Tasas de rentabilidade em projetos de transporte de gás natural no México

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INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE 
MONTERREY, CAMPUS SANTA FE. 
Tasas de rentabilidad de 
proyectos privados de 
infraestructura en transporte de 
gas natural en México 
Proyecto de Investigación que presenta: 
Manuela Malina Peralta 529315 
Diciembre 2008 
\, -
Indice 
Resumen 
Introducción y Antecedentes 
Objetivo 
Proyectos autorizados 
1 nformación económica de proyectos autorizados 
Evaluación del riesgo en este tipo de inversiones 
Ejemplos de modelos económicos para la CRE 
Conclusiones 
Definiciones 
Fuentes 
ANEXOS 
1 nformación económica de proyectos autorizados 
Directiva para la Determinación de Precios y Tarifas 
Página 
3 
4 
6 
7 
10 
1 1 
17 
23 
25 
27 
28 
28 
39 
2 
Resumen 
Este trabajo pretende mostrar, de manera no exhaustiva pero indicativa, los datos de 
tasas de costo promedio de capital y de rentabilidad que han sido autorizadas a 
empresas con inversiones en infraestructura de transporte gas natural en México. El 
órgano regulador, la Comisión Reguladora de Energía, se encarga de evaluar y 
autorizar tarifas máximas que dichas empresas cobrarán al cliente del servicio de 
transporte de gas natural. 
Con dichos datos, podemos darnos una idea de cuáles fueron los criterios y 
metodologías que dicha Comisión utilizó para justificar y aprobar las tarifas que 
provienen de modelos económicos presentados por las empresas, donde indican tanto 
la inversión proyectada, así como los costos de operación y mantenimiento, 
depreciación de los activos, gastos de administración, los impuestos correspondientes, 
y la tasa de rentabilidad o su costo promedio ponderado de capital requerido por la 
empresa (identificando el costo del capital propio y los costos de deuda). 
Haciendo el análisis de las tasas aprobadas de costos promedio de capital autorizados 
a 14 empresas, que prácticamente son todas las empresas privadas que tienen 
inversiones en duetos de gas natural en México, resulta que vemos un promedio entre 
todas ellas de 13.80%. 
Las evaluaciones de la "rentabilidad razonable" mucho dependen de las fuentes de 
financiamiento de los permisionarios, las que son muy diversas por su país de origen y 
su estructura y en mi opinión, debiera seguirse aplicando este criterio porque cada 
empresa tiene sus propias particularidades de estructura de capital, fuentes de 
financiamiento y apetito por rentabilidad, que las diferencian de otras. 
3 
Introducción y Antecedentes 
En México, actualmente se permite la inversión de particulares en el transporte, 
almacenamiento y distribución de gas natural. Estas tres actividades fueron 
permitidas a través de reformas estructurales en materia de energía. 
Transporte de acceso abierto 
El transporte de acceso abierto es una actividad regulada o sujeta a permisos que 
consiste en recibir, conducir y entregar gas natural por medio de gasoductos en un 
trayecto aprobado por la CAE, mediante la prestación de servicios en base firme e 
interrumpible, cuando esta última modalidad de servicio sea factible y esté disponible 
para los usuarios, de acuerdo con las condiciones generales para la prestación del 
servicio. 1 
A forma de paréntesis antes de continuar con antecedentes de estas regulaciones, 
tenemos que el gas natural es en resumen: 
• El combustible fósil más limpio y amigable con el medio ambiente, con reducidas 
emisiones de bióxido de carbono. 
• Está compuesto básicamente por metano y se obtiene de pozos o yacimientos 
de gas. 
• Es una de las fuentes energéticas más utilizadas del mundo. Sus usos típicos 
son: Residencial, industrial, generación de electricidad y transportación. 
• No es tóxico, es inodoro e incoloro, no produce cenizas al quemarse y, al ser 
más ligero que el aire, se dispersa rápidamente. 
Como podemos ver, tiene muchas bondades que se traducen en que es un combustible 
de uso más seguro, ayuda a lograr un medio ambiente más limpio, su abastecimiento y 
distribución son fáciles y contínuos, se paga después de consumido y no requiere 
almacenamiento. 
Volviendo a los antecedentes regulatorios, a mediados de la década de los noventa, se 
instrumentaron importantes reformas legales e institucionales para abrir nuevos 
espacios y regular la participación privada en el sector energético. 
En esencia, dichas reformas consistieron en permitir la participación privada en 
actividades que previamente estaban reservadas al Estado a través de PEMEX, las 
cuales son: 
• Transporte de gas natural. 
• Almacenamiento de gas natural. 
• Distribución de gas natural por medio de duetos. 
• Comercialización de gas natural en territorio nacional. 
Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016. Secretaría de Energía. Dirección General de 
Planeación Energética. 
4 
La Secretaría de Energía es la encargada de definir la política energética del país, pero 
las funciones de regulación se asignaron a la Comisión Reguladora de Energía (CAE) a 
través de la expedición, en 1995, de la Ley de la CAE. 
La CAE resultó en un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía, con 
autonomía técnica y operativa, encargado de la regulación de gas natural y energía 
eléctrica en México. 
Las actividades reguladas definidas en la Ley de la CAE son las siguientes: 
• El suministro y venta de energía eléctrica a los usuarios del servicio público; 
• La generación, exportación e importación de energía que realicen los 
particulares; 
• La adquisición de energía eléctrica para el servicio público; 
• Los servicios de conducción, transformación y entrega de energía entre 
entidades que tienen a su cargo el servicio público, y entre éstas y los 
particulares; 
• Las ventas de primera mano de gas natural y gas licuado de petróleo; 
• El transporte y almacenamiento de gas natural que no estén relacionados con 
la explotación, producción o procesamiento; 
• La distribución de gas natural, y 
• El transporte y distribución de gas licuado de petróleo mediante duetos. 
Los principales instrumentos de regulación que la Ley brinda a la CAE son: otorgar 
permisos, autorizar precios y tarifas, aprobar términos y condiciones para la 
prestación de los servicios, expedir disposiciones administrativas de carácter general 
(directivas), dirimir controversias, requerir información y aplicar sanciones, entre otros. 
Este trabajo se enfoca en la determinación por parte de la CRE de las tasas de 
rentabilidad y de costo promedio ponderado de capital a los permisionarios de 
transporte de gas natural de acceso abierto - esta es una de las 4 actividades 
mencionadas en la página anterior. 
Dichas tasas son la base para el cálculo de tarifas a los usuarios de esos sistemas de 
transporte. 
5 
Objetivo 
El objetivo general de este proyecto de investigación es identificar las tasas de costos 
promedio de capital y las justificaciones que la CRE ha utilizado para emitir los permisos 
a empresas privadas que invierten en infraestructura de transporte (de acceso abierto) 
de gas natural en México. 
Es importante que mencione que la CRE ha publicado una Directiva para la 
Determinación de Precios y Tarifas ("DT") y bajo esta Directiva se tienen qué basar 
los particulares para proponer las tarifas por medio de las cuales recuperarán su 
inversión. 
