22 de febrero de 2005 México, D.F. Propuesta para impulsar la seguridad y competitividad...

22 de febrero de 200522 de febrero de 2005

México, D.F.México, D.F.

Propuesta para impulsar la seguridad y competitividad Energética de México con base en

un desarrollo sustentable, promoviendo el desarrollo regional, social y la diversificación

económica

Acciones que requieren apoyo del Legislativo

2

Gas Natural –principal energético del sector industrial. Creciente dependencia de EE en G.N.

• La canasta energética de México es más dependiente de gas natural que la de EE.UU.

Fuente: Balance Nacional de Energía, SENER, 2002 Consumo Total Doméstico = 3,829 Pjoules

Gas Natural

30%

Otros25%

Combustóleo16%

Electricidad29%

Industria33%

Resid., Comm., y Público

22%

Agricultura3%

Transporte42%

Nivel IndustrialNivel Nacional

Consumo final de energía en México2002

‘04

‘10

+15%

3

Además, será principal energético del sector eléctrico y de zonas urbanas por sus ventajas inherentes

Nuclear3.3%

Diesel0.3%

Geotérmica y Eólica2.1%

Combustóleo34.7%

Gas Natural24.9%

Hidroeléctrica23.3%

Carbón11.4%

Generación CFE 200241,177 MW

Generación CFE 201262,730 MW

Fuente: Prospectiva sector eléctrico 2003-2012. SENER

Carbón8.6%

Combustóleo17.4%

Geotérmica y Eólica1.7%

Hidroeléctrica19.4%

Gas Natural50.3%

Diesel0.3%

Nuclear2.2%

4

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Dic-04

… disparo en los precios de G.N., se han triplicado. En diciembre se cuadruplicaron …

Precio de referencia de México de Gas Naturaldls./M Btu

Fuente: PEMEX, NYMEX

264%

5

Fuente: PEMEX, World Gas Intelligence 2003, ANP, EIA, Inside FERC’s, consumidores > 5 mmpcd

Precio relativo de gas natural Argentina = 1.0 vs. Zonas productoras

0.9

5.1

1.0

1.0 1.5

1.3

3.6

3.5

2.0

0.6

2.5

... Enfrentando México los precios de Gas Natural más altos en el mundo ...

Regiones productoras

4.6

Regiones no productoras

6

… Inclusive por encima de países que no producen gas…

0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0

Precios de gasDls / M BTU

Productores

Prod./ Import.

No Productores

México sin 4x3

2001

2003

Mínimo Prom. Máx.

2001

2003

2001

2003

7

Sin embargo, la producción en México no responde a ninguna señal de precios...

• A pesar del nivel de precios, prácticamente México no ha aumentado la producción…y se ha privilegiado las inversiones en crudo. No. de pozos de gas perforados

por año

380

10800

20011

0

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

24,000

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 '00 '01 '02 '03

0

1

2

3

4

5

6

México Canadá EE.UU. Precio Henry Hub

dls. /MBtu

*Fuente: Baker Hughes, Inside FERC’s, National Energy Board (Canadá), EIA, PEMEX

# de pozos:

8

…y tampoco la demanda de empresas paraestatales responde a señal de precios…

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

95 96 97 98 99 00 01 02 03 040

1

2

3

4

5

6

7

Fuente: Memoria de Labores, Pemex Gas y Petroquímica Básica

mcfd

Sector eléctrico

Industria + PPQ

PEP + Refinación

dls./MBtu

9

...Como consecuencia, las importaciones se han disparado...

• Actualmente representan 30% de la producción nacional

Fuente: PEMEX, PIRA

3.0

3.5

4.0

4.5

Ene-01

Abr-01

Jul-01

Oct-01

Ene-02

Abr-02

Jul-02

Oct-02

Ene-03

Abr-03

Jul-03

Oct-03

Ene-04

Abr-04

Demanda de Gas Natural en MéxicoDemanda de Gas Natural en México

Producción

Importaciones

Bcfd

10

Oferta de gas de EEUU insuficiente, ocasionando fuertes desbalances. Importaciones de México agravan problema aumentando precio de referencia. MÉXICO EN POSICIÓN ALTAMENTE VULNERABLE

• Producción de gas EE.UU. no ha crecido a mismo ritmo que demanda

– Constante desde ’94 y hoy debajo de niveles de ‘96

– Exportaciones Canadá 4 Bcfd en ‘90 a 10 Bcfd en ‘02

• Destrucción de demanda con altos precios para lograr balance Oferta/Demanda futuro

30

35

40

45

50

55

60

65

70

'90 '92 '94 '96 '98 '00 '02 '04e '06e

Balance O/D EE.UU.Bcfd

Fuente: PIRA, EIA, Cargill, Shell Trading, Morgan Stanley

Producción+Cambio

Inventarios

CanadáLNG

Demanda

11

Una oferta apretada magnifica los cambios en precios por cambios en demanda

Fuente: Cambridge Energy Research Associates, 30302-2

10

Price

9

0

8

7

6

5

4

3

2

1

Large Change in Price

Small Change in Price

Moderate Increasein Demand

Moderate Increasein Demand

dls./M Btu

12

En EE.UU. precio muy elástico al cambio en demanda que se agudiza por aspectos especulativos y posible manipulación

-1.5

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

-1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5Fuente: CERA

en demanda /(Suministro), Bcfd

en precio gas natural (dls./M Btu)

$

Bcfd

• Según CERA, una disminución de 1 Bcfd en la demanda (equivalente a las importaciones actuales de México), reduciría en un dólar el precio de venta en el mercado de referencia

13

Source: EIA/DOE, Natural Gas Week.

$0

$2

$4

$6

$8

$10

$12

$14

-800 -600 -400 -200 0 200 400 600 800Storage Surplus (Deficit) vs. 5-Year Average, Bcf

Hen

ry H

ub G

as P

x, $

/MM

btu

$4 Implied "Storage-Neutral" Price

* = Fall '01 to date = Jan-99 thru Fall '01

Latest

4N A

T U

R A

L

G A

S

M A

R K

E T

U P

D A

T E

Información real también muestra que en balances apretados, pequeños cambios en oferta/demanda originan fuertes cambios de precio

Fuente: JP Morgan

•Importaciones de PEMEX distorsionan fuertemente el precios de referencia

14

Los altos precios de gas han causado el cierre de empresas en el sector industrial y han detenido proyectos de autoabastecimiento de EE

• Áreas importantes de eficientización en PEMEX y CFE no capitalizadas por falta de inversión

Fuente: Pemex Gas y Petroquímica Básica

Doméstico6%

Industrial27%

PEMEX43%

CFE24%

3,572 Mcfd2000

CFE31%

PEMEX45%

Industrial17%

Doméstico7%

4,632 McfdEne-04

Consumo de Gas Natural en México

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1999 2000 2001 2002 2003

Industrial + PPQMcfd

-27%

15

Impacto de altos precios de gas y otros energéticos en combinación con contrabando y potencialmente recesión

• Importante cierre de empresas: 4,000 en 2003 (aprox. 17 cerradas por día laboral). 400 de ellas en Nuevo León- De 2000 a principios de 2004, se redujeron ceramiqueras de

48 a 17, y vidrieras de 22 a menos de 8 en la zona Noreste, cierre de 76 plantas químicas y petroquímicas en el país, cierre de

líneas de producción y reducción de personal hasta en un 50% en plantas de celulosa, cartón, papel, reducción de capacidad operativa de varias plantas del sector de fundición y metal mecánico hasta en un 50%, cierres y reducción de

producción de plantas de fertilizantes, etcétera.• Fuerte pérdida de empleos en manufacturas: Más de

700,000 de 2000 a 2003• Cancelación y detención de inversiones por más de 10000

millones de dólares en varios sectores productivos• Importante pérdida de competitividad• Menor crecimiento

16

... a pesar de contar con un importante potencial de reservas, la exploración y producción de gas ha sido mínima ...

( ) Número total de oportunidades al cierre del año 2001.

Provincias prioritarias.

Cuencas Cuencas GeológicasGeológicas

(42)Sabinas

(70)Tampico

(85)Sierra Madre

Oriental

(478)Burgos

(100)Misantla

Cuenca de Veracruz(182)

(1,148)

Salina del Istmo(294)

Reforma-Comalcalco(310)

Sonda de Campeche

(89)

Macuspana (294)

Litoral de Tabasco (161)

(204)

Golfo de México

Profundo

(27)

Plataforma de Yucatán

Cuenca del Cuenca del Sureste

Áreas Potenciales:Áreas Potenciales:

Continentales: Continentales: 448,500 448,500 km2km2

Golfo: Golfo: 703,500 km2703,500 km2Totales: Totales: 1,152,000 km21,152,000 km2

(aprox. 2 veces España)(aprox. 2 veces España)

Áreas Potenciales:Áreas Potenciales:

Continentales: Continentales: 448,500 448,500 km2km2

Golfo: Golfo: 703,500 km2703,500 km2Totales: Totales: 1,152,000 km21,152,000 km2

(aprox. 2 veces España)(aprox. 2 veces España)

Exploración en México:Exploración en México:

Continental:Continental:17%17% GolfoGolfo:: 4%4%

Exploración en México:Exploración en México:

Continental:Continental:17%17% GolfoGolfo:: 4%4%

17

... Un caso de bajo nivel de aprovechamientoha sido Burgos ...

