REFORMA REGULATORIA

Regulación de Hidrocarburos:

aría

del Gas NaturalNo Asociadoen México

Efraín Ceballos Medina

para la IndustUna Propuest

1. Introducción

E

n la última década, el gas natural se ha convertido en una de lasprincipales opciones energéticas en México y en el mundo. Ennuestro país, la demanda por este insumo se ha incrementado en60% durante el período 1993-2002, mientras que a nivel interna-

cional el aumento fue del 81%, convirtiéndose así en el combustible conmayor crecimiento en la demanda. Se estima que en el año 2015 el gasnatural pasará del tercer al segundo lugar en el consumo mundial de ener-gía, sólo atrás del petróleo.

Las razones de este aumento en el consumo se pueden explicar por la ele-vada eficiencia térmica, la alta competitividad y el bajo impacto ambiental,

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BUCI1QOACTIP 117Para pensar en la democracia

REFORMA REGULATORIA

que este combustible posee. Como resultado de esto, varios sectores industriales lo están uti-lizando cada vez más como su principal insumo, especialmente el eléctrico, el cual lo empleacon eficiencia en las nuevas plantas de ciclo combinado. En México, el aumento de la demandase explica por los proyectos de generación eléctrica, la ampliación de los sistemas de trasportey distribución de gas, dados los permisos otorgados por la Comisión Reguladora de EnergíaCRE, y por la normatividad ambiental más estricta. Sin embargo, México a pesar de que cuentacon grandes reservas, es deficitario en la satisfacción de la demanda por gas natural.

En México, por mandato constitucional, Petróleos Mexicanos PEMEX mantiene el monopoliode la exploración y explotación de gas natural. Sin embargo, la empresa estatal no ha podidosatisfacer la demanda doméstica de gas natural al enfrentar obstáculos que le dificultan alcan-zar sus objetivos de producción. Entre los obstáculos que PEMEX enfrenta se encuentran lafalta de autonomía de gestión de la paraestatal y el régimen fiscal al que está sujeto, el cual nole permite reinvertir sus rendimientos en exploración y en investigación tecnológica, lo que haobligado a la empresa a enfocarse en proyectos de extracción de petróleo, los cuales son eco-nómicamente más rentables y le permiten atender sus obligaciones fiscales con el gobierno.

Ante este contexto, PEMF.X no tiene los incentivos necesarios para desarrollar los proyectosde gas natural acordes a las grandes reservas potenciales que el país posee, lo que se ha tra-ducido en importaciones del 20% para poder cubrir la creciente demanda por gas natural enel país. Las importaciones implican costos y riesgos puesto que el total de importaciones pro-vienen de Estados Unidos, cuyo mercado es el más caro del mundo y a la vez es un importa-dor neto, posición que sugiere problemas de suministro para México, en caso de que el veci-no del norte no pueda satisfacer su propio mercado.

Está situación podría empeorar, dadas las prospectivas de crecimiento del 5.8% anual de lademanda nacional por gas natural, que si no se produce lo necesario para satisfacerla, lasimportaciones podrían alcanzar el 41% del consumo nacional en el año 2013. Este estudiotiene como objetivo analizar las características actuales del marco jurídico de la industria delgas natural en México y, a partir del cual, demostrar que el monopolio que representa Pernea(en dicho hidrocarburo no tiene razón económica de ser.

Bajo este contexto y tomando en cuenta el hecho de que México posee un potencial conside-rable en reservas de gas natural, así como costos de producción relativamente bajos, este estu-dio propone cambios estructurales, que se traducirían en un aumento en la capacidad no solopara satisfacer la demanda interna, sino para convertirse en exportador neto de gas natural.

2. El Gas Natural

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos integrada principalmente por metano conotros hidrocarburos (etano, propano, butano, pentano y gasolinas naturales) que se encuen-tra en yacimientos compartidos con petróleo crudo o en yacimientos solos, en los que no se

1

118 BuenGoblern4 Para pensar en la á-mocea-la

encuentra petróleo crudo. Principalmente por razones ambientales, el gas natural ha sido el

combustible que ha crecido más rápido en el consumo mundial durante los últimos diez

años, provocando la disminución en el uso de combustibles como el carbón.

En el mundo como en México, el gas natural cada vez se utiliza mas como insumo para gene-rar electricidad, básicamente en las plantas de ciclo combinado ya que este tipo de tecnolo-gía es menos costoso y más eficiente. Existen dos tipos de gas natural: 1): Gas NaturalAsociado, que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo crudo en yacimientos enel subsuelo y 2) Gas Natural No Asociado, el cual es extraído de yacimientos en los que estetipo de hidrocarburos se encuentra sólo, es decir, que no contienen petróleo crudo. EnMéxico, aproximadamente el 70% de la producción de gas es del tipo asociado y el 30% res-tante no está asociado al la producción de crudo. La mayor región con reservas de gas no aso-ciado en México es la cuenca de Burgos, localizada entre los estados de Tamaulipas, NuevoLeón y Coahuila, aunque también existe un yacimiento marítimo de menor tamaño.

3. Análisis Económico del Monopolio

De acuerdo con la teoría neoclásica del estudio de la ciencia económica, el Monopolio se dacuando un bien o un servicio determinado es producido u otorgado por una sola empresaen una industria dada. Por lo general, el bien o el servicio no tiene un sustituto por el cual sepueda reemplazar sin ninguna restricción, siendo entonces este producto la única alternati-va que tiene el consumidor para comprar. En esta estructura de mercado, el monopolista notoma el precio dado por el mismo mercado, por el contrario, tiene una gran influencia en lavariable precio o en la variable cantidad, buscando siempre maximizar sus beneficios.

Dicha empresa no tiene competencia alguna, puesto que existen diferentes barreras a laentrada, las cuales pueden ser legales, tecnológicas, de costos, de precios o inclusive ilegales.Sin embargo, el monopolista no pude controlar el precio y la cantidad al mismo tiempo. A unprecio dado, venderá la cantidad que el mercado acepte, es decir, si opta por un precio alto,el monopolista solo podrá vender una pequeña cantidad. Por otra parte, si el monopolistaelige el precio, dejará que el consumidor elija la cantidad, mientras que el monopolista adop-te por la cantidad, el consumidor elegirá el precio.

Para pensar en la democracia Buenelobierm 119

Precio del Gas

CMg = Oferta deGas Natural

PG,

PG,

Demanda deGas Natural

Producción del Gas NaturalYcYm

REFORMA REGUIATORIA

Costos Sociales del Monopolio

Gráfica. 1. El monopolista es ineficiente porque produce gas a unnivel Y,,, a un precio PG„,, los cuales son menor y mayor,respectivamente, en comparación con una situación decompetencia.