Con la intención de ubicarnos mejor en el contexto de este trabajo, la siguiente 
figura nos muestra los pasos principales de la revisión que la CAE realiza al 
plan de negocios presentado por un inversionista, el cual contiene la propuesta de 
tarifas y de retorno sobre la inversión. 
Perm ision,uio 
Presentación Plan 
de Ne ocios PN 
CRE 
Evaluación del PN 
de 1 Permisionario 
CRE 
Fuente: Presentación 10 años de regulación Energética en México, de Dionisia Pérez-Jácome 
Friscione. 
Veamos que el inversionista tiene que proyectar los ingresos necesarios para cubrir 
sus costos, así como estimar la energía a conducir por los duetos, de tal manera que 
obtenga como resultado tarifas volumétricas máximas. 
Con esta información, la CAE evalúa elplan de negocios presentado por el 
inversionista, en lo que respecta a costos, rentabilidad adecuada, congruencia 
contable, financiera y comercial de la propuesta, así como cumplimiento con 
normatividades técnicas y económicas. 
6 
Proyectos Autorizados 
"A casi 13 años de la apertura gasista, ... se han construido 1,744 km de duetos de 
acceso abierto, ... La inversión directa acumulada superó los 56,000 millones de pesos 
al año 2007." Mtro. Francisco Xavier Salazar Diez de Sol/ano, Presidente de la CRE, 02 de 
septiembre de 2008 
A manera ilustrativa geográfica, el siguiente mapa nos muestra la infraestructura 
existente de transporte de gas natural de inversionistas privados (ver "Pipeline 
(prívate/Open Access) . 
G~ Processing and Transportation in 201211 
... ,, lnpD«a 
' - Cú JUirV-<:IIIIUatlUa 
(30". 385 
Pipeline Néwon: 
Q 
0 City 
Pipt!lin• (N;,tion;,I Pi~ 
S~tem~EMEX) 
Pipt! lin• Priv~• / 01>t"n 
Acc•ss) 
N..-, p i~ lin• 
Pipt!,lin• for LPG 
t:,. lnj • ction points V 
C) Compr.ssion Stition 
o Liqu•fifll N;,tun l Gu (LNG) T.rmin.al 
e N •w liqu• fi.ci N atur~ Gas (LNG) T.rminal 
111it:ap1onctw: lnd- lUlphUr colte1lon planl wltl ~ <il si 1li>III par ~ -
~ : tncludN c:ryogan1e plan! 1n cc.otza. • r.e . Cl.3 bCf perell)' 
-
- - Abdra 
carv-aJaa 
I 
I 
I 
' 
11 Projects identified in keepirig with the scenarios identified in force for planning, subject to change. 
Fuente: PEMEX, Programa Nacional de Infraestructura 
' ' 
Ciertamente , Pemex Gas y Petroquímica Básica es dueño del sistema más grande de 
gasoductos en México, como se puede apreciar en el mapa, sin embargo esa red de 
gasoductos necesita expandirse e interconectar regiones del país que están muy 
aisladas para recibir gas natural (por ejemplo, todo el Pacífico norte). 
7 
' N.-
', cactua 
Número y lecha 
del permiso 
A continuación, está una tabla listando todos los permisos de transporte de acceso 
abierto otorgados a la fecha por la CRE, y en la que vemos sus capacidades, longitud, y 
los montos de inversión propuestos. También tenemos la información económica de 
cada permiso, como es la determinación de la tasa de costo de capital promedio 
ponderado, tasa interna de retorno (sólo en algunos casos), y la proporción de deuda y 
capital, y su costo respectivo. 
Todos los permisos son a 30 años. 
Más adelante, se describe cómo la CRE resolvió la aprobación de los costos de capital 
promedio ponderados de los permisos. 
Empresa permisionaria Trayecto 
Longitud 
(km) 
Capacidad 
(miles de 
m3/d) 
Inversión 
(mmd) 
WACC TIA Deuda % Capital % 
Costo 
Deuda% 
Costo 
Capital% 
G/003/TRA/96 Kinder Margan Gas Nalural México, S. de 
14/10196 R.L. de C.V. 
Cd. Mier-Mon1errey 137.2 10,600 $82.0 13.42% 17.81% 70% 30% 10.60% 19.95% 
G/016/TRA/97 Gasoduclos de Chihuahua, S. de R.L. de 
04/07197 C.V. 
San Aguslin Valdivia· 
Samalayuca (Chihuahua) 
38.0 9,300 S18.2 15.00% 15.00% 0% 100% No aplica 15.00% 
G/017/TRA/97 
31/07/97 
G/020/TRA/97 
10/10/97 
G/028/TRA/98 
23/01/98 
G/036/TRA/98 
19/06/98 
G/039/TRA/98 
15/07/98 
G/045/TRA/98 
07/10/98 
G/051 ITRA/98 
16/12/98 
,o G/059/TRA/99 
18/03/99 
G/061/TRA/99 
02/06/99 
12 G/095/TRA/OO 
31/10/2000 
13 G/100/TRAIOO 
15/12/2000 
G/125/TRA/02 
19/01,'2002 
15 G/128/TRA/02 
12/09/2002 
16 G/130/TRA/02 
26/09/2002 
.J 
G/146/TRA/03 
27/11/2003 
lgasamex Bajío, S. de R.L. de C.V. 
Energía Mayakan, S. de R.L. de C.V. 
Tejas Gas de México, S. de R.L. de C.V. 
Finsa E nergélicos 
Transportadora 
de Gas Za ala S de R.L. de C.V. 
Gasoduclos del Bajío, S. de R.L. de C.V. 
Transportadora de Gas Nalural de Baja 
Calilornia S. de R.L. de C.V. 
Pemex-Gas y 
Petra uímica Básica 
Pemex-Gas y 
Petroguímica Básica 
Duelos de Nogales, S.A. de C.V. 
Gasoduclo Bajanorte (anles Sempra 
Energy México) 
El Paso Gas Transmisssion de México, S. 
de R.L. de C.V. 
Gascduclos de Tamaulipas. S. de R.L. de 
c.v. 
Gasoduclos del Río, S.A. de C.V. 
Conceplos Energélicos Mexicanos 
G/160/TRA/2004 Transportadora de Gas Nalural de la 
16/12/2004 Huasleca, S. de R.L. de C.V. 
19 G/163/TRA/2004 Tejas Gas de la Península, S. de R.L. de 
16/12/2004 C.V. 
Total 
Huimilpan-San 
José llurbide (S.L.P.) 
Ciudad Pemex (Tabasco)-
Valladolid (Yuc) 
Palmillas-Toluca (Edo.Mex) 
Malamoros (Tamps) 
Puebla (Pue)-Cuernavaca (Mor) 
Valtierrilla (Glo)-Aguascalientes (Ags) 
San Diego-Rosarno (B.C.) 
Naco-Herrrosilkl (Son) 
Sistema Nacional de 
Gasoduclos (SNG) 
Garita 3 de la linea lronleriza México/Eslados 
Unidos-Nogales (Son) 
Algodones-Tijuana (B.C.) 