Burgos Burgos tiene las tiene las mismas condiciones mismas condiciones geológicas que elgeológicas que el Sur de TexasSur de Texas

Distrito IVDistrito IVSur de TexasSur de Texas

Dic / 02Dic / 02

Inicio de producciónInicio de producción

Área (KmÁrea (Km22))

Producción acum. (trillion cf)Producción acum. (trillion cf)

Pozos perforadosPozos perforados

Pozos productoresPozos productores

Producción actual (mmcfd)Producción actual (mmcfd)

Cuenca de Cuenca de Burgos Burgos Dic / 03Dic / 03

19451945

50,00050,000

8,1008,100

4,8434,843

1,7491,749

1,0701,070

19351935

54,00054,000

67,65167,651

83,33683,336

9,6439,643

3,8993,899

L.- L.- Lobo, Lobo, W.-W.- Wilcox, Wilcox, QC.-QC.- Queen City, Queen City, F-V.-F-V.- Frío VicksburgFrío Vicksburg

EE.UU.

Cuenca de Cuenca de Burgos Burgos

Distrito IVDistrito IVSur de Texas Sur de Texas

LL

WW

QCQC

MéxicoMéxico

F-VF-V

PlaysPlays

18

Aún incluyendo los contratos de servicios múltiples, México seguiría importando gas

-5

-3

-1

1

3

5

7

9

11

13

99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

Producción Nal. Demanda Nal. Importaciones netas

Fuente: Pemex, SENER (Prospectiva de mercado de gas natural 2004-2013)

PEMEX incluyendo PEG + Contratos de Servicios Múltiples

-5

-3

-1

1

3

5

7

9

11

13

99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

• Con inversión incluyendo Programa Estratégico de Gas (PEG)

Balance O/D MéxicoBcfd Bcfd

19

Bajo las condiciones actuales, México será cada vez más dependiente de las importaciones y más vulnerable...

Presidente y Congreso de EUA, Presidente y Congreso de EUA, facultados para suspender facultados para suspender exportación de energéticos ante exportación de energéticos ante riesgo de seguridad nacionalriesgo de seguridad nacional..

Gas Natural en EUA sujeto a los Gas Natural en EUA sujeto a los procedimientos de corte procedimientos de corte (curtailment) en caso de (curtailment) en caso de desabasto.desabasto.

CanadáCanadáSUPERAVITARIOSUPERAVITARIO

EUAEUADEFICITARIODEFICITARIO

MEXICOMEXICO??????

ImportaciónImportación 8 BCFs8 BCFs

ImportaciónImportación 1 BCFs1 BCFs

20

-5

-3

-1

1

3

5

7

9

11

13

99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13

Producción Nal. Demanda Nal.

Importaciones netas Exportaciones

Es necesaria la inversión privada para convertirnos en exportadores de gas natural

PEMEX incluyendo CSM + inversión privada

-5

-3

-1

1

3

5

7

9

11

13

99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

• Con inversión incluyendo Programa Estratégico de Gas

Balance O/D MéxicoBcfd Bcfd

21

Reforma permitiría a México explotar las reservas en su territorio y eliminar importaciones

Monterrey Monterrey

Gas natural NO ASOCIADO

Fuente: SENERDistribución de yacimientos

Gas natural

Petróleo y gas natural

22

Con oferta superavitaria y competencia interna, México podría afectar considerablemente los precios de G.N.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

1T98 1T99 1T00 1T01 1T02 1T03 1T04 2T05 1s07 1s09

Pronóstico de Precios en Norteamérica bajo dos escenarios

Fuente: CERI-PIRA

dls./M Btu

• CERI también estima que mayor producción de México estabilizaría precios

Histórico

Pronóstico de precios bajo status quo

Precios con México exportando*

*Considera que México hubiese exportado 2 Bcfd en ’02-’05, 3 Bcfd en ’06, 4 Bcfd en ’07-’08. Canadá exporta 10 Bcfd con reservas similares a México.

Efecto LNG

23

Modernización Energética…Experiencias exitosas

Canadá, Noruega y Brasil implementaron estrategias de participación privada para incrementar sustancialmente su producción de gas y petróleo logrando además impulsar:

– industria,

– empleo,

– generación de divisas

– ingresos fiscales

Factores clave de éxito:

– Órgano técnico supervisorio con mandato de maximizar beneficio del sector para toda la Nación

– Organismo regulador para proteger consumidores

– Más permisionarios para impulsar oferta y competencia

…los recursos de subsuelo siguen siendo propiedad de la Nación…los recursos de subsuelo siguen siendo propiedad de la Nación

PrivadasPrivadas ParaestatalesParaestatales

NoruegaNoruega >22>22 StatoilStatoil

CanadáCanadá >750>750

BrasilBrasil >20>20 PetrobrasPetrobras

24

Comparativo México – Alberta

a.a. Reservas probadas, probables y posiblesReservas probadas, probables y posibles

b.b. En 2003 IMPORTACIONES PEMEX porEn 2003 IMPORTACIONES PEMEX por 1,526 MM USD, EXPORTACIONES CANADÁ EXPORTACIONES CANADÁ 14,500 MM USDFuente: CERI, IMCOFuente: CERI, IMCO

a.a. Reservas probadas, probables y posiblesReservas probadas, probables y posibles

b.b. En 2003 IMPORTACIONES PEMEX porEn 2003 IMPORTACIONES PEMEX por 1,526 MM USD, EXPORTACIONES CANADÁ EXPORTACIONES CANADÁ 14,500 MM USDFuente: CERI, IMCOFuente: CERI, IMCO

MéxicoMéxico AlbertaAlberta

Reservas (TCF)Reservas (TCF)aa 5555 61.061.0

Producción (BCFD)Producción (BCFD) 3.63.6 16.616.6

Pozos de Gas Terminados en 2001 (estimado)Pozos de Gas Terminados en 2001 (estimado) 338338 9,2009,200

Inversión Anual ($US Millones)Inversión Anual ($US Millones) 200200 6,0006,000

Ingresos por Exportaciones netas en 2001 ($US Ingresos por Exportaciones netas en 2001 ($US Millones)Millones) (376)(376)bb 10,00010,000bb

Participantes en sector gasParticipantes en sector gas 11 600600

Superficie territorial (kmSuperficie territorial (km22)) 1,964,3751,964,375 661,000661,000

25

Como resultado de sus acciones para mejorar su marco legal/regulatorio, Canadá disparó su producción y exportaciones ...

Fuente: CERI, EIAFuente: CERI, EIA

Producción Canadiense Producción MexicanaExportación Canadiense Exp/Imp Mexicana

Bcfd

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 02 03

-2

01

Desregulación en Canadá

26

... con importantes beneficios económicos y sociales para Canadá y regiones productoras

REPERCUSIONES ALBERTA (2000)

• Tasa de impuestos más baja de CanadáTasa de impuestos más baja de Canadá

• Tasa de desempleo más baja de Canadá Tasa de desempleo más baja de Canadá

• Cobertura total de saludCobertura total de salud

• Cero deuda netaCero deuda neta

• Vigoroso crecimiento económico. 6% PIB (90 mil millones de Vigoroso crecimiento económico. 6% PIB (90 mil millones de dólares)dólares)

• 23 mil millones de dólares de inversiones (26% gas)23 mil millones de dólares de inversiones (26% gas)

• 34 mil millones de dólares en exportaciones (21% gas)34 mil millones de dólares en exportaciones (21% gas)

• 7 mil millones de dólares anuales en ingresos directos al gobierno 7 mil millones de dólares anuales en ingresos directos al gobierno por crudo y gas, sin inversiónpor crudo y gas, sin inversión


27

Comparación México - Noruega

MéxicoMéxico NoruegaNoruega

Reservas (TCF)Reservas (TCF)aa 5555 7777

Producción (BCFD)Producción (BCFD) 3.63.6 5.65.6

Pozos de Gas Terminados en 2001 (estimado)Pozos de Gas Terminados en 2001 (estimado) 338338 170170

Inversión Anual ($US Millones)Inversión Anual ($US Millones) 200200 7,5607,560

Ingresos por Exportaciones netas en 2001 Ingresos por Exportaciones netas en 2001

(Millones de dólares)(Millones de dólares)(376)(376) 6,5356,535

Participantes en sector gasParticipantes en sector gas 11 2222

Superficie territorial (kmSuperficie territorial (km22)) 1,964,3751,964,375 386,958386,958

a. Reservas probadas, probables y posibles Fuente: Para los datos de Noruega, Ministerio de Energía de Noruega, IMCOa. Reservas probadas, probables y posibles Fuente: Para los datos de Noruega, Ministerio de Energía de Noruega, IMCO

28

... Los beneficios para Noruega también han sido impactantes

1970 2001

Producción de crudo (mbd) 0 3400

Producción de gas (mmcfd) 0 5600

PIB per cápita (Usd/hab) <4000 48000

Nivel industrial y de desarrolloBajo

(pesquero y minero)

Alto (varios sectores integrados incluyendo servicios y tecnología)

Exportación de servicios y tecnología en sector energético (mm usd)

0 >6000

Fuente: BP Statistics, Statoil


29

0

200

400600

800

1000

12001400

1600

1800

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20Petróleo Gas

ProducciónProducción

MBDMBDBcfdBcfd

Brasil: Impacto de la apertura a la inversión privada (1994)

Fuente: BP 2004 Aumento de producción y reservas (150%)


30

CUENCA DE BURGOS Y GOLFO DE SABINAS

22000 POZOS EN EXPLOTACION

362 POZOS EN DESARROLLO

Fuente: Asociación de Propietarios en Defensa de los Recursos Naturales del Subsuelo del Estado de Coahuila, A.C.

31

Conclusiones

• México requiere dedicar más esfuerzos a la explotación y desarrollo de sus reservas de gas natural, adicionalmente a los que requiere en petroleo.

• Se requiere programa vigoroso de aumento de producción que elimine importaciones, y convierta a México en superavitario y exportador y garantice un suministro suficiente y competitivo.

