1.1

20.923.8

16.7

1.1

27.5

1.4

29.6


1995

2004

1995

2004


Cuadro 20 Zona Pacífico:

infraestructura de generación de energía eléctrica, 2007

Estado Número de unidades %

Sonora 29 21.3Sinaloa 22 16.2Nayarit 9 6.6Jalisco 28 20.6Colima 8 5.9Michoacán 40 29.4Total litoral Pacífico 136 100.0Total nacional 657

Elaboración propia, con base en CFE.

92

Mapa 13 Zona Pacífico: capacidad efectiva instalada, 2007

(MW) Sonora:

2,104 (24.8%)

Sinaloa:1,743 (20.5%)

Nayarit:1,712 (20.2%)

Colima:1,900(22.4%)

Jalisco:394 (4.6%)

Michoacán643 (7.6%)

Capacidad total:8,496

Sonora:2,104 (24.8%)

Sinaloa:1,743 (20.5%)

Nayarit:1,712 (20.2%)

Colima:1,900(22.4%)

Jalisco:394 (4.6%)

Michoacán643 (7.6%)

Capacidad total:8,496

Elaboración propia, con base en CFE.

2.3.3.1.1 Sonora El estado cuenta con 29 unidades de generación, lo que significa una capacidad instalada de 2,104 MW, es decir, el 24.8% del total de la región de estudio. La infraestructura de generación se divide en las siguientes modalidades:

• Termoeléctricas (8).

• Hidroeléctricas (6).

• Turbogas (5).

• Diesel y productores independientes (4).

• Ciclo combinado (2).

2.3.3.1.2 Sinaloa Esta entidad cuenta con 22 unidades, las cuales pueden generar hasta 1,743 MW, esto representa el 20.5% de la capacidad efectiva instalada en la región de estudio. Su infraestructura de generación reporta las siguientes características:


• Termoeléctricas (8).

• Turbogas (1).

93

2.3.3.1.3 Nayarit A la fecha, Nayarit cuenta con 9 unidades de generación de energía hidroeléctrica, con una capacidad efectiva instalada de 1,712 MW, 20.2% del total de la región de estudio.

2.3.3.1.4 Jalisco A pesar de que Jalisco cuenta con 28 unidades de generación, su capacidad efectiva instalada sólo alcanza un nivel de 394 MW (4.6% del total de la región Pacífico), lo anterior es un reflejo de la dependencia del estado de la oferta energía eléctrica de las entidades que la rodean. Su infraestructura se clasifica en tres categorías:

• Diesel (16).

• Hidroeléctrica (11).

• Turbogas (1).

2.3.3.1.5 Colima Este estado sólo cuenta con 8 unidades termoeléctricas para la generación de energía, con una capacidad efectiva de 1,900 MW, es decir, 22.4% del total de la región de estudio. Cabe resaltar que Colima es el estado dentro de la región Pacífico que cuenta con el menor número de unidades, pero ocupa el segundo lugar en términos de generación de capacidad efectiva instalada.

2.3.3.1.6 Michoacán A pesar de que este estado cuenta con el mayor número de unidades dentro de la región Pacífico, (40 unidades), esto sólo representa el 7.6% de la capacidad efectiva instalada en la región: 643 MW. Dicha infraestructura se divide en dos categorías:


• Geotermoeléctricas (15). Ver Mapa 14.

2.3.3.2 Disponibilidad de petrolíferos Considerando que la región Pacífico no cuenta con instalaciones de producción y transformación de petróleo crudo, el suministro de productos petrolíferos hacia esta región se debe realizar a través de una red de terminales de almacenamiento y distribución (terrestres y marítimas), en su mayor parte enlazadas con poliductos102; con dicha infraestructura se da servicio a los principales centros de demanda de la zona. Ver Mapa 15.

102 Ductos que se emplean para el transporte y distribución de productos petrolíferos.

94

Mapa 14

Zona Pacífico: unidades de generación de energía eléctrica

HidroeléctricaTermoeléctricaCombustión internaCiclo combinadoTurbogas

= 6

= 8

= 4= 6

= 5

= 13

= 8

= 1

=9

= 11=16= 1

= 8 = 25= 15



= 6

= 8

= 4= 6

= 5

= 13

= 8

= 1

=9

= 11=16= 1

= 8 = 25= 15

= 6

= 8

= 4= 6

= 5

= 13

= 8

= 1

=9

= 11=16= 1

= 8 = 25= 15

Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016.

Mapa 15 Red de poliductos e infraestructura de recepción y distribución de productos petrolíferos

1. TAD Nogales2. TAD Magdalena de Kino3. TAD Hermosillo4. TAD Guaymas5. TM Guaymas6. TAD Cd. Obregón7. TAD Novojoa8. TAD Topolobampo9. TM Topolobampo10. TAD Guamuchil11. TAD Culiacán 12. TAD Mazatlán13. TM Mazatlán14. TAD Tepic15. TAD Zapopan16. TAD El Castillo17. TAD Manzanillo18. TM Manzanillo19. TAD Zamora20. TAD Morelia21. TADUruapan22. TAD Lázaro Cárdenas23. TM Lázaro Cárdenas

1

2

3

4,56

7

8,910

11

12,13

14

1516

22,23

19

17,1821

20

Refinería deTula

Punto de recepción y distribuciónde productos petrolíferos

Poliducto

1. TAD Nogales2. TAD Magdalena de Kino3. TAD Hermosillo4. TAD Guaymas5. TM Guaymas6. TAD Cd. Obregón7. TAD Novojoa8. TAD Topolobampo9. TM Topolobampo10. TAD Guamuchil11. TAD Culiacán 12. TAD Mazatlán13. TM Mazatlán14. TAD Tepic15. TAD Zapopan16. TAD El Castillo17. TAD Manzanillo18. TM Manzanillo19. TAD Zamora20. TAD Morelia21. TADUruapan22. TAD Lázaro Cárdenas23. TM Lázaro Cárdenas

1

2

3

4,56

7

8,910

11

12,13

14

1516

22,23

19

17,1821

20

Refinería deTula


Poliducto

1

2

3

4,56

7

8,910

11

12,13

14

1516

22,23

19

17,1821

20

Refinería deTula


Poliducto


Poliducto

Nota: TAD: Terminal de Almacenamiento y Distribución. TM: Terminal Marítima. Elaboración propia, con base en Pemex. Sistema de Información Geográfica (SICORI): GeoPemex 3D, 2007.

95

El abasto de gas licuado de petróleo (gas LP) en el mercado involucra a diversos agentes. Pemex, como responsable de las ventas de primera mano, utiliza en este proceso diversos medios de transporte para hacer llegar el producto, desde las instalaciones productivas y de importación, hasta las terminales de suministro (terrestres y marítimas). De ahí, el combustible se entrega a empresas privadas para su distribución al consumidor final. La región Pacífico cuenta con cuatro de estas terminales: dos en Sonora (Nogales y Hermosillo), una en Sinaloa (Topolobampo) y otra en Jalisco (Guadalajara). Ver Mapa 16.

Mapa 16 Terminales de gas LP

Nogales

Hermosillo

Topolobampo

Zapopan

Manzanillo

Origen:Salina Cruz

Terminal terrestre

Terminal marítima

Cabotaje

Nogales

Hermosillo

Topolobampo

Zapopan

Manzanillo

Origen:Salina Cruz

Nogales

Hermosillo

Topolobampo

Zapopan

Manzanillo

Origen:Salina Cruz

Terminal terrestre

Terminal marítima

Cabotaje

Terminal terrestre

Terminal marítima

Cabotaje

Elaboración propia, con base en Sener. Prospectiva del Mercado de Gas Licuado de Petróleo, 2006-2015.

2.3.3.3 Gas natural La región Pacífico cuenta con una infraestructura marginal en términos de transporte y distribución de gas natural. En Sonora se halla el sistema de transporte aislado conocido como Naco-Hermosillo, a través de él se puede importar hasta un volumen de 90 MMpcd103. Por otra parte, a través de Jalisco y Michoacán cruzan dos líneas del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) de PGPB. Uno de los ductos concluye su trayectoria en Guadalajara, mientras que el otro se extiende hasta el puerto de Lázaro Cárdenas. 103 PGPB, Subdirección de Ductos, noviembre de 2007.

96

Con el fin de sacarle provecho a esta infraestructura de transporte, la CRE promulgó la creación de tres zonas geográficas de distribución104, dos se encuentran en Sonora (Cananea y Hermosillo) y la tercera en Jalisco (Guadalajara). Ver Mapa 17.

Mapa 17 Infraestructura de gas natural y zonas geográficas de distribución

Zona de distribución

Gasoducto de transporte

Naco

Cananea

Hermosillo

Guadalajara

Lázaro Cárdenas

Zona de distribución

Gasoducto de transporte

Naco

Cananea

Hermosillo

Guadalajara

Lázaro Cárdenas Elaboración propia, con base en Pemex. Sistema de Información Geográfica (SICORI): GeoPemex 3D. CRE, 2007.

2.3.4. Áreas de oportunidad y desarrollo para la región de estudio

Para elaborar este punto se aplicó la metodología propuesta por el análisis de fortalezas, oportunidades, debilidades y amenazas (FODA). Para ello se revisaron los planes estatales de desarrollo, vigentes al corte del mes de marzo de 2007, de cada uno de los estados que comprende la región de estudio. El análisis FODA (por sus siglas en inglés SWOT - Strength, Weaknesses, Opportunities, Threats) es una metodología que revisa de la situación 104 La zona geográfica deberá corresponder a uno o varios centros de población con características acordes a las de aquellos que integran el Programa de 100 Ciudades y el Programa de Consolidación de Zonas Metropolitanas establecidos en el Programa Nacional de Desarrollo Urbano. En caso de no cumplir con lo establecido en el párrafo anterior, la Comisión deberá confirmar que las condiciones socioeconómicas que prevalezcan en la zona sean suficientes para justificar y permitir el desarrollo de un sistema de distribución. Con base en la CRE. www.cre.gob.mx.

97

competitiva de una empresa, dentro de su mercado y de las características internas de la misma105. Las debilidades y fortalezas son de carácter interno; mientras que las amenazas y oportunidades se presentan en el entorno. Lo anterior se extrapoló a la situación que presentan los estados comprendidos en la región de estudio. En el Cuadro 21 se resume el resultado del análisis FODA para la región litoral Pacífico. A continuación se presentan los puntos más significativos por entidad:

• Nayarit y Colima: o Son los estados que presentan el mayor nivel de amenazas y

debilidades: carecen de infraestructura (carreteras, aeropuertos modernos, redes para el servicio de agua potable, drenaje, telecomunicaciones, etc.). Asimismo, su economía presenta sectores rezagados, tales como la minería en el caso de Nayarit y la ganadería en Colima.

o En general, y en comparación con otras entidades, no aportan ingresos significativos al país, esto como resultado de su falta de desarrollo industrial y bajo dinamismo en la construcción.

o Cuentan con un amplio potencial de desarrollo pesquero, agrícola y manufacturero. Asimismo, se considera que tienen un gran potencial de desarrollo turístico, sin embargo, no poseen la infraestructura necesaria para atender las demandas del “gran” turismo.

• Sinaloa y Michoacán: o A pesar de que presentan un nivel más favorable que Nayarit y

Colima, también presentan una serie de características que los ponen en desventaja, entre ellas, el no contar con tecnología, capital e infraestructura para mejorar su actividad minera. Asimismo, su sectores manufacturero y de la construcción han presentando una falta de dinamismo con respecto al promedio nacional.

o Mientras que Sinaloa tiene una pobre infraestructura de comunicaciones, tanto al interior como al exterior; Michoacán cuenta con una actividad pesquera que se desarrolla con muy bajo nivel de industrialización y de manejo técnico.

o En términos de potencial, Sinaloa cuenta con un amplio litoral que le permitiría explotar de mejor manera su capacidad pesquera y camaronícola. Además, su posición geográfica lo favorece al estar

105 Con base en la definición de la Enciclopedia libre Wikipedia. www.wikipedia.org.

98

cerca de los mercados del norte y contar con opciones de exportación hacia países como China y/o Japón.

o Por su parte, Michoacán cuenta con una amplia infraestructura de comunicaciones (ferrocarril, carreteras, puertos y aeropuertos) que, aunada a su posición geográfica, le permite amplias opciones de comercio internacional, así como el desplazamiento de productos hacia los principales puntos de consumo del país.

• Sonora y Jalisco: o Con relación al resto de la región de estudio, estas entidades

presentan las condiciones más favorables, tanto en términos de desarrollo, como en fortalezas y potencial.

o Sonora, a pesar de tener condiciones climatológicas adversas, es el principal productor de granos del país, además de cuenta con varios cultivos que presentan altos niveles de productividad. El estado tiene una amplia red de infraestructura y se vincula estrechamente con la economía de EUA. Entre sus principales motores de desarrollo se encuentran las industrias manufactureras de exportación (automotriz y maquila) y la construcción.

o Por su lado, Jalisco ha impulsado en forma decisiva el desarrollo regional a través del establecimiento de parques industriales. Asimismo, sigue siendo el primer productor nacional de leche de vaca, carne de porcino, huevo y carne de ave.

o La investigación científica en Jalisco está orientada principalmente a la biotecnología y biomédica, al desarrollo de nuevos productos alimenticios, a la manufactura electrónica avanzada y a la alta tecnología en información, microelectrónica, multimedia y aeroespacial.

o Con respecto a debilidades y amenazas, Sonora presenta un aparato productivo pobremente articulado, agrega poco valor a los productos del mar y tiene una incipiente innovación tecnológica.

o Por otra parte, Jalisco no cuenta con puertos pesqueros como tal, su flota es completamente artesanal y carece de procesos industriales que permitan dar valor agregado a los productos del mar. Asimismo, la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) le asignó un índice crítico de disponibilidad de agua dulce. Además, presenta fuertes desequilibrios sociales, ya que existen numerosas zonas mal comunicadas y de difícil acceso.

99

Cuadro 21 Región de estudio: matriz FODA

Concepto Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán

Ubicación geográfica1

Infraestructura2

Agricultura

Pesca

Ganadería

Minería

Sector manufacturero

Sector servicios

Sector comercio

Construcción

Potencial turistico

Economía sólida3

Actividad industrial significativa

Capacidad de intercambiocomercial con el exterior 1 Cuenta con una posición geográfica privilegiada con relación a factores como: clima, frontera

con EUA, colindancia con varios estados de la República, entre otros. 2 Tiene redes carreteras, enlaces ferroviarios, aeropuertos, aguas de riego y otras redes para

servicios urbanos e industriales. 3 Participa significativamente en el PIB nacional.

: fortalezas y/u oportunidades. : debilidades y/o amenazas.

Elaboración propia, con base en los planes de desarrollo estatal de la región de estudio. Con base en el potencial que se identificó para cada estado de la región, se generó una tabla que propone una serie de acciones dirigidas a mejorar su desarrollo económico (ver Cuadro 22). Como se puede apreciar, los puntos de mejora más solicitados se refieren a la ampliación y modernización de la infraestructura de comunicaciones y transporte, así como al desarrollo de las divisiones agropecuaria, pesquera y minera, a través de la integración de sus respectivas cadenas de valor.

100

Cuadro 22 Propuestas de mejora para los estados de la región de estudio

Concepto Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán

Incrementar la inversión en capital humano

Mejorar el sector pesquero, mediante la integración de la cadena de valor

Fomentar la inversión en infraestructura ambiental

Desarrollar el sector industrial bajo el criterio de sustentabilidad

Ampliar y modernizar la infraestructura de comunicaciones y transportes

Impulsar la industria maquiladorapara exportación

Incorporación de tecnología de punta a los procesos de explotación minera.

Impulsar proyectos de tecnificación para la producción y poscosecha

Promover la creación de nuevas agroindustrias

Mejorar los sistemas de riego

Fortalecer la ganadería para diversificar los productos de exportación

Incrementar el hato ganadero del estado

Mejorar la competitrividad a través del desarrollo científico y tecnológico

: punto de mejora. Elaboración propia, con base en los planes de desarrollo estatal de la región de estudio.

101

Capítulo 3. Opciones de suministro de gas natural en el litoral Pacífico y escenarios de demanda

En este punto se revisan las diversas opciones de suministro e infraestructura necesarias para transportar y comercializar el gas natural en los estados que integran a la región de estudio, haciendo énfasis en las instalaciones de regasificación de GNL. Asimismo, a través de un análisis prospectivo de la región, se proponen tres escenarios de demanda del hidrocarburo para el periodo 2007-2015. A partir de este análisis, se determinó el nivel influencia que tendrán los proyectos de regasificación sobre el impulso de la industria no eléctrica en la zona del litoral Pacífico.

3.1. Opciones de suministro de gas natural para el litoral Pacífico

Las posibles opciones de abasto de gas natural para los estados comprendidos en la región de estudio son:

• Suministro nacional: éste se lleva a cabo a partir de reservas de gas natural ubicadas en territorio nacional.

• Importación de gas natural: o Por ducto: se refiere a la adquisición de gas del exterior,

empleando las interconexiones por ducto existentes en la frontera con Estados Unidos.

o Por barco: contempla la compra de gas natural en el extranjero (GNL), empleando barcos metaneros para su transporte.

3.1.1. Suministro nacional

Para que en la región de estudio sea posible suministrar gas de origen nacional, es necesario revisar las regiones de producción de gas natural que cuentan con excedentes o potencial para hacer realidad esta opción. Las regiones y proyectos de explotación que contarían con dichas características son:

• Cuenca de Burgos: importante fuente de gas natural ubicada en el norte del país, principalmente en el estado de Tamaulipas.

102

• Proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG): proyecto de producción de petróleo y gas, ubicado frente a las costas de Veracruz, a la altura de Poza Rica.

• Proyecto Lankahuasa: proyecto de producción de gas seco costa afuera ubicado frente a la costa norte de Veracruz.

• Sonda de Campeche: zona de producción de aceite y gas, ubicada en la región marina sur (Cantarell)106.

3.1.1.1 Cuenca de Burgos El desarrollo del campo de producción Cuenca de Burgos inició su expansión a partir del año 2000, cuando fue posible lograr una sinergia entre los siguientes factores:

• Interés por parte de PEP para desarrollar esta zona de producción107.

• La aplicación de los Contratos de Servicios Múltiples (CSM) en la zona, con el fin de aprovechar los servicios de particulares para perforar y extraer hidrocarburos.

• Aplicación de recursos públicos para la construcción de un CPG modular en Tamaulipas108.

En principio, la producción del CPG Burgos está orientada a satisfacer las necesidades de gas seco y gas LP de la región norte del país. La infraestructura de transporte de gas de esta zona sólo permite transportar gas por dos vías:

• Transporte hacia el norte y sur del país: dicho transporte se realiza a través de un ducto de 48” que corre de sur a norte, atravesando la mayor parte de los estados que se ubican en la costa Golfo del país. En función de las necesidades de gas seco se llevan a cabo dos operaciones de transporte de gas: A) hacia el sur, a la zona de consumo centro-occidente (Cd. de México y Guadalajara, v. gr.) y, B) hacia el norte, para exportar hacia EUA.

• Transporte hacia el norte-occidente del país: se refiere al transporte de gas hacia los siguientes estados del país: Tamaulipas, Nuevo León, Coahuila, Durango y Chihuahua; esta actividad se realiza en función de la demanda, la capacidad de producción y de transporte en la zona.

Como se puede apreciar, a la fecha no existe infraestructura de transporte que permita llevar el gas de esta zona de producción hacia los estados

106 Zona de producción clasificada por PEP. 107 Es importante destacar este punto, ya que PEP generalmente centra su interés en zonas de producción orientadas a la extracción de crudo, su atracción por esta zona se explica por el amplio volumen de gas no asociado que se espera producir en la zona. 108 Al corte de abril de 2008, el CPG Burgos cuenta con cuatro plantas criogénicas en operación para el procesamiento de gas, asimismo, se espera que antes de que concluya el 2008, se instalen dos plantas más. En conjunto este CPG sumará una capacidad de producción de 1,200 MMpcd. Con base en información de PGPB.

103

comprendidos en la región de estudio. Para llevar a cabo lo anterior, sería necesario construir ductos109 y ampliar la capacidad de compresión, desde un punto de interconexión con los ductos de la Laguna (Durango) y/o de Chihuahua. Ver Mapa 18.

Mapa 18 Infraestructura de transporte relacionada con la Cuenca de Burgos

Cuenca de Burgos

Ductos sin saturara

Ductos saturadosb

De particularesEstaciones de compresión

Cuenca de Burgos

Ductos sin saturara

Ductos saturadosb


Ductos sin saturara

Ductos saturadosb

De particularesEstaciones de compresión a Infraestructura de transporte que no alcanza la máxima presión de operación permisible

(MPOP). b Infraestructura de transporte que opera muy cerca del rango superior de la MPOP. Elaboración propia, con base en Portes Mascorro, E. y Sener. Potencial Nacional de Gasoductos, México, enero de 2003.

3.1.1.2 Proyecto Aceite Terciario del Golfo Esta zona de producción se ubica en el Golfo de México, a 30 km al sureste de la ciudad de Poza Rica, Ver. El principal propósito de este proyecto es restituir, en parte, la caída de la producción del campo Cantarell, ubicado frente a la costa de Campeche. Se estima que el desarrollo e inicio de producción de este campo requiere de una inversión cercana a los 194 mil millones de pesos, asimismo, se considera que Pemex ha invertido cerca de 2 mil 500 millones de pesos en perforación de pozos en la zona (de un total de 1,260 pozos, hay 515 operando). Se considera que para el año 2010 este campo estará ofreciendo un promedio de 490 MMpcd de gas húmedo110. Por lo anterior, PGPB está analizando la ampliación del CPG Poza Rica y/o la construcción de un nuevo CPG en la zona, esto con el fin de adecuar dicho gas y satisfacer su demanda en el centro occidente del país. Por lo anterior, también será necesario ampliar la infraestructura de transporte de gas hacia el centro, con un ducto que vaya del

109 Se debe considerar que, en materia de infraestructura de transporte, la política de expansión se ha limitado a promover, casi de forma exclusiva, este tipo de inversiones en el sector privado, limitando la participación de Pemex. 110 PEP, escenario 7.5A v0.4.