Frontera México/Estados Unidos-Agua Priela (Son) 
Es\ación "El Caracol· (Reynosa. Tamps)·Es\ación 
"Los Indios" (San Fernando. Tamps) 
Frontera México/Eslados Unidos-CCC Río Bravo 11, 
111 IV Portes Gil (Tamps) 
lnterconex.1ón con el gaSOOucto de Ba¡a Norte. S. de A.L de 
C.V.. hasta la estación de regulación y meclicién q.¡e 
proporcionara el servicio a T oyota Molar Manulacluring. de 
Baja Cahlom1a S de AL de C.V en TI1uana BC 
Terminal de Almacenamiento de gas natural licuado en 
Altamira Tamaulipas hasta la central de generación de 
energia eléctrica denominada Tamazunchale ubicada en 
Tamazunchale, San Luis Potosí 
Valladolid · Nizuc y Pun\a Venado-Valladolid·Nizuc. 
Quinlana Roo 
2.5 360 S0.3 
710.0 8,073 $276.9 
123.2 2,720 $31.0 
8.0 224 $0.2 
164.2 4,690 $75.9 
203 2,550 $56.5 
36 22,920 $28.2 
339.0 3,113 $22.1 
8,704.0 144,614 $436.5 
14.9 437 $4.1 
217.0 11,328 $124.6 
12.5 6.090 $6.6 
114.2 69,659 $238.7 
57.9 11,600 S39.3 
1.6 266 $0.8 
198.0 9,600 $225.7 
234.5 184 $139.5 
11,316 318,328 $1,807.1 
Inversión< 
$1 
11.73% 
15.03% 
Inversión< 
$1 
MMUSD 
14.75% 
13.90% 
11.71% 
11.50% 
11.50% 
14.14% 
13.77% 
15.00% 
12.81% 
15.00% 
Inversión< 
S1 
MMUSD 
13.80% 
13.18% 
NA 
NA 
NA 
NA 
NA 
11.50% 
11.50% 
NA 
NA 
NA 
NA 
NA 
NA 
NA 
60% 40% 
30% 70% 
0% 100% 
64% 36% 
59% 41% 
0% 100% 
0% 100% 
43% 57% 
50% 50% 
0% 100% 
60% 40% 
0% 100% 
0% 100% 
62% 38% 
Fuentes: Consulta física de expedientes en Centro de Información y Documentación de la CRE, 
ubicado en la colonia Po/aneo, en México, D.F. y www.cre.gob.mx 
8 
7.33% 18.33% 
12.75% 16.00% 
No aplica 14.75% 
9.90% 21.00% 
11.78% 11.60% 
0.00% 11.50% 
0.00% 11.50% 
13.00% 15.00% 
11.33% 16.21% 
0.00% 15.00% 
8.00% 20.05% 
0.00% 15.00% 
0.00% 13.80% 
9.00% 20.00% 
Permi, 
Añot 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
30 
Del listado anterior, tenemos que son 19 permisos de transporte de acceso abierto con 
un monto total de inversión de $1,807.1 millones de dólares. 
Para efectos de este trabajo, he excluido los permisos con una inversión menor a $1 
millón de dólares por no ser materialmente altos en inversión; así como los permisos de 
Pemex Gas y Petroquímica Básica, por no ser de capital privado. 
Los análisis financieros que los inversionistas tienen qué hacer para presentar una 
propuesta del proyecto a la CRE, involucra: 
• Precios (tarifas) al usuario del sistema de transporte 
• Inversión y su costo 
• Operación y Mantenimiento 
• Riesgos de operación 
Donde los precios o tarifas deben estar encaminados a ofrecer un precio competitivo al 
usuario final, y cuya labor de la CRE es precisamente cuidar que el usuario pague 
precios justos. 
Por lo que hace a la inversión, el inversionista desea obtener una rentabilidad sobre su 
inversión y optará por la estructura de capital que mejore dicha rentabilidad. Cada 
inversionista presenta a la CRE la forma en que planea financiar el proyecto, y el costo 
que espera para cada una de las fuentes de financiamiento. La parte medular de este 
ejercicio es sin duda el costo del capital propio del inversionista, donde la CRE tiene qué 
asegurarse de que es un costo adecuado y que la tarifa es adecuada usando dicho 
costo de capital. 
Por otro lado, los costos de operación y mantenimiento que el inversionista propone, 
debe ser comparativo en relación a la industriaexistente en México. La CRE siempre 
buscará que el permisionario sea eficiente en sus costos de operación y mantenimiento 
del sistema de duetos. 
Todos los riesgos de construcción nueva y de operación, deben por lo tanto estar 
contenidos en una prima adicional que el inversionista buscará y que estará en el costo 
de su capital propio. 
Sobre tales riesgos, hay un apartado más adelante llamado Evaluación del riesgo de 
este tipo de inversiones. 
9 
Información Económica de Proyectos Autorizados 
Lo siguiente nos muestra la información económica2 que un particular deberá 
presentar a la CRE para que esta evalúe su propuesta: 
Documentación económica 
La documentación económica deberá contener las secciones siguientes: 
• Ingreso Máximo Inicial (Po); 
• Lista de tarifas; 
• Metodología empleada en la derivación de tarifas y cargos; 
• Tasa de rendimiento sobre la inversión 
• Monto y programa de la inversión proyectada; 
• Estado de resultados, y 
• Costos influenciados por la inflación y el tipo de cambio. 
Dichos valores monetarios deberán expresarse en a precios constantes del primer 
año de operación, es decir, sin ajustes por inflación esperada. 
El solicitante deberá presentar una descripción detallada de cálculo del ingreso 
necesario en cada año para cubrir los costos adecuados de operación y 
mantenimiento, los impuestos, la depreciación y una rentabilidad razonable 
sobre el capital invertido en cada año. 
Tasa de rendimiento sobre la inversión 
De conformidad con la disposición 6.28 de la DT, el solicitante hará la estimación 
de la tasa de rendimiento sobre la inversión considerando: 
a) La razón deuda a capital de la empresa; 
b) El costo del capital contable y en su caso el costo de las acciones 
preferenciales, expresados en porcentaje; 
c) El costo de la deuda con vencimientos a un año o más sobre la fecha de 
emisión, expresado en porcentaje 
Adicionalmente, el solicitante deberá presentar el costo ponderado del capital 
proyectado para cada uno de los primeros ocho años de operación. 
Monto y programa de la inversión proyectada 
El solicitante deberá presentar el monto y el programa de la inversión necesaria 
para el desarrollo del proyecto en los primeros cinco años de operación y los cinco 
años subsecuentes. 
Estado de resultados 
El solicitante deberá presentar los estados de resultados preforma congruentes con 
el Ingreso Máximo, la lista de tarifas, los montos de inversión y los costos de 
operación y mantenimiento propuestos. 
Guía de requisitos para presentar un permiso de transporte de gas natural en www.cre.qob.mx 
10 
Evaluación del riesgo en este tipo de inversiones 
Veamos ahora cómo los inversionistas privados evalúan el riesgo, cuáles son los temas 
principales que estos toman en consideración al evaluar riesgos económicos 
específicos, y cuáles son las implicaciones del marco regulatorio. 