• El número de pozos de gas perforados y las inversiones anuales tendrán que incrementarse por lo menos de cinco a diez veces, rápidamente.

• Fuerte aumento de demanda requerirá tambien inversiones importantes en Transporte y Procesamiento de Gas.

• Factor tiempo es crítico y monto de inversión es importante, por lo que se requerirá complementar los esfuerzos de PEMEX con inversión privada.

32

Conclusiones

• En México no existe un libre mercado para gas natural, el monopolio no responde a señales de precio, distorsionando el mercado y exacerbando precios altos

• Precios altos, fuerte dependencia de México en gas natural e incertidumbre en suministro afectan negativamente al sector industrial y repercuten en menor inversión, menor crecimiento económico y del empleo

– Falta de competitividad y calidad también en otros energéticos

• Urgente implementar acciones que dependan del ejecutivo para mejorar competitividad

• Al mismo tiempo es importante y urgente la acción del legislativo para impulsar una reforma energética

33

Principal reto:

Encontrar mecanismos consensuados, creativos y eficaces, que permitan canalizar los importantes montos de inversión que este sector requiere. Los recursos públicos canalizados al sector energético no deban significar una reducción de aquellos disponibles para inversión en el resto de la economía.

• Sector energético podría constituirse en el principal cuello de botella para el desarrollo de México, ya sea por insuficiencia de oferta energética o por absorción de recursos públicos en detrimento de sectores productivo y social.

Importante promover mecanismos para desarrollo competitivo del Sector Energético

34

Reflexión

Debido a nuestras autolimitaciones legales y regulatorias, cada vez se importan más gas, más petrolíferos, más petroquímicos, incluso electricidad de una de las zonas más caras de EEUU, y se importan más manufacturas por las plantas que aquí se cierran, generándose mas empleos inversiones e impuestos en otros países, y perdiendo esas oportunidades de crecimiento y empleo que permitirían mejorar los niveles de bienestar para nuestras regiones y nuestra población. De hecho la migración de nuestros compatriotas va en aumento. Resulta absurdo que si el gas no puede ser producido por una empresa del Estado, se prefiera o se obligue a cerrar empresas, generar desempleo y traerlo de importación, generándose beneficios para otros países y perjuicios para el nuestro y su población.

35

Propuestas para revertir la tendencia

Se propone actuar en cinco vertientes en paralelo:

• Fortalecimiento de PEMEX vía autonomía de gestión e impulso a sus programas de exploración y producción en gas

• Apertura a la inversión privada, mayoría mexicana (51%), para complementar inversiones de PEMEX en exploración, producción y comercialización de gas natural.

• Regulación apropiada para proteger a los consumidores del país e impulsar el desarrollo competitivo del sector.

• Impulsar otras alternativas de oferta local de gas a corto plazo

• Reducir ritmo de demanda de gas natural vía promoción proyectos de eficiencia energética y diversificación de fuentes de energía viables que incrementen competitividad del sector eléctrico y productivo

36

Propuestas resumen

37

Propuesta: Reforma Gas Natural

• Fortalecimiento de PEMEX vía autonomía de gestión operativa e impulso a sus programas de exploración y producción en gas, así como autorización de los CSM’s o Contratos de Obra Pública con certidumbre jurídica

– Régimen fiscal competitivo que le permita reinvertir

– Mandato para que en el 2006 México sea superavitario

• Estado responsable de la planeación, necesidades de

crecimiento y promoción de inversiones

38


• Apertura a la inversión privada, con mayoría mexicana, para complementar inversiones de PEMEX en exploración, producción y comercialización de gas natural

– El recurso sigue siendo propiedad de la nación, haciéndolo susceptible de manejarse bajo concesiones

– Retribución económica al Estado por extracción de gas natural a través de impuestos por unidad de producción, además de ISR

– Dar a Estados y municipios involucrados parte de los impuestos generados para apoyar proyectos de desarrollo social, infraestructura y diversificación económica

39


• Organismo regulador autónomo con mandato legislativo claro para proteger a usuarios

– Términos contractuales competitivos

– Fórmula de precios de venta de gas apropiada en tanto se desarrolla suficiente competencia interna

• No exceda costo de oportunidad de productor simulando un mercado libre con libre oferta local de gas y petrolíferos

• Opción adicional de contratos de largo plazo que puedan utilizarse para financiamiento exploración y producción con mecanismo de precio basado en costos de producción más derechos, impuestos y rentabilidad razonable

• Ambas opciones cumplen con lineamientos legales y regulatorios

40


• Regulación y vigilancia por Comisión Técnica de las actividades de exploración y producción para proteger reservas de gas, medio ambiente, y desarrollo adecuado de la actividad

• Asegurar abasto nacional a precios competitivos antes de su exportación. Marco legal y regulatorio con reglas claras

• Impulsar proyectos de eficiencia y diversificación energética técnica y económicamente viables

41

Propuestas versión corta

42

Propuestas / Fortalecimiento de PEMEX

• Establecer un régimen fiscal competitivo que permita la reinversión en exploración y producción de gas natural

- Nuevos pozos

• Autonomía de gestión bajo marco normativo que promueva su eficiencia y competitividad y la refleje en consumidores

• Mandato a PEMEX para que en 2006, México sea superavitario en producción de gas

- Asignar recursos financieros a PEMEX para laexploración y producción de gas natural en tanto sedesarrollan nuevas alternativas de inversión

(alrededor de 3,000 millones de dólares por año)

43

Propuestas / Apertura a inversión privada

• Mantener el gas como un recurso de la nación, haciéndolo susceptible de manejarse bajo el régimen de concesiones, como en los recursos minerales.

- Ampliar oferta a través de más concesionarios que producirían gas natural para uso propio o comercialización a terceros

- Otorgar concesiones por medio de licitaciones públicas a empresas con mayoría mexicana (51%).

- Mecanismos apropiados para incentivar participacion nacional

- Retribuír económicamente al Estado por extracción del gas natural a través de impuestos por unidad de producción (regalías), además del ISR

- Dar a los estados y municipios involucrados parte de las regalías para apoyar su infraestructura, desarrollo social y diversificación económica

44


• Mantener al Estado como responsable de la planeación estratégica del desarrollo del sector, de sus necesidades de crecimiento y promoción de inversiones

•Regulación y vigilancia por una Comisión Técnica de las actividades de exploración y producción para proteger las reservas de gas, el medio ambiente y el adecuado desarrollo de la actividad

45

Propuestas / Regulación complementaria apropiada

• Tener organismo regulador autónomo (CRE) donde participen los consumidores y con mandato claro para proteger a los usuarios

- Modificar nuevos términos y condiciones de venta de primera mano y documentos relacionados para contar con términos contractuales simples, flexibles y competitivos.

- Establecer mecanismos que eviten efectos especulativos en la formación del mercado del gas natural.

* Revisión y modificación de fórmula de precio del gas que simule realmente una situación de

competencia.* Expansión adecuada de gasoductos

- Establecer mecanismos que aseguren el abastecimiento nacional de gas a precios competitivos antes de su exportación.

46


• Marco legal y regulatorio con reglas claras

- Definición por parte del legislativo y ejecutivo delas políticas, para la adecuada regulación deexportaciones.

- Establecer régimen fiscal claro, simple ycompetitivo diseñado para atraer inversiones enexploración y producción de gas.

- Establecer esquema regulatorio que garanticecompetencia equitativa en producción y

comercialización entre productores y PEMEX.

47

Propuestas / Otras alternativas de oferta de gas a corto plazo

• Promover otras alternativas de oferta local de gas a corto plazo para aumentar suministro en alrededor de 1,500-1,900 millones de pies cúbicos por día (MM PCD).

- Recuperación de gas perdido, quemado o venteado

- Recuperación y optimización del gas reinyectado en la producción de crudo

- Apoyar contratos de servicios múltiples o de obra pública. Certidumbre jurídica

- Recuperación de gas de minas de carbón

- Gas Natural Licuado (LNG)

48

Propuestas / Reducción ritmo demanda de gas

• Ahorro de 2,200 MM PCD en consumo de gas vía:- Promover proyectos de cogeneración- Diversificación de combustibles y fuentes deenergía en proyectos eléctricos sobre bases

competitivas- Eliminación obligatoriedad uso de gas para

nuevos proyectos eléctricos y de localizacionesespecíficas y dejarlo abierto al suministro decapacidad en cierta zona.

- Inversiones rentables en redes de transmisión ydistribución para reducir pérdidas y cuellos debotella.- Promover desarrollo de nuevas tecnologías yproyectos de eficiencia energética que incrementen

competitividad de instalaciones productivas.

49

Propuestas versión larga

50


• PEMEX debe ser parte importante, pero no exclusiva, de estrategia integral de desarrollo del sector de gas y del incremento de oferta de gas nacional

• Establecer un régimen fiscal competitivo que permita la reinversión en exploración y producción de gas natural

– Nuevos pozos

• Brindar a PEMEX autonomía de gestión en un marco normativo que promueva su eficiencia y competitividad, reflejándose ésta en la industria y los consumidores.

51


• Mandato a PEMEX para que al 2005/2006, México sea superavitario en producción de gas, con base en el propósito de la ley reglamentaria en la materia de 1958.

- Adicionalmente al plan estratégico de gas dePEMEX (PEG), asignar recursos financieros aPEMEX para la exploración y producción de gasnatural en tanto se desarrollan nuevas alternativasde inversión.

* Se estiman alrededor de 3,000 millones de dólares al año

52


• La propuesta parte de la base de que el gas se mantiene como un recurso de la nación, haciéndolo susceptible de manejarse bajo el régimen de concesiones, como en los recursos minerales, y, que para ampliar la oferta se requiere ampliar el número de concesiones, es decir, que existan varios concesionarios y no uno solo para la exploración, producción y venta de primera mano del gas natural.