104

área Poza Rica a Santa Ana, Hgo.111, su construcción se estima para el periodo 2011- 2013. Para poder llevar el gas del proyecto ATG hacia alguno de los estados de la región de estudio, sería necesario:

• Ampliar la capacidad de compresión y transporte de la infraestructura actual, misma que a la fecha sólo permitiría llevar el hidrocarburo hacia Guadalajara y/o Michoacán.

• Construir nuevos ductos de transporte y distribución desde Poza Rica hacia el occidente del país, pasando por los siguientes estados: Veracruz, San Luis Potosí, Zacatecas y Durango. Ver Mapa 19.

Mapa 19

Infraestructura de transporte relacionada con el Proyecto Aceite Terciario del Golfo

Proyecto ATGDuctos sin saturara

Ductos saturadosb


Proyecto ATGDuctos sin saturara

Ductos saturadosb


Ductos sin saturara

Ductos saturadosb


a Infraestructura de transporte que no alcanza la máxima presión de operación permisible (MPOP).

b Infraestructura de transporte que opera muy cerca del rango superior de la MPOP. Elaboración propia, con base en Portes Mascorro, E. y Sener. Potencial Nacional de Gasoductos, México, enero de 2003.

3.1.1.3 Proyecto Lankahuasa Este proyecto consiste en evaluar el potencial gasífero de la plataforma continental del norte de Veracruz y de la zona sur de Tamaulipas, contemplando un área de aproximadamente 10,800 km². En los tres años transcurridos a partir del descubrimiento de esta zona de producción, se han instalado dos plataformas, se han perforado siete pozos exploratorios y cinco de desarrollo, y se ha apresurado su explotación. Tan sólo en los dos campos descubiertos se han evaluado reservas de gas de poco más de un billón de pies cúbicos, es decir un tercio de los recursos que lo caracterizarían como importante campo de gas seco. Por ello, Lankahuasa es el primer gran descubrimiento en lo que se ha denominado “la nueva geografía petrolera de México”112.

111 Con base en información de Pemex. 112 Barbosa, Fabio y Domínguez, Nicolás. “Situación de las reservas y el potencial petrolero de México”, Economía UNAM, vol. 3, núm. 7, julio de 2005; p.90. www.ejournal.unam.mx/ecu.

105

Debido a que este gas se ha denominado como “seco” (es decir, en condiciones para consumo), se inyectaría directamente en el ducto de 48” que atraviesa la zona. Por lo anterior, este excedente de gas sólo se puede transportar hacia el sur o norte del país por la costa golfo. Para poder llevar este volumen adicional del hidrocarburo hacia los estados de la zona de estudio, sería necesario:

• Extender hacia el occidente-norte la infraestructura del SNG que se ubica en Durango y/o Chihuahua.

• Construir un nuevo ducto desde Poza Rica hacia el occidente del país. Ver Mapa 20.

Mapa 20

Infraestructura de transporte relacionada con el Proyecto Lankahuasa

Proyecto LankahuasaDuctos sin saturara

Ductos saturadosb


Proyecto LankahuasaDuctos sin saturara

Ductos saturadosb


Ductos sin saturara

Ductos saturadosb




3.1.1.4 Sonda de Campeche Como resultado de las cuantiosas inversiones que destinó Petróleos Mexicanos a la ejecución de obras de infraestructura para aumentar la explotación de crudo y gas, en 2003 la Sonda de Campeche se mantuvo como la principal región productora de hidrocarburos del país (calificada por PEP como región marina noreste). En 2004, PEP obtuvo la producción más alta registrada en dicha región desde el inicio de su explotación, al producir alrededor de 947.5 MMpcd de gas natural, cantidad superior en 62.8%, con relación a las cifras reportadas para el año 1996. Los informes de Pemex han señalado que las cuantiosas inversiones aplicadas en el Campo Cantarell, lo posicionaron como el activo de gas natural más importante a nivel nacional. Sin embargo, parte de los documentos que integran la iniciativa de reforma energética del gobierno de Felipe Calderón, indican que la producción de esta zona está en franca declinación, lo que significa que el interés y los recursos de inversión de esta zona se tendrán que redireccionar

106

hacia otras con mayor potencial, por ejemplo, ir por las reservas que se encuentran en las “aguas profundas” del Golfo de México113. A pesar de lo anterior, si se deseara llevar gas de esta zona de producción hacia los estados de la región de estudio, se tendrían que realizar las siguientes acciones:

• Incrementar la capacidad de transporte de la zona sur hacia el centro-occidente del país (rehabilitar e incrementar la infraestructura de compresión).

• Construcción de libramientos114.

• Instalación de ductos y compresores del centro-occidente hacia la zona de estudio. Ver Mapa 21.

Mapa 21

Infraestructura de transporte relacionada con la Sonda de Campeche

Sonda de Campeche

Ductos sin saturara

Ductos saturadosb


Sonda de Campeche

Ductos sin saturara

Ductos saturadosb


Ductos sin saturara

Ductos saturadosb




3.1.2. Suministro externo

3.1.2.1 Gas importado por ducto Hasta antes de la entrada en operación de la terminal de regasificación de Altamira, México sólo contaba con una opción de suministro externo de gas natural: EUA. Esta transacción se ha llevado a cabo a través de la infraestructura de ductos que se comparten en la frontera con este país. A la fecha existen 15 puntos de interconexión, de éstos, 11 son de tipo unidireccional, a excepción de los cuatro que se encuentran en la región de Reynosa, ya que son de tipo bidireccional, es decir, cuentan con la capacidad de realizar operaciones de importación-exportación. Los ductos de tipo unidireccional cuentan con una capacidad máxima de importación de 3,254

113 Sener. Diagnóstico: Situación de Pemex, México, 2008, pp. 14 y 56. 114 Se refiere a al construcción de ductos que evitan el paso con áreas densamente pobladas y/o de riesgo.

107

MMpcd, mientras que los de tipo bidireccional sólo suman 750 MMpcd. Ver Mapa 22.

Mapa 22 Interconexiones por gasoducto con EUA

1 2 3

4 5 687

9

10

1514

1312

11

Importación y Exportación

11 22 33

44 55 668877

99

1010

15151414

13131212

1111


11 22 33

44 55 668877

99

1010

15151414

13131212

1111


11 22 33

44 55 668877

99

1010

15151414

13131212

1111


Importación ExportaciónTotal 3.254 7501. Tijuana, B.C. 300 -2. Mexicali, B.C. 29 -3. Los Algodones, B.C. 500 -4. Naco, Son. 130 -5. Naco-Agua Prieta, Son. 215 -6. Agua Prieta, Son 85 -7. Cd. Juárez, Chih. 80 -8. San Agustín Valdivia, Chih. 312 -9. Piedras Negras, Coah. 38 -10. Ciudad Mier, Tamps. 425 -11. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. 50 5012. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. 260 25013. Reynosa (Tetco), Tamps. 150 15014. Reynosa (Tennessee), Tamps. 350 30015. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330 -

Capacidad máxima(MMpcd)Punto de intercambio

en México

1 2 3

4 5 687

9

10

1514

1312

11


11 22 33

44 55 668877

99

1010

15151414

13131212

1111


11 22 33

44 55 668877

99

1010

15151414

13131212

1111


11 22 33

44 55 668877

99

1010

15151414

13131212

1111


Importación ExportaciónTotal 3.254 7501. Tijuana, B.C. 300 -2. Mexicali, B.C. 29 -3. Los Algodones, B.C. 500 -4. Naco, Son. 130 -5. Naco-Agua Prieta, Son. 215 -6. Agua Prieta, Son 85 -7. Cd. Juárez, Chih. 80 -8. San Agustín Valdivia, Chih. 312 -9. Piedras Negras, Coah. 38 -10. Ciudad Mier, Tamps. 425 -11. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. 50 5012. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. 260 25013. Reynosa (Tetco), Tamps. 150 15014. Reynosa (Tennessee), Tamps. 350 30015. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330 -

Capacidad máxima(MMpcd)Punto de intercambio

en México

Elaboración propia, con base en la Sener. Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

La mayor parte de las operaciones comerciales con EUA son de importación, de hecho en el periodo 2003-2004 México no exportó gas natural a ese país. Con la entrada en operación del CPG Burgos, a partir del año 2005, ha sido posible reiniciar la venta de este producto hacia ese país.

3.1.2.2 Gas importado por barco A continuación se presenta una descripción sobre cada uno de los proyectos de regasificación que se proyecta instalar en el país. En primer lugar, se detallan aquellos que influirán directamente sobre la zona de estudio. Posteriormente, se hará mención de aquellas iniciativas que, a pesar de no ubicarse en el área de influencia de esta investigación, vale la pena revisar por su nivel de importancia,

108

ya sea porque recientemente entraron en operación o bien por su impacto en el balance energético de su área de influencia. Vale la pena mencionar que el retorno económico de la mayor parte de estos proyectos, se apuntala en la demanda de gas natural por parte del sector eléctrico. Bajo esta tendencia, resulta excepcional el proyecto de regasificación de Lázaro Cárdenas, ya que un porcentaje importante de sus beneficios se basará en la venta de gas natural al sector industrial del tipo no eléctrico.

3.1.2.2.1 Proyectos de regasificación dentro de la zona de estudio

3.1.2.2.1.1 Terminal de GNL Puerto Libertad Existe el proyecto de construir una planta regasificadora en la comunidad de Puerto Libertad, ubicada a 200 km de la ciudad de Hermosillo, Son., así como la construcción de 760 km de gasoductos complementarios que la interconectarían hacia el norte hasta la frontera con EUA y hacia el sur a través de las ciudades de Hermosillo, Guaymas, Cd. Obregón y Navojoa115. En principio, en este proyecto participará Sonora Pacific Liquefied Natural Gas, subsidiaria de DKRW Energy, con una inversión de 1,000 millones de dólares. El proyecto fue registrado ante las autoridades del estado mediante la empresa Sonora Pacific México, mismo que contó con la anuencia del gobernador Eduardo Bours. La terminal se ha proyectado con una capacidad máxima de regasificación de 1,300 MMpcd, de los cuales 80% se comercializaría en Arizona California, EUA y el resto en Sonora. Se estima que el área de almacenamiento se integraría por tres tanques116. Se espera que esta obra de infraestructura energética genere crecimiento económico en la región, al suministrar el gas que demandan, entre otros, la empresa Automotriz Ford S.A.; asimismo, se estima que sería un catalizador para la generación de empleos y un precursor de mejora ambiental, al presionar el recambio de energético de la planta de CFE ubicada en Puerto Libertad117. El desarrollo de este proyecto generaría mil 500 empleos durante la etapa de construcción y 100 permanentes. Esta planta de regasificación está diseñada para interconectarse con el puerto de Topolobampo, Sinaloa. El Paso y DKRW recibieron en 2006 un permiso de uso de suelo, por parte de la Comisión Nacional Forestal, para la construcción de la terminal, así como las autorizaciones ambientales por parte de la

115 Business News Américas. “EP y DKRW negocian con proveedores de GNL por proyecto en Sonora, México”,19 de febrero de 2008. www.bnamericas.com. 116 Ibídem. 117 Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción. www.cmic.org/mnsectores/energia/

109

Semarnat, por concepto de uso de suelo y para la construcción del sistema de ductos señalado118. En un principio se estimó que el inicio de la construcción de esta infraestructura sería en el segundo semestre de 2007, para entrar en operación a mediados del 2010; sin embargo, a la fecha no se han iniciado las obras, ya que los inversionistas prefieren garantizar el suministro de GNL antes de iniciar los procesos de financiamiento y compra119. Ver Mapa 23.

Mapa 23 Terminal de GNL Puerto Libertad, localización

SonoraSonora

Elaboración propia con base en DKRW Energy.

3.1.2.2.1.2 Terminal de GNL Topolobampo La Administración Portuaria Integral (API) de Topolobampo, Sin., determinó que existen las condiciones de demanda para instalar una terminal de GNL en dicho puerto. La API estima que esta infraestructura permitiría aprovechar el potencial de consumo de gas natural en la región, equivalente a 751 MMpcd entre Sinaloa y Sonora120. Asimismo, considera que la capacidad de esta terminal sería del orden de 500 MMpcd, misma que podría aumentar sustancialmente de acuerdo al desarrollo del mercado de gas natural en la región. De estos 500 MMpcd iniciales, alrededor de 154 se requerirían para abastecer a las plantas de generación de CFE instaladas en Sinaloa (Topolobampo y Mazatlán) y 330 MMpcd para abastecer las necesidades de la planta de Unión Fenosa.

118 Business News Américas “Concretan planta en Sonora”, 25 febrero de 2008. www.biznews.com. 119 Business News Americas. Op. Cit. 120 Administración Portuaria Integral.”Análisis de mercado por la instalación de una planta de gas natural licuado”.www.apitopo.com.mx

110

Otros cálculos estiman que incluyendo las centrales actuales, las comprometidas y las que probablemente licitaría CFE121, así como el potencial en el estado de Chihuahua, la posible sustitución del gas LP, el mercado potencial de gas natural de Sinaloa y el área circunvecina (Sonora y Chihuahua); en total se alcanzaría la cifra de 1,198 MMpcd: 1,072 MMpcd en el sector eléctrico y 126 MMpcd para sustituir al gas LP. La instalación de esta terminal requeriría, en forma paralela, de la construcción de un gasoducto de Mazatlán a Naco, con una longitud de 1,450 km, y la posible construcción de gasoductos complementarios (Mazatlán- Durango, Ciudad Juárez -Chihuahua y los Algodones- Ciudad Juárez). También se estima que la terminal podría enviar gas natural hacia Chihuahua, inclusive se considera cierto volumen de exportación hacia EUA, a través de la interconexión con ese país localizada en Naco122. La firma estadounidense DKRW Energy ha manifestado su interés por la construcción de esta terminal. Inicialmente invertiría 500 millones de dólares y hasta 1,300 para atender la construcción de uno de los gasoductos123. Para instalar la planta, los inversionistas requerirían de una extensión de 35 hect, mismas que se ubicarían en la zona oeste del puerto, así como un terreno reservado para la expansión124. Las fuentes de suministro de este gas serían Alaska, Canadá y/o Australia125. La construcción de esta terminal se estimaba para el año 2006, para iniciar operaciones a partir del 2009, sin embargo, los inversionistas han perdido interés, entre otros motivos, por el descontento que manifestó la comunidad porteña de Topolobampo126. Ver Mapa 24.

121 “El potencial incluye las centrales eléctricas ubicadas en el estado de Sonora, como son: Guaymas I y II con capacidad de 70 y 484 MW respectivamente, Hermosillo II con capacidades de 132 MW (turbina de gas) y 250 MW (Ciclo Combinado) y la central Puerto Libertad con capacidad de 632 MW (Vapor). Estas centrales representan una capacidad total de 1,568 MW y un consumo potencial equivalente de gas natural del orden de 244.6 MMpcd. También se consideran las centrales que CFE ha comprometido para su construcción y las que licitará próximamente, éstas son: Hermosillo, como complementación a ciclo combinado, con capacidad adicional de 83 MW, Naco Nogales con 267 MW, Agua Prieta II (2008) con 469 MW, Agua Prieta III (2009) con 469 MW y Agua Prieta IV (2010 con 469 MW). Estas centrales presentan una demanda total equivalente de gas natural de 265.7 MMpcd”. Con base en ”Análisis de mercado por la instalación de una planta de gas natural licuado”.www.apitopo.com.mx. 122 Sener. Oportunidades de inversión para el sector privado, mayo de 2005. www.sener.gob.mx. 123 “Gasoducto de Mazatlán a Hermosillo, con una longitud de 920 km, y/o la construcción de gasoductos complementarios a Chihuahua y Durango”. Con base en la Sener. Op Cit. 124 Valdez Cárdenas, Javier. La Jornada. “Rechazan habitantes de Topolobampo la instalación de planta de gas natural licuado”, 22 de enero de 2006. www.jornada.unam.mx. 125 Sener. Oportunidades de inversión…, Op. Cit. 126 Valdez Cárdenas, J. Op Cit.

111

3.1.2.2.1.3 Terminal de GNL Manzanillo Derivado del interés por proveer de una fuente de energía para sus plantas de generación ubicadas en el occidente del país, en condiciones de seguridad a largo plazo y con mejores precios; la CFE convocó en junio de 2006 una licitación internacional, para recibir, almacenar y regasificar GNL en el canal de Tepalcates, a siete km del Puerto de Manzanillo, Col.127

Mapa 24 Terminal de GNL Topolobampo, localización

Sinaloa

Sinaloa

Elaboración propia con base en API de Topolobampo.

El proyecto consiste en cuatro etapas; la primera y segunda se refieren a la compra de molécula y la construcción y puesta en marcha de la terminal de GNL Manzanillo, la tercera etapa es la construcción de un gasoducto de Manzanillo hasta Guadalajara y la última consiste en la edificación de una planta eléctrica de ciclo combinado en Guadalajara128. CFE ha señalado que esta terminal serviría para abastecer a la siguiente infraestructura eléctrica: Manzanillo I y II, Bajío, Salamanca, y las nuevas centrales de ciclo combinado Guadalajara I y II129. Por lo anterior, la CFE ha preparado cuatro concursos de licitación, uno para comprar 500 MMpcd de GNL, otro para contratar el desarrollo de las obras en el puerto y la construcción de la terminal de regasificación; otro más para la construcción de un gasoducto que transporte 500 MMpcd de gas de Manzanillo

127 El Mundo del Petróleo, “Proyecto Manzanillo”, 1 de febrero de 2007.www.elmundodelpetroleo.com. Repsol. Proyecto Lázaro Cárdenas. México, 6 de abril de 2008. www.repsol.com. 128 Palma Gutiérrez, Margarita. El Financiero. “Aumentará Unión FENOSA inversión en México”. México. Primera plana y 30A. 27 de marzo de 2006. 129 “Nueva terminal de .gas natural en Manzanillo”, 25 de enero de 2006. www.quiminet.com.

112

a Guadalajara, y uno más para la repotenciación de las 4 unidades de la termoeléctrica de Manzanillo, convirtiéndola a ciclo combinado con la instalación de turbinas de gas. Se estima que la inversión para la construcción de la terminal sería de 480 millones de dólares130. Asimismo, se espera la generación de 1,500 empleos en su etapa de construcción. La capacidad de almacenamiento de la planta sería de 500 MMpcd, pero podría ampliarse hasta 1,000 MMpcd, de acuerdo a las necesidades que se presenten en el futuro131. Con relación a la primera etapa de este proceso, el suministro de GNL correrá a cuenta de la compañía española Repsol-YPF132, dicho servicio se elevaría gradualmente hasta llegar a 500 MMpcd, empezaría con 90 MMpcd, para alcanzar 180 MMpcd en el 2012, 360 MMpcd en el 2013 y alrededor de 400-500 MMpcd a partir del 2014133. Con respecto a la segunda etapa de este proyecto (construcción de la terminal), la licitación la ganó el consorcio asiático Terminal KMS de GNL, integrado por la japonesa Mitsui, la surcoreana Samsung y Korea Gas & Corp134. Por su parte, las operaciones de dragado (acondicionamiento del puerto para recibir a los barcos metaneros de amplio calado) comenzaron a mediados de 2008135. Se considera que esta actividad concluirá en marzo de 2011. Con relación a la construcción del gasoducto, el 14 de octubre de 2008 se emitió la licitación correspondiente. El alcance de ésta indica que el ducto deberá ser bidireccional y proveer de gas natural a las centrales termoeléctricas de la CFE en Manzanillo y Guadalajara. Los puntos límites del ducto se fijaron entre la Terminal de GNL de Manzanillo y el punto de interconexión del SNG, en Jalisco. Asimismo, el ducto deberá ser capaz de transportar hasta un volumen de 500 MMpcd de gas natural136. Ver Mapa 25.

130 Sener. www.energia.gob.mx. 131 Laris Alanís, Eugenio. "CFE, The CFE vision on natural gas", material presentado en La Joya, California, EUA, febrero 2005. 132 Contrato firmado a 15 años con CFE por 15 mil millones de dólares. En principio, el GNL será suministrado a partir de fuentes peruanas. Alto Nivel. “México recibe tres ofertas para contrato en Terminal GNL Manzanillo”, 26 de febrero de 2008. www.altonivel.com. 133 Business News Américas. “Sempra recibirá primer envío de GNL a fines de marzo”, 31 de enero de 2008. www.bnamericas.com. 134 “Consorcio asiático kms gana licitación terminal de gas en México”, 7 de marzo de 2008. informador.com.mx. 135 Esta actividad la licitó la SCT en tres etapas. 136 Licitación pública internacional abierta No. 18164067-061-08. México, 14 de octubre de 2008. CFE y Compranet (www.compranet.gob.mx).

113

Se estima que la construcción de la regasificadora se realizará en un periodo de tres años a partir del 2009. Por lo anterior, se prevé que en junio de 2011 inicien las pruebas de la planta y en septiembre del mismo año su operación comercial.

Mapa 25 Terminal de GNL Manzanillo, localización

ColimaColima

Elaboración propia con base en CFE.

3.1.2.2.1.4 Terminal de GNL Lázaro Cárdenas Esta terminal se diseñó para instalarla en el Puerto de Lázaro Cárdenas, Michoacán. Las empresas que se han interesado por desarrollarla han sido Repsol-YPF137 (petrolera hispano-argentina) y la empresa Tractebel. Sin embargo, en febrero de 2004 las autoridades mexicanas adjudicaron a Repsol-YPF el terreno para el desarrollo de esta infraestructura, dentro del recinto portuario, el cual cubre una extensión de 37.5 hect 138. Se estima que el desarrollo de la primera fase de este proyecto requerirá de una inversión de MMUS$ 350. Con el fin de garantizar una fuente de suministro de GNL para este proyecto, Repsol firmó un contrato con el gobierno peruano para que el gas natural sea importado de la región de Camisea, Perú139. Repsol ha estimado que en caso de que no se cuente a tiempo con la infraestructura para producción de GNL en Perú, el gas también podría adquirirse en Bolivia. Cuando este proyecto se dio a conocer por primera vez, se estimó que su construcción se llevaría a cabo en el periodo 2006-2009140. La planta iniciaría

137 El Sol de México, “Invertirá Repsol 355 mdd en una planta de regasificación en México”, 19 de febrero de 2004; p. 1F. 138 Coordinación General de Puertos y Marítima Mercante. “Concluye exitosamente proceso de licitación de gas natural en Lázaro Cárdenas”, 17 de febrero de 2004.www.cgpmm.sct.gob.mx. 139 Reuters. La Jornada, “Repsol YPF comprará el gas peruano que será exportado a México en 2009”, 13 de julio de 2005; p. 22. 140 Martínez Peña, Roberto. Diario Monitor, “Anuncian planta regasificadora”, 27 de junio de 2005; p. 3B.