Es necesario mencionar que este tipo de inversiones son altamente intensivas en 
capital, y por lo tanto, los inversionistas lo hacen a largo plazo. Típicamente, la CAE 
otorga los permisos de transporte por un plazo de 30 años, renovables cada 15 años. 
Proceso de Evaluación del Riesgo3 
Cuando se enfrentan por alternativas de inversión, instituciones privadas de negocios 
toman decisiones basadas en dos factores clave: riesgo y rendimiento. Debe haber un 
equilibrio apropiado entre estos dos elementos para que los inversionistas privados 
comprometan sus recursos en inversiones a largo plazo. 
Inicialmente hacen una selección de inversiones potenciales. Para todas las inversiones 
con el mismo riesgo, la que tenga el rendimiento más alto va a ser preferida entre todas. 
Similarmente, cuando estas inversiones ofrezcan el mismo rendimiento, la que tenga el 
riesgo más bajo va a ser la elegida. 
Aplicando estas reglas resulta en una curva de proyectos alternativos que pueden ser 
usados por el inversionista privado para tomar sus decisiones de inversión. La curva 
representa aquellos proyectos para los cuales riesgo y rendimiento están 
apropiadamente balanceados. 
Los proyectos situados debajo de la curva no serán tomados en consideración dado que 
siempre habrá una inversión preferida ya sea en términos de riesgo más bajo o en 
términos de rendimiento más alto. 
Rendimiento Inversión preferida 
• 
Riesgo 
3 
Tomado de: Risk assessment by the business/prívate sector and its implications far the regulation process 
in APEC member economies. Gnóstica/ Asia-Pacific Economic Cooperation (APEC) 
11 
Dado cierto nivel de riesgo, los inversionistas establecerán una tasa de rendimiento 
deseable. A través de este proceso, los inversionistas toman en consideración 
inversiones comparables en la misma línea de negocios en todo el mundo, así como 
también la tasa de rendimiento de otros tipos de inversiones en la misma economía. 
Entre más alta la percepción del riesgo, lo más alto el rendimiento requerido por el 
inversionista. 
Dentro del sector privado, hay factores institucionales que limitan la habilidad y la 
voluntad para invertir, independientemente de la tasa de rendimiento del proyecto. Estos 
factores son: 
o Los inversionistas van a invertir sólo en su línea de negocios, donde se 
sientan cómodos basados en su experiencia y su habilidad para manejar 
los problemas del día a día, sin importar las tasas de rendimiento 
ofrecidas por los proyectos alternativos en diferentes sectores. 
o Los inversionistas van a invertir únicamente en economías donde el 
riesgo político y económico no sea percibido como muy alto. El consejo 
de administración no considerará los aspectos específicos de cualquier 
proyecto localizado en una economía donde el riesgo político y/o 
económico sea muy alto. 
El proceso de evaluación del riesgo incluye cuatro principales participantes: 
desarrolladores, inversionistas, instituciones financieras y aseguradoras. Cada uno de 
estos participantes realiza su propia evaluación de riesgo, aportando de esta manera 
nuevos elementos a la cadena de decisión de inversión y jugando un rol específico en el 
proceso de inversión. 
Posibles 
1 nversiones proyecto 
1---------Desarrolladores-------l 
1---------1 nve rs ion i stas --------------------------------------------------1 
1----lnstituciones Financieras---1 
I-Aseguradoras--1 
Decisión de 
Inversión 
12 
Identificación de Posibilidades de Inversión 
Cuatro aspectos principales son evaluados en esta etapa: 
o Factores políticos que pueden ocasionar cambios sorpresivos y 
dramáticos en la percepción económica de inversiones. 
o Condiciones económicas que podrían introducir volatilidad en factores 
clave tales como inflación, crecimiento, tipos de cambio, impuestos. 
o Aspectos legales del esquema de inversión donde el sector privado está 
permitido para invertir. 
o Situaciones de monopolios no regulados que pueden hacer imposible 
para el inversionista obtener los insumos o acceso al mercado relevante. 
Los proyectos que son considerados no viables en esta fase, no serán desarrollados 
más adelante hasta que un cambio significativo en alguno de los aspectos anteriores se 
de y sus efectos puedan ser analizados apropiadamente. 
Evaluación de la viabilidad del proyecto 
Una vez que el proyecto pase la fase de identificación inicial, varios análisis deben ser 
realizados para evaluar su viabilidad en términos financieros. 
Escenario base 
El objetivo de este análisis es estimar el flujo de efectivo que resultará de la operación 
del proyecto específico. Para esto, se realizarán estimaciones de ingresos, costos 
operativos y montos de inversión requeridos. 
La expectativa de ventas y el nivel de precios que se pueden alcanzar determinarán los 
ingresos. Para la mayor parte de los proyectos, estas dos variables se obtendrán de un 
estudio de mercado donde se verá: 
Nivel de demanda de bienes o servicios a ofrecer. 
Segmentación de mercado. 
Penetración de mercado que el proyecto tendrá en cada 
segmento de un mercado. 
Precios que pueden ser esperados paracada segmento de 
mercado. 
Reacción del mercado y aceptación. 
Alternativas de crecimiento futuro y ventajas. 
Los precios serán determinados a través del estudio de mercado analizando los precios 
de competidores por el mismo bien o servicio. 
En los proyectos de energía, los precios finales son un resultado del modelo financiero y 
son calculados del costo del proyecto. En estos proyectos, los precios son calculados 
como el precio requerido para recuperar la inversión del proyecto lo cual incluye costos 
de operación y mantenimiento, depreciación, rendimiento del capital e impuestos. 
El objetivo del análisis financiero en estos casos es para determinar el nivel de precio 
requerido para un proyecto para obtener una tasa de rendimiento suficiente. El estudio 
13 
de mercado será utilizado entonces para determinar si el precio requerido por el 
proyecto es competitivo dentro de ese mercado. 
Las inversiones requeridas serán estimadas de acuerdo con fechas específicas de inicio 
de operación comercial de los proyectos. En el caso de duetos de transporte de gas se 
debe determinar una fecha de inicio de operaciones, o de inicio de generación de 
ingresos. Típicamente estos proyectos no generan ingresos antes de inicio de 
operaciones ya que la infraestructura debe estar terminada y lista para operar de forma 
segura. 
El monto de recursos requeridos para una inversión en infraestructura de energía será 
determinada por cuatro factores: 
1. Características específicas requeridas para el proyecto, tales como tecnología y 
equipo de respaldo. 
2. Costos unitarios observados en otros proyectos (costo por m2, equipo de oficina, 
etc.). 
3. Cotizaciones de proveedores de materiales como turbinas, duetos, equipo de 
medición y regulación, etc. 
4. Costos de construcción. 
Finalmente, los costos de operación y mantenimiento serán determinados por la 
experiencia del inversionista en otros proyectos. 