- El aumento de la oferta y el establecimiento de un entorno de competencia en condiciones de equidad,permitirá beneficiar a los consumidores y apoyar el

crecimiento del país.

53


•Esto requerirá hacer las modificaciones constitucionales, de ley y reglamentos correspondientes por el legislativo y las autoridades competentes, con el fin de otorgar certeza a las inversiones, protección y competitividad a los consumidores, proteger el adecuado desarrollo de los recursos y una apropiada y clara política de producción que beneficie al país y a los consumidores.

- Implica para el Estado una nueva forma de promoción y coordinación económica, promoviendo el establecimiento de condiciones de equidad para la competencia y una cooperación y coordinación de esfuerzos en que se elimine la discrecionalidad y se otorgue certeza jurídica a las inversiones.

54


• Se propone que los concesionarios tengan la libertad de producir gas natural para uso propio en sociedades de autoconsumo y/o para su comercialización a terceros, observando dos premisas fundamentales:

- Primero, se debe abastecer completamente elmercado interno a precios competitivos antes de su

comercialización al exterior.- Los consumidores nacionales deben obtenercondiciones y/o flexibilidades contractuales nomenos favorables que las que se ofrecen en elexterior.

55


En las etapas de Planeación, otorgamiento de concesiones,exploración, producción y comercialización del gas natural noasociado; se propone lo siguiente:

a) Planeación, determinación y acceso al potencial de exploración

- El Estado seguiría siendo el único responsable de la planeación estratégica del desarrollo del sector, de sus necesidades de crecimiento y promoción de inversiones.

- El Estado estudiaría el territorio nacional para determinar el potencial de exploración asi como determinar la segregación óptima de terrenos en concesiones de exploración y producción viables y atractivas. Vía otorgamiento de concesiones el Estado optimizaría los ritmos de exploración y producción apropiados para apoyar competitividad y crecimiento del país.

56


a) Planeación, determinación y acceso al potencial de exploración (cont.)

- El Estado, en virtud de las atribuciones que la Constitución le ha asignado, seguiría como responsable de los trámites de expropiación y/o negociación de derechos de exploración y de vía requeridos.

* Conveniente revisar y mejorar marco jurídico y regulatorio a fin de que se tenga un proceso justo, ágil

y efectivo.

- Legislar en derechos de vía y expropiación renta o compra de terrenos en términos y condiciones razonables para las partes a fin de facilitar proyectos.

57


b) Otorgamiento de concesiones para exploración y producción- Otorgamiento de concesiones por medio de licitaciones

públicas, concursos o por solicitud de la parte interesada, entre otros mecanismos, a empresas con participación mayoritaria mexicana (51%).

*Estudiar a profundidad los esquemas a utilizar, considerando experiencia en otros países y características

propias de México.* Promover mecanismos de apoyo financiero,

tecnologicos, comerciales y de capacitaciòn para impulsar participaciòn nacional.

- Concesiones serían adjudicadas mediante un esquema de retribución económica al Estado que incentive el ejercicio de los derechos que se confieren al concesionario.

* Las concesiones podrían ser transferidas previa aprobación del Estado, sujeta a la solidez y perfil del

nuevo concesionario.

58


b) Otorgamiento de concesiones para exploración y producción (cont.)

- Esquemas que se determinen deberán estar regidos por reglas claras que permitan la discriminación de inversionistas de largo plazo respecto de especuladores.

* Algunas de estas reglas pudieran referirse a concesiones con tiempos preestablecidos, con incentivos

de desarrollo de reservas y cumplimiento de programas de producción. En caso de incumplimiento atribuíble al concesionario en el desarrollo de la concesión en los tiempos preestablecidos, la concesión podría ser retirada sin retribución al concesionario y otorgarse a otro.

59


c) Exploración y Producción

- Considerando que el gas es un recurso de la nación, la retribución económica al Estado por extracción del gas natural sería a través de impuestos por unidad de producción (regalías), además del ISR aplicable.

* Se podría diferenciar de acuerdo a las circunstancias específicas de cada centro de extracción y/o esquema de la concesión (Vgr Nivel de productividad, nivel de riesgo, nivel de ingresos, entre otros), con objeto de incentivar la producción y el desarrollo de reservas de gas sobre bases competitivas y equitativas.

* Diseñar un régimen fiscal simple, transparente y competitivo que permita atraer inversiones * Dar a los estados y municipios involucrados parte

de las regalías para apoyar su infraestructura, desarrollo social y

diversificación económica

60


c) Exploración y Producción (cont.)

- Será necesario el cumplimiento de los concesionarios con los compromisos de volúmenes de producción y volúmenes de reservas probadas desarrolladas, entre otros aspectos.

- Obligación legal del concesionario de reportar sus hallazgos ante un registro público. En caso de información parcial o incorrecta se podrán aplicar penalizaciones que determine previamente la autoridad competente.

- Establecer mecanismos que incentiven el incremento de la producción y el desarrollo de reservas en el menor tiempo posible.

61


d) Comercialización

- Se propone que los productores de gas natural tengan la libertad de comercializarlo en el mercado nacional de acuerdo a contratos establecidos entre los agentes involucrados, y que además puedan utilizarlo para fines de autoconsumo.

- En la comercialización deberá asegurarse el abasto nacional, sobre bases competitivas, antes de exportar.

- Los productos líquidos obtenidos como subproductos de la extracción del gas natural no asociado deberán ser vendidos a PEMEX, a un precio de mercado previamente definido por las autoridades competentes.

* Asegura el derecho que la ley otorga a PEMEX de comercializar estos productos.

62


e) Regulación y vigilancia de la producción

- Regulación y vigilancia por una Comisión Técnica de las actividades de exploración y producción para proteger las reservas de gas, el medio ambiente y el adecuado desarrollo de la actividad.

63


Con objeto de que los mecanismos propuestos para aumentar yDesarrollar la oferta resulten viables y de beneficio para el país, seconsidera conveniente complementarlos con las siguientes acciones:

I. Tener un organismo regulador autónomo (CRE) donde participen los consumidores, con mandato legislativo claro para proteger a usuarios, realizando para tal efecto, entre otras, las siguientes acciones:

- Modificar los nuevos términos y condiciones de venta de primera mano y sus documentos relacionados a fin de contar con términos contractuales simples, flexibles y competitivos comparados con la situación actual y que proporcionen certidumbre a la inversión y operación de los consumidores.

- En el corto plazo en tanto se desarrolla una mayor oferta, asegurar suministro local de gas a clientes existentes antes de promover más proyectos eléctricos o de distribución basados en gas.

64


- En la formación del mercado del gas natural será fundamental establecer los mecanismos que eviten los efectos especulativos en el precio o disrupción del mercado, al igual que se hace con otros elementos económicos (paridad, tasas, precios del crudo, etc.)

* Revisión y modificación de la fórmula de precio del gas que simule realmente una situación de competencia.

- En lo que se desarrolla debidamente el mercado, establecer fórmula inicial de precios basada en (costo de producción + regalías/derechos + impuestos + márgen o retorno razonable de inversión); esta es solución más aproximada para simular y fomentar la competencia en un país rico en recursos, evitando distorsiones económicas de la oferta a medida que se incorpora la inversión privada, causadas por

obtención de rentas monopólicas u oligopólicas por supuestaescasez (evitar disparos de precios)*.

- Una vez bien desarrollado el mercado interno en términos de suficiente competencia interna de suministro de gas y de combustibles alternos, éste será el que irá descubriendo y determinando el precio.

* Propuestas similar a resumen

65

* Establecer mecanismo para la expansión adecuada degasoductos.- Importante que la capacidad física de entrega

aumente con el mercado para evitar problemas de precios, escasez u otros trastornos de mercado que pudieran afectar al consumidor y al productor.

- Importante coordinación en tiempo de transportistas con productores y

consumidores. - En el corto plazo, establecer mecanismo de respaldo de cartera de clientes de PEMEX para la expansión competitiva de líneas en tramos saturados del ducto de PEMEX.

- Establecer términos y condiciones de transportesimples, flexibles y competitivos que

proporcionen certidumbre y competitividad a los consumidores e interconexiones.

- Legislar en materia de derechos de vía para facilitar el desarrollo de gasoductos privados.


66


- Establecer mecanismos que aseguren la prioridad de utilizar la producción local para el abastecimiento nacional sobre la exportación.

* Al igual que en otros países, los permisos de exportación deberán estar sujetos a aprobación de Presidencia, SENER y CRE, con la finalidad de garantizar

que en ningún caso se otorgaránpermisos si no se han cubierto las necesidades actuales y proyectadas

del mercado nacional sobre bases competitivas.

67

II. Marco legal y regulatorio con reglas claras

- Establecer régimen fiscal claro, simple y competitivo diseñado para atraer inversiones en exploración y producción de gas.

- Definición por parte del legislativo y ejecutivo de las políticas, para la adecuada regulación de exportaciones

* Mantener suministros apropiados y competitivos en el corto, mediano y largo plazo a los consumidores locales, otorgando certidumbre en la operación.

- Desarrollar esquema regulatorio que garantice competencia equitativa en la producción y comercialización de gas natural entre productores privados y PEMEX.


68

Promover alternativas adicionales en el corto plazo para aumentar la oferta local de gas en 1,500-1,900 millones de pies cúbicos por día (MM PCD).

- Recuperación de gas perdido, quemado o venteado * México cuenta con la oportunidad de aumentar el suministro de gas disponible a un costo relativamente económico mediante la:

- Reducción de los venteos/quema (5 % de la producción de gas en 2003), y- Reducción de la condensación en los gasoductos (5 % de la producción de gas)

* Considerando ambos volúmenes en 2003 representan 57% del consumo industrial de gas. Su recuperación habría

reducido importaciones en cerca de 500 MM PCD en 2003.* Oportunidades del off-gas quemado/venteado en refinerías.