114

con una capacidad de almacenamiento del orden de 400 MMpcd, hasta llegar, potencialmente a 1,000 MMpcd141. Los clientes potenciales de esta regasificadora serían la CFE y los productores independientes de energía del occidente del país. Sin embargo, también se advierte una expansión en el consumo de gas por parte de la compañía acerera instalada en Lázaro Cárdenas. Mich.: ArcelorMittal. Asimismo, también se considera la posibilidad de proporcionar gas a las ciudades de Querétaro y México, lo anterior en caso de que se requirieran un respaldo (backup) en el suministro del energético. Es importante considerar que la empresa Repsol-YPF ha estado bajo constantes demandas por daño ecológico, incluso en sus países cede, Argentina y España. Esta firma ha tenido que enfrentar juicios y pagar multas por incumplimiento de permisos de impacto ecológico. Por estos motivos y por el avance que presenta el proyecto vecino de regasificación en Manzanillo, la empresa Repsol-YPF ha diferido su interés por la construcción de la regasificadora en Lázaro Cárdenas, Mich.142. Ver Mapa 26.

Mapa 26 Terminal de GNL Lázaro Cárdenas, localización

MichoacánMichoacán

Elaboración propia con base en Repsol –YPF.

141 Coordinación General de Puertos..., Op. Cit. 142 Repsol. “Proyecto Lázaro Cárdenas. México”, 6 de abril de 2008. www.repsol.com.

115

3.1.2.2.2 Proyectos de regasificación fuera de la zona de estudio (desarrollos de referencia)

3.1.2.2.2.1 Terminal de GNL Mar Adentro de Baja California Esta terminal se instalaría a 13 km de la costa de Tijuana y aproximadamente a 600 m al este de la Isla Coronado Sur, en Baja California. La compañía petrolera Chevron Texaco pretendía obtener una concesión de 950,400 m2 de mar territorial mexicano143. La empresa pretendía iniciar con una inversión de MMUS$ 650. De acuerdo al plan original de Chevron Texaco, la terminal sería construida entre 2004 y 2007, para iniciar operaciones en este último año. La compañía estimó que iniciaría operaciones recibiendo entre 2,542 y 3,389 MMpc cada cuatro días por parte de los metaneros144. Sin embargo, el pasado 26 de marzo de 2006, en una nota periodística publicada por Milenio, en su sección de negocios, se apuntó que la construcción de la planta quedaba suspendida por uno o dos años, dejando al proyecto sin fecha específica para su entrada en operación145. El motivo que orilló a Chevron Texaco a tomar esta decisión fue que, en un principio la planta se abastecería de sus Campos Gorgon, ubicados en el occidente de Australia; sin embargo, no pudo llegar a un acuerdo con sus socios australianos. Para que el éxito del proyecto sea seguro, Chevron Texaco considera que ambas partes se requieren al mismo tiempo: la construcción y puesta en marcha de la terminal, así como los contratos de suministro del GNL146. Hasta antes de dicha decisión, Chevron Texaco contaba con el permiso de almacenamiento de gas natural, que le fue otorgado el pasado 4 de febrero de 2004. Asimismo, obtuvo la Manifestación de Impacto Ambiental (MIA) de la Semarnat; el estudio de riesgo que evalúa las posibilidades de peligro a la comunidad y la autorización de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT) para la construcción de la regasificadora. A pesar de lo anterior, el Senado de la República solicitó la revisión de los permisos otorgados por la

143 Con base en: A) González, Amador Roberto. La Jornada. “El Pacífico mexicano, en la mira de las trasnacionales de energía”. Sección de economía. www.jornada.unam.mx, 22 de febrero de 2004. B) Medina, Minerva. El Mundo del Petróleo, "Baja California, potencia gasera". México, Año 1, tomo 4, junio-julio 2004; pp. 56 y 57. www.chevrontexaco.com. 144 Cálculos propios con base en: A) Rodríguez, Israel. La Jornada. “Desde islas Coronado, BC será cabeza del abasto de gas a EUA” Sección de economía, 24 de febrero de 2004.www.jornada.unam.mx, B) Gaceta de Senado. “Dictámenes a Discusión”, 1° de junio de 2005.www.senado.gob, 145 “En mayo de 2006, el consorcio anunció que postergaba temporalmente la obra, argumentando que el gas considerado para abastecer el mercado estadounidense, proveniente de Australia, se canalizó a una planta regasificadora de su propiedad ubicada en Japón”. Chevron: “El verdadero motivo de su retiro”, 2007.www.zetatijuana.com. 146 NOTIMEX. “Aplaza Chevron Terminal Marítima en Baja California”. www.milenio.com.

116

Semarnat, en especial la MIA, pues se cree que fueron otorgados en forma irregular, el Senado sospecha que este proyecto es un riesgo para el ecosistema de las Islas Coronado. Esto, aunado a las presiones de grupos ecologistas locales e internacionales, como Green Peace. La capacidad de esta regasificadora se estimó en su primera fase en 700 MMpcd, mientras que la segunda en 1,400 MMpcd, con un máximo de 1,500 MMpcd. El gas natural de esta terminal se distribuiría de tal forma que para México se destinarían aproximadamente 200 MMpcd, es decir, el 28.6% de la producción total de gas; los 500 MMpcd restantes (71.4%), serían enviados a los EUA, en específico, a los estados de California, Arizona y Nuevo México; a través de un ducto submarino147. La planeación de este proyecto consideraba un beneficio a la economía local con 1,200 empleos directos, 2,400 indirectos durante la fase de construcción y 100 empleos permanentes148, más un número similar de trabajadores para el resto de las operaciones de la planta149. Ver Mapa 27.

Mapa 27 Terminal de GNL Mar Adentro de Baja California, localización

Baja California

Baja California

Baja California

Baja California

Baja California

Baja California

Elaboración propia con base en Chevron-Texaco.

3.1.2.2.2.2 Terminal de GNL Energía Costa Azul Esta terminal de regasificación se ubica a 22.5 km de Ensenada, BC. La inversión para el desarrollo de este proyecto fue de MMUS$ 1,000. Durante el

147 “Terminal GNL Mar Adentro de Baja California”. 29 de junio de 2005, www.skyscrapercity.com. 148 Medina, Minerva. El Mundo del Petróleo, "Baja California, potencia gasera". México, Año 1, tomo 4, junio-julio 2004; pp. 56 y 57. www.chevrontexaco.com. 149 NOTIMEX. Op. Cit.

117

periodo de construcción se generó una derrama económica directa, en adquisición de bienes y servicios, del orden de 150-200 MMUS$150. El alcance del proyecto consiste en:

• Capacidad de 1,000 a 2,600 MMpcd151;

• En una primera etapa se construirán dos tanques de almacenamiento de 5,650 Mpc cada uno.

• Muelle de atraque de 250 m de largo para recibir barcos de hasta 300 m de eslora y con una capacidad de hasta 9,000 Mpc de gas.

• Rompeolas de 836 m de largo, construido con cajones de concreto a 25 m de profundidad152.

• Construcción de un gasoducto de 72 km por 42” de diámetro. El proyecto está encabezado por la empresa Sempra; sus fuentes de abastecimiento serán, en función de la disponibilidad de metaneros en ruta, de Indonesia o Emiratos Árabes Unidos. También se considera la posibilidad de que Shell importe GNL de sus subsidiarias en Rusia. Este proyecto generó 1,500 empleos en construcción, entre 75 y hasta 80 permanentes, y hasta 3,312 empleos indirectos. La planta cuenta con una capacidad de almacenamiento nominal de 1,000 MMpcd, estimando un pico de 1,300 MMpcd, lo anterior a través del uso de equipos de respaldo y uno para situaciones de emergencia. La empresa ha manifestado su interés por incrementar la capacidad hasta 2,600 MMpcd153. Con este proyecto se pretende satisfacer las crecientes necesidades de gas natural en la costa noroeste de México (Baja California), con aproximadamente 500 MMpcd. Los excedentes se destinarán a la región suroeste de los Estados Unidos (San Diego y California), con el fin de proveer de este combustible a las plantas de energía eléctrica que se encuentran en dicha región, por ello, también se construyó un gasoducto de 72 km por 42” de diámetro para transportar el gas desde Energía Costa Azul hacia Tecate, así como al gasoducto Bajanorte hacia el este, rumbo a Mexicali. Este gasoducto también se conecta hacia el oeste con Tijuana en una extensión transportadora de gas natural que lleva a la termoeléctrica de Rosarito y otra extensión que lleva el combustible a los

150La Jornada. “La terminal de Ensenada almacenará más gas”. Sección de Economía." México, 27 de octubre de 2007. www.jornada.unam.mx. 151 En una primera fase, la capacidad será de 1,000 MMpcd y, conforme madure el proyecto y se incremente la demanda del mercado, la capacidad se podría extender modularmente hasta 2,600 MMpcd. 152 Energía Costa Azul, “Presentación del proyecto”, 10 de noviembre de 2005. 153 La Jornada. La terminal de Ensenada…, Op. Cit.

118

parques industriales de Tijuana. El gasoducto tuvo un costo de 150 millones de dólares154. Para el desarrollo de esta regasificadora fue necesario obtener los siguientes permisos:

• CRE, almacenamiento y transporte, agosto de 2003.

• SEMARNAT, concesión de zona federal marítimo terrestre (ZOFEMAT) -permiso costero, abril de 2003.

• Municipio de Ensenada, licencia de uso del suelo y permiso de construcción, agosto de 2003.

• Autoridades federal, estatal y municipal, permiso de uso de suelo, noviembre de 2003.

• Autoridades federal, estatal y municipal, permiso de construcción, octubre de 2004.

La construcción de esta planta arrancó en el primer trimestre de 2005 y su entrada en operación fue el 15 de mayo de 2008155. Cabe destacar que el 18 de abril del mismo año, atracó en Baja California el primer cargamento de GNL, mismo que se empleó para realizar las pruebas de operación de la regasificadora156. Ver Mapa 28.

Mapa 28 Terminal de GNL Energía Costa Azul, localización

Baja California

Baja California

Baja California

Baja California

Baja California

Baja California

Elaboración propia con base en Sempra Energy.

154 Vargas, Elizabeth. El Vigía. “Exitoso atraque del Al Safliya”. México, 18 de abril de 2008. www.elvigia.net. 155 Invertia (Terra), Últimas Noticias. “Planta de GNL de Sempra en México abriría en segundo trimestre”, Perú, 19 de marzo de 2008.pe.invertia.com. Rodríguez, Israel. La Jornada. “Culmina Sempra pruebas en regasificadora en Ensenada; se declara lista para operar”. 16 de mayo 2008. www.jornada.unam.mx. 156 “El primer buque-tanque, el Al Safliya, transportó 60 mil 870 toneladas de gas natural licuado (210,100 metros cúbicos) para descargarlo en la terminal de Energía Costa Azul (ECA) desde Fujeirah, Emiratos Árabes Unidos”. Vargas, E. Exitoso atraque…, Op. Cit.

119

3.1.2.2.2.3 Terminal de GNL Altamira A pesar de que esta terminal no se encuentra ubicada en la costa Pacífico del país, se considera importante contemplarla como referencia, ya que es la primera planta de regasificación de GNL que se construyó en el país y en toda América Latina157. Esta terminal fue construida por la empresa Shell en terrenos de la API de Altamira, ocupando una extensión de 22 hect. La obra consideró instalaciones marinas (a fin de que los metaneros descarguen su contenido), dos tanques con capacidad de 150 Mm3 cada uno, instalaciones para la regasificación y un sistema de transporte y entrega del energético158. Esta empresa se integró en un 50% de participación de Shell (angloholandesa), 25% de Total (francesa) y 25% de Mitsui (japonesa)159. Después de tres años de solicitar permisos, planear y madurar el proyecto así como construirlo, en octubre de 2006 se inauguró oficialmente el arranque de esta planta, con el surtimiento a las plantas de generación de CFE de la zona160. Previo a este evento y para fines de pruebas de operación, el 17 de agosto de 2006, llegó a México desde Nigeria, después de 14 días de trayecto, el metanero Gracillis, con una carga de 138 Mm3 de GNL (equivalentes a 138 millones de l)161. La CFE otorgó en este proyecto un contrato para adquirir 184 MMpc de gas natural regasificado al año, mismos que se emplean para surtir las plantas eléctricas de la zona. Asimismo, la regasificadora provee de gas a la planta eléctrica de ciclo combinado Altamira V, operada por la compañía española Iberdrola desde finales de 2006 (capacidad: 1,121 MW). En su primer año de operación, la terminal descargó de 37 metaneros, es decir, más de 2 millones de toneladas de GNL162.

157 Asociación de Industriales del Sur de Tamaulipas. “Terminal de LNG de Altamira”. www.aistac.org.mx. 158 Mundo Hispano. “Garantizan abasto de gas con nueva terminal de Altamira”, 25 de octubre de 2006. www.munhispano.com. 159 “Shell venderá 25% de central de Altamira”, 3 de noviembre de 2004. www.quiminet.com. 160 Mundo Hispano. “Garantizan abasto de gas con nueva terminal de Altamira”, 25 de octubre de 2006. www.munhispano.com. 161 Puertos y Marinas de México. “Llega a México primer cargamento de GNL”, 18 de agosto de 2006. www.puertosymarinas.com. 162 Business News Américas. “Terminal de GNL Altamira podría comenzar a operar con capacidad adicional el 2012, México”, 8 de octubre de 2007. www.bnamericas.com.

120

Se estima que la terminal podría empezar a operar en el 2012 con capacidad adicional, sin embargo, la ampliación no se encuentra en los planes de corto plazo, ya que hay otras fuentes de suministro de gas para la zona que desalientan dicha iniciativa, tales como importaciones desde EUA y la intensificación en la producción de Pemex en el noreste del país (Burgos). Ver Mapa 29.

Mapa 29 Terminal de GNL Altamira, localización

Tamau

lipas

Tamau

lipas

Elaboración propia con base en Terminal de LNG de Altamira (TLA).

A continuación se presenta un mapa que resume la ubicación geográfica de cada uno de los proyectos de regasificación que se han desarrollado en el país, así como aquellos que se encuentran en proceso de licitación o se consideran como potenciales, ver Mapa 30 y Cuadro 23.

Mapa 30 Terminales de regasificación en México: proyectos y desarrollos en operación

Mar Adentro deBaja California

Manzanillo

Energía Costa Azul

Lázaro Cárdenas

Topolobampo

PuertoLibertad

Altamira

1. Terminal en operación2. Terminal en desarrollo3. Terminal potencial4. Proyecto cancelado

3

1*

1*4*

3

3

2


Manzanillo

Energía Costa Azul

Lázaro Cárdenas

Topolobampo

PuertoLibertad

Altamira

1. Terminal en operación2. Terminal en desarrollo3. Terminal potencial4. Proyecto cancelado

33

1*11*

1*11*4*44*

33

33

22

* Proyectos de regasificación de referencia fuera de la zona de estudio. Elaboración propia, con base en API de Topolobampo, CFE, Chevron-Texaco, DKRW Energy, Repsol-YPF, Sempra Energy, Sener y Terminal de LNG de Altamira (TLA).

121

3.1.2.2.3 Precio del GNL Una variable básica que se debe considerar para que el desarrollo de este tipo de proyectos prospere, es el precio de venta del gas natural y su margen con relación a otras opciones de suministro del energético, en este caso el transporte por ducto. Tomando como referencia el proyecto de regasificación de GNL que ha promovido la CFE en Manzanillo, a continuación se presenta un análisis del precio del gas natural, comparando la opción de la venta de primera mano (suministrado por Pemex) y la opción del precio del gas natural regasificado, ambos tomando como punto de referencia o entrega el puerto de Manzanillo en Colima.

Cuadro 23 Características generales de los proyectos de regasificación anunciados en México

Nombre delproyecto Localización

Capacidad dealmacenamiento

MMpcd

Inversión1

MMUS$Firmas

interesadasInicio de

construcciónInicio de

operación

Energía Costa Azul

A 22.5 km de Ensenada,Baja California De 1,000 a 2,600 1,000 Sempra Primer trimestre

de 2005 15 de mayo

de 2008

Altamira

Costa del Golfo de México, Puerto de

Altamira,Baja California

De 500 a 1,000 400 Shell (50%), Total (25%) y Mitsui (25%)

Septiembre de 2003

25 de octubre de 2006

Manzanillo

Canal de Tepalcates,a siete km del

Puerto de Manzanillo, Colima

De 500 a 1,000 430 Repsol-YPF 2009Segundo semestredel 2011

Puerto LibertadA 200 km de

la ciudad de Hermosillo, Sonora

1,300 1,000

Sonora Pacific Liquefied Natural Gas (subsidiaria de

DKRW Energy) ND A mediadosdel 2010

TopolobampoZona oeste del Puerto de

Topolobampo,Sonora

500 500 DKRW Energy ND 2009

Lázaro CárdenasPuerto de

Lázaro Cárdenas, Michoacán

400 a 1,000 350 Repsol-YPF ND 2009


A 13 km de la costa de Tijuana

y a 600 m al este de la Isla

Coronado Sur, Baja California

Primera fase: 700 Segunda fase:1,400; con

un máximo de 1,500650 Chevron Texaco NA NA

ND: dato no disponible, NA: no aplica. 1 La inversión se refiere a la primera fase del proyecto. La mayoría de las plantas cuentan con capacidad

para una expansión modular, sin embargo, el costo de la expansión no se considera en el monto señalado.

Elaboración propia, con base en API de Topolobampo, CFE, Chevron-Texaco, DKRW Energy, Repsol-YPF, Sener, Sempra Energy y Terminal de LNG de Altamira (TLA).

122

3.1.2.2.3.1 Precio de venta de primera mano Consideraciones:

1. Se toma como referencia la publicación de DOF del 26 de diciembre de 2007, donde las tarifas para los servicios de transporte en el SNG indican que el precio del gas en el Occidente es como sigue:

PrecioOccidente= PrecioReynosa + Tarifainyectado en Zona Golfo y extraído en Occidente

2. Se considera como escenario un precio del gas natural puesto en

Reynosa de 7.79 US$/MMBTU equivalente a 87.248 $/MMBTU, con un tipo de cambio de 11.2 $/US$. Este precio es un promedio estimado para 30 años por la CFE163.

3. Para determinar la tarifa del gas inyectado en Zona Golfo y extraído en Occidente, se consideró el precio de 7.23528 $/Gj164.

4. Considerando que un MMBTU = 1.05506 Gj, se tiene una tarifa en Zona Golfo y extraído en Occidente de 7.63362 $/MMBTU, equivalente a 0.68157 US$/MMBTU.

5. El precio del gas en el Occidente, tomando en cuenta la fórmula señalada quedaría como:

PrecioOccidente= 7.79 US$/MMBTU + 0.68157 US$/MMBTU =

8.47157 US$/MMBTU equivalente a 94.88162 $/MMBTU

6. Considerando una tarifa estimada de transporte de Guadalajara-

Manzanillo de 0.35 US$/MMBTU, equivalente a 3.92 $/MMBTU, entonces el precio del gas natural en Manzanillo sería (ver Gráfica 28):

Precio GN Manzanillo = 8.82157 US$/MMBTU

equivalente a 98.80162 $/MMBTU

163 Comisión Federal de Electricidad. Escenario de precios de Combustibles 2008-2037. México, 2008. 164 DOF. México, 26 de diciembre de 2007.

123

Gráfica 28

Precio del gas natural en Manzanillo, venta de primera mano ($/MMBTU)

3.92007.6336

87.248098.8016

Precio Manzanillo Precio Reynosa Tarifa detransporte ZonaGolfo-Occidente

Tarifa detransporte

Guadalajara-Manzanillo

94.8816Precio Occidente

Elaboración propia, con base en CFE y DOF 26-12-07.

3.1.2.2.3.2 Precio de regasificadora Manzanillo Consideraciones:

1. La oferta presentada por la empresa Repsol Comercializadora de Gas S.A., el precio del GNL es como sigue:

PGNL = (0.91 * HH -0.03)

Donde: PGNL: Precio del GNL en $/MMBTU 0.91 : Factor establecido por la Comisión. 0.03: Constante de ajuste establecida por Repsol Comercializadora de

Gas S.A., en US$/MMBTU. HH: Índice de precio Henry Hub. 2. Como en el caso anterior, se toma como referencia un precio del gas

natural (precio Henry Hub) de 7.79 US$/MMBTU. Tomando en cuenta la fórmula del punto 1, entonces:

PGNL = (0.91 * 7.79US$/MMBTU -0.03) = 7.0589 US$/MMBTU

equivalente a 79.0597 3. Con relación a la oferta que presentó el consorcio Terminal KMS S. de

R.L. de C.V., se obtuvo una tarifa de la Terminal de GNL Manzanillo de 0.404 US$7MMBTU, es decir 4.5248 $/MMBTU.

124

4. Por lo anterior, el precio del gas natural quedaría en 83.5845 $/MMBTU.

Ver Gráfica 29. Por lo anterior, al comparar las dos opciones de suministro (venta de primera mano (Pemex) y gas natural regasificado, se aprecia un ahorro o beneficio de 15.2171 $/MMPCD. Ver Gráfica 30. Como se puede apreciar, este ahorro en combinación con un requerimiento promedio de 500 MMpcd de gas natural, equivalente a 515,000 MMBTU, generaría un ahorro o beneficio del orden de 2,860 MM$ al año. Por supuesto, en un análisis de costo beneficio completo, este ahorro sería menor en los primeros años de operación de la planta regasificadora, ya que el requerimiento de la CFE se irá incrementado paulatinamente con el paso del tiempo. A pesar de esto, el proyecto de regasificación plantea ahorros altamente significativos frente a la alternativa hipotética de su importación por ducto (venta de primera mano por parte de Pemex).

Gráfica 29 Precio del gas natural en Manzanillo, oferta regasificadora

($/MMBTU)

83.58454.524879.0597

8.188387.2480

Precio Henry Hub Ajuste porfórmula

Precio ajustado Tarifa terminalregasificadora

PrecioManzanillo- = + =

Elaboración propia, con base en CFE y DOF 26-12-07.