La inversión, los costos de operación y mantenimiento y los ingresos van a determinar 
el nivel de flujo de efectivo y la tasa de rendimiento esperada para el proyecto. El monto 
total de inversiones será determinado por la suma de los flujos de efectivo negativos en 
los primeros años y la tasa interna de retorno es la relación que existe entre los flujos de 
efectivo positivos en los años siguientes y los flujos negativos en los años iniciales. 
Los riesgos 
Los riesgos de este tipo de proyectos de energía pueden ser resumidos en cinco 
principales aspectos: 
Condiciones Macro Económicas - ¿Están las variables macroeconómicas bajo control? 
¿Está el gobierno comprometido a una estabilidad fiscal y monetaria? ¿Existe 
crecimiento económico esperado en el futuro cercano? ¿Está la inflación bajo control? 
¿Son las tasas de interés competitivas en términos internacionales? ¿Hay cabida para 
una expansión económica? ¿Cuál ha sido el riesgo económico percibido de otros 
inversionistas en el sector? 
Competencia de mercado - ¿Cómo es la estructura de mercado de tales servicios? 
¿Hay alguna situación de monopolio de mercado? ¿Es el monopolio público o privado? 
¿Está el monopolio regulado? ¿Hay subsidios gubernamentales en el sector que 
pudieran afectar la penetración de mercado del servicio a ofrecer? 
Regulación - ¿Está la regulación claramente establecida? ¿Qué tan fácil es cambiar los 
aspectos claves de tal regulación? ¿Se ha probado que esta regulación funcione en 
14 
otros proyectos existentes? ¿Existe un mercado secundario no regulado? ¿Es el 
regulador autónomo de otros cuerpos gubernamentales? 
Costos específicos de proyecto - ¿Cómo afecta la inflación o movimientos en el tipo de 
cambio a los costos? ¿Hay suficientes proveedores en el mercado? ¿Hay alguna 
dependencia en un proveedor por un servicio o material específico? ¿Existe alguna 
posibilidad de que las agencias de gobierno sean competidores? 
Actos de gobierno - ¿Puede el gobierno tomar control de la operación del proyecto sin 
una compensación apropiada? ¿Cómo será determinada esa compensación? ¿Cuánto 
durará el plazo para el pago de la compensación? ¿Puede el gobierno promulgar control 
de precios en el producto final? 
Las respuestas a todas estas preguntas generarán diferentes escenarios, modificando 
algunas de las consideraciones hechas en el escenario base, y por cada escenario, las 
implicaciones en la tasa de rendimiento esperada serán analizadas. 
Tasa de rendimiento esperada 
El escenario base y el análisis de los escenarios de riesgo, darán una buena percepción 
de los riesgos del proyecto a ser analizados, sus variaciones, sensibilidades y los 
mayores contratiempos que pueden ocurrir, y finalmente será establecida una tasa de 
rendimiento esperada. 
La tasa de rendimiento será calculada en base a los flujos de efectivo positivos y 
negativos del proyecto, pero el nivel de esta tasa será evaluado de acuerdo al análisis 
previo arriba mencionado. 
Condiciones de financiamiento 
Los inversionistas se acercarán a instituciones financieras para dos propósitos 
específicos: ya sea para incrementar la tasa de rendimiento esperada (financiar el 
proyecto a un menor costo de deuda, el cual sea menor al costo del capital) o para 
adquirir suficientes fondos para utilizarlos en el proyecto. 
En cualquier caso, la institución financiera esperará del inversionista un análisis de 
flujos de efectivo muy similar al que se menciona en previamente. En la mayor parte de 
los casos los inversionistas presentan el escenario base utilizado para su proceso de 
evaluación de riesgo. Basado en esta información, la institución financiera desarrolla un 
análisis de sensibilidad similar a hecho por el inversionista, pero en este caso particular 
le da más énfasis a aquellas variables que son más relevantes para la misma institución 
financiera. Estas variables se referirán a aquellos riesgos que pudieran impactar la vida 
del proyecto. 
Herramientas para evaluar riesgos específicos 
El análisis financiero realizado por el inversionista y la evaluación de riesgo son hechos 
utilizando dos herramientas principales: Valor presente neto y Tasa interna de retorno. 
15 
Ambas variables son calculadas de los flujos de efectivo esperados del proyecto y en la 
mayor parte de los casos las conclusiones derivadas de ambas herramientas son 
idénticas. 
El valor presente neto es la suma de los flujos de efectivo positivos y negativos de un 
proyecto tomando en consideración el valor del dinero en el tiempo. Para esto, los flujos 
de efectivo esperados son ajustados por una tasa de descuento la cual es incrementada 
de forma anual, con el resultado que el mismo monto de dinero tiene "menos valor" para 
el proyecto si este se obtiene en los años más lejanos. La tasa de descuento utilizada 
para obtener el valor presente neto es igual a la tasa de rendimiento deseada por el 
inversionista en el proyecto específico. 
La tasa interna de retorno es calculada como la tasa de descuento que resulta en un 
valor presente neto igual a cero. En otras palabras, la tasa interna de retorno es la tasa 
de descuento que iguala los flujos de efectivo negativos a los positivos tomando en 
consideración el valor del dinero en el tiempo. 
La decisión de inversión con estas herramientas es analizada utilizando las siguientes 
reglas: 
- Si el valor presente neto es mayor a cero, entonces la inversión es redituable y 
debe ser tomada. 
- Si la tasa interna de retorno esperada es más alta que la tasa que el inversionista 
desea (la tasa de descuento), entonces la inversión es redituable y debe ser 
tomada. 
Para aquellos proyectos donde se tienen una serie de flujos de efectivo negativos 
debido a la inversión inicial, seguidos de una serie de flujos de efectivo positivos, ambas 
herramientas tendrán relación y lo siguiente será siempre cierto: 
o Si el valor presente neto es negativo, la tasa interna de retorno es más baja que 
la tasa de retorno deseada. 
o Si el valor presente neto es positivo, la tasa interna de retorno es más alta que latasa deseada. 
o Tanto más bajo es el valor presente neto, tanto más baja es la tasa de retorno 
esperada. 
o Tanto más alta es el valor presente neto, tanto más alta es la tasa de retorno 
esperada. 
16 
Ejemplos de modelos económicos para la CRE 
La tasa de rentabilidad que la CRE ha evaluado en algunas propuestas de 
metodología de tarifas para determinar los cargos por reserva de capacidad del servicio 
de transporte es una tasa equivalente al costo de oportunidad del capital. 
A este respecto, la DT establece que para determinar este costo la Comisión 
Reguladora de Energía (CRE) deberá de considerar: 
• La rentabilidad de empresas similares en México y en otros países; 
• El riesgo país, y 
• El perfil de riesgos específico del proyecto de que se trate; 
Algunos inversionistas han usado las tasas de rentabilidad de empresas similares en 
otros países como son empresas transportistas de gas natural en Estados Unidos, dado 
que es un mercado relevante al mercado Mexicano. Estas tasas de rentabilidad se 
consideran similares ya que estas empresas: 
• Emplean capital de largo plazo para desarrollar infraestructura relacionada con 
el transporte de combustibles, en proyectos financiados 
• Venden servicios de transporte con base en tarifas reguladas; 
• Las tarifas se encuentran calculadas con base en los costos de la prestación del 
servicio, y 
• Establecen un cargo por reserva de capacidad para recuperar el costo de la 
prestación del servicio. 