69

* Se sugiere trabajar conjuntamente en la detección deoportunidades de recuperación a nivel específico y facilitardichos proyectos.

- Excluyendo dicho gas de ventas de primera mano.- Definiendo si dichos proyectos se realizan porPEMEX , el sector privado o conjuntamente.

- Recuperación y optimización del gas reinyectado en la producción de crudo

* Revisar otras alternativas de inyección de fluidos(nitrógeno, CO2, agua, etc.) para liberar gas en la producciónde crudo. PEP emplea 1,200 millones de pies cúbicos/día degas inyectado en la producción de crudo.

- Impulsar los contratos de servicios múltiples y realizar, en caso de que resulte procedente, las adecuaciones legales que los faciliten (Aumenta oferta en 1,000 MM PCD)


70

- Recuperación de gas de minas de carbón

* Actualmente el gas de minas de carbón se ventea durante la explotación de dichas minas. También representa un altoriesgo para seguridad de los trabajadores.* La mayor parte de los yacimientos de carbón contienen unacierta proporción de gas grisú. Existe tecnología pararecuperarlo.* Se estima pudiera recuperarse 200-250 millones de piescúbicos/día, mejorando a la vez seguridad en minas.* Se requiere permitir y dar certidumbre legal para eldesarrollo de dichos proyectos así como facilitarintercambios físicos con PEMEX y poder comercializarlo enMéxico.


71

- Gas Natural Licuado (LNG)

* Si bien no son competitivos en costo, permiten evitardesbalances en la región de Norteamérica que afectarían negativamente a México y llegar a zonas donde el

transporte y entrega por tubería fuese aún menos competitivo (Lázaro Cárdenas, Manzanillo, BCN)

* Requiere el desarrollo de normas apropiadas de seguridad y el acceso abierto a tuberías de transporte de gas con términos y condiciones flexibles, competitivos y que den certidumbre a la inversión.


72


Reducir ritmo de crecimiento de demanda de gas natural en

2,200 MM PCD, sin lesionar la eficiencia económica y

competitividad del aparato productivo, aprovechando la

diversidad de fuentes de energía del país sobre bases

competitivas y promoviendo proyectos rentables de

eficientización energética.

73


• Promover proyectos de cogeneración. Potencial de 7,000-10,000 MW en sector privado y 2,600 en PEMEX Refinación y PGPB

- Además de la reducción de emisiones de 140 millones de toneladas/año vs Plantas convencionales,significarían un ahorro de más de 750 millones depiescúbicos/día comparado con el uso de los ciclos

combinados más eficientes actualmente (excluyendo PEMEX)

- Requieren la implementación a la brevedad dediversas acciones que la industria ha venido proponiendo para fomentar dichos proyectos (eliminación tope 20 MW, definición de pago decapacidad y energía de excedentes vía costomarginal largo plazo, certidumbre y continuidad en

despacho, contratos flexibles, competitivos y concertidumbre en suministro de gas y otros combustibles, eliminación de obstáculos legales,contractuales, operativos y de permisos, etc.).

74


• Diversificación de combustibles y fuentes de energía en proyectos eléctricos

- Aprovechamiento de fondos de barril y residuosde refinería para generación de vapor y energíaeléctrica. Potencial de ahorro de 126 MM PCD enreconfiguración de Minatitlán y Salina Cruz. Opciones de cogeneración con residuales en Madero, Tula, Salamanca y PGPB.

- Empleo de carbón/coque en zonas con infraestructura o potencial ventaja para su uso(Petacalco, Coahuila, Altamira, Tuxpan). Potencial sustitución de 300-600 MM PCD.

75


- Eliminación de obligatoriedad de uso de gas paranuevos proyectos eléctricos y de localizacionesespecíficas y dejarlo abierto al suministro decapacidad en cierta zona, pudiendo ser estacapacidad abastecida por uno o variossuministradores. Ganador debiese ser el quesuministre al menor costo nivelado total sobremismas bases de confiabilidad y calidad.

* Desarrollar los mecanismos para ampliarla oferta de todo tipo de combustibles con elpropósito de generar mayor competitividadque se traduzca en certidumbre, confiabilidad y precios competitivos de losmismos.

76


- Detectar oportunidades e implementar proyectoshidroeléctricos de expansión y desarrollo en CFE(aprox. 660 MW). Potencial ahorro de 51 MM

PCD.

- Detectar oportunidades y promover proyectoshidroeléctricos privados rentables y competitivos.Representan opción para resolver falta de energíaen zonas aisladas y son fuente de empleo, ademásde recargar mantos acuíferos (aprox. 1,000 MW).

Potencial ahorro de 80 MM PCD.* Eliminar obstáculos legales, contractuales y de permisos.* Desarrollar metodología de intercambio y de respaldo apropiada.* Proporcionar soporte técnico.

77


- Detectar e implementar potencial de desarrollo deproyectos rentables y competitivos basados en fuentes renovables (eólico, solar, biomasa, etc.).Potencial aproximado de 2,000 MW, equivalentes a200 millones de pies cúbicos/día (La Ventosa, Baja California, Chihuahua, Sonora, y algunas zonas del altiplano ylitorales). Representan tambien opciones de suministro en zonas aisladas.

* Requieren de apoyos similares a proyectoshidroeléctricos y capital intelectual que evalúe, adapte e innove permanentementelas nuevas tecnologías.

78


- Apoyar el desarrollo de tecnologías y proyectos privados que utilicen fondos de barril, residuos de refinerías, residuos sólidos, líquidos y gaseosos orgánicos en general para la generación de vapor, energía térmica, electricidad y materias primas.

* Actualmente se genera una importante cantidad de residuos sólidos y líquidos que se confinan y no se destruyen.

* Existe tecnología para destruírlos y procesarlos de manera controlada y segura, reduciendo su impacto ambiental para el país y ahorrando energía. Potencial de 600-700 MW equivalentes (120 MM PCD) adicionales a Refinerías PEMEX

* Requiere trabajarse con SEMARNAT, PEMEX, industria y municipios para detectar áreas de oportunidad y determinar los residuos que puedan manejarse y los centros de acopio y logística apropiados.

79


• Adecuar instalaciones de PEMEX para hacer disponible crudo maya despuntado al costo de oportunidad de exportación cumpliendo con legislación vigente (300 – 400 MM PCD)

• Efectuar inversiones rentables en redes de transmisión y distribución para reducir pérdidas equivalentes a 1,000 MW y cuellos de botella en transmisión. Ahorro estimado de 90 MM PCD.

• Promover el desarrollo de nuevas tecnologías y proyectos de eficiencia energética que a su vez incrementen la competitividad de las instalaciones productivas. Un 8% de ahorro reduciría el consumo directo de gas natural en 260 MM PCD y de manera indirecta, vía electricidad, en 300 MM PCD.

• Apoyo al desarrollo, transferencia e innovación de tecnologías viables que apuntalen el desarrollo energético del país sobre bases confiables y competitivas en el corto, mediano y largo plazo. Ruta crítica (fósiles, renovables, gasificación, celdas de combustible-hidrógeno, fusión, etc.)

80

La reforma integral, generaría importantes beneficios directos e indirectos

Reactivación del crecimiento económico: 1.5-2.5 % de PIB

Inversión directa de 10 mil millones dls anuales y creación de 40,000 empleos directos permanentes.

Efecto multiplicador que crearía 300 mil empleos e inversiones adicionales por 10 mil millones de dólares anuales

Ahorro y generación de divisas por 14 mil millones de dls anuales en gas refinación y derivados

Mayor ingreso fiscal: 4 mil millones de dólares anuales

Suministro abundante de gas y energía eléctrica con estabilización de precios, mejorando la posición competitiva del país ante entorno global.

Reducción de las emisiones a la atmósfera en 160 mill tons por año por mayor eficiencia energética

Se evitan importaciones que dan lugar a empleos e inversiones en otros países

Desarrollo regional, combate a la pobreza y elevación de niveles de bienestar de la población

¡TRABAJEMOS UNIDOS POR MÉXICO!

81

Refinación / Combustóleo

82

Precio de combustóleo aumentó más del doble y no refleja costo real de oportunidad del productor

dls./MBtu

Fuente: Gerencia de Políticas y Desarrollo Comercial / PEMEX Refinación

120%*120%*

Precio Promedio HistóricoCombustóleo con Contrato

FOB Refinerías PEMEX

* Promedio 04 vs. Promedio 98 – 99

$0.00

$1.00

$2.00

$3.00

$4.00

$5.00

Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05

83

La información disponible indica que se vendió a EE.UU. en 2003 FOB Refinería 30% por debajo de los precios sin contrato en México

84

Refinación oportunidad de generar valor agregado

Barril de

Maya

16 dls/b 28 dls/b

Barril de refinados

Refinación

Barril venta final

40 dls/b

60 – 80

Petrolíferos

Petroq.

dls/b

Distribución y comercialización

•Gasolina•Turbosina•Diesel •Combustóleo•Otros

85

Hoy existe mayor apertura a nivel mundial

*En 2003 operará refinería de 120 mbd; asociación 70/30 entre NIOC e inversión privada en zona de libre comercio .Fuente: Oil & Gas Journal Annual Review 2002

País No. de refinerías Participación (%) Estatal Mixta PrivadaEstados Unidos 143 20.4Rusia 42 6.7Japón 35 5.9China 95 5.6Corea del Sur 6 3.2Italia 17 2.8Alemania 17 2.8India 17 2.6Canadá 21 2.4Francia 13 2.3Brasil 13 2.2Arabia Saudita 8 2.1México 6 1.9Irán* 9 1.8España 9 1.6Venezuela 5 1.6Singapur 3 1.6Holanda 6 1.5Ucrania 6 1.3Reino Unido 11 1.3Subtotal 482 71.5Total Mundial 749 100.0 Propiedad (2002)

86

México lleva 15 años sin incrementar capacidad

* Cifras al 1° de enero de cada año; Fuente: EIA, DOE.