Véase la gráfica 1. Si el monopolista produce y vende gas en Pc. Yc, perderá el excedenteequivalente al área A, debido al menor precio que estaba vendiendo. No obstante, a cambio,recibirá C, por la mayor volumen de gas que ahora está vendiendo.

El excedente del consumidor se elevará en lo equivalente a A, porque ahora está obteniendo elvolumen de gas que anteriormente estaba comprando a un precio menor. Adicionalmente, el con-sumidor está obteniendo B, por el volumen de gas extra que ahora la empresa está vendiendo.

En realidad, el área A es solamente una transferencia del monopolista al consumidor, endonde el consumidor mejora y el monopolista empeora, pero el excedente total no cambia.Las áreas B + C representan el aumento en el excedente tanto para el consumidor comopara el productor como resultado del aumento en la producción de gas y una baja en el pre-cio. La suma de estas áreas es conocida como la carga muerta y es lo que la sociedad pierdeen su conjunto causado por las ineficiencias del monopolio.

Monopolio Natural

Los monopolios surgen como resultado de las existencias de barreras efectivas a la entradade nuevos competidores. Estás barreras pueden ser legales, económicas e inclusive ilegales.

tao BuenGoblemo Para penar en la democracia

Perdidas de laempresa

Precio

Demanda CMg = Oferta

•: ••••••

fi •... .. ••..... a .

..**

Y. Y.

....... ... .***•

Entre las barreras legales, se encuentran las impuestas por una legislación en la que se le pro-porciona a una empresa específica la exclusividad para producir o proporcionar un bien o ser-vicio. Este caso es generalmente observado en los servicios públicos, porque se piensa queestos son monopolios naturales y se aplica perfectamente al caso del gas Natural no Asociadoen México. Un monopolio natural se da cuando la demanda es relativamente pequeña, la tec-nología de la producción es particularmente innovadora o especial y cuando los costos fijosson elevados. Estos factores de manera individual provocan que los costos totales en el largoplazo declinen al aumentar la producción. En teoría, una sola empresa será capaz de produ-cir a un costo más bajo que cualquier otro par o trío de empresas juntas.

De acuerdo con la teoría, el monopolio natural posee grandes costos fijos, por las grandesinversiones iniciales que tiene que realizar para crear la infraestructura y por el mantenimien-to de ésta. Sus castos marginales son muy pequeños en la producción de una unidad adicio-nal. Suponga el caso en que un ente regulador obliga a un monopolio natural a producir a unprecio competitivo Pc, en donde CMg es igual a Pc y a la demanda, tal y como se muestraen la gráfica 1. El monopolista producirá a un nivel eficiente Yc, sin embargo tendrá perdidas,porque no podrá cubrir sus costos medios, obligándolo a cerrar.

Para poder seguir funcionando, el monopolista natural tendrá que producir a un preciomayor Pm en donde la demanda es igual a sus Costos Medios. El Monopolista producirá Ym,el cual es un nivel ineficiente y menor Yc , siendo el consumidor claramente afectado. Entrelas soluciones generalmente adoptadas ante esta problemática, es que el ente regulador per-mita al monopolio natural producir a un precio tal que pueda cubrir sus costos medios, sinembrago, para el regulador es muy difícil saber cual es la verdadera estructura de costos dela empresa, pues el regulado tiene incentivos a exagerar sus costos.

CostosMedios

Producción

Gráfica. 2. El Monopolio natural tiene que producir a un precio Pmpara poder seguir funcionando.

REFORMA REGUIATORLA

Otra solución al problema del monopolio natural es la opción en la cual el gobierno opera laempresa. En estos casos, el gobierno permite que la empresa produzca a un precio Pc, otor-gándole un subsidio para mantenerla en operación.

El Caso de la Industria del Gas Natural No Asociado

El trasporte de gas natural es un claro ejemplo de monopolio natural. Esta actividad poseecostos fijos muy altos, una elevada inversión inicial en infraestructura y costos marginalesmuy bajos, por lo que el proporcionar una unidad extra de bombeo de gas constituye uncosto muy bajo. La competencia en este tramo de la industria del gas natural no es factible entérminos de eficiencia, porque además de los factores antes vistos, la demanda por trasportede gas es relativamente baja. No es necesario, por ejemplo, la existencia de dos ductos quecorrieran paralelamente de Reynosa a Monterrey, porque un dueto es suficiente para traspor-tar el gas que se extrae de Reynosa y se envía a la capital de Nuevo León. La existencia de dosduetos implicaría duplicidad de funciones. A diferencia del trasporte, la producción de gasnatural no asociado es una actividad potencialmente competitiva, al no existir evidencia algu-na de poseer algunas de las características propias de un monopolio natural.

En México la explotación del gas natural no asociado es un monopolio legal, en dondePEMEX por mandato constitucional es el designado para explorar y explotar los hidrocarbu-ros. Sin embargo, la industria de la exploración y explotación es potencialmente sujeta a serconvertida en una industria competitiva, en dónde existan más participantes que contiendany complementen al mismo PEMEX. Si bien es cierto que los costos fijos por explotar gas natu-ral son altos, no alcanzan el nivel para ser considerada un monopolio natural, puesto que lainversión inicial para desarrollar un campo de gas natural es recuperable en el corto plazo. ElCMg por producir una unidad adicional no es tan bajo como la de un monopolio natural.Adicionalmente, la demanda de gas natural en México es suficientemente alta como para des-cartar la idea de un monopolio natural, al punto de que México es un importador neto, por-que PEMEX por si solo no ha sido capaz de satisfacer la demanda domestica. Por lo tanto,varias empresas pueden estar explotando yacimientos de gas natural una a lado de otra, sinque esto implique duplicidad de funciones.

La Demanda del Gas Natural en México

De acuerdo con la Prospectiva del Mercado del Gas Natural 2004-2012, publicada por laSecretaría de Energía, la demanda por gas natural para el periodo 1993-2003, se ha incremen-tado a una tasa media de crecimiento anual (tcma) de 5.7%, al pasar de 3,026 millones de piescúbicos diarios (mmpcd) en el 2003 a 5,274 mmpcd. De hecho, el crecimiento del 2002 y del2003 con respecto al año anterior fue del 11.4 y 8.6%, respectivamente, situación que puedetomar como muestra del gran dinamismo que ha tenido el crecimiento del mercado de gasnatural en el país.