125

Gráfica 30 Ahorro entre opciones de suministro

($/MMBTU)

83.5845

15.217198.8016

Precio venta de primera mano Diferencia Precio regasificadora Elaboración propia, con base en CFE y DOF 26-12-07.

3.2. Escenarios de desarrollo industrial en la zona de referencia

3.2.1. El futuro del mercado de gas natural en el litoral Pacífico. Análisis prospectivo (2007-2015)

3.2.1.1 Objetivo Estimar la demanda del gas natural de la región de estudio para los sectores industrial y eléctrico, en el periodo 2007-2015.

3.2.1.2 Consideraciones • El pronóstico de la demanda del sector industrial se realizó a partir de

instrumentos econométricos, contemplando factores de sustitución de combustibles y la expansión de este sector como una consecuencia de la disponibilidad de gas natural.

• El pronóstico de la demanda de energía del sector eléctrico se tomó de las cifras oficiales que han publicado la CFE y Sener.

• Se consideró que los proyectos de regasificación y su infraestructura colateral se llevan a cabo sin restricción165.

• Para realizar el pronóstico de la demanda de gas natural de la región de estudio, se cubrieron las siguientes fases:

165 En los resultados de la estimación se indica cómo variaría esta infraestructura en función de los escenarios propuestos.

126

I. Estimación de la demanda de energía: a partir de un modelo econométrico se estimó el futuro de la demanda de energía del sector industrial. Para el caso del sector eléctrico, se tomaron las cifras de demanda esperada por CFE y Sener. Con el fin de facilitar las siguientes fases del pronóstico, todos los combustibles se reportaron en términos de gas natural equivalente (GNE).

II. Estimación de la demanda puntual de combustibles: con el fin de

recomponer la demanda de energía por cada uno de los combustibles considerados en este análisis, se retomó la participación porcentual de cada combustible en el último año observado por sector-estado. Posteriormente, se aisló la demanda esperada de gas natural. En este punto, el pronóstico sólo consideró la demanda esperada para aquellos estados que a la fecha cuentan con infraestructura para el transporte y suministro de gas natural: Sonora, Jalisco y Michoacán.

III. Estimación de la demanda adicional por sustitución de combustibles y

expansión industrial: posteriormente, en un escenario de instalación de infraestructura de regasificación y transporte de gas natural, se agregó un volumen adicional a la demanda, esto como resultado de una sustitución factible de otros combustibles por el energético.

En complemento, se adicionó un consumo extra de gas natural, esto en respuesta a un escenario de instalación de nuevas empresas del sector industrial, que buscarían los beneficios de este tipo de oferta adicional de energía primaria.

IV. Escenarios de demanda de gas natural: finalmente, tomando como

plataforma el escenario medio calculado en la fase III, se hizo una propuesta de demanda para otros dos escenarios diametralmente opuestos: alto y bajo. Ver Diagrama 5.

127

Diagrama 5 Fases de estimación de la demanda de gas natural

Estimación dela demanda

de energía porsector y estado

Estimación de la demanda de energía del

sector industrial1


sector eléctrico2

Factores de participación % por sector, combustible

y estado

CO

GN

GLP

DI

Recomposición dela demanda

sectorial y estatal de energía por combustible

CA

Demanda adicional por

sustitución(sectores industrial

y eléctrico)

Demanda extra por expansión

industrial

Demandade GN porsector yestado

I II III

Escenariobase

EscenarioAlto

Escenariobajo

IV




sector industrial1


sector eléctrico2


y estado

CO

GN

GLP

DI



CA



y eléctrico)


industrial


I II III

Escenariobase

EscenarioAlto

Escenariobajo

IV




sector industrial1


sector eléctrico2


y estado

CO

GN

GLP

DI



CA



y eléctrico)


industrial


I II III

Escenariobase

EscenarioAlto

Escenariobajo

IV

1. Estimación propia. 2. Estimación de la CFE y Sener. Elaboración propia.

3.2.1.3 I. Estimación de la demanda de energía

3.2.1.3.1 Variables Se compiló una base de datos a nivel estatal que contempla el consumo de la energía de los sectores industrial y eléctrico, para el periodo 1993-2006. Dicho consumo considera la demanda de los siguientes combustibles:

• Carbón (CA).

• Combustóleo (CO).

• Diesel (DI).

• Gas LP (GLP).

• Gas natural (GN).

3.2.1.3.1.1 Consumo de energía

3.2.1.3.1.1.1 Sector industrial Este sector presentó un incremento notable en el uso de gas natural (TMCC de 5% para el periodo 1993 a 2006). Con relación al resto de alternativas energéticas, el gas natural destacó con una participación de 60% en el año 2003. A partir de 2004, dicha participación ha disminuido, esto como resultado

128

del estancamiento económico y el incremento en el uso de carbón mineral como combustibles alternativo166. El promedio histórico del consumo de energía del sector industrial indica que el 69% se ha concentrado en los estados de Michoacán y Jalisco. Por su parte, Nayarit y Colima han sido los estados con menor representatividad a este nivel de demanda, con tan sólo 2% y 6% de participación, respectivamente. Ver Cuadro 24 y Cuadro 25.

Cuadro 24 Consumo de energía del sector industrial por combustible, 1993-2006

(Pj) Año/Combustible CA CO DI GLP GN Total

1993 - 44.23 0.54 10.20 39.36 94.34 1994 - 53.34 4.00 11.22 46.01 114.58 1995 - 34.01 3.65 11.30 52.17 101.14 1996 - 44.36 6.75 11.64 56.37 119.13 1997 - 45.43 9.54 18.67 66.77 140.41 1998 - 45.94 9.50 14.95 74.60 144.98 1999 - 45.40 7.42 16.67 76.04 145.53 2000 - 37.06 7.98 18.84 76.08 139.96 2001 - 33.81 7.56 15.91 55.53 112.82 2002 - 29.25 8.66 16.68 63.49 118.07 2003 - 21.50 9.48 16.37 72.42 119.78 2004 6.98 24.48 11.00 16.91 72.69 132.06 2005 34.76 22.88 10.78 16.33 71.81 156.57 2006 17.91 17.25 9.07 17.80 74.51 136.54

TMCC % NA (6.99) 24.27 4.37 5.03 2.89 Elaboración propia, con base en CFE y Sener.

3.2.1.3.1.1.2 Sector eléctrico Por otra parte, durante el periodo 1993-1998, la generación de energía eléctrica se llevó a cabo a partir de un 99% de combustóleo y 1% de diesel. En 1999, se instalaron en Sonora plantas de generación de energía eléctrica bajo la modalidad de producción independiente, las cuales cuentan con tecnología de ciclo combinado, a base de gas natural. A este efecto se agregó la instalación de la planta de generación en Petacalco (2001) a base de carbón, que si bien se encuentra en el estado de Guerrero, el uso de la energía eléctrica y la importación de su combustible, se registran en Michoacán. Por lo anterior, al cierre del 2006, la participación del combustóleo, con relación al resto de los combustibles, se mermó a 52%, mientras que la participación del gas natural y el carbón se ubicaron en 13% y 35%, respectivamente.

166 Desde 1999, la brecha del precio del carbón frente a otras alternativas energéticas, tales como el gas natural o el combustóleo, se ha ampliado, de tal forma que a pesar de ser un combustible potencialmente contaminante, para algunas empresas y regiones del mundo se ha vuelto bastante atractivo, por ejemplo Italia, Alemania, China, Bulgaria y Rumania. Con base en Coal power, still going strong. The Economist, 17 de noviembre de 2007, EUA; pp. 71 y 72.

129

Cuadro 25 Consumo de energía del sector industrial por estado, 1993-2006

(Pj) Año/Estado Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán Total

1993 19.14 8.47 2.77 17.17 9.73 37.05 94.34 1994 21.91 10.52 3.01 18.64 13.24 47.26 114.58 1995 20.96 8.07 2.95 20.67 2.27 46.22 101.14 1996 27.05 8.79 1.38 26.79 6.03 49.09 119.13 1997 29.53 10.89 1.65 33.79 6.74 57.82 140.41 1998 27.91 8.21 1.71 33.44 8.83 64.87 144.98 1999 21.91 5.95 2.17 29.90 10.66 74.94 145.53 2000 24.57 6.90 2.04 31.12 8.25 67.08 139.96 2001 19.22 7.85 1.83 28.27 8.14 47.51 112.82 2002 18.36 6.99 1.76 31.01 11.26 48.69 118.07 2003 15.91 7.79 2.30 29.84 4.74 59.20 119.78 2004 18.90 9.45 2.07 28.52 3.97 69.14 132.06 2005 19.59 7.90 1.62 30.15 3.92 93.39 156.57 2006 16.56 8.41 1.71 29.48 3.17 77.20 136.54

TMCC % (1.11) (0.05) (3.63) 4.24 (8.26) 5.81 2.89 Elaboración propia, con base en CFE y Sener. Al contrario de lo que sucede en el sector industrial, el consumo de combustibles del sector eléctrico se ha concentrado en el estado de Colima, con 39% de participación, en promedio. Por su parte, los estados de Sinaloa y Sonora, en conjunto, han participado con el 51%. Con relación a Nayarit, su participación ha sido marginal, ya que sólo ha presentado consumos erráticos de diesel en plantas de respaldo. Ver Cuadro 26 y Cuadro 27.

3.2.1.3.1.1.3 Demanda agregada de energía: sectores industrial y eléctrico A este nivel de demanda, la participación del combustóleo en 1993 se ubicó en 83.2%, mientras que la del gas natural se posicionó en 13.1%. En contraste, esta configuración cambió diametralmente con la incorporación del carbón en 2006, al ocupar el 28% del mercado, mermando así la participación del combustóleo a un nivel de 39.1% y nivelando al gas natural en 26.4%. Por otra parte, mientras que en 1993 Michoacán ocupaba el cuarto lugar en el consumo regional de combustibles, para el cierre del 2006 esta entidad se ubicó en la posición número uno, con una participación de 42%, dejando en segundo y tercer lugar a los estados de Sonora y Sinaloa, respectivamente. Como ya se comentó, la razón principal de este cambio fue la entrada en operación de la carboeléctrica en Petacalco. A nivel agregado (sectores industrial y eléctrico) se presentó una TMCC de 2.6%, registrando un consumo equivalente a 420 Pj en 2006. Ver Gráfica 31 y Gráfica 32.

130

Cuadro 26 Consumo de energía del sector eléctrico por combustible, 1993-2006

(Pj) Año/Combustible CA CO DI GLP GN Total

1993 - 206.32 0.36 - - 206.68 1994 - 221.67 0.66 - - 222.33 1995 - 165.99 0.41 - - 166.40 1996 - 199.45 0.45 - - 199.89 1997 - 217.46 0.35 - - 217.82 1998 - 248.08 0.79 - - 248.87 1999 - 239.33 0.74 - 1.89 241.96 2000 - 257.87 2.37 - 4.78 265.03 2001 31.30 258.64 2.40 - 8.71 301.05 2002 70.88 242.11 2.09 - 15.63 330.69 2003 98.30 226.47 4.71 - 26.20 355.68 2004 41.59 201.98 1.05 - 28.27 272.89 2005 103.90 223.05 0.49 - 27.89 355.32 2006 99.63 146.83 0.57 - 36.09 283.13

TMCC % NA (2.58) 3.54 NA NA 2.45 Elaboración propia, con base en CFE y Sener.

Cuadro 27 Consumo de energía del sector eléctrico por estado, 1993-2006

(Pj) Año/Estado Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán Total

1993 56.54 37.50 - - 112.64 - 206.68 1994 63.90 42.23 - - 116.20 - 222.33 1995 58.98 46.90 0.01 - 60.51 - 166.40 1996 66.47 50.07 0.02 - 83.34 - 199.89 1997 67.46 50.83 0.02 - 99.51 - 217.82 1998 70.31 54.84 0.01 - 123.71 - 248.87 1999 74.04 58.49 0.01 - 109.41 - 241.96 2000 77.46 60.71 0.01 - 126.84 - 265.03 2001 79.01 58.91 0.01 0.03 131.79 31.30 301.05 2002 83.14 59.12 0.01 0.18 117.36 70.88 330.69 2003 90.19 59.51 - 3.69 104.00 98.30 355.68 2004 85.79 58.16 - 0.01 87.35 41.60 272.89 2005 87.30 90.53 - - 73.59 103.90 355.32 2006 99.46 57.65 - - 26.39 99.64 283.13

TMCC % 4.44 3.36 NA NA (10.56) NA 2.45 Elaboración propia, con base en CFE y Sener.

131

Gráfica 31 Consumo de energía de los sectores industrial y eléctrico por combustible, 1993-2006

(Pj)

-

100

200

300

400

500

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

CO

DIGLP

GN

CA

-

100

200

300

400

500

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

CO

DIGLP

GN

CA

Elaboración propia, con base en CFE, Pemex y Sener.

Gráfica 32

Consumo de los sectores industrial y eléctrico por estado, 1993-2006 (Pj)

-

100

200

300

400

500

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Sonora

Michoacán

Colima

JaliscoNayarit

Sinaloa

-

100

200

300

400

500

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Sonora

Michoacán

Colima

JaliscoNayarit

Sinaloa

Elaboración propia, con base en CFE, Pemex y Sener.

3.2.1.3.1.2 Desempeño económico Después de revisar la correlación de la demanda de combustibles de la región de estudio contra distintas variables de desempeño económico (PIB total

132

nacional, PIB total estatal, PIB de la industria de la manufactura y PIB de las industrias metálicas básicas) se determinó que el PIB del sector industrial por estado explica de mejor forma el desempeño en el consumo de energía para esta región y periodo. A continuación se presenta esta variable en cifras, incorporando el escenario de crecimiento económico estimado por la Sener para el periodo 2007-2015167. Para el periodo de pronóstico, Jalisco seguirá ocupando más del 50% de participación promedio en el PIB industrial. Le seguirán en importancia Sonora con 27% y Sinaloa con 9%; Nayarit y Colima mantendrán una participación marginal del 3% y 5%, respectivamente. Ver. Gráfica 33.

Gráfica 33 PIB industrial por estado, 1993-2015

(Miles de MM$ a precios de 1993)

Sonora

Jalisco

ColimaMichoacánNayarit

Sinaloa

1993

199619

9419

952015

1997 1998

2000

19992001

2000

2002

2003

20042005

200820

122003

2006

200720

09 20112010

2014

Registro histórico Pronóstico

30

25

20

35

10

5

0

15

Sonora

Jalisco

ColimaMichoacánNayarit

Sinaloa

1993

199619

9419

952015

1997 1998

2000

19992001

2000

2002

2003

20042005

200820

122003

2006

200720

09 20112010

2014


30

25

20

35

10

5

0

15

Elaboración propia, con base en información de INEGI, Pemex y Sener. Después de realizar una serie de análisis de correlación entre distintas categorías y niveles de precio de la energía (por ejemplo, el precio implícito de cada uno de los combustibles considerados), se determinó como mejor variable proxy al precio promedio ponderado por volumen de combustibles industriales a nivel nacional168. Si bien en 1995 se presentó una baja considerable en el precio de los combustibles industriales, a partir de 1996 éstos han venido en ascenso

167 Sener. Escenario de planeación 2007-2016. México. 168 La estimación de esta variable se basa en un precio implícito determinado por el valor total de las ventas de cada uno de los combustibles, así como su participación en la demanda total.

133

constante. Mientras que en 1993 el costo de la energía por Pj se ubicó en 1,163 MUS$, al cierre de 2006 el precio se niveló en 2,287 MUS$/Pj, lo que significó un incremento cercano al 97%. Para el periodo de pronóstico se espera que este precio siga en ascenso hasta 2009, posteriormente descenderá ligeramente hasta alcanzar un nivel de 2,331 MUS$/Pj. Para el periodo histórico, lo anterior se resume en una TMCC de 5.34%, mientras que para la fase de pronóstico, esta tasa llegará a tan sólo 0.21%. Ver Gráfica 34.

Gráfica 34 Precio ponderado por volumen de combustibles industriales, estimación nacional

(MUS$/Pj)

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1993

19

94

1995

19

96

1997

19

98

1999

20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015


-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1993

19

94

1995

19

96

1997

19

98

1999

20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

Registro histórico Pronóstico Elaboración propia, con base en Pemex y Sener.

3.2.1.3.2 Pronóstico de la demanda de energía

3.2.1.3.2.1 Sector industrial

3.2.1.3.2.1.1 Teoría El problema que se enfrenta cuando se cuenta con datos en forma de series de tiempo y corte transversal, es poder especificar un modelo que capture diferencias individuales en un ambiente donde todos los datos disponibles se combinan (pool) para proporcionar información: pronósticos e inferencias.

134

Uno de los modelos que es capaz de capturar dichas características es el de regresiones aparentemente no relacionadas, mejor conocido, por sus siglas en inglés, como SUR –seemingly unrelated regressions-169. SUR es una clase de modelo multivariado de regresión, normalmente clasificado en un sub apartado de los modelos de regresión lineal. Una característica que distingue a los modelos SUR es que consisten en un conjunto de ecuaciones “no relacionadas” matemáticamente, donde no relacionados significa que las variables dependientes no están presentes entre las variables explicativas del resto de las ecuaciones. En los modelos SUR, los términos de error de los diferentes sistemas están correlacionados. Asimismo, de acuerdo a la teoría general del método de MCO, que toma la covarianza de los errores, cada sistema debe resolverse como un grupo de ecuaciones. De otra manera, no se podría obtener la varianza mínima de los errores en los parámetros estimados por la regresión. Por lo anterior, SUR es una técnica que se emplea en el análisis de sistemas de ecuaciones con restricciones en los parámetros de ecuaciones cruzadas y términos de error correlacionados. Es decir, SUR es una extensión del modelo de regresión lineal que acepta errores correlacionados entre las ecuaciones. Asumiendo que el supuesto Gauss-Markov170 es aplicable para todas las ecuaciones, entonces los estimadores de MCO son los mejores estimadores linealmente insesgados (MELI). Sin embargo, al emplear el método SUR para estimar las ecuaciones en conjunto, la eficiencia mejora. En palabras de Arnold Zellner, tomar en cuenta la correlación de los términos de error a través de las ecuaciones, conduce a nuevas estimaciones que son asintóticamente más eficientes que las estimaciones usuales de mínimos cuadrados y estadísticamente apropiados para las pruebas de hipótesis171. Los modelos SUR surgieron a partir de análisis microeconómicos, donde cada firma considerada aporta un elemento al sistema de ecuaciones, sin relación a otras firmas. La idea y el concepto SUR es de A. Zellner, quien los hizo públicos en 1962172. 169 Carter Hill, R., Griffiths, William E. y Judge, George G. Undergraduate econometrics. USA, 2001. Edit. Jhon Wiley & Sons; p. 351. 170 En un modelo lineal, se espera que los errores sean cero, no correlacionados y con la misma varianza. Los mejores estimadores lineales que cumplen dicha condición son los coeficientes proporcionados por el estimador de los mínimos cuadrados. No se asume que los errores se distribuyan normalmente, ni que sean independientes, sólo no correlacionados. Asimismo, tampoco se asume que tengan una distribución idéntica, pero sí que cuenten con media cero y la misma varianza. 171 Zellner, Arnold. An efficient method of estimating seemingly unrelated regressions and tests for aggregation bias. J. Amer. Statist. Assn.57; pp. 348-368, 1962. University of Wisconsin, Madison. Citado en This Week´s Citation Classic. No. 38, septiembre de 1982, EUA. www.statistics.com/resources/glossary 172 Ibídem.

135

3.2.1.3.2.1.2 Especificación del modelo El modelo econométrico para estimar la demanda conjunta de combustibles del sector industrial se definió como:

( ) ( ) ( ) ittitiit PRECIOPIBEdoDE εδβα +∗+∗+=× −1lnlnln Donde:

DExEdo: demanda de combustibles industriales por estado (i). PIB: producto interno bruto del sector industrial por estado (i).

PRECIO: precio ponderado por volumen de los combustibles industriales a nivel nacional.

i: subíndice estatal. t: subíndice de temporalidad. ε: término de perturbación estocástica.

3.2.1.3.2.1.3 Selección del método de regresión Después de generar el reporte de la regresión de este modelo, se revisó la matriz de correlación de residuos, esto con el fin de verificar si era más adecuado, estimar los coeficientes del modelo a través de SUR o de MCO. Para esto fue necesario hacer la siguiente prueba de hipótesis:

0: 5646453635342625242316151413120 =============== σσσσσσσσσσσσσσσH Donde aceptar la H0 significa que no existe correlación entre los términos de error o residuales, es decir no correlación transversal; esto implicaría que usar SUR o MCO redundaría en el mismo resultado, dicho de otra forma, SUR no haría más eficiente el resultado que una estimación resuelta a través de MCO. Para probar la H0, se enfrentó el valor de 2

)15(χ (con un nivel de 5% de significancia) contra el valor de λ, siendo:

λ:T(r212=r2

13=r214=r2

15=r216=r2

23=r224=r2

25=r226=r2

34=r235=r2

36=r245=r2

46=r256)

Donde:

T: número de correlaciones. r2: correlación entre errores ij al cuadrado.

Para generar el valor de λ, fue necesario calcular la siguiente matriz de valores de r2

ij (ver Cuadro 28):

136

Cuadro 28 Matriz1 de valores r2

ij j 1 2 3 4 5 6

i COL JAL MIC NAY SIN SON

1 COL 0.012 0.012 0.027 0.025 0.103 0.179

2 JAL 0.000 0.094 0.002 0.018 0.114

3 MIC 0.000 0.006 0.096 0.102

4 NAY 0.004 0.033 0.037

5 SIN 0.024 0.024

6 SON -

- 0.012 0.013 0.121 0.037 0.274 0.456 Total

Total

1 Estimada a partir de la matriz de correlación de errores. Elaboración propia con base en INEGI, Pemex y Sener.

En vista de que el valor crítico de 2

)15(χ (25.0) es superior al valor de prueba λ (15*0.456=6.85), fue necesario aceptar la H0, por lo anterior, no se empleó el método SUR para obtener los coeficientes que demanda el modelo, pues no hizo diferencia con los coeficientes estimados a partir del método de MCO173.