Condiciones de rentabilidad para las inversiones en México 
Para determinar las condiciones de rentabilidad para los inversionistas en México se 
deben considerar dos mercados relevantes: 
• El mercado de deuda gubernamental, y 
• Los rendimientos esperados para empresas en distintos ramos comerciales. 
Para medir el riesgo país es común usar el índice "EMBI+" (Emerging Market Bond 
lndex) para México emitido por JP Morgan. Dicho índice valúa los diferenciales entre la 
deuda a largo plazo de Mexico y Estados Unidos. 
Ahora bien los rendimientos esperados para empresas comerciales pueden ser 
comparados a través de los retornos proyectados por empresas mexicanas que 
emitieron ADRs en EUA contra los retornos de acciones estadounidenses de empresas 
similares. 
17 
Usuarios por zona 
El siguiente es un modelo típico, sólo a manera de ejemplo, para ilustrar lo que la CRE 
recibe de los inversionistas para que esta misma evalúe las propuestas. 
El ejemplo considera un periodo de 15 años en las hojas que presento, y sólo a razón 
de falta de espacio para mostrar un escenario de 30 años. 
Todas las cifras monetarias se muestran en dólares constantes. 
Zon,1 1 
Uso promcdm anual en zona 1 (Gc:1II.:mo) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 201& 2017 201B 2019 2020 2021 2022 2023 
3,497.587 3.497,587 3,497.587 3.497,587 3.497,587 3.497.587 3.497,587 3,497,587 3.497,587 3.497,587 3,497.587 3,497,587 3.497.567 3,497.587 3.497,587 
Tipo 8 1 
Tipo C 1 
Con•umo promedio total 1 3.497.587 3-497.587 3497,587 3.497.587 3.497.567 3.497.587 3,497.587 3.497,587 3.497,567 3.497.587 3.497.587 3.497.587 3.497.587 
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 201'1 2020 2021 
Tioo A 3.497,587 3,497,587 6.995,174 6,995.174 6,995,174 10.492.761 10.492.761 13,990.348 13.990.348 13,990,348 13.990.348 13.990,348 13,990.348 
TilKI B 
Tioo C 
Uao d•I •i•t•m• 3.497.587 3.497.587 6.995.174 6.995.174 6.995.174 10492-761 10,492.761 13,990.348 13.990.348 13,990.348 13.990.348 13,990.348 13.990.348 
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 
TiooA 5,246.381 5.246.381 5.246.381 5.246.381 5,246.381 5.246,381 5,246,381 5.246.381 5,246.381 5.246.381 5.246,381 5.246.381 5.246.381 
Tioo e 
Ti00C 
Capacidad por uau1W11rio r•aervada total 5.246.381 5.246.381 5.246.381 5.246.381 5.246,381 5.246.381 5.246,381 5,246,381 5,246.381 5,246,381 5.246,381 5.246.361 5.246,381 
Capacidad Resurv¡¡d!l (Gcc1I/Ano) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 
Ti • 5.246.381 5.246.381 10.492.761 10.492.761 10.492,761 15.739.142 15.739,142 20.985.522 20,985.522 20.985.522 20.985.522 20.985.522 20.985,522 
Tipo 8 
TipoC 
Total de capactdad r•Hrvada 5.246.381 5.246.381 10,492.761 10.492,761 10.492.761 15.739.142 15.739.142 20.985.522 20,985.522 20 985.522 20.985.522 20,985.522 20.985,522 
LJ1hircncH1 onlrc capBc1dad resorvnda y uso dol s1sloma 
(GcaUAno) 2008 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 20111 2020 2021 
T, A 1,748.794 1.748.794 3.497.587 3.497,587 3.497.587 5.246.381 5.246.381 6,995.174 6.995,174 6.995.174 6,995,174 6.995.174 6.995,174 
ª'--------i,'~:CCDOpoc..;~c-------+----+--------l---+----+---+----+--------l--
2008 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 
Ca idad r•Mrvada total d• IH zonH Geal/Ano 5.246381 5,246.381 10.492,761 10,492,761 10,492.761 15,739.142 15.739.142 20,985.522 20.985,522 20.985.522 20,985.522 20,985.522 20,985.522 
Uao dal ai•t•m• da laa zonas Gcal/Año 3.497.587 3,497.587 6.995.174 6.995.174 6.995 174 10.492.761 10,492.761 13.990.348 13.990,348 13.990.348 13,990.348 13,990.348 13,990.348 
2 2 2 
8.743.968 8.743.968 8,743,968 8.743.968 8,743.968 8.743.968 8,743.968 8.743.968 8.743.968 8.743.968 8.743.968 8.743.968 8.743.968 
8,743.968 8,743.968 8.743,968 8.743.968 8,743.968 8.743.968 8,743.966 8.743.968 8.743.968 8.743.968 8,743.966 8,743.968 8.743.966 
Esta tabla llamada Usuarios por zona, identifica si el permisionario tiene contemplado, 
en su plan de negocios, tener varias zonas o puntos de entrega del gas. También 
señala la capacidad a reservar por cada tipo de usuario y su capacidad de uso del 
sistema. Esto, porque las tarifas se componen de cargos por uso y cargos por 
capacidad. 
Definiciones: 
Cargo por capacidad: La porc,on de la tarifa, denominada en pesos por unidad, 
basada en la capacidad reservada por el Usuario para satisfacer su demanda en un 
periodo determinado. 
Cargo por uso: La porción de la tarifa, definida en pesos por unidad, basada en la 
prestación del servicio que refleja el uso del sistema de acuerdo con la cantidad de gas 
conducida o almacenada a cuenta del Usuario. 
La capacidad total del sistema es, como vemos en la tabla de arriba, de 8,743,968 
GCal/Año. Entonces, la capacidad de utilización del sistema al inicio sería del 60% 
(resulta de dividir la capacidad total entre la capacidad reservada de 5,286,381 
GCal/Año). 