122 BuenGobi~ Para pensar en b democracia

Gráfica 3 Consumo Nacional de Gas Natural, 1993-2003(Millones de pies cúbicos diarios)

4,855

3,334 3,594 3,760 4,060 3,993 4,327 4,359

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Fuente: Prospectiva del Mercado del Gas Natural 2004-2013, Secretaria de Energía 2005.

Este crecimiento en el consumo de gas natural se da como resultado del mayor uso del gas natu-ral en la generación de energía eléctrica a través de plantas de ciclo combinado; de la participa-ción del sector privado en las actividades de transporte, del almacenamiento y distribución degas natural como resultado de las reformas de 1995; de la entrada en vigor de normas ambien-tales cada vez más restrictivas para la emisión de contaminantes y por el uso del gas natural parael trasporte vehicular y como materia prima en las industrias siderúrgica y petroquímica.

Tabla 1. Consumo Nacional de Gas Natural por Sector, 1993-2003(millones de pies cúbicos diarios)

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 TMCAPetrolero 1,112 1,195 1,190 1,395 1,560 1,729 1,623 1,843 1,961 1,994 2,141 6.8Industrial 1,369 1,404 1,479 1,523 1,465 1,499 1,472 1,392 1,155 1,260 1,208 -1.2Eléctrico 465 547 589 596 653 756 821 1,011 1,157 1,506 1,819 14.6Residenciales 62 58 57 60 62 56 57 60 64 71 84 3.1Servicios 17 18 19 20 20 20 20 20 21 22 19 1.1Trasporte O 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 NATotal 3,025 3,222 3,334 3,594 3,760 4,060 3,993 4,327 4,359 4,855 5,273 5.7

Fuente Prospectiva del Mercado de Gas Natural, 2004-2013 Secretaria de Energía

En cuanto a nivel de consumo por sector, el consumidor individual más grande del país es elmismo PEMEX, que al 2003 alcanzó una participación en el consumo nacional del 40.6%. Esteconsumo ha venido creciendo a una tasa media de crecimiento anual del 6.8% durante elperíodo 1993-2003. Este crecimiento se debe principalmente al aumento en los niveles deextracción de petróleo crudo y gas, lo que implica grandes cantidades de volúmenes de gasnatural para el desarrollo de estás actividades, principalmente las referentes a la inyección delgas en los yacimientos de petróleo para aumentar la presión de éstos.

5,273

3,025 3,222

Para pensar en la democracia BuenCiobiem 123

REFORMA REGULATOR1A

El consumo en el sector eléctrico es el de mayor crecimiento en los últimos 10 años, al pasarde 465 mmpcd en 1993 a 1,819 mmpcd en 2003, lo que representa una tmca de 14.6%. Comoconsecuencia de las nuevas normas ambiéntales y de los cambios tecnológicos, la generaciónde energía eléctrica a través de plantas de ciclo combinado a base de gas natural, se han con-vertido en una opción atractiva en los últimos 10 años, alcanzando un nivel de consumo degas natural de 1,819 mmpcd a finales de 2003, lo que significa una tmca de 15%. Esto ha idosustituyendo paulatinamente al combustóleo, diesel y carbón en la generación eléctrica a tra-vés de plantas de termoeléctricas.

8. Prospectiva de la Demanda del Gas Natural en México

De acuerdo con el escenario base de la Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2003-2013, lademanda por gas natural en México crecerá a una tasa media de crecimiento anual del 5.8%,al pasar de 5,273 mmpcd en 2003 a 9,302 mmpcd en el 2013. Por sector, el eléctrico, se con-vertirá para el año 2013, en el de mayor demanda de gas natural, al pasar de 1,819 mmpcd en2003 a 4,705 mmpcd en el 2003, es decir, un 50.6% de la demanda total. Este crecimientoimplica que la demanda del sector aumentará a una tasa anual media del 10%.

Tabla 2. Demanda Nacional de Gas Natural por sector, 2003-2013(Millones de pies cúbicos diarios)

Sector 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 TMCA

Petrolero 2,141 2,391 2,567 2,495 2,632 2,786 2,656 2,547 2,483 2,435 2,294 0.7Industrial 1,208 1,290 1,348 1,456 1,530 1,616 1.677 1,761 1,834 1,911 1,970 5.0Eléctrico 1,819 2,114 2,163 2,372 2,620 2,897 3,037 3,343 3,716 4,105 4,705 10.0

Público 996 791 738 819 832 947 922 996 956 986 1,005 0.1Particulares 823 1,322 1,426 1,553 1,788 1,950 2,116 2,347 2,760 3,119 3,700 16.2

Residenciales 84 94 108 125 142 160 176 192 205 217 226 10.4Servicios 19 22 25 28 31 35 39 43 46 50 53 10.8Trasporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 39Total 5,273 5,915 6,218 6,489 6,973 7,518 7,615 7,922 8,326 8,766 9,302 5.8

Fuente' Prospectiva del Mercado de Gas Natural, 2004-2013, Secretaría de Energía.

El crecimiento de la demanda de gas por parte del sector eléctrico es resultado de los planesde expansión que en los últimos años se han instrumentado en el sector, tanto público y pri-vado, que continuarán llevándose a cabo durante los próximos 10 años, basándose funda-mentalmente en plantas cuyo combustibles es el gas natural.

Según la Secretaría de Energía, el objetivo de esta expansión del sector eléctrico, es hacerfrente al crecimiento de la demanda de electricidad del país en los próximos diez años. LaComisión Federal de Electricidad y los productores independientes deberán desarrollar unacapacidad de generación de energía eléctrica cercana a los 15 mil Mega Watts, lo que de ocu-rrir, conducirá al país a tener un consumo de electricidad que exigirá triplicar la producción

124 Buen~ Para pensar en b dein kTacia

de gas para su generación. En lo que respecta a Petróleos Mexicanos, la paraestatal prevémantener los volúmenes de gas natural en sus procesos de producción en los próximos años.La demanda del sector petrolero crecerá sólo a una tasa promedio anual de 0.7% para el año2013. Este factor, adicionado a la mayor demanda del sector eléctrico, se reflejará en una dis-minución en el peso que representa este sector en la demanda total nacional por gas natural,al pasar de un 40.6.% en 2003 a un 24.7% en el 2013.

9. Oferta del Gas Natural en México

Al 1 de enero de 2005, las reservas probadas de gas natural eran de 20,433 billones de pies cúbi-cos, de la cuales, el 69% son del tipo asociado y el 31% del no asociado. Sin embargo, las reser-vas totales o reservas posibles, (3P) de gas natural de nuestro país ascienden a 63.8 trillones depies cúbicos (mmmmpc). De ese total, 14.4 mmmmpc corresponden a reservas de gas naturalno asociado al petróleo, lo que refleja el enorme potencial de este recurso, en caso de que selleven a cabo las inversiones necesarias para su exploración y explotación. Véase tabla 3. Méxicoocupa el lugar 34 en el mundo y 4° en América por su volumen de reservas probadas.