3.2.1.3.2.1.4 Reporte de la regresión El resultado de la regresión se resume en los siguientes puntos (ver Cuadro 29):

• Las elasticidades presentaron lógica económica: o La elasticidad-ingreso de la demanda indica que a medida que

aumente el ingreso en 1%, la demanda de combustibles aumentará en 0.96%.

o La elasticidad-precio de la demanda señala que a medida que baje el precio en 1%, la demanda de combustibles aumentará en 25%.

• Todos los coeficientes resultan relevantes o estadísticamente significativos (ver estadísticos t).

• Presenta un coeficiente de determinación razonable: 95%.

Cuadro 29 Reporte de la regresión

Variable Coeficientes comunes Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán r2 DW

PIB 0.96

Estadístico t (2.47)

PRECIO (0.25) 0.95 1.52

Estadístico t 3.16

Intercepto 2.70 2.63 2.40 2.16 2.90 5.75

Estadístico t 3.89 4.18 3.28 2.58 4.45 7.99 Elaboración propia con base en INEGI, Pemex y Sener.

173 Carter Hill, R. Op. Cit. p. 356.

137

A manera de ejemplo, a continuación se presenta la función de demanda estimada para el estado Michoacán (Mic):

( ) ( ) ( ) 1ln25.0ln96.075.5ln −∗−∗+=× tMictMicMict PRECIOPIBEdoDE

3.2.1.3.2.1.5 Pronóstico Considerando estos resultados, se realizó la estimación de la demanda de energía del sector industrial por estado, reflejando lo siguiente:

• En términos generales, el modelo capta la trayectoria de la demanda histórica, presentando un desfase con respecto al valor que se presentó en el 2006.

• A pesar de lo anterior, la cifra estimada por el modelo para 2006 (347.06 MMpcd de GNE174) prácticamente coincide con el valor empírico: 350.59 MMpcd de GNE.

• Mientras que en el periodo histórico se registró una TMCC de 2.89%, para el periodo de pronóstico este valor se ubicó en 3.6%. Ver Gráfica 35.

Gráfica 35

Consumo de energía del sector industrial por estado, resultados del modelo de demanda, 1993-2015

(MMpcd de GNE)

200

250

300

350

400

450

500

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

( ) ( ) ( ) ittitiit PRECIOPIBEdoDE εδβα +∗+∗+=× −1lnlnln

Cifras empíricas

TMCC: 2.89%TMCC: 3.60%

Cifras estimadas

200

250

300

350

400

450

500

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

( ) ( ) ( ) ittitiit PRECIOPIBEdoDE εδβα +∗+∗+=× −1lnlnln

Cifras empíricas

TMCC: 2.89%TMCC: 3.60%

Cifras estimadas Elaboración propia con base en INEGI, Pemex y Sener.

174 Gas natural equivalente se refiere a que todos los energéticos contemplados se agregaron en una sola unidad energética (joule) y se generó su equivalente volumétrico en términos de gas natural.

138

3.2.1.3.2.2 Sector eléctrico En vista de que el sector eléctrico de México no se encuentra en un ambiente de mercado abierto, resultó difícil simular su desempeño a partir de un modelo econométrico. Por lo anterior, se decidió que era más eficiente retomar las cifras que el propio sector ha emitido con respecto a su demanda futura de energía. A partir de los documentos de prospectiva energética que ha emitido la CFE y Sener, se retomaron los pronósticos de demanda de combustibles del sector eléctrico para el periodo 2007-2015. En general, dichas cifras son el resultado de los siguientes efectos:

• Nivel de ingreso de la población.

• Disponibilidad y tipo de energía primaria.

• Balances regionales y estatales de capacidad y demanda de energía eléctrica.

• Capacidad de transmisión y distribución de energía eléctrica.

• Instalación de nuevas plantas de generación, considerando como restricción el nivel de presupuesto y capacidad de endeudamiento (v. gr. Pidiregas175) para la construcción o adecuación de plantas (inversión) o el pago del servicio de generación a terceros (producción independiente de energía), con impacto en el gasto de operación.

Con base en lo anterior, la CFE y Sener han estimado que la demanda de energía de la región de estudio podría alcanzar, en el periodo de prognosis, una TMCC de 9.12%, al pasar de un nivel de 727 a 1,595 MMpcd de GNE. Asimismo, estiman que el principal crecimiento de la demanda se reflejará en los estados de Michoacán, Colima y Jalisco, al alcanzar, en el año 2015, un nivel de participación de 69%, con relación al total (ver Gráfica 36).

3.2.1.4 II. Estimación de la demanda puntual de combustibles Una vez que se contó con la estimación de la demanda esperada de energía por sector y estado, el siguiente paso fue reconstituir la energía a volúmenes equivalentes por cada tipo de combustible. Para lograr lo anterior, se aplicó como factor la participación porcentual de los combustibles reportada, por sector-estado, en 2006. A este año se le consideró como la mejor referencia para estimar la participación de los combustibles para el periodo de pronóstico. A continuación se presentan dichos factores (ver Cuadro 30):

175 Proyectos de infraestructura de largo plazo.

139

Gráfica 36 Consumo de energía del sector eléctrico por estado, 1993-2015

(MMpcd de GNE)

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Sonora

Michoacán

Jalisco

Sinaloa

Nayarit

ColimaTMCC: 2.45%

TMCC: 9.12%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Sonora

Michoacán

Jalisco

Sinaloa

Nayarit

Colima

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Sonora

Michoacán

Jalisco

Sinaloa

Nayarit

ColimaTMCC: 2.45%

TMCC: 9.12%

Elaboración propia con base CFE y Sener.

Cuadro 30 Factores empleados para la reconstitución de la energía a combustibles

Estado

Combustible

Carbón 0.00 0.23

Combustóleo 0.23 0.46 0.14 0.10 0.52 0.06

Diesel 0.22 0.14 0.00 0.10 0.21 0.01

Gas LP 0.22 0.40 0.86 0.19 0.27 0.04

Gas natural 0.33 0.61 0.66

Estado

Combustible

Carbón 1.00

Combustóleo 0.63 1.00 1.00

Diesel 0.00 0.00 1.00 0.00 0.00

Gas LP

Gas natural 0.36 1.00

Sector eléctrico

Sector industrial

Colima MichoacánSonora Sinaloa Nayarit Jalisco

Colima MichoacánSonora Sinaloa Nayarit Jalisco

Elaboración propia con base en CFE, INEGI, Pemex y Sener.

Por tipo de combustible, la demanda de energía por sector quedó de la siguiente forma (ver Gráfica 37 y Gráfica 38):

140

Gráfica 37 Consumo de energía del sector industrial por combustible1, 1993-2015

(MMpcd de GNE)

-

100

200

300

400

500

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

CO

DI

CA

GLP

GN

TMCC GN: 3.0%

-

100

200

300

400

500

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

CO

DI

CA

GLP

GN

-

100

200

300

400

500

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

CO

DI

CA

GLP

GN

TMCC GN: 3.0%

1 No incluye efectos adicionales. Elaboración propia con base en INEGI, Pemex y Sener.

Gráfica 38 Consumo de energía del sector eléctrico por combustible1, 1993-2015

(MMpcd de GNE)

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

CO

DI

CA

GNTMCC GN: 11.5%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

CO

DI

CA

GNTMCC GN: 11.5%

1 No incluye efectos adicionales. Elaboración propia con base CFE y Sener. A este nivel de la proyección, lo que se obtuvo fue la estimación de la demanda de combustibles sin considerar la incorporación de la oferta de GNL en la región

141

de estudio, así como su infraestructura colateral176. De ahí que la participación del gas natural en este punto no haya variado significativamente. La estimación de gas natural sólo se refiere a los estados que a la fecha cuentan con infraestructura para el transporte y distribución de gas natural: Sonora, Jalisco y Michoacán.

3.2.1.5 III. Estimación de la demanda adicional por sustitución de combustibles y expansión industrial (escenario medio)

En la fase anterior fue posible aislar la demanda de gas natural por estado, tomando dichas cifras como base, se procedió a incorporar los volúmenes adicionales del energético, en respuesta a la instalación de las plantas de regasificación de GNL en el litoral Pacífico. El escenario medio de demanda de gas natural considera la puesta en operación de la siguiente infraestructura de regasificación y transporte:

• Cuatro regasificadoras en el litoral Pacífico, con localización en: o Puerto Libertad, Sonora. o Topolobampo, Sinaloa. o Manzanillo, Colima. o Lázaro Cárdenas, Michoacán.

• Instalación de siete gasoductos de transporte de acceso abierto: o Puerto Libertad, Son. - Frontera

con EUA. o Puerto Libertad, Son. -

Hermosillo, Son. o Hermosillo, Son. - Guaymas,

Son. o Guaymas, Son.- Los Mochis,

Sin. o Los Mochis, Sin. -

Topolobampo, Sin. o Topolobampo, Sin. –

Chihuahua, Chih. o Manzanillo, Col. – Guadalajara,

Jal. o Manzanillo, Col. - Lázaro

Cárdenas, Mich. En vista de que no hay una intención clara (tanto del sector privado como público), de construir un ducto que interconecte a las regasificadores de Topolobampo y Manzanillo, en este escenario se dejaron fuera de la oferta adicional de gas natural, los estados de Nayarit y Jalisco. Ver Mapa 31.

176 Ductos de transporte.

142

Mapa 31 Escenario medio: infraestructura de regasificación y transporte

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

PuertoLibertad

Guaymas

Hermosillo

Los Mochis

EUA

Jalisco

Infraestructura de gasoductosActual

Adicional

Topolobampo

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

PuertoLibertad

Guaymas

Hermosillo

Los Mochis

EUA

Jalisco


Adicional

Topolobampo

Elaboración propia, con base en API de Topolobampo, CFE, DKRW Energy, PGPB, Repsol-YPF y Sener.

3.2.1.5.1 Demanda adicional por sustitución En términos de costo-beneficio, a continuación se señalan algunos de los motivos que llevarían a los sectores industrial y eléctrico, a sustituir por gas natural los combustibles que a la fecha consumen:

• Oportunidad en el despacho del energético.

• Pago de factura por energía empleada y no por volumen.

• Calidad, precisión y limpieza en el suministro.

• Eliminación de los inventarios de energía y de sus pérdidas por volatilidad.

• Combustión eficiente y disminución de emisiones contaminantes.

• Incorporación de nuevas tecnologías para la producción secuencial de energía térmica y eléctrica177.

Para determinar un nivel factible de sustitución de combustibles por gas natural, se estimó un porcentaje de sustitución por estado y combustible. Dicho 177 Por ejemplo, las turbinas de gas posibilitan procesos de cogeneración, al generar en forma secuencial vapor y energía eléctrica, esta última al aprovechar el calor que proporcionan las emisiones de la combustión.

143

porcentaje se aplicó como factor a cada energético de la fase anterior, agregando el resultado, en términos de GNE, a la demanda base de gas natural. (ver Cuadro 31 y Cuadro 32).

Cuadro 31 Sector industrial: factores de sustitución

CombustibleEstado

Sonora 0.75 0.25 0.25Sinaloa 0.50NayaritJalisco 0.50 0.25Colima

Michoacán 0.75 0.25 0.25

CA CO CQ DI GLP


Cuadro 32

Sector eléctrico: factores de sustitución Combustible

EstadoSonora 1 1

Sinaloa 1 1

NayaritJaliscoColima 1 1

Michoacán

GLPCA CO CQ DI


La demanda adicional de este efecto se aprecia en los siguientes cuadros:

Cuadro 33 Sector industrial: demanda adicional de gas natural por sustitución, 2007-2015

(MMpcd) Año/Estado Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán Total

2007 18.74 4.83 - 7.24 - 10.34 41.15

2008 18.82 4.83 - 7.34 - 10.29 41.28

2009 19.28 5.00 - 7.60 - 10.64 42.51

2010 20.01 5.21 - 7.88 - 11.12 44.21

2011 20.83 5.44 - 8.20 - 11.63 46.10

2012 21.65 5.68 - 8.52 - 12.04 47.90

2013 22.85 6.01 - 8.87 - 12.72 50.45

2014 23.57 6.21 - 9.18 - 13.32 52.27

2015 24.25 6.47 - 9.49 - 13.90 54.11

TMCC 07-15 % 3.27 3.72 NA 3.44 NA 3.77 3.48 Elaboración propia con base en INEGI, Pemex y Sener.

144

Cuadro 34 Sector eléctrico: demanda adicional de gas natural por sustitución, 2007-2015

(MMpcd) Año/Estado Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán Total

2007 148.01 130.51 - - 270.15 - 548.68

2008 171.51 158.12 - - 356.95 - 686.58

2009 189.04 180.05 - - 381.65 - 750.74

2010 194.67 171.85 - - 380.66 - 747.19

2011 199.91 170.87 - - 378.27 - 749.05

2012 196.71 169.66 - - 452.13 - 818.50

2013 192.43 168.31 - - 497.45 - 858.19

2014 193.93 197.75 - - 539.13 - 930.82

2015 172.70 219.68 - - 551.99 - 944.38

TMCC 07-15 % 1.95 6.73 NA NA 9.34 NA 7.02 Elaboración propia con base en CFE y Sener.

3.2.1.5.1.1 Demanda extra por expansión industrial Como resultado de la ampliación en la red de gasoductos y del incremento en la oferta de gas natural y energía eléctrica, se formuló un supuesto de creación de nuevas empresas alrededor de esta infraestructura. Las características de estas compañías se ajustaron a las propuestas de mejora que han citado los gobiernos de cada estado, ver Cuadro 21.Al final de este capítulo se profundiza sobre el perfil de dichas empresas. Por lo anterior, se determinó un escenario factible de consumo de gas natural por este efecto adicional. Cabe señalar que esta situación sólo se presentó para el sector industrial, dejando sin este efecto al sector eléctrico, en virtud de que sus estimaciones en el consumo de combustibles ya incluyen la demanda adicional con la instalación de nuevas unidades de generación. La demanda extra por este efecto se aprecia en la siguiente tabla (ver Cuadro 35):

Cuadro 35 Demanda adicional de gas natural por expansión industrial, 2007-2015

(MMpcd) Año/Estado Sonora1 Sinaloa1 Nayarit2 Jalisco2 Colima1 Michoacán1 Total

2007 - - - - - - - 2008 - - - - - - - 2009 - 2.00 2.00 10.00 - 120.00 122.00 2010 25.00 3.00 3.00 10.00 - 120.00 148.00 2011 25.00 5.00 5.00 11.00 - 120.00 150.00 2012 25.00 5.00 5.00 12.00 5.00 120.00 155.00 2013 25.00 5.00 5.00 13.00 10.00 120.00 160.00 2014 25.00 5.00 5.00 14.00 15.00 120.00 165.00 2015 25.00 5.00 5.00 15.00 20.00 120.00 170.00 1Aplica para escenario medio.

2Aplica para escenario alto. Elaboración propia con base en INEGI, Pemex y Sener. Los números de esta demanda adicional son marginales en comparación al efecto anterior, esto se debió a que:

145

• La instalación de estas nuevas empresas requerirá de un proceso de evaluación, construcción y maduración, de ahí que el periodo de consumo se aplace de dos a tres años, en promedio.

• No se espera que en el horizonte de este pronóstico se instalen nuevas empresas intensivas en el uso de gas natural, tales como acereras, vidrieras o papeleras. Sólo destaca el caso de Michoacán, donde se advierte una expansión en el consumo de gas natural para atender las necesidades de energía térmica y eléctrica de una importante compañía acerera instalada en Lázaro Cárdenas: ArcelorMittal178.

3.2.1.5.1.2 Escenario medio Al sumar las tres primeras fases de esta estimación, se definió el escenario medio de la demanda de gas natural para la región Pacífico. A este nivel, se espera que la demanda de gas natural pase de 284 a 1,665 MMpcd, lo que se traduciría en una TMCC de 22%. Asimismo, al cierre del 2015, se espera que la participación del sector eléctrico en dicha demanda sea del 72%, dejando el 28% restante, al sector industrial (ver Gráfica 39).

Gráfica 39 Escenario medio:

Región de estudio: demanda de gas natural por sector, 1993-2015 (MMpcd)

473

1,665

1,19272%

28%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Industrial

Eléctrico

TMCC:21.7%

TMCC:8.3% 473

1,665

1,19272%

28%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Industrial

Eléctrico

473

1,665

1,19272%

28%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Industrial

Eléctrico

TMCC:21.7%

TMCC:8.3%


Destacará la participación del estado de Colima, que al cierre del 2015, participará con 34% en la demanda de gas natural, le seguirán en importancia 178 Galán, Verónica. CNNExpansión. “ArcelorMittal invierte 270 mdd en México”, 16 de abril de 2008. www.cnnexpansion.com.

146

Sonora y Michoacán, con 21 y 18%, respectivamente. En este escenario, el estado de Nayarit se mantendrá sin registrar demanda, esto como reflejo de la ausencia de infraestructura de regasificación y/o transporte en dicho territorio (ver Cuadro 36).

Cuadro 36 Escenario medio: demanda de gas natural por estado, 2006-2015

(MMpcd) Año/Estado Sonora Sinaloa Nayarit Jalisco Colima Michoacán TOTAL

2006 106.59 - - 46.16 - 131.23 283.97

2007 272.60 135.34 - 52.10 270.15 130.67 860.86

2008 309.64 162.95 - 52.82 356.95 130.02 1,012.38

2009 338.14 187.05 - 54.69 381.65 254.44 1,215.96

2010 373.54 180.06 - 56.75 380.66 260.49 1,251.50

2011 383.54 181.31 - 59.04 378.27 266.99 1,269.14

2012 380.28 180.34 - 61.36 457.13 272.20 1,351.31

2013 376.13 179.32 - 65.12 507.45 280.79 1,408.81

2014 380.04 208.96 - 128.82 554.13 288.38 1,560.33

2015 348.18 231.15 - 217.85 571.99 295.72 1,664.89

TMCC 06-15 % 15.21 NA NA 18.82 NA 9.45 21.72 Elaboración propia con base en CFE, INEGI, Pemex y Sener.

Asimismo, al cierre del 2015, se esperaría que la demanda por sustitución alcance un nivel de participación de 60% (998 MMpcd), mientras que la demanda por expansión industrial llegaría a sólo el 10%, con 496 MMpcd (ver Gráfica 40).

Gráfica 40 Escenario medio: demanda de gas natural por tipo de demanda, 1993-2015

(MMpcd)

99860%

30%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Demanda base

Demanda porsustitución

Demanda porexpansión

496

1,665

1,495496 10%

99860%

30%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Demanda base

Demanda porsustitución

Demanda porexpansión

496

1,665

1,495496 10%


147

3.2.1.6 IV. Escenarios alternativos de demanda A manera de comparación, se decidió estimar dos escenarios de demanda alternativos al medio:

• Escenario bajo: sólo considera el volumen de gas proyectado para el sector industrial a través del modelo econométrico, así como el volumen de gas estimado por el propio sector eléctrico, es decir, no muestra una demanda adicional por sustitución de combustibles y expansión industrial, ni la instalación de regasificadoras o gasoductos nuevos en la región de estudio.

• Escenario alto: además de incluir los elementos y supuestos considerados en el escenario medio, contempla una sustitución integral de combustibles del sector industrial por gas natural. Asimismo, el consumo del energético por expansión industrial se amplía hacia los estados de Nayarit y Jalisco, al incorporar un gasoducto que interconectaría a las regasificadoras de Topolobampo y Manzanillo. Este gasoducto pasaría por el Puerto de San Blas y Tepic en Nayarit, así como Puerto Vallarta en Jalisco. Ver Mapa 32.

Mapa 32

Escenario alto: infraestructura de regasificación y transporte

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

PuertoLibertad

Guaymas

Hermosillo

Los Mochis

EUA

Jalisco


Adicional

Topolobampo

San Blas Tepic

Pto.Vallarta

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

PuertoLibertad

Guaymas

Hermosillo

Los Mochis

EUA

Jalisco


Adicional

Topolobampo

San Blas Tepic

Pto.Vallarta

Elaboración propia, con base en API de Topolobampo, CFE, DKRW Energy, PGPB, Repsol-YPF y Sener.

148

La demanda de gas natural en el esquema del escenario bajo sólo alcanzaría un nivel de 496 MMpcd, es decir, tan sólo crecería en 75% con respecto al volumen registrado en 2006: 284 MMpcd. Sólo destacaría la participación de Jalisco, ya que su crecimiento en el periodo de estimación sería del 351%, esto como efecto de las nuevas plantas que tiene planeado instalar la CFE en la entidad para el periodo 2014-2015. Ver Cuadro 37.

Cuadro 37 Escenario bajo: demanda de gas natural por estado, 2006-2015


2006 106.59 - - 46.16 - 131.23 283.97 2007 105.84 - - 44.86 - 120.33 271.03

2008 119.31 - - 45.48 - 119.73 284.52 2009 129.82 - - 47.09 - 123.81 300.72

2010 133.86 - - 48.87 - 129.37 312.10 2011 137.80 - - 50.84 - 135.36 323.99

2012 136.92 - - 52.83 - 140.16 329.91 2013 135.85 - - 56.25 - 148.07 340.17

2014 137.54 - - 119.64 - 155.06 412.24 2015 126.23 - - 208.36 - 161.82 496.41


Por su parte, al cierre del 2015, la demanda de gas natural en el escenario alto alcanzaría un nivel de 1,864 MMpcd, esto significaría una TMCC de 23% con respecto a los registros de 2006. En comparación a los resultados del escenario medio, aumentaría la participación de los estados de Michoacán, Sonora y Jalisco; mientras que el consumo de Nayarit se mantendría aún marginal, pues sólo alcanzaría 1% de participación en el 2015. Ver Cuadro 38 y Gráfica 41.