18 
3.497.567 3.497.587 
2022 2023 
13,990.348 13,990.348 
13.990.348 13 990.348 
2022 2023 
5.246.381 5.246.381 
5.246.381 5.246.381 
2022 2023 
20.985.522 20 985.522 
20.985.522 20.985,522 
2022 2023 
6,995,174 6.995,174 
2022 2023 
20 985,522 20,985.522 
13,990348 13.990,348 
8.743.968 8.743.968 
8,743.968 8,743.968 
Costos de Operación y Mantenimiento 
(Cifras en dolares) 
Concepto 2009 
Servicio de comunicación (SCADA) 150,000 
Renta de Oficinas 35,000 
Sueldos v salarios administrativos 30,000 
Gastos de vehículos 15,000 
Primas de Seauros 50,000 
Sueldos v salarios técnicos 35,000 
Caoacitación 5,000 
Servicios Coroorativos 45,000 
Personal de emerqencia 15,000 
Gastos de viaje 35,000 
Consumibles 30,000 
Renta de maouinaria y equipo 20,000 
Auditoria técnica 18,000 
Otros Gastos 50,000 
T atal de Gastos de Operación y 
Mantenimiento 533,000 
201 0 2011 2012 2013 
150,000 150,000 150,000 150,000 
35,000 35,000 35,000 35,000 
30,000 30,000 30,000 30,000 
15.000 15,000 15,000 15,000 
50,000 50,000 50,000 50,000 
35,000 35,000 35,000 35,000 
5,000 5,000 5,000 5,000 
45,000 45,000 45,000 45,000 
15,000 15,000 15,000 15,000 
35,000 35,000 35,000 35,000 
30,000 30,000 30,000 30,000 
20,000 20,000 20,000 20,000 
18,000 18,000 18,000 18,000 
50,000 50,000 50,000 50,000 
533,000 533,000 533,000 533,000 
2014 2015 2016 201 7 2018 2019 2020 2021 
150,000 150,000 150,000 150,000 150,000 150,000 150,000 150,000 
35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 
30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 
15,000 15.000 15,000 15,000 15,000 15,000 15,000 15,000 
50,000 50,00050,000 50,000 50,000 50,000 50,000 50,000 
35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 
5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 5,000 
45,000 45,000 45,000 45,000 45,000 45,000 45,000 45,000 
15,000 15,000 15,000 15,000 15,000 15,000 15,000 15,000 
35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 35,000 
30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 30,000 
20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 20,000 
18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 18,000 
50,000 50,000 50,000 50,000 50 000 50,000 50,000 50,000 
533,000 533 ,000 533,000 533,000 533,000 533,000 533,000 533,000 
Esta tabla contiene los costos de operación y mantenimiento que espera tener el 
permisionario para cada uno de los años proyectados. 
Inversión 
Activos 
lnverstón total oor año USD 
Tioo de Activo 
Terrenos 
AdQuisiciones de Derechos de Via 
Duetos 
!Total 
comoresoo 
medición v rwu!ación 
v 8QUioos de telecomunicaciones 
de oas en linea 
Inversión Acumulada IUSDl 
TiPO de Activo 
Terrenos 
Adou1s1c1ones de Derechos de Via 
Duc!OS 
Eou1oos de com resión 
Eauinos de medición v renulaciOn 
Estructuras v eouioos de Telecomumcaciones 
Inventarios de oas en linea 
Total 
Depreciación (USO) 
TiDO de Activo 
Adou1s1c1ones de Derechos de Via 
Eouroos de rnedic16n v reoulaclOn 
Estructuras v eauioos de telecomunicaciones 
.. 1JoM1t&eiack>n Total anual 
• ut10reciación Acumulada 
Base de Activo• 
CifrHen USO 
TIPO DE ACTIVO 
AMuisiciones de Derechos de Via 
1 Duetos 
Eoui=s de com resióri 
Enui= de medición v r=ulación 
Estructuras v Af1U1nos de telecomunicac1ones 
·Deareciac10n Acumulada 
Valor Nelo de Activos Fiioa 
+ Cari1tal de trabat0 
BH.e Total de Activo• 
Años para 
depreciar 
30 
30 
25 
30 
20 
o 
Añoe 
30 
30 
25 
30 
20 
Año• 
30 
30 
25 
30 
20 
2009 
50,000 
500,000 
6,000,000 
2.000,000 
250.000 
200.000 
25,000 
9.025,000 
315.000 
8,710.000 
1.261.011 
9,971,011 
2009 
50,000 
500,000 
6,000,000 
2,000,000 
250,000 
200,000 
25,000 
9,025.000 
2009 
50.000 
500.000 
6,000.000 
2,000.000 
250.000 
200,000 
25.000 
9,025,000 
16.667 
200,000 
B0,00D 
8.333 
10.000 
315,000 
315,000 
2011 
50.000 
500,000 
6.000.000 
2,000.000 
250.000 
200.000 
25,000 
9,025.000 
945,000 
8.080 000 
744,285 
8,824.285 
2010 
2010 
50,000 
500,000 
6,000,000 
2_000,000 
250.000 
200,000 
25.000 
9.025,000 
201 
16,667 
200.000 
80.000 
8,333 
10.000 
315,000 
630,000 
2012 
50.000 
500.000 
6,000,000 
2,000.000 
250.000 
200,000 
25,000 
9.025.000 
1,260,000 
7,765,000 
275,883 
8,040.883 
2011 
2011 
50.000 
500.000 
6,000,000 
2,000.000 
250,000 
200.000 
25.000 
9.025.000 
2011 
16.667 
200.000 
80,000 
8,333 
10,000 
315,000 
945,000 
2013 
50.000 
500,000 
6,000 000 
2,000,000 
250.000 
200.000 
25.000 
9,025,000 
1,575,000 
7 450,000 
294,674 
7.744.674 
2012 
2012 
50.000 
500,000 
6.000,000 
2,000.000 
250.000 
200.000 
25.000 
9,025,000 
2012 
16,667 
200,000 
80.000 
B,333 
10,000 
315 000 
1,260,000 
2014 
50,000 
500,000 
6,000,000 
2,000.000 
250.000 
200,000 
25.000 
9 025.000 
1,890,000 
7,135.000 
140.507 
7275,507 
2013 
2013 
50,000 
500,000 
6.000.000 
2,000,000 
250,000 
200.000 
25,000 
9,025.000 
201 
16,667 
200.000 
80.000 
8,333 
10,000 
315 000 
1,575,000 
2015 
50,000 
500,000 
6,000.000 
2.000,000 
250,000 
200.000 
25.000 
9 025 000 
2.205.000 
6.820.000 
140,507 
6,960.507 
2014 
2014 
50,000 
500,000 
6.000,000 
2,000.000 
250,000 
200.000 
25,000 
9.025,000 
2014 
16,667 
200,000 
80,000 
8,333 
10.000 
315.000 
1,890,000 
2016 
50.000 
500,000 
6.000,000 
2,000.000 
250 000 
200,000 
25,000 
9 025.000 
2,520.000 
6 505 000 
204.141 
6.709.141 
2015 
2015 
50,000 
500,000 
6,000.000 
2,000.000 
250.000 
200,000 
25,000 
9,025.000 
201 
16,667 
200.000 
80.000 
8.333 
10.000 
315,000 
2,205,000 
2017 
50,000 
500,000 
6,000.000 
2,000.000 
250000 
200,000 
25,000 
9 025 000 
2.B35,000 
6,190 000 
204,141 
6.394.141 
2016 
2016 
50,000 
500.000 
6,000.000 
2.000,000 
250.000 
200.000 
25.000 
9,025,000 
201 
16,667 
200.000 
80.000 
8,333 
10.000 
315,000 
2,520,000 
2011 
50.000 
500.000 
6,000,000 
2,000,000 
250,000 
200,000 
25,000 
9.025,000 
3,150.000 
5 875,000 
204,141 
6.079.141 
2017 
2017 
50,000 
500.000 
6.000.000 
2.000.000 
250.000 
200,000 
25.000 
9,025.000 
2017 
16,667 
200.000 
80,000 
8.333 
10.000 
315,000 
2,835,000 
2019 
50.000 
500,000 
6.000.000 
2,000.000 
250,000 
200,000 
25,000 
9.025.000 
3.465.000 
5,560,000 
143,068 
5,703.068 
2018 
2018 
50,000 
500.000 
6,000.000 
2.000,000 
250.000 
200.000 
25.000 
9,025,000 
201 
16.667 
200,000 
80.000 
8,333 
10_000 
315 000 
3.150,000 
2020 
50.000 
500.000 
6,000,000 
2.000,000 
250,000 
200,000 
25.000 
9,025 000 
3.780,000 
5,245,000 
143,068 
5,388.068 
2019 
2019 
50.000 
500.000 
6,000,000 
2,000,000 
250.000 
200.000 
25.000 
9,025,000 
201 
16,667 
200,000 
80,000 
B.333 
10.000 
315 000 
3,465,000 
2021 
50.000 
500.000 
6,000.000 
2,000,000 
250,000 
200,000 
25,000 
9.025,000 
4.095.000 
4,930,000 
143,068 
5,073,068 
Esta tabla contiene las inversiones planeadas en cada uno de los años, donde podemos 
apreciar que únicamente se establecen inversiones el primer año, y no hay inversiones 
adicionales en el período de 15 años. También contiene la base de activos que la CAE 
autorizaría para obtener la rentabilidad apropiada del inversionista y las depreciaciones 
de cada uno de ellos. 