Tabla 3. Reservas Remanente de Gas Natural al 1 de enero del 2005.(Miles de Millones de pies cúbicos)

Probadas (1P) Probables 2P Posible 3PGas asociadoReservasR/P

14,02912

17,076 31,10525

18,326 49,43238

Gas no asociadoReservas 6,404 3,627 10,031 4,417 14,447R/P 11 18 25TotalesReservas 20,433 20,703 41,136 22,743 63,879R/P 12 25 38R/P: Años de reservas remanentes tomando en cuenta el ntmo de producción

Fuente..PEMEX Exploración y Producción, Las Reservas de Hidrocarburos de México 2005.

En el año 2004, México ocupó el lugar 9° en la producción mundial de gas natural, con una pro-ducción total de 4,574 mmpcd, de los cuales sólo 34% correspondió a gas natural no asociadoal petróleo. La participación del gas natural no asociado como porcentaje de la producción totalde gas natural no ha superado el 35%. Sin embargo, de acuerdo con estadísticas de Pemex, estáparticipación se incrementará paulatinamente, al punto que en el año 2013 será del 50%.

Para pensar en la democracia BuenCioblvrino 125

63

28

50 50 37

Gas Asociado

Gas No Asociadc40

20

O

REFORMA REGULATORIA

Gráfica 4. Gas Asociado y No Asociado en la Producción Nacional( Participación %)

80 - 72

2000

2008 2013

Fuente: Estimaciones de Pemex

De acuerdo con la Prospectiva de Gas Natural, la producción de natural crecerá a una tasamedia anual de 2.5% en el período 2013, para pasar de 4,326 mmpcd en 2003 a 5,519 mmpcden 2013, lo que implica un déficit de al menos 1,000 mmpcd para satisfacer la demanda a par-tir de 2006. En este escenario medio de producción, en el que Petróleos Mexicanos cuentacon la suficiencia presupuestal y éxito en sus programas de exploración, el déficit aumenta-ría a 3,784 mmpcd en 2013, es decir, el 40% del consumo total de México. Lo anterior lleva-ría al país, de acuerdo con cálculos de la Secretaría de Energía, a incurrir en importacionesque tendrán un valor acumulado de entre 15,000 y 40,000 millones de dólares en el período2003-2013. Sin embargo, estás proyecciones de producción futura, están en función de quePemex ejerza las inversiones recomendadas y de que se realicen los descubrimientos espera-dos de nuevas reservas.

10. Balance de Oferta y Demanda del Gas Natural en México

Como resultado de los incrementos en la demanda y de la insuficiente oferta de gas natural,el país ha pasado de una posición de equilibrio en el comercio exterior a una posición deimportador neto de este hidrocarburo.

41

12b BuenGobleing2 Para pensar en la democracia

Gráfica 5. Balance Nacional de Gas Natural, 2003-2013.(Miles de millones de pies cúbicos)

14.0

12.0

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

8.8

Exportación

O Importación

DemandaNacional

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Fuente: Prospectiva del Mercado del Gas Natural 2004-2013, Secretaria de Energia 2005

En un escenario base de inversión, en el cual se invierten para el periodo 2003-2013, de 10mil millones de dólares anuales en exploración y producción, las importaciones representa-rán el 41% de la demanda nacional estimada para el 2013. Esto a pesar que del 2007 al 2010,el país tendrá un período corto de exportaciones, las cuales se darán por cuestiones de logís-tica pero no compensarían a las importaciones, por lo que se tendrá un déficit neto en esosaños. Del monto total de inversiones en hidrocarburos, aproximadamente el 30% se destina-rá al incremento de la disponibilidad de gas natural no asociado, incluida la inversión por5,000 millones de dólares de los CSM. Esta acción es un intento de PEMEX para impulsar eldesarrollo del gran potencial que tiene el país en gas natural no asociado. Mientras que lademanda nacional por gas natural crecerá a un tasa promedio de 5.8%, al pasar de 5,274mmpcd en 2003 a 9,303 mmpcd en 2013, la producción nacional de gas crecerá solamente auna tasa anual promedio de 2.5%, pasando de 4,326 mmpcd a 5,519 mmpcd en el 2013.

El balance neto da como resultado que las importaciones prácticamente se cuadruplicarán enel período 2003 a 2013, al pasar de 1,000 mmpcd a 3,800 mmpcd, con lo que se concluye queel país seguirá siendo deficitario. Si bien es cierto que entre las causas de este balance nega-tivo se encuentra la alta tasa de crecimiento de la demanda, impulsada principalmente porel sector eléctrico, el motivo principal es la reducción considerable de las inversiones enexploración y explotación, sin que esto se interprete como una merma en las reservas poten-ciales de gas del país. Sin embargo, estas últimas estimaciones de la oferta de gas natural noson definitivas, puesto que dependerá del monto de inversión que se ejerza en exploracióny producción en los próximos años en el país.

De acuerdo con documento "Escenarios del futuro de los hidrocarburos en México", realiza-do por Pemex Exploración y Producción,, se muestra 2 escenarios adicionales, los cuales laproducción y por ende, el nivel de las importaciones están en función de los montos de inver-sión que se ejercerán.

Pira pensar en la democracia BueriGobkroo W

RF.FORN1A REGUIATOR1A

Tabla 4. Escenarios de Aprovechamiento de Gas Natural

Escenario 1:Base

Escenario 2:Aprovechamiento

Escenario 3:Máximo Valor

Periodo 2003-2013 2006-2018 2006-2018

Inversión anual enhidrocarburos ($USD) 10 mil millones 15 mil millones 25 mil millones

Producción (mmpcd)Al2013 5,519 8,277 8,806Al 2018 7,603 9,795 11,257

Importaciones(mmpcd)

Al 2013 3,800 1,043 514Al 2018 2,997 805 o

Exportaciones al 2018(mmpcd) o 0 657

Fuente: PEMEX Exploración y Producción 2005, Escenarios del Futuro de los Hidrocarburos en México

En el escenario 2 de Aprovechamiento, se supone un ejercicio de inversión de aproximada-

mente 15 mil millones de dólares anules en promedio para el periodo 2006-2018, lo que setraduciría en una producción al 2013 de 8,277 mmpcd y para el 2018 de 9,795, mientras quelas importaciones serán 1,043 y 805 mmpcd, respectivamente para ambos años. En este esce-nario, la inversión es en promedio 5 mil millones mayor a la del escenario base y tiene comosupuesto que ese monto redituará en mayor actividad exploratoria y en mayores descubri-mientos, que se reflejarán en un aumento en la producción, particularmente en el desarrollode nuevos recursos prospectivos adicionales a los ya existentes.