Cuadro 38 Escenario alto: demanda de gas natural por estado, 2006-2015


2006 106.59 - - 46.16 - 131.23 283.97 2007 298.13 151.66 5.26 73.57 286.31 181.76 996.69

2008 335.28 179.27 5.08 74.59 373.03 180.85 1,148.11 2009 364.40 203.93 7.32 87.23 398.07 307.01 1,367.97

2010 400.80 197.65 8.57 90.14 397.78 315.42 1,410.35 2011 411.91 199.67 10.76 94.38 395.91 324.46 1,437.09

2012 409.77 199.53 11.01 98.65 475.50 331.71 1,526.18 2013 407.25 199.63 11.28 104.44 526.69 343.65 1,592.96

2014 412.14 229.93 11.46 170.05 574.25 354.21 1,752.04 2015 381.21 253.01 11.64 261.00 593.03 364.42 1,864.31


149

Gráfica 41 Escenarios de demanda de gas natural, 1993-2015

(MMpcd)

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Alto1,864

Medio1,665

Bajo496

6.4%*

21.72%*

23.25%*

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

Alto1,864

Medio1,665

Bajo496

6.4%*

21.72%*

23.25%*

*TMCC: 2006-2015. Elaboración propia con base en información de la CFE, INEGI, Pemex y Sener.

3.2.2. Efectos esperados en el desarrollo industrial

Como ya se ha referido, en el marco geográfico y temporal de este estudio, no se esperaría la instalación de industrias que se distingan por un uso intensivo en el consumo de energía (gran industria). Esto en virtud de que ese tipo de proyectos no sólo requieren de disponibilidad de energía y apalancamiento financiero para asegurar su operación y proyección, sino porque también buscan una serie de condiciones que les asegure un alto nivel de beneficios, así como una buena posición en el mercado mundial:

• Materia prima. Si bien la materia prima se puede importar del exterior o transportarla desde el interior de la República, un proyecto de gran industria también se finca en la reducción de costos y oportunidad en el despacho de estos materiales, de ahí que una de las condiciones sea contar con una fuente de aprovisionamiento cercana y oportuna de éstos.

• Vías de comunicación. La región Pacífico es una excelente vía para salir a competir por los grandes mercados de Asia y Norteamérica. Sin embargo, para dar salida a los amplios volúmenes de producción de este tipo de industria, sería necesario:

150

o Crear nuevos puertos de altura, así como la ampliación, rehabilitación y modernización de los existentes.

o Ampliar y mejorar el servicio de carreteras y ferrocarriles. o Adaptar y extender la infraestructura de aeropuertos.

• Servicios sustentables. Otro elemento indispensable es contar no sólo con los servicios ordinarios de agua y drenaje. Hoy en día se requiere de servicios urbano-industriales que demuestren la sustentabilidad del ambiente, de lo contrario, los proyectos corren el riesgo de perder su viabilidad, pues la degradación del ambiente también afecta el entorno de la empresa y su comunidad.

• Superficies aptas para la operación. También es necesario contar con áreas de terreno que sean aptas para instalar a la gran industria, pensando no sólo en las instalaciones de la empresa misma, sino también de la población que se requeriría asentar para operarla y mantenerla.

• Proyectos de suministro de energía integrados. Se requiere el desarrollo de proyectos que garanticen el acceso a fuentes de energía primaria y secundaria que sean eficientes, limpias y competitivas a nivel de precio y oportunidad. Este es el caso de los proyectos de regasificación de gas natural, los cuales se apalancan con la creación de infraestructura para la generación de energía eléctrica.

Tomando en cuenta lo anterior, así como los puntos de fortalezas y oportunidades definidos por los gobiernos de cada estado, se perfiló a las siguientes categorías de industria como las más viables para instalarse en la región durante el periodo de pronóstico establecido:

• Agroindustrias con transformación en primer grado, es decir, dedicadas a la conservación, empaque y elaboración de alimentos a base de cárnicos, frutas, verduras y pescado.

• Empacadoras de alimentos (frutas, legumbres y cárnicos) para exportación.

• Enlatadoras y/o congeladoras de productos agropecuarios y pesqueros (conserva de alimentos).

• Procesadoras de alimentos.

• Maquiladoras diversas orientadas a la atención del interior y exterior del país.

En la medida que en estas empresas pioneras maduraran y prosperaran, otro tipo industrias intermedias y empresas de servicios se les unirían, de tal forma que se fortalecería la cadena de valor y ampliarían las opciones de desarrollo para la región.

151

Capítulo 4. Efectos esperados en el marco legal y regulatorio

Para garantizar el crecimiento y desarrollo de la región de estudio, también será necesario garantizar condiciones justas de competencia, costos e impacto ambiental. Por lo anterior, enseguida se aborda parte de los efectos esperados sobre el marco legal y regulatorio, como consecuencia directa de la instalación de los proyectos de regasificación en la zona de estudio.

4.1. Marco legal vigente

4.1.1. Aspectos económicos

Antes de 1995, Pemex era la única entidad autorizada para construir, operar y enajenar infraestructura de transporte de gas natural e hidrocarburos en general. Adicionalmente, era la única autorizada para vender, importar y exportar gas natural, por lo que existía una comercialización y uso limitado de este producto.

Con el argumento de que, "[a pesar de haber] desarrollado un adecuado sistema de transporte, el gas natural era subutilizado debido a las limitaciones en ramales e infraestructura de distribución"179, fue así que el gobierno mexicano se propuso, en los primeros meses de 1995, llevar a cabo una profunda reforma estructural en la industria del gas natural. Después de una serie de consultas, se definió la estructura deseada para la industria. Conducirla a un proceso de modernización que la llevara por el camino de la rentabilidad y la eficiencia productiva y financiera; sin embargo, esto implicó el rumbo de esta industria hacia su privatización180. Bajo este nuevo horizonte, se obligó a Pemex a coexistir con inversionistas privados, participando como cualquier otro permisionario sujeto a la regulación correspondiente. Asimismo y siendo coherentes con las exigencias del entonces vigente Plan Nacional de Desarrollo (PND), este cambio estructural se sustentó en la búsqueda de la "creación de una industria nacional competitiva, promoviendo el uso de combustibles limpios y la eficiencia en la prestación de los servicios"181. Para lograr los objetivos de esta política, el gobierno mexicano permitió la

179 Olea H., Héctor. "Avances en la regulación del gas natural en México", Pemex Lex. México, julio-agosto de 1996, No. 97-98; p. 14. 180 Martínez Salinas, Daniel. El mercado nacional de gas natural y su rumbo hacia la privatización. 1991-2000. Tesis de Licenciatura en Economía. México, 1997. UNAM-ENEP Aragón, p. 92. 181 Ibídem.

152

participación privada en la industria de los hidrocarburos y concentrar a Pemex en actividades de exploración, producción y procesamiento. La instrumentación de esta reforma estructural requirió de un marco legal e institucional congruente con la visión de largo plazo que se pretendía tener para la industria del gas natural en México: su privatización en busca de la “modernización”. Ver Diagrama 6.

Diagrama 6 México: esquema del marco regulatorio en materia de gas natural

Constitución de los Estados Unidos MexicanosArtículos 25, 27 y 28

Ley de la ComisiónReguladora de Energía

Ley de ComercioExterior

Ley de InversiónExtranjeraLey Reglamentaria del

Artículo 27 Constitucional

Reglamento de Gas Natural

Directivas, resoluciones, normas y otras disposiciones administrativas

TLCAN



Ley de la ComisiónReguladora de Energía



Ley de InversiónExtranjera

Ley de InversiónExtranjeraLey Reglamentaria del

Artículo 27 ConstitucionalLey Reglamentaria del

Artículo 27 Constitucional

Reglamento de Gas NaturalReglamento de Gas Natural

Directivas, resoluciones, normas y otras disposiciones administrativasDirectivas, resoluciones, normas y otras disposiciones administrativas

TLCAN

Elaboración propia, con base en la CRE y Sener.

4.1.1.1 Marco constitucional A nivel constitucional son varios los artículos que actualmente justifican la estructura de la industria y el mercado del gas natural en México182.

• Articulo 25. "El sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en el Artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los organismos que en su caso se establezcan".

• Artículo 26. "El Estado organizará un sistema de planeación democrática del desarrollo nacional que imprima solidez, dinamismo, permanencia y equidad al crecimiento de la economía para la independencia y la democratización política, social y cultural de la Nación".

• Artículo 27. "Corresponde a la Nación el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataforma continental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o substancias que en vetas, mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta

182 Constitución Política de los Estados Mexicanos. México, publicada en el DOF del 5 de febrero de 1917, última reforma publicada en el DOF 07-05-2008. Fuente electrónica del H. Congreso de la Unión. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio.

153

de los componentes de los terrenos, tales como los minerales de los que se extraigan metales y metaloides utilizados en la industria; los yacimientos de piedras preciosas, de sal de gema y las salinas formadas directamente por las aguas marinas; los productos derivados de la descomposición de las rocas, cuando su explotación necesite trabajos subterráneos; los yacimientos minerales u orgánicos de materias susceptibles de ser utilizados como fertilizantes; los combustibles minerales sólidos; el petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos; y el espacio situado sobre el territorio nacional, en la extensión y términos que fije el derecho internacional constitucional".

• Artículo 28. "No constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de manera exclusiva en las siguientes áreas estratégicas: correos, telégrafos y radiotelegrafía; petróleo y los demás hidrocarburos; petroquímica básica; minerales radiactivos y generación de energía nuclear; electricidad y las actividades que expresamente señalen las leyes que expida el Congreso de la Unión”.

• Artículo 73. "El Congreso tiene la facultad... Para legislar en toda la República sobre hidrocarburos, minería...; Para expedir leyes tendientes a la promoción de la inversión mexicana, la regulación de la inversión extranjera...".

• Artículo 134. Se faculta al Estado para efectuar "... adquisiciones, arrendamientos y enajenaciones de todo tipo de bienes, prestación de servicios de cualquier naturaleza y la contratación de obra que realicen, se adjudicarán o llevarán a cabo a través de licitaciones públicas mediante convocatoria pública para que libremente se presenten proposiciones solventes...".

Como se puede apreciar, a partir de lo dispuesto en el Artículo 27 constitucional y en atención a la establecido en los artículos 25 y 28, se derivan las leyes secundarias, reglamentos, directivas y normas oficiales que regulan estas actividades en el ámbito de la energía de México.

4.1.1.2 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo

En términos de la Ley Reglamentaría del Artículo 27 Constitucional, a continuación se indican los artículos con más relevancia en la industria y mercado del gas natural183:

• En el Artículo 1º se establece que “Corresponde a la Nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los carburos de hidrogeno que se encuentren en el territorio nacional –incluida la plataforma continental– en mantos o yacimientos, cualquiera que sea su estado

183 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo. México, publicada en el DOF el 29 de noviembre de 1958, última reforma publicada en el DOF 26-06-2006. Fuente electrónica del H. Congreso de la Unión. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio.

154

físico, y que componen el aceite mineral crudo, lo acompañan o se derivan de él”.

• En el Artículo 3º de esta Ley se redefinen los alcances de la Nación respecto a la industria petrolera, suprimiendo el concepto "la distribución, el transporte y el almacenamiento del gas siempre y cuando éstos no sean indispensables y necesarios para interconectar su explotación y elaboración". Además se precisa que los derivados del gas que constituyan petroquímicos básicos también son parte de la industria petrolera y por tanto exclusivos de la Nación.

• En el Artículo 4º se establece que "... el transporte, el almacenamiento y la distribución de gas podrán ser llevados a cabo, previo permiso, por los sectores social y privado, los que podrán construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos, en los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación que se expidan".

• El Artículo 10º considera a la industria petrolera como preferente sobre cualquier aprovechamiento de la tierra. Por otra parte, establece que son de utilidad pública las actividades de construcción de ductos.

• En el Artículo 14 se establecen los parámetros para la regulación de las actividades permitidas al sector social y privado, estipulando los términos y condiciones para lograr, entre otros, un acceso no discriminatorio y en condiciones competitivas. Cabe señalar que la autoridad encargada de la regulación de las actividades referidas es la CRE.

• En el Artículo 16 se indica que la Sener aplicará está Ley, con la participación de la CRE.

4.1.1.3 Ley de la Comisión Reguladora de Energía Las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992 y a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo (1995), modificaron considerablemente la estructura de la industrial de generación de energía eléctrica y gas natural. Dichas reformas legitiman el libre acceso al sector privado a la construcción, operación y tenencia en propiedad de plantas generadoras de electricidad y sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, actividades que anteriormente estaban limitadas a los operadores estatales, siendo éstos Pemex y CFE. En vista de las disposiciones legales que esto representaba, fue necesario crear un organismo que se encargará de regular las actividades de los operadores públicos y privados, en los ámbitos de energía eléctrica y gas natural. La Ley de la CRE concentra en sí misma todos los instrumentos de regulación que se encontraban dispersos en distintas dependencias y entidades. La CRE es un órgano desconcentrado de la Sener, constituido por el Poder Legislativo, con la finalidad de regular las actividades de los operadores públicos y privados en energía eléctrica y gas natural. Asimismo, tiene implícita la autoridad para

155

resolver controversias. Su objetivo es promover el desarrollo eficiente de estas actividades184. La Ley de la CRE la define como un órgano desconcentrado de la Sener con autonomía técnica, operativa y financiera185. La constituye por mandato del Poder Legislativo, como el órgano encargado de regular las actividades de los operadores públicos y privados en energía eléctrica y gas natural. Asimismo, le otorga autoridad resolutiva para aplicar la regulación y para solucionar las controversias con las actividades sujetas a regulación. Entre los principales encargos regulados por la CRE están los siguientes:

• El suministro y venta de energía eléctrica a los usuarios del servicio público.

• La generación, exportación e importación de energía eléctrica, que realicen los particulares.

• La adquisición de energía eléctrica que se destine al servicio público.

• Las ventas de primera mano de gas natural y gas licuado de petróleo.

• El transporte y almacenamiento de gas natural que no sean indispensables y necesarios para interconectar su explotación y elaboración.

• La distribución de gas natural.

• El transporte y la distribución de gas LP por medio de ductos. Tipo de actividades que desarrolla la CRE:

• Emitir disposiciones generales en materia de energía eléctrica y gas natural.

• Permitir y autorizar modelos de convenios y contratos y actuar como árbitro o mediador en las controversias.

• Expedir directivas que amplían los conceptos de regulación e inscribir en el Registro Público las actividades reguladas.

• Determinar los precios de primera mano de gas natural y gas LP y las tarifas de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural.

• Aprobar los términos y condiciones de ventas de primera mano y gas natural, así como el gas LP y la prestación de los servicios de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural y LP por medio de ductos.

184 DOF, 4 de octubre de 1997. 185 Ley de la Comisión Reguladora de Energía. México, publicada en el DOF el 31 de octubre de 1995, última reforma publicada en el DOF 23-01-1998. Fuente electrónica de la CRE. www.cre.gob.mx.

156

4.1.1.3.1 Directivas emitidas por la CRE • Directiva de información para las actividades reguladas en materia de gas

natural (25-05-2006).

• Directiva sobre seguros para las actividades reguladas en materia de gas natural y gas licuado de petróleo por medio de ductos (17-12-2003).

• Directiva sobre la venta de primera mano de gas natural (23-02-2000).

• Directiva sobre la determinación de las zonas geográficas para la distribución de gas natural (27-09-1996).

• Directiva de contabilidad para las actividades reguladas en materia de gas natural (03-06-1996).

• Directiva sobre la determinación de precios y tarifas para las actividades reguladas en materia de gas natural (20-03-1996).

4.1.1.4 Reglamento de Gas Natural Este Reglamento se deriva de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional y tiene por objeto regular las ventas de primera mano, las actividades y los servicios que no formen parte de la industria petrolera en materia de gas natural. La aplicación e interpretación de este Reglamento le corresponde a la CRE. En su Artículo 3º señala que las importaciones y exportaciones de gas natural podrán realizarse sin restricciones, en los términos de la Ley de Comercio Exterior. Respecto a las ventas de primera mano, que se refieren a la primera enajenación de gas de origen nacional que realice Pemex a un tercero para su entrega en territorio nacional, se establece que el precio se fijará de acuerdo a las disposiciones de las Directivas que emita la CRE. Esta nueva regulación prevé cinco principales participantes en el nuevo marco de la industria y mercado de gas natural en México186:

• Pemex: encargado de las ventas de primera mano y de la operación de su red de transporte. Podrá realizar actividades de comercialización.

• Transportistas: construyen, operan y tienen en propiedad nuevos ductos de transporte. En su caso, también realizan actividades de comercialización.

• Almacenistas: desarrollan sistemas de almacenamiento y, en su caso, realizan actividades de comercialización.

186 Reglamento de Gas Natural. México, publicado en el DOF el 11-05-1995, última reforma publicada en el DOF 08-11-1995. Fuente electrónica de la CRE. www.cre.gob.mx.

157

• Distribuidores: suministran y comercializan gas en una zona geográfica permisionada.

• Comercializadores: realizan actividades de compraventa de gas y de intermediación de servicios, de transporte, almacenamiento y distribución187.

4.1.1.5 Tipos de permiso y licitación Los permisos son otorgados por licitación o a solicitud de parte y tendrán una duración de 30 años, renovables por periodos de 15:

• Permisos de transporte y almacenamiento: son a solicitud de parte y sin exclusividad de zona geográfica.

• Permiso de distribución: para una zona geográfica, ésta se asignará por licitación y en forma exclusiva (monopolio natural regulado). El periodo de distribución es de 12 años y hay un puenteo comercial, el cual limita el poder de mercado de distribución exclusiva188.

• Permisos de transporte para sociedades de autoabastecimiento y usuarios finales: su mínimo de consumo en los primeros años será de 60 Mm3, el tercero y cuarto año de 30 Mm3, mientras que en el quinto no se condicionará.

Los permisos a solicitud se otorgan a proyectos que técnicamente sean viables. Los permisos por licitación se expiden cuando se justifica un proyecto de distribución y con base en esto, se publica la convocatoria correspondiente. Pemex, a través de PGPB, participa en la industria de gas natural como permisionario, es el único productor nacional y mantiene la propiedad y operación de sus ductos de transporte. Cabe señalar que es el principal permisionario en este tipo de sistemas, al contar con una red de ductos de 9,017 km. Respecto a las tarifas (lista de precios para cada clase y modalidad de servicio que preste un permisionario), el Reglamento de Gas Natural establece que la CRE expedirá, mediante directivas, la metodología para su cálculo. En el Artículo vigésimo sexto de este Reglamento se especifica que le corresponde a la CRE determinar las zonas geográficas para la distribución de gas, atendiendo a los intereses de las autoridades locales y federales.

187 "Esta actividad no está regulada y puede ser desempeñada por cualquier persona". Con base en: Páramo Fernández, Marcelo. “La regulación del gas natural”. Pemex Lex, México, julio-agosto de 1996, No. 97 y 98; p. 17. 188 Los usuarios que se encuentra en una zona de exclusividad, tienen el derecho de adquirir gas de parte de un proveedor distinto al permisionario legítimo; por ejemplo un usuario industrial en la zona de exclusividad del Distrito Federal puede decidir adquirir gas facturado por PGPB y no por el distribuidor de la zona: Gas Natural México.

158

Por su importancia, conviene mencionar que en el Artículo 6º Transitorio del Reglamento del Gas natural, se señala que Pemex deberá poner en operación los sistemas de información y los mecanismos y equipos que garanticen el acceso abierto a terceros a sus sistemas de transporte.

4.1.1.6 Normas Las Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) son otro elemento del marco regulador de la industria de gas natural, ya que establecen los estándares técnicos relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento; de los sistemas de transporte, distribución, almacenamiento y despacho de gas natural:

• NOM-001-SECRE-2003. Calidad del gas natural. DOF 29-03-2004.

• NOM-002-SECRE-2003. Instalaciones para el aprovechamiento del gas natural. DOF 08-12-2003.

• NOM-003-SECRE-2002. Distribución de gas natural y gas LP por ductos. DOF 12-03-2003.

• NOM-004-SECRE-1997. Gas natural licuado -instalaciones vehiculares-. DOF 26-01-1998.

• NOM-005-SECRE-1997. Gas natural licuado -estaciones de servicio-. DOF 28-01-1998.

• NOM-006-SECRE-1999. Odorización del gas natural. DOF 27-01-2000.

• NOM-007-SECRE-1999. Transporte de gas natural. DOF 11-04-2001.

• NOM-008-SECRE-1999. Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas. DOF 27-01-2000.

• NOM-009-SECRE-2002. Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas LP en ductos. DOF 08-02-2002.

• NOM-010-SECRE-2002. Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones de servicio. DOF 28-07-2004.

• NOM-011-SECRE-2000. Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares. DOF 23-10-2002.

• NOM-013-SECRE-2004. Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural. DOF 08-11-2004189.

189 CRE. Normas Oficiales Mexicanas. www.cre.gob.mx.

159

4.1.1.7 Ley de Inversión Extranjera Los inversionistas extranjeros deben sujetarse a las reglas de participación establecidas en la Ley de Inversión Extranjera. En ésta no se señalan límites en cuanto a la propiedad y operación de los sistemas del mercado del gas natural190. La Ley limita a un 49% la participación de extranjeros en las compañías de construcción de ductos. Cabe señalar que dicho porcentaje puede ser mayor, previa autorización de la Comisión de Inversiones Extranjeras191. Por su parte, las importaciones y exportaciones de gas natural podrán ser efectuadas sin necesidad de permiso previo, toda vez que esta actividad comercial tiene como fin permitir el desarrollo y uso eficiente de las redes de transporte y distribución, así como introducir una alternativa de suministro que implique para Pemex un factor de competencia en las ventas de primera mano.

4.1.1.8 Ley de Comercio Exterior Con relación a la Ley de Comercio Exterior, en el Artículo 15 se señala que, para fines de asegurar el abasto de productos destinados al consumo básico de la población y el abastecimiento de materias primas a los productores nacionales o para regular o controlar recursos naturales no renovables del país (el caso de los hidrocarburos), se deben establecer medidas para regular o restringir la exportación o importación de mercancías a través de acuerdos expedidos por la Secretaría de Economía (SE) o, en su caso, conjuntamente con la autoridad competente. Situación a la que se debe apegar todo aquel interesado en importar o exportar gas natural192.

4.1.1.9 Tratado de Libre Comercio con América del Norte El párrafo tercero del Anexo 602.3, del Capítulo VI del TLCAN, Energía y Petroquímica Básica, señala que: "Cuando los usuarios finales y los proveedores de gas natural o de bienes petroquímicos consideren que el comercio transfronterizo de dichos bienes pueda ser de su interés, cada una de las Partes permitirá que dichos usuarios y proveedores, así como cualquier empresa del Estado de dicha Parte según lo exija la legislación nacional, negocien contratos de suministro"193.