Países que aumentaron

Países que disminuyeron

País 1991 2001 tcma

(%)

Tailandia 0.2 0.7 11.9Corea del Sur 0.9 2.6 11.4Malasia 0.2 0.5 9.4Emiratos Árabes Unidos 0.2 0.4 8.7Irán 0.7 1.5 7.5China 2.2 4.3 7.0India 1.1 2.1 6.5

Singapur 0.9 1.3 3.8Taiwán 0.5 0.9 5.4

España 1.3 1.2 -0.2

México 1.7 1.6 -0.7Rusia 6.5 5.4 -2.1Total mundial 74.9 81.3 0.8

Reino Unido 1.9 1.8 -0.5

Estados Unidos 15.7 16.5 0.5

Evolución de capacidad por país (mmbd)

87

Pemex tiene capacidad de hacer alianzas en Refinación en el exterior pero está impedido para hacerlo en México, quedándose el margen, impuestos y empleos en el exterior

Cadereyta270 MBD

Salina Cruz330 MBD

Salamanca245 MBD

Tula320 MBD

Minatitlán200 MBD

Cd. Madero195 MBD

Deer Park340 MBD

50% Pemex50% Shell

Repsol5%

participación

España

88

En 1993 PMI-Norteamérica y Shell constituyeron una “asociación” (Deer Park Refining Limited Partnership).

La aportación de Pemex alcanza 600 millones de dólares.

Hasta 1958 se permitió en México la actividad de particulares en refinación.

El marco legal actual impide la participación de particulares para instalar refinerías en territorio nacional.

Deer Park y la regulación de la inversión

89

Demanda e importaciones de petrolíferos van en aumento. También menor disponibilidad de combustibles industriales y precursores de petroquímicos

* Al primer semestre.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

90 92 94 96 98 00 02*

(mbd)

Oferta

Demanda

Gasolina

Diesel

Turbosina

Combustóleo

tmca (%)

3.4

1.9

1.9

0.1

Ofertatmca: 0.4%

1.3

Oferta y demanda de petrolíferos, 1990 - 2002

90

Pemex invierte menos en refinación vs. otras empresas, 1996 - 2000

Fuente: Financial Statements 2000 (empresas norteamericanas) y Anuario Estadístico de Pemex, 2000.

Shell BPChevron/ Texaco

Pemex

Refinación 13.5 15.9 3.1 3.7

Exp. y Prod. 25.1 31.0 10.8 20.0

Refinación /

E & P (%)54 51 29 18

(Miles de millones de dólares)

91

México con importantes necesidades de refinación al mejorarse el nivel de la población

1

6

11

16

21

0 7,500 15,000 22,500 30,000 37,500 45,000

Consumo per cápitaConsumo per cápitade refinadosde refinados(bbl/hab)(bbl/hab)

PIB per cápitaPIB per cápita(95US$)(95US$)

Estados UnidosCanadá

OCDE Norteamérica

Corea del SurOCDE Japón

AlemaniaFrancia

España

Reino Unido

Italia

Venezuela

ChileMéxicoArgentina

Prom. MundialBrasil

63.310España

94.213Corea

84.012OCDE

-1.64México

Refinerías

adicionales*

Capacidad

(mmbd)

Consumo

per cápita

(bbl/hab)

País o

región

* 300 mbd

Fuente: International Energy Outlook, EIA-DOE, 2002

92

Las reservas sustentan los excedentes al 2010

3 (P)

Probadas

Probables (2P)

Fuente: Informe Estadístico de Labores 2001 de PEMEX, con cifras al 1° de enero de 2002.Incluye petróleo, condensados y líquidos.

(mmmb)

43.2

Posibles (3P)

25.4

9.9

7.9

00 02 04 06 08 10

1 Incluye petróleo para maquila. Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción.

(mbd)

Proceso en refinerías

Exportación 1

1,603

1,875

3,012

1,227

1,785

Excedentes 824

4,301

Reservas, 2002 Producción

93

Oportunidad adicional

• Petróleo abundante que debemos capitalizar.

• Excedentes de petróleo, plantean dos opciones:

1. Exportar el excedente en la medida que el mercado lo permita.

2. Incrementar la capacidad de refinación y exportar refinados además del petróleo.

94

Propuesta: Inversiones requeridas 2005 - 2012

Adicional

Total:25 mmmdls

(mmmdls)

3 refinerías

8.915

10

Histórica* Recomendada Propuesta

* 980 millones de dólares al año, inversión similar a la del periodo 1993-2001.

95

Vía inversiones en refinación, México tiene oportunidad de satisfacer su demanda interna de petrolíferos y generar excedentes

0

400

800

1,200

1,600

2,000

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

Demanda

Gasolina

Diesel

Turbosina

(mbd)

Recomendada: Satisfacer la demanda de petrolíferos

Propuesta: Refinar excedentes de petróleo

tmca (%)

3.4

3.0

4.2

Exportacionespor

31.3 mmmdls

Balance de petrolíferos, 2000 -2010

96

Propuestas Refinación

97

Propuestas Refinación

• Autonomía de gestión a PEMEX

• Aprobación de su nuevo régimen fiscal para Refinación

• Adecuación del marco legal para permitir a PEMEX hacer alianzas en Refinación en México

• Apertura a inversión privada en Refinación

• Venta de crudo a Refinerías en México a un precio no mayor a su costo de oportunidad de exportación, incluyendo su impacto en el mercado de referencia

• Permitir la comercialización directa de cualesquiera de las Refinerías de combustibles industriales y precursores petroquímicos a un precio no mayor a su costo de oportunidad del productor. El resto de los petrolíferos se entregarían a PEMEX para su comercialización a los precios predeterminados por las autoridades competentes

98

Impacto económico: 2003 - 2010

Inversión

Ingresos

Ahorro en importaciones

Valor de las exportación

Empleos directos

Empleos indirectos

Empleos durante la construcción

Tres refinerías adicionales

10,000

39,750

2,200

35,450

3,000

15,000

8,100

(millones de dólares)

99

Beneficios de la propuesta

• Satisfacer la demanda interna de petrolíferos

• Mejores precios al consumidor de gasolina y diesel

• Exportar petrolíferos sin afectar el mercado mundial de petróleo

• Sustituir importaciones

• Incrementar la producción de petróleo y gas asociado.

• Rentabilidad atractiva: TIR superior al 15%.

• Impulsar el mercado de proveedores de bienes y servicios.

• Promover nuevos polos de desarrollo, la creación de empleos y riqueza.

100

Electricidad

101

Pérdida de competitividad en electricidad se agrava de manera acelerada

3

4

5

6

7

8

9

98 99 00 01 02 03 04

• Las tarifas eléctricas han aumentado en México más que en EUA desde 1998

– 77% en México en dólares (92% ene ’99 – ene ’05)

– 14% en EUA

• Industriales nacionales con filiales en el extranjero, pagan más en nuestro país por el mismo servicio

• Es necesario dimensionar y corregir esta desventaja competitiva

EUA

México

Fuentes: México: www.cfe.gob.mx / información pública de la CFE / estadísticas de ventas / datos históricos. Suma total de ingresos por ventas del Sector Eléctrico Nacional a Mediana Industria y Gran Industria entre suma total de MW vendidos a Mediana Industria y Gran Industria. 2004 estimadoEUA: www.eia.doe.gov. Datos tomados de la EIA Monthly Energy Review November 2004, Average Retail Price of Electricity, IndustrialBrasil: www.aneel.gov.br. Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil. Tarifa industrial promedio nacional annual. Chile: www.cne.cl. Comisión Nacional de Energía (de Chile). Precio medio de nudo Maitencillo (zona Santiago) para abril de cada año.Colombia: www.creg.gov.co. Comisión Reguladora de Energía y gas (de Colombia). Tarifa industrial promedio nacional anual.

Precios de la Electricidad(US ¢ / kWh)

Brasil

Chile

Colombia

http://www.cfe.gob.mx/

http://www.eia.doe.gov/

http://www.aneel.gov.br/

http://www.cne.cl/

http://www.creg.gov.co/

102

Los incrementos relativos de tarifas también han sido mayores en otros sectores respecto al principal socio comercial (EE.UU.)

Crecimiento en dólares 1997 a 2003Crecimiento en dólares 1997 a 2003

MEXMEX EE.UU.EE.UU.

• ResidencialResidencial 65.8%65.8% 3.3 %3.3 %

• ComercialComercial 30.9 %30.9 % 7.1 %7.1 %

• ServiciosServicios 51.4 %51.4 % 0.6 %0.6 %

103

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

Tarifa nivel transmisión HT-L (2002)

World Gas Intelligence 2002, Edison Electric Institute 2002,Fuentes propias Cámaras, CFE

Norteamérica Europa Sudamérica Asia Africa

Estamos entre los precios más altos a nivel mundial para mismo tipo de servicio, agravándose por problemas de calidad

Méx

ico

EE

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U.

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Arg

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Japó

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Rus

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Sud

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T

US¢./kWhC

anad

á

Sobre costo fallas

104

Tarifas industriales son más altas respecto a regiones de competencia relevante en América

Tarifas reguladas 2004US ¢ / kWh Alta tensión (HS)

2

4

6

8

10

12

40% 60% 80% 95%

CFE

EE.UU.