En el escenario 3 de Máximo Valor, la inversión anual promedio para el periodo 2006-2018,alcanza un monto de 25 mil millones de dólares con una producción al 2013 de 8,806 mmpcdy para el 2018 de 11,257, mientras que las importaciones serán 514 mmpcd y cero respectiva-mente para esos mismos años.

Las importaciones mantendrían una marcada tendencia decreciente, al punto que en el 2014el país sería autosuficiente y exportador neto a partir de 2015 con un nivel de 475 mmpcd.Las inversiones son de 10 mil millones en promedio mayor al escenario base, con un aumen-to significativo en la producción, impulsada principalmente por el Desarrollo de RecursosProspectivos, lo que hace suponer que la exploración dará buenos resultados en descubri-mientos y en desarrollo de proyectos de gas natural. No obstante los escenarios y sus posi-bles repercusiones en la producción, la realidad del sector gas en México no es tan optimis-ta, dado el nivel de inversión que se ha venido ejerciendo en los últimos años, los cuales hansido de niveles inferiores a 7 mil millones de dólares anuales.

Actualmente la industria petrolera en México se encuentra en una situación en que las nece-sidades inversión en todas las etapas de la industria del petróleo son enormes. Las restriccio-

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128 BuialGoblerm Para pensar en la donocracia

nes presupuestarias han afectado a todos los sectores de la industria, siendo los más afecta-dos el mantenimiento y la exploración. Ante el escenario base, PEMEX corno monopolio hasido muy selectivo en la asignación de sus inversiones, buscando los proyectos que en elcorto plazo le den mayores rendimientos y que representen cumplir de manera más fácil susobligaciones fiscales, al mismo tiempo no buscar satisfacer del todo las necesidades del con-sumidor, lo cual debería ser uno de sus objetivos primordiales como empresa de Estado.Siendo Petróleos Mexicanos un organismo petrolero y sujeto a un régimen fiscal con finesnetamente recaudatorios, la empresa paraestatal no ha tenido incentivos para explorar o pro-ducir gas natural ya que es más rentable la producción de petróleo.

Los proyectos de gas implican mayores costos por las dificultades tecnológicas y geológicas ensu proceso de exploración y explotación, por lo que el rendimiento de estos proyectos esmucho menor por estas razones y porque se grava de igual manera que un proyecto de crudo,el cual es mucho más barato de desarrollar. No obstante esto, con un régimen fiscal exclusivopara el gas natural y con una legislación apropiada, PEMEX y sectores privados participantes nosólo lograrían alcanzar el Escenario de Máximo Valor sino que podría lograr un nivel de produc-ción aún mucho mayor, puesto que en comparación con otros países, el costo de produccióndel gas natural no asociado en México sigue siendo bajo y el precio regional vigente enNorteamérica continúa siendo alto, lo cual lo convierte en una región muy atractiva.

11. Regulación de la Industria del Gas Natural y sus efecto

PEMEX, de acuerdo al marco regulatorio actual y específicamente la Constitución y la LeyReglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, mantiene el monopolio dela exploración y explotación de gas natural, continúa con la posesión de la previamente existentered de 12 mil kilómetros de duetos y con la mayoría de las infraestructura de almacenamiento degas. Así mismo mantiene el rol informal de dueño del recurso natural. Asimismo, PEMEX asumióla responsabilidad de autorregularse y de llevar la política de hidrocarburos, ante la debilidad jurí-dica y técnica de la Secretaría de Energía, la cual es la responsable de esas atribuciones.

Sin embargo, PEMEX ha enfrenado obstáculos que le han dificultado el llevar a cabo el man-dato que la Constitución le ha conferido, principalmente en lo referente, tema que en estetrabajo nos ocupa, a la satisfacción doméstica de gas natural. Los obstáculos principales parala obtención de los objetivos de PEMEX son la nula autonomía de gestión de la paraestatal yel régimen fiscal al que está sujeto. PEMEX es el contribuyente más grande del país al aportaral fisco el 60.8% de sus ingresos programados y el 100% de sus ingresos extraordinarios, loque representa aproximadamente el 33% de los ingresos totales de Gobierno Federal. 3 Laempresa no funciona como tal, al no poder decidir por sí misma su presupuesto ni sus pla-neación de inversiones, teniendo que ser aprobados por el Poder Legislativo cada año.

En lo que respecta al régimen fiscal, el actual tiene fines recaudatorios y no toma en cuentalos objetivos de eficiencia y neutralidad que debe tener un sistema fiscal. Es necesario un régi-men fiscal para la industria, que tome en cuenta las diferencias entre el petróleo crudo y el

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gas natural, entre pozos nuevos de viejos tanto de gas como de petróleo, que tome en cuen-ta también las dificultades geológicas por la explotación del pozo (yacimientos fracturados,en aguas profundas, etc.) y que genere incentivos para la exploración, por medio de deduc-ciones a las inversiones en capital. La ausencia de todos estos elementos en el régimen fiscalha llevado a PEMEX a abandonar los pozos de gas que impliquen dificultades geológicas y alos de baja producción, puesto que dada la carga fiscal, les es económicamente inviables. Elno diferenciar Petróleo de Gas Natural, supone una misma tasa para ambos hidrocarburos, apesar de que el desarrollo de gas natural, particularmente no asociado, implica mayores difi-cultades geológicas y tecnológicas y por lo tanto mayores costos y menores rendimientos.

Ante esto, con el objetivo de cumplir con sus obligaciones fiscales, PEMEX se ve forzado a enfo-carse en los proyectos con mayor rentabilidad y menor riesgo, que generalmente son los depetróleo y por ende los de gas natural asociado. Los esfuerzos de PEMEX por desarrollar gasnatural se han concentrado en la exploración y la explotación de gas natural en los yacimientosdel tipo asociado, generando que la producción de gas natural esté directamente relacionada alos ritmos de extracción de crudo. El incrementar la producción de gas natural implicaría unamayor producción de petróleo, lo que en la actualidad no es factible, ya que PEMEX está al limi-te de su capacidad de producción de crudo. La política de gas natural del país debe enfocarseen el desarrollo de yacimientos de gas natural no asociado, lo que permitirá desvincular la pro-ducción de petróleo de la producción de gas natural, de tal manera que cada energético se llevea cabo su actividad conforme al desarrollo propio de sus respectivos mercados.