190 Se entiende por sistema a "El conjunto de ductos, compresores, reguladores, medidores y otros equipos para la conducción o almacenamiento de gas". Con base en el Reglamento de gas natural. Op. Cit. 191 Presidencia de la República. (Decreto). Ley de la Inversión Extranjera, Art. 8 y 9. México, última reforma publicada en el DOF el 18-07-2006. 192 SE. Ley de Comercio Exterior. México, publicado en el DOF el 27 de julio de 1993, última reforma publicada en el DOF el 21-12-2006. Fuente electrónica del H. Congreso de la Unión. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 193 Secretaría de Comercio y Fomento Industrial. Tratado de Libre Comercio de América del Norte. México, 1994. Edit. Miguel Ángel Porrúa.

160

Con las modificaciones al marco legal del mercado del gas natural en México, este párrafo ha cobrado mayor importancia, ya que "Pemex estaba facultado para contratar el suministro de gas transfronterizo. Actualmente, lo puede hacer cualquier empresa del sector social o privado"194, que así lo desee.

4.1.2. Aspectos ambientales

Con respecto al marco legal que regula a la industria del gas natural y su relación con el ambiente, a continuación se describe una serie de disposiciones legales que deben ser atendidas para garantizar que dicha relación sea justa, sustentable y en equilibrio con el entorno, en especial para el caso de las plantas de regasificación de GNL. Ver Diagrama 7.

Diagrama 7 México: esquema del marco regulatorio en materia ambiental

Constitución Política de losEstados Unidos Mexicanos

Artículos 25, 27, 73, 121 y 122

Ley General de Vida silvestre

Ley General de Equilibrio Ecológicoy la Protección al Ambiente

Ley de Planeación

Ley Orgánica de la AdministraciónPública Federal

Reglamento en materia de:- Impacto ambiental- Prevención y control de la

contaminación- Residuos

Normas

Reglamento Interiorde la semarnat


Artículos 25, 27, 73, 121 y 122


Artículos 25, 27, 73, 121 y 122





Ley de PlaneaciónLey de Planeación







NormasNormas



Elaboración propia, con base en Semarnat. A nivel constitucional, hay una serie de Artículos (25, 73,121 y 122), que mencionan la obligatoriedad que tienen los sectores público y privado de impulsar el desarrollo económico sin menoscabar el ambiente, ya sea en términos de aire, suelo o agua. Por citar un ejemplo, el artículo 25 constitucional indica que se “apoyará e impulsará a las empresas de los sectores social y privado de la economía, sujetándolos a las modalidades que dicten al interés público y al uso, en beneficio general, de los recursos productivos, cuidando su conservación y el ambiente”195. Para cumplir con lo anterior, ha sido necesario crear una serie de leyes y reglamentos que se citan a continuación:

• Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA). Sus disposiciones son de orden público e interés social y tienen por objeto propiciar el desarrollo sustentable y establecer las bases para:

194 Aguilar Álvarez, Humberto C. y Claudia Teja Meléndez. "Análisis del mercado y marco regulatorio del gas en México". Pemex Lex. México, julio-agosto de 1996, No. 97 y 98, p. 33. 195 Constitución Política de los Estados Mexicanos. Op. Cit.

161

o Garantizar el derecho de toda persona a vivir en un ambiente adecuado para su desarrollo, salud y bienestar.

o Definir los principios de la política ambiental y los instrumentos para su aplicación.

o La preservación, la restauración y el mejoramiento del ambiente. o La preservación y protección de la biodiversidad, así como el

establecimiento y administración de las áreas naturales protegidas. o El aprovechamiento sustentable, la preservación y, en su caso, la

restauración del suelo, el agua y los demás recursos naturales, de manera que sean compatibles la obtención de beneficios económicos y las actividades de la sociedad con la preservación de los ecosistemas.

o La prevención y el control de la contaminación del aire, agua y suelo196.

De esta Ley se desprende una serie de reglamentos en materia de: o Evaluación del Impacto Ambiental. Éste tiene por objeto

reglamentar la LGEEPA, en materia de evaluación del impacto ambiental a nivel federal. La aplicación de este reglamento compete al Ejecutivo Federal, por conducto de la Semarnat197.

o Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. .Éste debe ser aplicado de manera concurrente por la Federación, las Entidades Federativas y los Municipios198.

o Residuos. La aplicación de este Reglamento compete al Ejecutivo Federal por conducto de la Secretaría de Desarrollo Social199.

• Ley General de Vida Silvestre. Su objeto es establecer la concurrencia del gobierno a nivel federal, estatal y municipal en el ámbito de sus respectivas competencias, relativa a la conservación y aprovechamiento sustentable de la vida silvestre y su hábitat, en las zonas en donde la nación ejerce su jurisdicción200.

• Ley de Aguas Nacionales. Tiene por objeto regular la explotación, uso o aprovechamiento de dichas aguas, su distribución y control, así como la

196 Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. México. DOF 16-05-2008. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 197 Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental. México. DOF 30-05-2000. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 198 Reglamento de la ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente en materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. México. DOF 03-06-2004. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 199 Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos. México, DOF 30-11-2006. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 200 Ley General de Vida Silvestre. México. DOF 01-02-2007. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio.

162

preservación de su cantidad y calidad para lograr un desarrollo integral sustentable201. Esta Ley se instrumenta a través del Reglamento de la Ley de aguas Nacionales, a través de la Comisión Nacional del Agua y el Registro Público de Derechos de Agua202.

• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. Establece las bases de organización de la Administración Pública Federal, centralizada y paraestatal203.

• Ley de Planeación. Ésta tiene por objeto establecer las normas y principios básicos conforme a los cuales se llevará a cabo el PND y encauzar, en función de ésta, las actividades de la administración Pública Federal, como es el caso de la Semarnat204.

Las normas que garantizan la aplicación de dichas leyes y reglamentos en materia ambiental son:

• Emisiones a la atmósfera o NOM-024-SSA1-1993. Indica criterios para evaluar la calidad del

aire con respecto a las partículas suspendidas totales. DOF 23-12-1994.

o NOM-025-SSA1-1993. Indica criterios para evaluar la calidad del aire con respecto a las partículas menores de 10 micras (pm10). DOF 23-12-1994.

o NOM-085-ECOL-1994. Establece los niveles máximos permisibles de contaminación atmosférica emitida por fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones. DOF 12-02-1994.

o NOM-086-ECOL-1994. Señala las características que deben reunir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se usan en fuentes fijas y móviles. DOF 12-02-1994.

• Emisiones al agua o NOM-001-ECOL-1996. Establece los límites máximos permisibles

de contaminantes en las descargas de aguas residuales. DOF 24-06-1996.

• Protección ambiental o NOM-059-ECOL-2001. Norma la protección de especies nativas de

flora y fauna silvestres. DOF 16-05-1994.

201 Ley de Aguas Nacionales. México. DOF 18-04-2008. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 202 Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales. México. DOF 29-08-2002. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 203 Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. México. DOF 01-10-2007. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio. 204 Ley de Planeación. México. DOF 13-06-2003. www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio.

163

• Residuos o NOM-004-SCT/2000. Señala las reglas del sistema de

identificación de unidades destinadas al transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos. DOF 18-11-1999.

o NOM-005-SCT/2000. Norma la información de emergencia para el transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos. DOF 3-11-1999.

o NOM-052-SEMARNAT-1993. Establece las características de los residuos peligrosos y el listado de los mismos y los limites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente. DOF 22-10-1993.

• Ruido ambiental y laboral o NOM-011-STPS-2001. Relativa a las condiciones de seguridad e

higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido. DOF 4-05-2001.

o NOM-081-ECOL-1994. Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. DOF 22-06-1994.

Entre otros instrumentos de regulación ambiental, cabe destacar el uso de la Licencia Ambiental Única. Su carácter es de regulación directa para el sector industrial de jurisdicción federal. Coordina en un solo proceso la evaluación y dictamen integrado de los trámites ambientales que la industria necesita realizar ante la Semarnat. Las fuentes fijas de jurisdicción federal que deberán tramitar su Licencia son las industrias química, del petróleo y petroquímica, de pinturas y tintas, automotriz, de celulosa y papel, metalúrgica, del vidrio, de generación de energía eléctrica, del asbesto, cementera y calera y de tratamiento de residuos peligrosos205.

4.2. Efectos sobre el marco legal y regulatorio

4.2.1. Evolución esperada para fijar el precio del gas natural

4.2.1.1 Definición actual Como se comentó, con la aplicación del nuevo marco regulatorio en materia de gas natural, Pemex pasó de un esquema de monopolio, a ser un proveedor de molécula y servicios con carácter dominante, con actividades definidas y reguladas. Dichas reformas también provocaron cambios en la forma en que se fijarían los precios y tarifas a usuarios intermedios y consumidores finales de dicho energético.

205 Sitios electrónicos de las siguientes secretarías: Semarnat, SSA, STPS y SCT.

164

En la actualidad, para determinar el precio del gas natural al nivel de usuario, la regulación considera los siguientes aspectos básicos:

• Balance comercial con el exterior. • Precio spot del energético en mercados de referencia. • Energía empleada para el transporte de la molécula desde los puntos de

inyección. • Tipo de usuario, ya sea industrial206, distribuidor207, comercial208 o

doméstico. • Nivel de consumo209. • Gasto de inversión en infraestructura de almacenamiento, transporte y

distribución. • Cuotas de recuperación210 a través de tarifas por servicios de

almacenamiento, transporte y distribución, principalmente211. A pesar de que PGPB212 es un agente más en el mercado, éste cuenta con la capacidad de participar en prácticamente cualquier sección de su estructura, ya sea como transportista o comercializador, de tal forma que puede llegar a usuarios de nivel intermedio o final, esto siempre y cuando no incurra en actividades de monopolio o cualquier situación que ponga en riesgo la competitividad de otros agentes del mercado213. De forma similar a PGPB, existen algunas empresas particulares, pero de menor escala, que también cuentan con la capacidad para operar todos los mecanismos disponibles en el mercado para llegar al usuario final. Se trata de firmas que por su posición geográfica, cuentan con autorización por parte de la CRE para llevar a cabo actividades integrales vinculadas a la importación214, almacenamiento, transporte, comercialización y distribución. Esta situación ocurre en lugares como Mexicali, Piedras Negras y Tijuana; donde la

206 Considera los sectores de transformación y eléctrico. 207 Es una figura especial en el entorno de la regulación del mercado del gas natural, ya que actúa como intermediario en zonas de exclusión para llegar a los otros usuarios finales. 208 Considera a los sectores comercial y de servicios, tales como oficinas de gobierno, hospitales o instalaciones militares; por citar algunos ejemplos. 209 Si el nivel de consumo es alto y/o fijo se consideran cuotas más bajas con relación a consumos bajos y/o erráticos. 210 Mismas que consideran márgenes de ganancia regulados por la CRE. 211 La regulación en este sentido también prevé cuotas por servicios por conexión-desconexión al sistema de distribución. 212 Organismo de Petróleos Mexicanos que se encarga de procesar, transportar y comercializar gas natural, hidrocarburos líquidos (como el gas LP) y productos petroquímicos básicos, tales como etano, gasolinas naturales y azufre. 213 Cuando un usuario desea adquirir gas y no se encuentra en una zona de exclusión, significa que su proveedor será la razón social más cercana que cuente con infraestructura de transporte para atenderlo, ya sea PGPB o un particular. Sólo en este tipo de situaciones se permite la integración vertical entre transporte, comercialización y distribución directa a usuario final. 214 Hasta la fecha, Pemex es el único que puede explotar y producir gas natural.

165

característica principal es que los sistemas de transporte y distribución no están conectados con alguno de los sistemas de transporte de PGPB. PGPB y dichas firmas, al ser los proveedores dominantes en ciertas áreas geográficas del mercado, han establecido una fórmula genérica que no viola la legislación vigente en esta materia215:

Precio de gas natural= Precio de referencia +

Gastos de importación + Gas combustible + Costo de transporte + Costo de servicios + IVA

Otro grupo de agentes del mercado sólo participan de manera parcial, por lo que la fijación de su precio o tarifa se restringe sólo a ciertos aspectos, por ejemplo:

• Transportista de acceso abierto: costo de transporte.

• Almacenista: costo de almacenamiento.

• Comercializador: costo por arbitraje de molécula y reserva de capacidad.

• Distribuidor: costo por distribución de molécula, en su equivalente energético, a usuarios finales. El cargo se realiza por el uso de la red y por la reserva de capacidad. También se considera el pago de otro tipo de servicios colaterales (conexión, desconexión, etc). Ver Diagrama 8.

Diagrama 8

Participantes en el mercado de gas natural y nivel de acción

Proveedorprimario

gas del exterior

PGPB oterceros

gas nacional

PEP

PGPB

Almacenamiento

Transporte

Comercialización

Distribución

Usuario final o intermedio

PARTICULARES

Almacenamiento

Transporte

Comercialización

Proveedorprimario

gas del exterior

PGPB oterceros

gas nacional

PEP

Proveedorprimario

gas del exterior

PGPB oterceros

gas nacional

PEPPEP

PGPB

Almacenamiento

Transporte

Comercialización

Distribución


PARTICULARES

Almacenamiento

Transporte

Comercialización

PGPB

Almacenamiento

Transporte

Comercialización

Distribución


PARTICULARES

Almacenamiento

Transporte

Comercialización

Elaboración propia con base en la CRE.

215 En la frontera con Estados Unidos, hay algunos sistemas aislados que son operados por una sola firma, que hace a su vez las funciones de proveedor de primera mano, almacenador, transportista, comercializador y distribuidor.

166

Para regular tanto a Pemex como al resto de los agentes del mercado, la CRE emitió la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural216, misma que indica la forma en que cada uno de los agentes estimará sus precios y tarifas, dependiendo de lo amplio o corto de su actividad. La Directiva establece los criterios para fijar el precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano en México, así como los precios y tarifas para el transporte posterior a la venta de primera mano, la distribución, el almacenamiento y otros servicios:

• Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas.

• Precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano en Ciudad Pemex.

• Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en plantas de proceso (CPG’s) distintas a Ciudad Pemex o Reynosa.

• Precio máximo de adquisición a los distribuidores.

• Tarifas de transporte, distribución y almacenamiento.

• Servicios.

4.2.1.1.1 Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas

Ecuación 1

iiii TFDHSCVPMR +−= Donde:

VPMR: precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas (US$/unidad217).

HSC: precio del gas natural cotizado en el Houston Ship Channel218.

D: diferencial histórico entre el HSC y la cotización promedio del gas en el sur de Texas.

TF219: costo de transporte entre la frontera en Tamaulipas y los ductos

216 CRE. Directiva sobre la determinación de precios y tarifas para las actividades reguladas en materia de gas natural (DIR-GAS-001-1996). México, 20-03-1996. 217 En su caso pueden ser Gcal o Gj. 218 La fuente y estimación de este valor depende de si el cálculo se requiere diario o mensual. Para facilitar su comprensión se omite esta situación.

167

del sur de Texas. Su aplicación depende del balance diario del comercio exterior de gas natural a través de la frontera con Reynosa, Tamps. Si:

Importación neta → TF > 0 Balance en equilibrio → TF = 0

Exportación neta → TF < 0 I: periodo.

Como se puede apreciar, uno de los componentes básicos de esta fórmula es el valor que se fije para el gas natural en el índice del HSC220, ajustado por la evolución de los precios en todo el sur de Texas. Históricamente, este índice ha venido en franco ascenso (TMCC anual de 9.2% para el periodo 93-06) y, en virtud de la escalada que presentan los precios del crudo, no se espera que este ritmo disminuya en el corto y mediano plazos. Ver Gráfica 42 y Mapa 33.

Gráfica 42 Precio promedio del gas natural, canasta Reynosa

(US$/MMBTU)

-

1

2

3

4

5

6

7

8

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

TMCC: 9.2%

Elaboración propia con base en datos de Pemex.

219 La CRE determina el valor de TF mediante resolución debidamente fundada y motivada, para lo cual mantendrá un análisis y seguimiento de las condiciones del mercado de transporte relevante en los EUA, de manera que este elemento permita reflejar adecuadamente el costo de oportunidad del gas nacional. 220 Houston Ship Channel, referencia ubicada en Texas. Es considerado uno de los mercados spot más activos en materia de gas natural. Es un punto de referencia (benchmark) para los precios de este commodity a nivel Norteamérica. Para mejorar la estimación del precio de venta de primera mano, la CRE ha modificado la directiva de referencia mediante una serie de resoluciones que la actualizan, de tal forma que se han incluido precios de referencia para cada uno de los puntos de internación (Permian Basin para zonas de Chihuahua Norte, Anáhuac y Samalayuca; Permian y Waha para otras zonas de Chihuahua y, Canasta Naco para la zona Naco). Recientemente, el precio de referencia para el punto de internación Reynosa es el denominado Texas Eastern Transmisión Corp. South Texas zone (Tetco).

168

Mapa 33 Determinación del precio máximo del gas en Reynosa, Tamps.

TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF

Los RamonesPunto dearbitraje

TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


TEXAS, EUA(HSC)

MÉXICO

Reynosa

VPMR

Tam

aulip

as

Nuev

o Le

ón

TF


Elaboración propia, con base en la CRE.

4.2.1.1.2 Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Cd. Pemex

Ecuación 2

iii TPVPMRVPMCP +=

Donde:

TP: tarifa neta (netback) autorizada a Petróleos Mexicanos para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta Ciudad Pemex vigente en el periodo i (US$/unidad).

A su vez, la TP se estima como:

Ecuación 3

CPi

Aii TPTPTP −=

Donde:

TPA: tarifa autorizada a Petróleos Mexicanos para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta el punto de

169

arbitraje vigente (US$/unidad).

TPCP: tarifa por el servicio de transporte de Petróleos Mexicanos desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex (US$/unidad).

Ecuación 4

Ai

Ai

Ai CCCUTP +=

Donde:

CUA: cargo por uso autorizado a Petróleos Mexicanos para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa al punto de arbitraje (US$/unidad).

CCA: cargo anual por capacidad autorizado a Petróleos Mexicanos para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa al punto de arbitraje (US$/unidad).

CUCP: cargo por uso autorizado a Petróleos Mexicanos para el servicio de transporte desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex (US$/unidad).

CCCP: cargo anual por capacidad autorizado a Petróleos Mexicanos para el servicio de transporte desde el punto de arbitraje hasta Ciudad Pemex (US$/unidad).

Tradicionalmente se ha ubicado a Los Ramones, N.L., como el punto de arbitraje o de referencia, es decir donde confluyen el gas seco de origen extranjero con el nacional. Sin embargo, expertos en la materia opinan que dicho punto se ha movido hacia el sur, ubicándolo en los límites de Tamaulipas con Veracruz. Ver Mapa 34. El valor de TP se mantiene sin cambio hasta que la CRE autoriza nuevas tarifas de transporte a Petróleos Mexicanos, independientemente de las variaciones en el tipo de cambio.

4.2.1.1.3 Precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en plantas de proceso distintas a Ciudad Pemex o Reynosa

El precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en plantas de proceso distintas a las ubicadas en Ciudad Pemex o Reynosa se determinará conforme a los criterios que se indican a continuación:

I. Para plantas de proceso ubicadas en el sistema de transporte de Pemex entre Reynosa y el punto de arbitraje, el precio máximo se calculará como la suma del precio máximo del gas en Reynosa y la tarifa de transporte

170

autorizada a Pemex para el trayecto comprendido entre Reynosa y la planta de proceso respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta: ver Mapa 35.

Mapa 34

Venta de primera mano en Cd. Pemex y ubicación del punto de arbitraje real

Punto dearbitraje real

Punto dearbitraje nominal

EUA

MÉXICO

VPMR+TPA

CPGCd. Pemex

-TPCP

Netback

Punto dearbitraje real

Punto dearbitraje nominal

EUA

MÉXICO

VPMR+TPA

CPGCd. Pemex

-TPCP

Netback


Ecuación 5

P

iR

iPiiP TPTPVPMRVPMP −+= ,, Donde:

VPMPP: precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en la planta de proceso p (US$/unidad).

VPMR: precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Reynosa, Tamaulipas (US$/unidad).

TPPR: tarifa autorizada a Petróleos Mexicanos para el servicio de

transporte desde la frontera en Reynosa hasta el sector de transporte donde se ubica la planta de proceso p vigente (US$/unidad).

TPP: tarifa de transporte del sector donde se ubica la planta de proceso p vigente (US$/unidad).

171

Mapa 35 Determinación del precio del gas natural para plantas ubicadas

entre Reynosa y el punto de arbitraje

EUA Frontera enReynosa

CPGReynosa

CPGBurgos

Tamaulipas

-TPP

Sector Reynosa

+TPPR

VPMPPLos Ramones EUA

MÉXICO

CPGReynosa

CPGBurgos

Tam

aulip

as

Nuevo Leó

n

VPMPP

VPMR

Los Ramones EUA

MÉXICO

CPGReynosa

CPGBurgos

Tam

aulip

as

Nuevo Leó

n

VPMPP

VPMR

Los Ramones EUA

MÉXICO

CPGReynosa

CPGBurgos

Tam

aulip

as

Nuevo Leó

n

VPMPP

VPMR


CPGReynosa

CPGBurgos

Tamaulipas

-TPP

Sector Reynosa

+TPPR

VPMPP


CPGReynosa

CPGBurgos

Tamaulipas

-TPP

Sector Reynosa

+TPPR

VPMPPLos Ramones EUA

MÉXICO

CPGReynosa

CPGBurgos

Tam

aulip

as

Nuevo Leó

n

VPMPP

VPMR

Los Ramones EUA

MÉXICO

CPGReynosa

CPGBurgos

Tam

aulip

as

Nuevo Leó

n

VPMPP

VPMR

Los Ramones EUA

MÉXICO

CPGReynosa

CPGBurgos

Tam

aulip

as

Nuevo Leó

n

VPMPP

VPMR


II. Para plantas de proceso ubicadas en el sistema de transporte de Pemex

entre Ciudad Pemex y el punto de arbitraje, el precio máximo se calculará como la suma del precio máximo del gas en Ciudad Pemex y la tarifa de transporte autorizada a Petróleos Mexicanos para el trayecto comprendido entre Ciudad Pemex y la planta de proceso respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta: ver Mapa 36.