Centro

B.C.

Louissiana

Virginia

Fuente: Estudio de C.H. Guernsey, Dic. 2004: tarifas CFE Ago ’03 a Jul ’04 (Prom todas las regiones)

2

4

6

8

10

12

40% 60% 80% 95%

Alta tensión (HS)

CFE

Canadá

US ¢ / kWh

Factor de carga

2

4

6

8

10

12

40% 60% 80% 95%

CFE

Sudamérica

US ¢ / kWh

H. Québec

Alberta

Centro

B.C.

Argentina

Colombia

B.C.

Centro

Alta tensión (HS)

105

Tarifa comercial 2000

0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

15.0

Haw

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Méx

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Wyo

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h

Kent

ucky

Ore

gon

Was

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ton

Idah

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USD

Cts

/ kw

-hr

La tarifa comercial también es 80% más alta que el promedio de EEUU y es superior a los estados del sur o fronterizos

•Department of Energy - EEUU•CFE

US ¢/kWh

106

Dominion-Virginia Power

Carolina Power& Light

Reliant-HLP

AEP-CSW

CFE / LyFC


Carolina Power & Light

Reliant-HLP

AEP-CSW

CFE



Reliant-HLP

AEP-CSW

CFE



Reliant-HLP

AEP-CSW

CFE

Además de menor costo, competidores tienen suministro con mejor calidad

• En México: sobrecostos de entre el 10-60% por pérdidas de producción, En México: sobrecostos de entre el 10-60% por pérdidas de producción, daños en equipo y sobre-inversiones.daños en equipo y sobre-inversiones.

Costo de la energía eléctrica (US ctvs / kWh)

Variación de voltaje Variación de la frecuencia

Fuente: Información de compañías eléctricas en EUA, Información de usuarios en EUA y México

3.6 (Promedio Industrial Tx, Ok y La)

10-60% de sobrecosto por fallas

3.9 (HS-L)

3.86 – 4.12 (HS-L)

5.1 (HS-L)

3.94 (HS-L)

Menor a +/- 3%

Menor a +/- 3%

+/- 5%

Contrato +/- 10%

Real hasta 33%

+/- 3.5%

Contrato 2%

Menor a +/- 0.3%

Menor a +/- 0.3%

Reglamento 0.8%

+/- 0.3%

Menor a +/- 0.5%

Eventos que ocasionan paro de planta

De 20 a 30 / año

N.D.

N.D.

1 evento / 2 años

N.D.

LyFC

De 50 a 115 / año

107

Modificaciones a Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en 1992 tuvieron efectos positivos

Logros más importantes:Logros más importantes:

Productores Externos de Electricidad (PEEs) y Proyectos de Productores Externos de Electricidad (PEEs) y Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración han ayudado a incrementar autoabastecimiento y cogeneración han ayudado a incrementar la oferta de energía, instalando 5,070 MW de un total de 9,140 la oferta de energía, instalando 5,070 MW de un total de 9,140 MW en los últimos 6 años. MW en los últimos 6 años.

Mejoras en competitividad tanto en CFE como en usuarios Mejoras en competitividad tanto en CFE como en usuarios (empresas grandes, principalmente).(empresas grandes, principalmente).

Apoyo en mejoramiento del nivel de reserva operativo y eficiencia Apoyo en mejoramiento del nivel de reserva operativo y eficiencia energética.energética.

Sin embargo, la controversia sobre su constitucionalidad ha creado Sin embargo, la controversia sobre su constitucionalidad ha creado incertidumbre en este esquema, lo que combinado con el riesgo de incertidumbre en este esquema, lo que combinado con el riesgo de mayor exposición en CFE, está inhibiendo nuevas inversiones. mayor exposición en CFE, está inhibiendo nuevas inversiones.

108

Adicionalmente a inversiones para incrementar capacidad, se requiere una importante sustitución de plantas antiguas de CFE para mantener una confiabilidad y competitividad razonable

En el transcurso de 5 y 10 años, se tiene que sustituir el 40% de la capacidad y/o el 70% de las plantas generadoras..

La sustitución disminuirá el rezago tecnológico, con ahorros importantes en costos de mantenimiento y consumo de combustibles (nuevas unidades de 15 a 30% más eficientes energéticamente).

Antigüedad actual (años)

Capacidad total instalada (MW)

Unidades Generadoras

30 en adelante 12% / 4,932 44% / 250

21-30 28% / 10,987 26% / 148

16-20 13% / 5,045 8% / 49

0-15 47% / 18,656 22% / 125

TOTAL 100% / 39,620 100% / 572

Fuente: CFE, SENER

109

Propuestas Electricidad

resumen

110

Propuestas: Reforma Electricidad (1)

• Planeación de crecimiento competitivo del sector por parte del Planeación de crecimiento competitivo del sector por parte del Estado. Seguirá siendo responsable de disponibilidad adecuada Estado. Seguirá siendo responsable de disponibilidad adecuada y competitividad del suministro.y competitividad del suministro.

• Fortalecimiento de CFE vía autonomía de gestión operativa, Fortalecimiento de CFE vía autonomía de gestión operativa, bajo un marco normativo que promueva su eficiencia, bajo un marco normativo que promueva su eficiencia, competitividad y mejora continua reflejándola en usuarios. competitividad y mejora continua reflejándola en usuarios. Compromisos concretos.Compromisos concretos.

• Apertura a inversión privada para complementar esfuerzos de Apertura a inversión privada para complementar esfuerzos de CFE, cuando menos en generación para venta al Estado y CFE, cuando menos en generación para venta al Estado y particulares (certidumbre jurídicaparticulares (certidumbre jurídica))

• Opción a usuarios de accesar servicio público y/u otras Opción a usuarios de accesar servicio público y/u otras alternativas que mejor le convengan (productores externos, alternativas que mejor le convengan (productores externos, cogeneración, importación, autoconsumo, etc.)cogeneración, importación, autoconsumo, etc.)

111

Tener organismo regulador autónomo fuerte (CRE), donde Tener organismo regulador autónomo fuerte (CRE), donde participen activamente los consumidores y con mandato participen activamente los consumidores y con mandato legislativo claro para proteger a los usuarioslegislativo claro para proteger a los usuarios

— Asegurar que ineficiencias no sean pagadas por Asegurar que ineficiencias no sean pagadas por consumidores en tarifas reguladasconsumidores en tarifas reguladas

— Tarifas de CFE, determinadas por la CRE basada en costos Tarifas de CFE, determinadas por la CRE basada en costos marginales óptimos de largo plazo con tecnologías más marginales óptimos de largo plazo con tecnologías más eficientes. eficientes.

Reforzar la transmisión y distribución de electricidad, Reforzar la transmisión y distribución de electricidad, estableciendo compromisos en plazos específicos para mejorar su estableciendo compromisos en plazos específicos para mejorar su calidad, competitividad y coberturacalidad, competitividad y cobertura

Garantizar abasto interno superavitario y competitividad de Garantizar abasto interno superavitario y competitividad de combustibles.combustibles.

Propuestas : Reforma Electricidad (2)

112

PropuestasElectricidad

versión larga

113

Propuestas

• Estado, estará a cargo de:

– Planeación de crecimiento y desarrollo competitivo del Sector

– Regulación para la apropiada protección de los consumidores y fomentar el desarrollo sobre bases competitivas del Sector

– Ser responsable de la disponibilidad adecuada y competitividad del suministro.

• Como rector y coordinador de esfuerzos, promoverá los proyectos de inversión privada y actuará como válvula de regulación para asegurar un suministro confiable y competitivo, de tal manera que si no hay suficiente inversión privada, se eliminen los obstáculos que la limitan sin afectar la competitividad de los consumidores o, en su defecto, seguirá invirtiendo.

114

Propuestas

• Fortalecimiento de CFE vía autonomía operativa bajo marco normativo que promueva su eficiencia, competitividad y mejora continua reflejándola en los usuarios y estructura financiera apropiada

– Autonomía operativa para actuar más ágilmente en su proceso de mejora continua

• Convenio de desempeño con compromisos específicos calendarizados de reducción de costos y tarifas y mejora de calidad y cobertura. Participación de representante(s) de consumidores en su Consejo para el seguimiento de sus compromisos y enriquecimiento de su mejora continua.

• Presupuestación multianual y flexibilidad en el ejercicio del presupuesto estando sujeta a un techo de endeudamiento

• Nuevas normas para adquisiciones y contratación de obra

• Flexibilidad de administración: estructura, sueldos, salarios, esquemas de incentivos por mejoras sustanciales, etc.

• Evaluación sujeta a calidad, costo, tarifas y cobertura, entre otros

115

Propuestas

• Fortalecimiento de CFE vía autonomía operativa bajo marco normativo que promueva su eficiencia, competitividad y mejora continua reflejándola en los usuarios y estructura financiera apropiada

– Estructura financiera apropiada (reduciendo tarifas)

• Contabilidad e información transparente

• Adopción gradual de régimen con ISR

• Transferencia de subsidios del Gobierno Federal transparente, que no oculten costos “inflados”. Una opción sería determinarlos con la diferencia respecto al costo marginal de largo plazo óptimo del segmento

• Optimización de inversiones con nuevas tecnologías

• Revisión y redefinición del Aprovechamiento, a fin de “desinflar” costos

– Revisar definición de activos y su valor real, eliminando sobreinversiones, aportaciones específicas y arrendamientos

– Determinar pago al Gobierno Federal en base a ventas de E.E. (5% de ventas, que es similar a otras empresas de servicios)

• Abasto interno abundante y competitivo de combustibles, particularmente gas natural. Libertad para negociar suministros que conduzcan a reducción de costos y tarifas

116

Propuestas

• Apertura a la inversión privada para complementar esfuerzos de CFE, cuando menos en generación para venta al Estado y particulares

– CERTIDUMBRE JURÍDICA TOTAL para las inversiones privadas

– Productores independientes de electricidad puedan vender a otros usuarios y no exclusivamente a CFE

– Proyectos de cogeneración, autogeneración, generación distribuida, renovables y de productores externos en general cuenten con mecanismos contractuales para que puedan vender a CFE y a cualquier usuario socio o no socio. También que tengan opción de contratar respaldo con CFE

– Nuevos generadores compitan con plantas actuales por el despacho económico de manera transparente. Certidumbre en despacho contratos bilaterales

– Competencia inducirá a CFE a mejorar su eficiencia y competitividad en beneficio del país

117

Propuestas

• Mecanismos CONCRETOS para estimular la participación de inversión nacional sin que signifique el establecer candados en participación del capital

– Timbre fiscal

– AFORES bajo reglas claras que eliminen riesgos

• Calificación crediticia (AA o más)

• Certeza jurídica, eliminación de riesgos en combustibles, técnico, comercial, laboral, etc.