Por otra parte, la posición de importador en la que actualmente se ubica el país, supone costosy riesgos adicionales a los ya propios de la posición misma, ya que el 100% de las importacionesproviene de Estados Unidos, cuyo mercado es el más grande y caro del mundo. EUA importamás del 10% de su consumo, equivalente a 11 mil mmpcd, por lo que el abastecerse de un paísnetamente importador supone riesgos altos de suministro y de abasto. Estos riesgos se acrecien-tan en épocas de invierno, en dónde la demanda de EUA por este hidrocarburo se incrementagenerando problemas de suministro, situación que por lo general es enfrentada por las autori-dades energéticas norteamericanas mediante la reducción de las exportaciones de gas.

Mantener una posición de importador neto, implica un alto costo alternativo. De acuerdo concifras de PEMEX la importación de gas natural representa aproximadamente el doble delcosto que producirlo en México. En general, el marco jurídico vigente ha llevado al país a laformación de un cuello de botella que ha tenido efectos negativos en la competitividad de laindustria nacional, incrementado los precios del gas natural y, por consecuencia, los costosde producción de varios sectores industriales del país.

12. Un Nuevo Marco Regulatorio para el Gas Natural No Asociado en México

La situación actual del mercado del gas natural en México genera incertidumbre en el sumi-nistro de gas, resta competitividad a los productos nacionales, transfiere recursos al exterior

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para la compra de gas y ocasiona riesgos de desbasto de gas natural en el caso de que los EUAenfrenten problemas de suministro, principalmente en invierno, cuando el consumo de gasen EUA se incrementa, al igual que los precios. Es necesario un cambio estructural, en el quela industria del gas se complemente con inversión privada para el desarrollo del gran poten-cial de gas natural que tiene el país, en donde PEMEX compita con otras empresas en laexploración y desarrollo de gas natural no asociado.

México posee un gran potencial de reservas de gas natural y costos de producción competi-tivos. Según estimaciones de PEMEX Exploración y Producción (PEP), el país cuenta con unaextensión continental del territorio con potencial de gas de 448,500 km 2 y con una superfi-cie en el Golfo de México de 703, 500 km 2 , de las cuales sólo se ha explorado el 20% y 4 %,respectivamente,. El país tiene la capacidad para satisfacer la demanda interna e inclusive deconvenirse en exportador neto de gas natural al menos, durante el próximo cuarto de siglo.Dicha posición implica efectos positivos para la industria, puesto que se aseguraría la satisfac-ción interna, desvincularía el precio del gas mexicano del de EUA, el cual es de los más carosdel mundo, por lo que el precio disminuiría, lo que sería un aliciente al crecimiento de la eco-nomía mexicana.

Con un régimen fiscal adecuado, la captación por parte del Estado de ingresos derivados dela mayor producción de gas impulsada por la actividad privada se incrementarían, se daríanincentivos a la inversión y por ende, se crearían nuevas fuentes de empleos. Esto impactaríadirectamente al desarrollo regional de las zonas productoras y la obtención de divisas por laposible exportación del hidrocarburo, tomado en cuenta que nos encontramos junto a EUA,que es el mayor importador del mundo. El desarrollo de yacimientos de gas natural no aso-ciado al petróleo permitirá desvincular la producción de petróleo y gas natural en el país, pro-porcionando flexibilidad en la producción de insumos energéticos y permitiendo que la pro-ducción de cada producto se lleve a cabo conforme al desarrollo de su mercado específico.

Esto permitiría que Petróleos Mexicanos concentre sus esfuerzos en la producción de petró-leo crudo y gas natural asociado, y que a la producción de gas natural no asociado al petró-leo concurran, además de la paraestatal, el sector privado. El cambio estructural supone unareforma a los Artículos 27 y 28 de la Constitución Política Mexicana en la que se permita alsector privado la realización de actividades de exploración y explotación de gas natural noasociado al petróleo, mediante un régimen de concesiones para el desarrollo de yacimientoso mantos, otorgada por el Ejecutivo Federal. Esta nueva estructura regulatoria creará incenti-vos para que las empresas puedan invertir bajo un marco de seguridad jurídica, transparen-cia, que por ende, asegurará que se obtenga el máximo beneficio para el consumidor.

13. Propuesta para un Nuevo Marco Regulatorio

Bajo el marco planteado por el Nobel de Economía Douglas North, en el que las institucionesson las reglas del juego en una sociedad, la participación privada en las actividades de expio-

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ración y explotación de gas natural no asociado requiere de reglas de juego trasparentes,observables y estables que permitan e incentiven un mercado abierto, productivo y competi-tivo, necesario para la atracción de inversión de largo plazo y para el desarrollo de la industria.

Con reglas adecuadas que generen los incentivos en el sentido correcto, el mercado de gasnatural no asociado en México sería atractivo no sólo para inversionistas privados, sino paraPEMEX también. En el competirían ambos sectores, público y privado, en un ambiente deseguridad jurídica, por lo que las tasas de inversión y por ende las de producción de gas natu-ral se incrementarían de una manera considerable. Para alcanzar un marco jurídico con estascaracterísticas, es necesario modificar el Artículo 27 Constitucional para establecer la partici-pación del sector privado, a través de un régimen de concesiones, en el aprovechamiento delrecurso hidrocarburo y la creación de una Ley Reglamentaria del artículo 27 en Materia deGas Natural No Asociado al Petróleo, la cual establezca y defina claramente las reglas a las quese sujetaran los jugadores involucrados en la industria.

Para establecer la rectoría de la Nación y obtener la mayor renta posible para el Estado, man-teniendo un margen justo y atractivo para los participantes privados, la Secretaría de Energíasería la responsable de la política energética, de instrumentar el régimen de concesiones, deregular la participación de los actores en las actividades de exploración y explotación dehidrocarburos, de definir las áreas a licitar, de tal manera que sean acorde a las necesidadeseconómicas, sociales y ambientales para el país.