Ecuación 6

P

iCP

iPiiP TPTPVPMCPVPMP −+= ,, Donde

VPMPP: precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en la planta de proceso p (US$/unidad).

VPMCP: precio máximo del gas objeto de venta de primera mano en Ciudad Pemex (US$/unidad).

TPPCP: tarifa autorizada a Petróleos Mexicanos para el servicio de

transporte desde Ciudad Pemex hasta el sector de transporte donde se ubica la planta de proceso p vigente (US$/unidad).

172

TPP: tarifa de transporte del sector donde se ubica la planta de proceso p vigente (US$/unidad).

Mapa 36 Determinación de precios del gas natural para plantas ubicadas entre Cd. Pemex y el

punto de arbitraje (ejemplo para el CPG Poza Rica)

CPGCd. Pemex

CPGPoza Rica

+TPPCP

-TPP

Sector VeracruzLos Ramones, N.L.

EUA

MÉXICO

VPMPP

VPMCP

CPGCd. Pemex

CPGPoza Rica

+TPPCP

-TPP

Sector VeracruzLos Ramones, N.L.

EUA

MÉXICO

VPMPP

VPMCP Elaboración propia, con base en la CRE.

4.2.1.1.4 Precio máximo de adquisición a los distribuidores La regulación del precio máximo de adquisición establece un límite en el cargo que el distribuidor puede trasladar a los usuarios finales como resultado de sus costos incurridos en la adquisición del gas y la contratación de los servicios de transporte y almacenamiento. La Comisión regula esta actividad para prevenir que los usuarios finales que adquieren gas de los distribuidores paguen una cantidad mayor al precio máximo de venta de primera mano más las tarifas autorizadas de transporte y almacenamiento221. El precio máximo de adquisición permitirá a los distribuidores recuperar los costos en que incurran por:

• La adquisición de gas a un precio igual o menor al promedio ponderado del precio de referencia, que normalmente será el precio máximo de las ventas de primera mano, y

• La contratación prudente del servicio de transporte a través de un trayecto

apropiado y del servicio de almacenamiento incurrido, a las tarifas aprobadas por la Comisión.

221 CRE. DIR-GAS-001-1996. Op. Cit.

173

4.2.1.1.5 Tarifas de transporte, distribución y almacenamiento. Las tarifas de transporte, distribución u almacenamiento se regularán a través de una metodología de ingreso máximo. A diferencia de la regulación por “costo de servicio”, esta metodología resulta en una intervención reguladora moderada y proporciona a los permisionarios:

I. Incentivos para mejorar la eficiencia de los sistemas e incrementar el flujo de gas conducido o almacenado;

II. Flexibilidad para el desarrollo de la industria del gas, y

III. La oportunidad de obtener una rentabilidad apropiada, a los

permisionarios eficientes. Al elegir esta forma de regulación, la Comisión combina incentivos para un desarrollo y operación eficientes, con un régimen que limita el riesgo y promueve la expansión de la oferta de gas a una amplia base de usuarios. Este régimen proporciona un balance entre la protección a los usuarios y el establecimiento de condiciones para promover la inversión en México y desarrollar la industria de gas. La Comisión regulará las tarifas de transporte y distribución fijando un ingreso máximo anual durante un periodo de cinco años. El ingreso máximo inicial podrá ser distinto para cada permisionario de acuerdo a sus condiciones específicas de operación. La idea de estas tarifas es que permitan a un permisionario eficiente la oportunidad de obtener una rentabilidad apropiada con relación a su inversión y búsqueda por la eficiencia.

4.2.1.1.6 Servicios por conexión Los servicios de conexión consisten en la instalación de ductos y medidores, en su caso, que permitan conectar los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución con otros sistemas y con usuarios finales.

4.2.1.2 Evolución esperada Con la instalación de las cuatro regasificadoras planteadas en la región de estudio y su infraestructura colateral, se tendría que redefinir el esquema del precio de venta de primera mano para el gas natural. Sobre todo si se toma en cuenta que:

• En la directiva para la determinación de precios y tarifas, la CRE indica que: “Cuando, por el desarrollo de nuevos yacimientos de gas natural o la instalación de nuevas plantas de proceso, las fórmulas previstas en esta Directiva no permitan determinar adecuadamente el precio del gas

174

proveniente de dichos orígenes con base en su costo de oportunidad o las condiciones de los mercados de referencia que resulten relevantes, esta Comisión evaluará y, en su caso, expedirá las fórmulas específicas que se requieran”222.

• Asimismo, “la Comisión, de oficio o a solicitud del distribuidor o de los usuarios, podrá autorizar un precio de referencia distinto al precio máximo de venta de primera mano, cuando:

o El distribuidor no esté conectado a una planta de proceso de gas nacional, a través del sistema de transporte, o

o El precio máximo de venta de primera mano no sea apropiado, debido a la posición geográfica en donde se ubique el distribuidor.

Si se retoma el esquema de infraestructura de regasificación y transporte que se plantea en los escenario medio - alto y se supone una convivencia (o mezcla) del GNL con el que actualmente circula en el resto del sistema (de origen nacional y extranjero), entonces habrá que redefinir los puntos de arbitraje y por ende el cálculo del precio del gas en su venta de primera mano. También se deben considerar en este escenario a las nuevas regasificadoras de Tamaulipas y Baja California: Terminal de LNG de Altamira y Energía Costa Azul, respectivamente. En un escenario de sinergia y convivencia de diversas ofertas de gas natural del exterior con la oferta de producción nacional, se podrían presentar las siguientes circunstancias:

• La CRE tendría que ponderar los precios spot de distintas regiones del mundo, pues el GNL podría llegar de África, Asia, Australia, Medio Oriente e incluso Sudamérica (Perú y/o Bolivia) o, en su caso, tomar en cuenta el rango de precios al que se haya contratado el suministro de gas natural en cada una de las instalaciones de regasificación.

• De instalarse toda la infraestructura planteada, ésta iría creciendo en busca de economías de escala y eficiencia, agregando módulos de regasificación y almacenamiento, situación que aceleraría la convivencia del gas de origen extranjero con el nacional.

• Por costo de oportunidad, si los precio del GNL se tornan competitivos, el impulso del gas del Pacífico podría cambiar la estrategia de transporte de PGPB y algunos particulares, orientando los esfuerzos hacia una extracción más intensa de dicha oferta.

• A pesar de los esfuerzos de PEP y PGPB por aminorar el ingreso del gas natural del exterior, las últimas estimaciones del mercado indican que el país continuará siendo un importador neto, situación que acentuará aún más el desplazamiento del punto de arbitraje hacia el centro del país.

222 Ibid., p. 21.

175

Por lo anterior, se podría esperar que el nuevo punto de arbitraje se ubicara cerca del centro del país. Ver Mapa 37.

Mapa 37 Impacto de la infraestructura del GNL sobre el punto de arbitraje

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

PuertoLibertad

Guaymas

Hermosillo

Los Mochis

EUA

Jalisco


Adicional

Topolobampo

San Blas Tepic

Pto.Vallarta

Altamira

CostaAzul

África

AsiaMedio Oriente

AustraliaSudamérica

Punto de arbitraje desplazado

Punto de arbitraje actial

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

PuertoLibertad

Guaymas

Hermosillo

Los Mochis

EUA

Jalisco


Adicional

Topolobampo

San Blas Tepic

Pto.Vallarta

Altamira

CostaAzul

África

AsiaMedio Oriente

AustraliaSudamérica

Punto de arbitraje desplazado

Punto de arbitraje actial

Elaboración propia, con base en API de Topolobampo, CFE, DKRW Energy, PGPB, Repsol-YPF, Sempra, Sener y Terminal de LNG de Altamira (TLA).

4.2.2. Revisión de las zonas ambientalmente críticas

La NOM-085-ECOL-1994223 se instauró en México con el fin de regular las fuentes fijas224, que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, al establecer:

• Los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno.

• Los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión.

223 DOF 12-02-1994. 224 La instalación o conjunto de instalaciones pertenecientes a una sola persona física o moral, ubicadas en una poligonal cerrada que tenga como finalidad desarrollar operaciones o procesos industriales, comerciales o de servicios o actividades que generen o puedan generar emisiones contaminantes a la atmósfera.

176

• Los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión.

La aplicación de esta norma impactó a todas las empresas (públicas o privadas) dedicadas a la generación de energía (ya sea en su forma primaria o secundaria) y a la industria de la transformación. Para cumplir con su cometido, dicha norma dividió al país en tres zonas:

• Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM): El área integrada por las 16 Delegaciones Políticas del Distrito Federal y los siguientes 17 municipios del Estado de México: Atizapán de Zaragoza, Coacalco, Cuautitlán de Romero Rubio, Cuautitlán Izcalli, Chalco de Covarrubias, Chimalhuacán, Ecatepec, Huixquilucan, Ixtapaluca, La Paz, Naucalpan de Juárez, Nezahualcóyotl, San Vicente Chicoloapan, Nicolás Romero, Tecámac, Tlalnepantla y Tultitlán.

• Zonas –ambientalmente- críticas (ZC): las zonas metropolitanas de Monterrey225 y Guadalajara226; los centros de población de: Coatzacoalcos-Minatitlán (municipios de Coatzacoalcos, Minatitlán, Ixhuatlán del Sureste, Cosoleacaque y Nanchital), en el Estado de Veracruz; Irapuato-Celaya-Salamanca (municipios de Celaya, Irapuato, Salamanca y Villagrán), en el Estado de Guanajuato; Tula-Vito-Apasco (municipios de Tula de Allende, Tepeji de Ocampo, Tlahuelilpan, Atitalaquia, Atotonilco de Tula, Tlaxoapan y Apaxco) en los estados de Hidalgo y de México; corredor industrial de Tampico-Madero-Altamira (municipios de Tampico, Altamira y Cd. Madero), en el Estado de Tamaulipas; el Municipio de Tijuana, en el Estado de Baja California y el Municipio de Cd. Juárez, en el Estado de Chihuahua.

• Resto del país (RP): Es toda la extensión territorial nacional excluyendo la Zona Metropolitana de la Ciudad de México, (ZMCM) y las Zonas Críticas (ver Mapa 38).

Entre sus medidas, esta norma requirió observar límites máximos en las emisiones a la atmósfera en dos fases (la primera de 1994 a 1997 y la segunda de 1998 en adelante227), esto en función de:

• La ubicación geográfica de las empresas (ZMCM, ZC y RP).

• Tipo de proceso (procesos de transformación o generación de energía eléctrica).

• La capacidad de combustión. 225 El área integrada por los siguientes municipios del Estado de Nuevo León: Monterrey, Apodaca, General Escobedo, Guadalupe, San Nicolás de los Garza, San Pedro Garza García, Santa Catarina y Juárez. 226 El área integrada por los siguientes municipios del Estado de Jalisco: Guadalajara, Ixtlahuacán del Río, Tlaquepaque, Tonalá, Zapotlanejo y Zapopan. 227 Densidad del humo, partículas suspendidas totales, CO2, NOx y exceso de aire de combustión.

177

Mapa 38

México: zonas ambientalmente críticas

Tijuana, B.C.

ZMCM*

Veracruz,Ver.

Tampico,Tamps.

Monterrey,N.L.

Cd. Juárez,Chih.

Hidalgo,Hgo.

Guadalajara,Jal.

Edo. deMéxico

Guanajuato,Gto.

Tijuana, B.C.

ZMCM*

Veracruz,Ver.

Tampico,Tamps.

Monterrey,N.L.

Cd. Juárez,Chih.

Hidalgo,Hgo.

Guadalajara,Jal.

Edo. deMéxico

Guanajuato,Gto.

*: Distrito Federal y municipios conurbados del Estado de México. Elaboración propia, con base en NOM-085-ECOL-1994.

• El tipo de combustible empleado. Por ejemplo, los límites máximos permisibles de emisión para calderas con capacidad mayor a 110,000 Mj/hora, similar al caso de las calderas usadas en la generación de energía eléctrica, son (Cuadro 39):

Cuadro 39 Límites máximos permisibles de emisión para calderas

con capacidad mayor a 110,000 Mj/hora

Zona ZMCM ZC RP ZMCM ZC RP ZMCM ZC RP

60 250 350 550 1,100 2,200 110 110 375

(0.090) (0.375) (0.525) (2.160) (4.310) (8.160) (0.309) (0.309) (1.052)

60 250 350 550 1,100 2,200 110 110 375

(0.085) (0.355) (0.497) (2.040) (4.080) (8.160) (0.294) (0.294) (1.000)

110 110 375

(0.281) (0.281) (0.959)

Exceso de aire de

combustión

% volumen

25

Óxidos de nitrógeno

ppmv (kg/106 kcal)

Sólidos

Líquidos

Tipo de combustible

empleado

Partículas (PST)

mg/m3 (kg/106 kcal)

Dióxido de azufre

ppmv (kg/106 kcal)

NA NA NA Gaseosos NA NA NA

NA: No aplica. Con base en la 2ª etapa de aplicación de la NOM-085-ECOL-1994.

Con base en lo anterior, desde la implementación de esta norma, las fuentes fijas de emisión, públicas y de particulares, se han dado a la tarea de tomar las medidas necesarias para satisfacerlas. Por su parte, Pemex ha mejorado la

178

formulación de sus combustibles y ha reconfigurado gran parte de su sistema de refinación; por el otro, la CFE y Luz y Fuerza del Centro (LyFC), se han dado a la tarea de reemplazar sus sistemas de caldera convencional, a base de combustóleo y gasóleo industrial, por sistemas de ciclo combinado que usan gas natural228. En paralelo, la CRE y la Sener, han promovido la expansión de la red de transporte de gas natural, al invitar a terceros en el desarrollo de nuevas líneas de transporte para usos propios y acceso abierto, así como para desarrollar nuevas zonas de distribución.

4.2.2.1 Propuesta Una medida que intensificaría dichas acciones, sería ampliar el rango y los puntos identificados como zonas ambientalmente críticas. Varias zonas del país se quedaron en el descuido y rezago ambiental, esto debido a que fueron excluidas de la categoría de zonas ambientalmente críticas. Una de estas zonas es el litoral Pacífico, donde a excepción de Jalisco, el resto de sus estados están fuera de dicha zonificación. (ver Mapa 38). Aunado a lo anterior, esta normatividad está en revisión debido a que, según las autoridades federales229, los límites máximos permisibles (LMP) de emisión de SO2 son entre cuatro y 15 veces superiores en comparación con los valores establecidos para casos similares en Estados Unidos. Asimismo, los LMP mexicanos para partículas suspendidas totales (PST) son entre dos y 10 veces superiores en comparación con la misma norma de EUA. En las revisiones de esta norma, es importante que se perfile hacia la prevención y no hacia la remediación ambiental. Por ello, es necesario que en la actualización o revisión de esta norma, se extiendan las zonas críticas hacia aquellos sitios donde aún se puede evitar el incremento de los índices de contaminación ambiental. Al hacer más estricta la norma en términos de emisión de contaminantes y en términos geográficos, se lograría impulsar las siguientes actividades:

• Incentivar el uso de fuentes de energía menos contaminantes, entre ellas, la generación de energía eléctrica a través del consumo de gas natural a base de ciclo combinado.

• El sector público y privado se darían a la tarea de emprender y promover la inversión de más sistemas de transporte de gas natural.

• Intensificar la conversión de los sistemas de calderas convencionales a base de combustóleo, diesel o carbón.

228 A esto se debe adherir las contrataciones de servicios de generación con particulares (PIE), cuya tecnología de generación también se basa, en su mayoría, en el ciclo combinado. 229 Zuk, Miriam; Garibay Bravo, Verónica; et al.. Introducción a la evaluación de los impactos de las termoeléctricas de México. México, 2006, Semarnat e Instituto Nacional de Ecología (INE); p. 34.

179

• Retirar o modernizar las plantas actuales de generación de energía eléctrica, sobre todo, aquellas que se encuentran cerca de reservas ecológicas o de sitios que ofrecen el recreo para el turismo.

Sin embargo, para que lo anterior se pudiera alcanzar, se requeriría de un verdadero apoyo financiero y logístico por parte del gobierno federal. Si bien los organismos públicos descentralizados podrían respaldarse a través de una partida presupuestal especial para solventar la situación, el sector privado podría requerir de apoyos fiscales y de financiamiento para alcanzar su reconversión en el corto y mediano plazos.

181

Conclusiones Como resultado de esta investigación, se puede concluir lo siguiente:

• La pregunta que se planteó al inicio de la tesis fue ¿en qué medida es factible impulsar el desarrollo industrial de los estados del litoral Pacífico a partir del suministro de gas natural? Con base en los resultados de esta investigación, se puede afirmar que, a excepción de la industria del acero en Lázaro Cárdenas, Mich., la disponibilidad de gas natural sólo resultaría relevante para el desarrollo del sector eléctrico.

• Por lo tanto, la oferta de gas natural no sería un detonador para el desarrollo de la industria manufacturera. Si bien la demanda de gas natural por parte de esta industria sería modesta, se requiere de la unión de más factores para que se impulse y desarrolle en pleno.

• Si se logra la instalación de las plantas de regasificación en el litoral Pacífico, así como la infraestructura colateral que esto conlleva, sus principales incentivos económicos serían:

o La demanda del sector eléctrico. o La exportación de energía (ya sea como energía primaria -gas- o

secundaria -electricidad-). o El apoyo a la seguridad y diversificación energética del país.

• A pesar de que en México se han aplicado políticas de desarrollo urbano-regional, tendientes a estimular el crecimiento de las regiones menos desarrolladas y así contribuir a la descentralización económico-demográfica de las principales ciudades, éstas han resultado poco eficaces e, incluso en algunos casos, contraproducentes. En términos prácticos, el sector industrial se ha desarrollado sin reparar en la concentración espacial y el aumento de la desigualdad entre regiones.

• El impacto y la conformación de la industria petrolera acentuó dicha desigualdad, al favorecer a los centros de producción localizados en la zona limítrofe del Golfo de México, así como a los centros de distribución y consumo ubicados en el centro y norte del país, principalmente. Por tal motivo, se excluyó de estos beneficios a bastas regiones, por ejemplo, a la mayoría de los estados que lindan con el litoral Pacífico.

• Por lo anterior, el desarrollo y ubicación industrial en México ha estado ligado indisolublemente a la disposición de mano de obra abundante y a la explotación de recursos naturales, entre ellos los energéticos; situación que ha agravado la concentración y desigualdad regional del país.

• Sin bien la intensidad energética se redujo en el pasado, en las últimas décadas esta tendencia se ha revertido, esto como resultado de la

182

escasez en las fuentes de energía no renovable y el ascenso lógico de sus precios. Para el caso de México, se verificó que su nivel de consumo de energía está íntimamente ligado a su desempeño económico.

• Para fomentar el desarrollo industrial y eléctrico, no sólo se requiere disponer de recursos naturales para contar con materias primas, también se precisa el acceso a fuentes de energía. Una opción viable para la región de estudio es el suministro de gas natural, ya sea como energético en procesos productivos o para la generación y cogeneración de energía eléctrica. Este hidrocarburo presenta varias ventajas frente a otras opciones:

o Suministro constante y oportuno. o Es más seguro, pues es más ligero que el aire, no se acumula y se

dispersa fácilmente. o No requiere de almacenamiento previo al uso final. o Combustión prácticamente exenta de elementos contaminantes. o Mejor rendimiento en la combustión. o No provoca corrosión en las instalaciones de transporte,

distribución y consumo.

• Cuando se requiere transportar gas natural es necesario recurrir a dos alternativas, los gasoductos o el traslado de GNL por vía marítima. Por razones prácticas y económicas, esta última es la opción más viable para llevar el energético a la región del litoral Pacífico.

• Lo anterior se refuerza al verificar que el costo de la infraestructura del proceso licuefacción-regasificación se ha reducido, esto como resultado de la competencia, especialización y aplicación de economías de escala.

• La demanda de gas natural se incrementará en la región no sólo por el efecto de la sustitución, también existe la expectativa de la creación de nuevas empresas que, a mediano y largo plazo, se crearían por disponer de este combustible y/o la energía eléctrica que se generaría a partir de éste. Una vez que dichas empresas maduraran, se les unirían otras, ampliando la cadena de valor y las opciones de desarrollo para la región Pacífico.

• La disposición de gas natural en el litoral Pacífico, no sólo se beneficiaría a los sectores eléctrico e sector industrial, sino también al sector turismo, al conservar el ambiente de las zonas de recreo, así como las reservas ecológicas.

• El volumen adicional de gas natural por la costa del Pacífico, también implica disminuir la dependencia del país de sus fuentes típicas de suministro (producción nacional e importación por ducto desde EUA). Asimismo, la infraestructura colateral de gasoductos proporcionaría al país una mayor capacidad de respaldo y flexibilidad, ya que ante una

183

eventualidad o catástrofe en la infraestructura del litoral Golfo y/o en los puntos de internación, se contaría con otra opción de aprovisionamiento y transporte.

• La oferta esperada de GNL en las costas que lindan los litorales del Golfo y Pacífico del país, impactará en los puntos de referencia para la determinación del precio de venta de primera mano del energético. Esta situación se puede aprovechar para consolidar el sistema de oferta de gas natural, donde los agentes encargados de su comercialización buscarían, en términos de costo-oportunidad, la mejor opción de compra.

• Por todo lo anterior, para que el suministro de GNL arribe al litoral Pacífico, se deberán cumplir las siguientes condiciones y sinergias en la región de estudio:

o Modificar las políticas de desarrollo regional, a fin de atender y mejorar aquellos mercados que se han rezagado.

o Instalar infraestructura de regasificación de GNL e infraestructura colateral: sistemas de transporte y distribución de gas natural que interconecten y lleven el energético a las principales ciudades de la región.

o Fomentar la sustitución de combustibles por gas natural. o Generar proyectos “ancla” para la creación de infraestructura de

generación de energía eléctrica. o Actualizar las normas ecológicas, así como ampliar e identificar un

mayor número de zonas ambientalmente críticas. o Crear y/o estrechar las cadenas de valor del sector industrial y

energético. o Crear, ampliar, rehabilitar y modernizar las vías de comunicación. o Incrementar la infraestructura del sistema de transporte de gas

natural con el fin de respaldar la capacidad de suministro y mejorar su flexibilidad operativa.

Todo lo anterior en un marco de crecimiento sustentable y respeto al entorno.

185

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