• De igual forma, apoyar la industria nacional de bienes de capital a través de acceso a financiamientos competitivos

– AFORES bajo reglas claras que eliminen riesgos

• Calificación crediticia (AA o más)

• Certeza jurídica

118

Tener organismo regulador autónomo fuerte (CRE) donde participen activamente los consumidores y con mandato legislativo claro para proteger a los usuarios e impulsar el desarrollo competitivo del sector

– Participación activa de usuarios en desarrollo e implementación de reglas para prevenir anomalías de mercado.

– Asegurar que las ineficiencias de planeación, inversión u operación no sean pagadas por los consumidores

– Evitar prácticas especulativas y/o monopólicas. Penalización. Poder de sanción a la CRE/CFC ante dichas prácticas. Sanciones y otros mecanismos para evitar colusión que limite oferta, o evitar prácticas que generen anomalías de mercado.

– Tarifas del organismo regulado (CFE), determinadas por la CRE basadas en costos marginales de largo plazo óptimos con tecnologías más eficientes.

– Tarifas/metodologías de porteo y distribución reguladas por la CRE; mantener y afinar metodología actual de porteo (MW-km neto) y de respaldo (sistema integrado)

Propuestas

119

Propuestas

• Para garantizar transparencia y certidumbre operativa, el despacho eléctrico (CENACE) se propone separarlo de CFE, como un organismo autónomo, con participación de los usuarios en su órgano de gobierno y sin fines de lucro

– Metodología de despacho pública y transparente, con criterios económicos sobre mismas bases de calidad. Aceptación sólo de ofertas que reduzcan el costo de servicio público

– Comités de operación con participación activa de usuarios para prevenir anomalías de mercado

– Preservar integridad y estabilidad de la red. Planeación, operación y control de la red de transmisión.

120

Propuestas

• Metodología sugerida de adquisición por CFE y los usuarios es:

– CFE VENDE A precio regulado con costo marginal de largo plazo con tecnologías eficientes. Opción de contratos bilaterales.

– CFE COMPRA Contratos bilaterales de terceros. De la red a precios que reduzcan el costo del servicio público o teniendo como techo su costo marginal de largo plazo en el

nodo.

– USUARIO COMPRA De CFE a precio regulado. De terceros bajo contratos bilaterales.

De la red, ofertas de terceros teniendo como techo precio regulado (“Price to Beat”)

– GENERADOR VENDE Contratos bilaterales con CFE o usuarios. A la red con techo basado en el costo

marginal de largo plazo en el nodo.

121

Propuestas

• Transmisión separada de CFE, bajo una empresa autónoma en manos del Estado operada por el CENACE

– Acceso abierto garantizado, a los generadores y a los usuarios, al sistema eléctrico nacional (red de transmisión y distribución)

– Con tarifas / metodologías de porteo reguladas

– Libertad de los generadores para interconectarse al sistema eléctrico y a los usuarios a través de sus propias líneas de transmisión y distribución

• Reforzar la transmisión y la distribución estableciendo compromisos en plazos específicos para mejorar su calidad, competitividad y cobertura de acuerdo a estándares con las mejores prácticas internacionales

• Implementar mecanismos de planeación e inversión en transmisión para la continua expansión de la red, evitar cuellos de botella y optimizar el despacho económico, a fin de beneficiar al consumidor

• Establecer mecanismos y/o regulaciones para asegurar que la separación de transmisión y distribución se refleje en menores costos y mayores beneficios para los usuarios

122

Propuestas

• En distribución se sugiere dividirse por regiones y manejarla como concesiones del Estado sujetas al cumplimiento de competividad, calidad y cobertura

– Incumplimiento de concesiones por el concesionario actual dará origen a penalizaciones en tarifa de distribución o al retiro de la concesión y otorgamiento por licitación a favor de un tercero que proporcione la menor tarifa, la mejor calidad y mayor cobertura considerando una valuación razonable de activos.

– Si las propuestas no mejoran los índices de competitividad, calidad y coberturas vigentes se mantendrían con el concesionario actual

– Si el tercero mejora en su propuesta los índices vigentes de calidad, competitividad y cobertura, al otorgarse la concesión quedaría sujeto a las mismas sanciones por incumplimiento.

– Usuario o grupo de usuarios tendrán la opción de manejar el “by pass” físico o comercial y conectarse al sistema eléctrico nacional, a partir de cierto consumo

– Eliminar concepto de aportaciones específicas dentro de las zonas de distribución

123

Propuestas

• Libertad a usuarios para seleccionar su fuente de suministro que mejor le convenga sin necesidad de ser socio del proyecto:

– De terceros, de productores externos, de proyectos de autoabastecimiento o cogeneración, de CFE o de importación, según les resulte conveniente

124

Propuestas

• Subsidios. Aprobados por el Legislativo en el PEF. Se sugiere continuar otorgándolos por el Gobierno Federal en los casos en que socialmente se requiera y hacerlos llegar a través de los respectivos concesionarios a los usuarios correspondientes de manera transparente

• Trabajadores. Impulsar su capacitación y desarrollo y establecer compromisos específicos para mejorar la competitividad y calidad de CFE, y fortalecerla a través de una importante mejora continua (esquemas de incentivos para una reducción en costos, mejora de eficiencia térmica, mejora de calidad, mejora de productividad, mejora de disponibilidad y confiabilidad, etc.)

125

Propuestas

• Garantizar abasto interno superavitario y competitivo de combustibles, particularmente del gas natural

– Reforma energética integral que asegure el abasto por lo menos del gas natural a precios competitivos

126

Propuestas

• Evitar vacíos de inversión, estableciendo mecanismos de transición con opción para los inversionistas de permanecer en esquema actual o entrar en el nuevo esquema. Respetar y dar certidumbre a los contratos de proyectos que actualmente están operando o en construcción o en desarrollo.

– Respetar y dar certidumbre a contratos de suministro de combustibles

– Respetar convenios de respaldo, mantener metodología actual para su cálculo de sistema integrado. Dar flexibilidad y opciones para que el respaldo pueda ser contratado ya sea con CFE, de acuerdo con la metodología actual (estadística/probabilística), o de autorespaldo entre privados o de tercero(s) que bajo licitación proporcione el respaldo más competitivo a CFE y a generadores o consumidores, según sea el esquema más competitivo y confiable para el país y los consumidores. Evitar que sea barrera a la inversión.

– En porteo (no discriminatorio) mantener la metodología para la apropiada localización de proyectos (MW-km neto). Evitar que sea barrera a la inversión.

127

Anexos

128

Costos de producción en México son muy competitivos, los menores de Norteamérica, siendo rentable la inversión

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

Reynosa S. Texas Alberta

Regalías

Retorno de Inversión

Costo

*Para México, 18% de pago de regalías sobre precio de venta de US$ 3.50 /M Btu y eficiencias similares a Texas y Alberta. Regalías en Texas, 22.5% y en Alberta, 18%.Fuente: CERI

Costo Total de Suministro de Gas Natural (base 2000)dls./M Btu

*

129

Combinado con la falta de infraestructura para almacenamiento estratégico...

Fuente : International Energy Agency

130

5.77

4.57

2

1.96

1.76

1.1 1 1

0.96

0.8

0.72

0.56

4.6

4.56

4.42

3.79

3.79

5.6

1.25

3.53

3.38

2.5

2.17 2.

8

2.66

1.69

0

1

2

3

4

5

6

Méx

ico

Cana

dá

Indo

nesia

Mal

asia

Ucra

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Aust

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Hola

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Chin

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ante

s)

Alem

ania

Espa

ña

Bélg

ica

Eslo

vaqu

ia

Finl

andi

a

Dls./M Btu

Productores Productores/Altos Importadores No Productores

Fuentes: PEMEX, World Gas Intelligence, ANP, EIA, Inside FERC’s, consumidores mayores a 5mmpcd

Precio de gas natural de los más altos a nivel mundial, incluso que países no productores

131

Competitividad de electricidad en México se ha deteriorado

Ene-99Ene-99 Ene-05Ene-05 % % Crec. Crec.

Industrial (Región Noreste)Industrial (Región Noreste) US¢/Kwh US¢/Kwh

– OM @ 70% FCOM @ 70% FC 4.504.50 8.338.3385%85%

– HM @ 70% FCHM @ 70% FC 4.544.54 8.358.3584%84%

– HSL @ 85% FCHSL @ 85% FC 3.833.83 7.707.70101%101%

– HTL @ 85% FCHTL @ 85% FC 3.593.59 7.207.20101%101%

22 de febrero de 2005 México, D.F. Propuesta para impulsar la seguridad y competitividad...

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