La SENER concesionará, mediante concursos de licitación pública, las áreas geográficas parala exploración y explotación de gas natural no asociado y designará al ganador u operador. Elconcurso será abierto y competirán en igualdad de circunstancias PEMEX y las empresas pri-vadas, tanto nacionales como extranjeras. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público tendrála responsabilidad de captar la renta económica derivada de las actividades de explotación delgas natural no asociado conforme al esquema fiscal que se defina para estos efectos. Cabeseñalar que dicho esquema deberá ser neutral en su aplicación, de tal manera que distingaentre gas y petróleo, entre pozos nuevos y viejos, que tome en cuenta riesgos geológicos, queincentive la inversión en exploración y producción, que extraiga la mayor renta posible parael Estado y a la vez permita que el inversionista obtenga una renta atractiva y justa. Para for-talecer las atribuciones de la SENER, se creará un Organismo Técnico AutónomoEspecializado (Directorado) en las actividades de exploración y producción de gas natural. LaSENER se apoyará en su opinión para la apertura de nuevas áreas para licitar y en el otorga-miento de los bloques concursados.

14. Papel de la Secretaría de Energía

Para el fortalecimiento de las atribuciones como cabeza de sector, la Secretaría de EnergíaSENER establecerá las reglas del juego para la realización de las actividades de la Industria delGas Natural no Asociado al Petróleo. La SENER conducirá todo el proceso del concurso de las

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concesiones para la exploración y extracción del Gas Natural No Asociado y regulará, desdela convocatoria hasta la entrega y registro, las áreas terrestres y marinas ya concesionadas. Lasconcesiones se otorgarán mediante una licitación pública que realizará la Secretaría, en la cualincluirá las bases, tales como el tamaño de las áreas a explorar, período de vigencia de la con-cesión, criterios para seleccionar el ganador. Por su parte, el interesado deberá cumplir conrequisitos como los programas de exploración y extracción, compromisos de inversión, plande negocios, acreditamiento de requisitos técnicos de seguridad y medio ambiente, así comosu capacidad jurídica, técnica y financiera.

Para el otorgamiento de las concesiones, la Secretaría deberá previamente de contar con laopinión del Organismo Técnico Autónomo, quien emitirá su opinión atendiendo fundamen-talmente a criterios técnicos. En lo que respecta al control de las asignaciones, expedirá dispo-siciones de carácter general, verificará su cumplimiento de estás y de las normas y leyes que leapliquen y establecerá las penalizaciones en caso de su incumplimiento. Como cabeza de sec-tor y siendo la responsable de la política energética, la SENER formulará y actualizará las polí-ticas de desarrollo en materia de exploración y extracción de Gas Natural No Asociado.Examinará y aprobará los estudios e informes de cuantificación y certificación de reservas; asímismo, establecerá acciones y políticas de exploración y explotación, particularmente las refe-rentes a los ritmos de extracción del Gas Natural, para asegurar su explotación racional.Conocerá, evaluará la factibilidad y aprobará los proyectos de exploración y extracción de GasNatural No Asociado que presenten los concesionarios, ya sea PEMEX o privados, y que estossean congruentes con la política energética establecida por la misma Secretaría.

Los titulares de las concesiones, incluido PEMEX, tendrán que pagar las contraprestacionesque se establezcan en los títulos de concesiones y los derechos previstos en la Ley de la mate-ria. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) será la responsable de la recaudaciónde las contraprestaciones y derechos. Las contraprestaciones van desde cuota de acceso alconcurso de licitación, cuota para obtener la información necesaria para elaborar proyectos deinversión y bono único de asignación del área concesionada, el cual se pagará al momento dela firma del contrato de concesión. Los derechos, deberán estar establecido en un régimen fis-cal especial para el Gas Natural No Asociado, que tenga como objetivo el recuperar la rentaeconómica de acuerdo al valor de los yacimientos o depósitos y que se obtenga el mayor bene-ficio para el país, ser predecible y transparente en el largo plazo para todos los participantes,que busque optimizar la creación de valor vía la exploración y explotación de hidrocarburos,es decir un esquema que diferencie la edad de los pozos, esto es, que permita menor cargatributaria a los pozos viejos y con dificultades técnicas y geológicas para su desarrollo.

15. Creación de un Organismo Técnico Autónomo Especializado

Para fortalecer las atribuciones de la SENER, se creará un Organismo Técnico AutónomoEspecializado (Directorado) en las actividades de exploración y producción de gas natural. LaSENER se apoyará en su opinión para la apertura de nuevas áreas para licitar y en el otorga-

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miento de los bloques concursados. El Directorado gozará de autonomía técnica y operativay su objetivo será contribuir a la obtención del máximo beneficio posible de las actividadesde explotación del Gas Natural No Asociado. Realizará dictámenes técnicos (económicos,geológicos y petroleros) de los proyectos de exploración y explotación que presenten los par-ticipantes ganadores para el desarrollo de los yacimientos descubiertos. Así mismo, tendrácomo responsabilidad la supervisión técnica del desarrollo de los proyectos concesionados yverificará las condiciones de seguridad laboral y ambiental de las instalaciones.

El Organismo será en términos prácticos el brazo técnico de la SENER en materia de explora-ción y explotación de Gas Natural No Asociado y funcionará de manera autónoma y sus deci-siones y opiniones deberán ser acordes a las políticas energéticas y fiscales previamente defi-nidas por la SENER y SHCP. El Directorado emitirá opinión en materia de establecimiento delas áreas que la SENER pretenda concesionar, otorgamiento de las concesiones, proyectospotenciales de áreas geográficas gaseras que la Secretaría desee analizar, proyectos técnicosy de extracción que PEMEX y particulares presenten en las licitaciones, programas de inver-

sión que los concesionarios presenten y evaluación de los yacimientos descubiertos por los

titulares de las concesiones.

El Organismo, ya entregadas zonas concesionarias, realizará una evaluación ex post de los pro-yectos de exploración y explotación de hidrocarburos. Así mismo, compilará, resguardará, ana-lizará, evaluará y administrará la información que se obtenga de la exploración y desarrollo delos concesionarios y de PEMEX mismo. Está información será pública y se venderá a los intere-sados, siempre y cuando demuestren que será utilizada para fines adecuados. Esto dará trans-parencia a las actividades de la industria del Gas Natural no Asociado y por lo tanto, certidum-bre a la sociedad de que la administración del recurso se está haciendo de manera correcta.

Así mismo, el Directorado, vigilará el cumplimiento de la normatividad establecida en los títu-los de concesión, particularmente en materia técnica de explotación, medio ambiente, legis-lación laboral y obligaciones fiscales. Esto convierte al Organismo en una ventanilla única, enla cual, los dueños de los títulos de concesiones podrán acudir a ella para tramitar y cumplirlos requisitos de estás materias. A su vez, la Secretaría del Medio Ambiente, SHCP y Secretariadel Trabajo, serán informadas por el Directorado del cumplimiento por parte de los conce-sionarios de la normatividad aplicable en su respectiva materia, por lo que ellos únicamentetendrán como obligación la aplicación de las penalizaciones, en dado caso.

En lo que respecta a política energética, el Directorado propondrá a la Secretaría las políticas dedesarrollo en materia de exploración y explotación de Gas Natural No Asociado, políticas deincorporación de nuevas reservas de gas, promoverá aplicación de nuevas tecnologías, dictami-nará los informes de cuantificación de reservas de Gas Natural No Asociado y propondrá los rit-mos de extracción del hidrocarburo, para asegurar su explotación racional. El Directorado,como brazo técnico de la SENER, promoverá la aplicación de nuevas tecnologías a fin de opti-mizar la exploración y explotación de las cuencas de Gas Natural No Asociado que existen en elpaís. La creación de este nuevo marco jurídico, específicamente la separación del área técnica

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(directorado) del área de administración y política de gas natural no asociado (SENER), permi-tirá que la Nación mantenga el dominio directo sobre el gas natural, contribuirá a la obtencióndel mayor rendimiento posible para el país, asegurará la instrumentación eficiente de una polí-tica integral, incentivará a que PEMEX compita en un mercado abierto, dará certidumbre jurídi-ca a cada uno de los participantes, establecerá condiciones para lo coexistencia del sector pri-vado y público en igualdad de condiciones, lo que permitirá el desarrollo de nuevas opcionesbaratas y de calidad para el abastecimiento de gas natural para el ciudadano.

16. Conclusiones

PEMEX es un monopolio en la producción de hidrocarburos, especialmente en la producciónde gas natural, el cual ha incrementado su importancia como insumo industrial en los últimosaños, particularmente en la generación de electricidad. El monopolio continúa con todos suscostos sociales, muy a pesar de que no existen razones ni justificaciones económicas de ser. Estasituación ha empeorado el bienestar de la sociedad en general, al obligarla a adquirir el gas natu-ral a precios mucho más altos y en cantidades restringidas, esto en comparación a una situaciónde competencia, en dónde el consumidor podría obtener el máximo excedente posible.

El efecto directo de la estructura del mercado monopólico del gas natural, datos que puedenser tomados como evidencia empírica de esto, es el problema de abastecimiento de gas natu-ral en los próximos 10 años que México enfrentará, impulsado principalmente por la deman-da del sector eléctrico. De continuar con la tendencia, el país podría estar importando hastael 50% de su consumo. Aunado a los efectos negativos del monopolio, existen una regulacióny un régimen fiscal, que en su conjunto, de acuerdo con North, funciona como reglas dejuego que limitan el desarrollo de la industria, teniendo como resultado el fracaso de PEMEX

en satisfacer la demanda interna de gas natural, a pesar de las grandes reservas comprobadasy el enorme potencial que México posee en este hidrocarburo. El país puede pasar de unaposición de importador neto a una de exportador y aprovechar así el gran potencial de nego-cios que representa el tener de vecino al mayor mercado de gas natural del mundo, EUA.

Para alcanzar esta posición de exportador, es necesario que se inviertan 25 mil millones en lospróximos 12 años, monto de inversión que el Gobierno Federal no podrá ejercer, debido a lasnecesidades y prioridades de educación y salud que el país tiene. Por su parte PEMEX tampo-co podría ejercer dado el régimen fiscal puramente recaudatorio al que está sujeto y a la nulaautonomía que posee para planear su inversión. Ante este contexto, es necesario una Reformaal articulo a los Artículos 27 y 28 de la Constitución Política Mexicana para permitir al sector pri-vado participar en las actividades de exploración y explotación de gas natural no asociado alpetróleo, mediante un régimen de concesiones, con el objeto de que junto a PEMEX se ejerzanlas inversiones necesarias, de tal manera que se aproveche el enorme potencia que el país tieneen Reservas de Gas Natural No Asociado. Para asegurar el éxito en la instrumentación de lanueva organización y regulación industrial, es necesaria la elaboración reglas, acordes a la teo-ría de la Economía Institucional, las cuales sean claras, justas, estables, observables, que den cer-

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Efraín CeballosMedina

Es Licenciado en Econo-mia por b UniversidadAutónoma de Nuevo León(11A.NL) y Maestro en Polí-ticas Públicas por el insti.tuto Tecnológico Autó-nomo de México (ITA11).

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tidumbre jurídica a los actores de la industria y sobre todo que funcionencomo impulsoras del desarrollo de la Industria del Gas Natural No Asociado.

El marco regulatorio propuesto genera competencia en la Industria delGas Natural No Asociado en México, de una manera ordenada y procuran-do equidad. Al mismo tiempo da incentivos y seguridad jurídica a secto-res privados para la inversión en el sector, sin que esto signifique que elEstado pierda el control sobre los recursos de Gas Natural. Con el nuevomarco regulatorio, la SENER con el apoyo del Directorado como brazotécnico, se fortalecería en su capacidad de instrumentar la política energé-tica y daría certidumbre a la sociedad sobre la administración de los recur-sos del gas Natural No asociado de la Nación.

Los nuevos participantes en la industria ayudarían a eliminar todos loscostos sociales propios del monopolio, estructura de mercado sin razoneseconómicas para que siga existiendo, al mismo tiempo que PEMEX tendríamás autonomía en su operación, lo que se traduciría en flexibilidad y liber-tad en la toma de dediciones con respecto a inversiones, desarrollo deproyectos y alianzas estratégicas con otros participantes del sector.

REFERENCIAS

1 Las reservas Posibles (3P) son volúmenes de Gas Natural evaluados a condiciones atmos-

féricas, los cuales por análisis de datos geológicos, geofísicos y de ingeniería bajo los

métodos probabilísticos implican que tendrán una probabilidad de al menos 10 por cien-

to de que las cantidades recuperables serán iguales o mayores a las estimadas. Las

Reservas Probables (2P) tendrán una probabilidad de al menos 50%, mientras que las

Probadas (1P) de al menos 90%. Estás ultimas son las reservas que en realidad están al

alcance de ser explotadas. Ver Pemex Exploración y Producción, 2004

2 Pemex Exploración y Producción 2005, Escenarios del Futuro de los Hidrocarburos en

México. Cabe señalar que estas proyecciones de inversión se refiere a hidrocarburos en

general, sin embargo afectan de manera directa al gas. Las inversiones de petróleo y las

de gas no se pueden separar del todo, puesto que el gas natural asociado representa

actualmente el mayor porcentaje de la producción total de gas natural.

3 Shield, David, 2005,4 Ver Pemex Exploración y Producción 2005, Escenarios del Futuro de los Hidrocarburos en México.

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