19 
2022 
150,000 
35,000 
30,000 
15,000 
50,000 
35,000 
5,000 
45,000 
15,000 
35,000 
30,000 
20,000 
18,000 
50,000 
533,000 
2020 
2020 
50,000 
500,000 
6,000,000 
2,000,000 
250,000 
200,000 
25,000 
9,025,000 
2020 
16.667 
200.000 
80,000 
8,333 
10,000 
315000 
3,780.000 
2022 
50.000 
500,000 
6,000.000 
2,000.000 
250.000 
200.000 
25,000 
9,025,000 
4,410.000 
4.615,000 
143.068 
4,758,068 
2023 
150,000 
35.000 
30,000 
15.000 
50,000 
35,000 
5,000 
45,000 
15,000 
35,000 
30,000 
20,000 
18,000 
50,000 
533,000 
2021 
2021 
50,000 
500,000 
6.000,000 
2,000,000 
250,000 
200.000 
25,000 
9.025.000 
2021 
16,667 
200.000 
80,000 
8,333 
,o.ooo 
315,000 
4.095.000 
2023 
50.000 
500.000 
6,000.000 
2,000,000 
250.000 
200,000 
25.000 
9,025,000 
4,725,000 
4,300.000 
143.068 
4,443,068 
Cálculo del capital de trabaio 2009 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 
Capital de trabato oor IVA 
IVA oaaado oor inversiones 1.353,750 
IVA oaaado cor O&M 71,700 71.700 71,700 71,700 71,700 71,700 71,700 71,700 71,700 71,700 71.700 71,700 
IVA cobrado 270,051 540103 540,103 540,103 298.799 298.799 398.398 398.398 398,398 302,806 302,806 302,806 
IVAdel año (1,155.3991 468.403 468.403 468.403 227,099 227,099 326.698 326.698 326,698 231.106 231.106 231,106 
IVA oor acreditar 1.155,399 488.645 20.242 
IVAoor aM, 468.403 227,099 227,099 326.698 326.698 326,698 231.106 231,106 231,106 
Caoital de trabaio nor IVA 1,155,399 488,645 20,242 39,034 18,925 18,925 27,225 27,225 27,225 19,259 19,259 19.259 
Caoital de trabajo p,or clienles/Droveedorea 142.851 
Financiamiento a clientes (meses de crédito) 1 1 , 1 1 1 1 1 
F1nanciamien10 a clientes /usdianol 150,028 300.057 300.057 300.057 165,999 165.999 221.332 221.332 221.332 168,226 168,226 168.226 
Financ1am1enlo de oioveedores usd/año 44.417 44,417 44.417 44,417 44,417 44,417 44,417 44.417 44.417 44.417 44.417 44,417 
Caoita/ de trebllio oor clientee/oroveedores 105,612 255.640 255.640 255,640 121,583 121,583 176,916 176,916 176.916 123.809 123,B09 123.809 
Cenital de trabaio total 1261.011 744,285 275.883 294,674 140,507 140,507 204.141 204,141 204.141 143.068 143,068 143,068 
Esta tabla nos muestra un cálculo del capital de trabajo que el negocio requerirá. 
Costo del Capital 
(Cifres en USO) 
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 
Capital Contable 
Monto 3.994.672 3.916.042 3.733.0583.419.631 3.305.488 3.265.809 3.350.276 3.493.367 3.577.834 3.662.301 3.710.632 3.795.099 3.879.566 
Particioación 1%1 /Al 40.00% 41.18% 41.82% 41.64'% 42.93% 44.98'% 48.24% 52.22% 56.13% 60.44% 65.01% 70.37% 76.40% 
Costo(%) (8) 18.00% 18.00% 18.00% 18.00% 18.00% 18.00% 10.00% 18.00% 18.00% 18.00% 18.00% 18.00% 18.00% 
Deuda 
Monlo 5.992.007 5.592.540 5,193,073 4.793.606 4,394.139 3.994.672 3595.204 3.195.737 2.796.270 2.396.803 1,997.336 1597.B69 1.198.401 
Particioación {'%1 íA) 60.00% 58.82":,;. 58.18%, 58.:36% 57.07% 55.02% 51.76C:·O 47.78% 43.87% 39.56% 34.99% 29.63%, 23,60% 
Costo {º·ol (Bl 8.00% 8.00% 8.00% 8.00% 8.00% 8,00% 8.00% 8.00% 8.00% 8.00% 8.00% 8.00% 8.00% 
Capital Total 
Monlo 9.906.679 9.500.502 8.926.131 8.213.237 7.699.627 7.260.480 6.945.480 6.689.104 6.374,104 6,059.104 5 707.960 5.392.960 5.077.968 
Costo Ponderado del Capital (%) 
(C) - (Al x (B) 12.00% 12.12% 12.18% 12.16"\, 12.29% 12.50% 12.82% 13.22% 13.61% 14.04% 14.50% 15.04% 15.64% 
Años de deuda 15 
Porcentaje de deuda 60.00% 
Deuda 
~nloinicial 5.992.007 5.592.540 5.193.073 4.793.606 4.394.139 3.994.672 3,595.204 3,195.737 2.796.270 2.396.803 1.997.336 1.597,869 
Paoo a caoilal 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 399.467 
Conlratación adiciona[ 5.992.007 
Monto final 5.992 007 5.592540 5.193.073 4.793.606 4.394.139 3.994.672 3.595.204 3.195.737 2.796.270 2,396,803 1,997.336 1.597,869 1,198.401 
Esta hoja calcula el costo promedio ponderado del capital, donde tiene una deuda del 
60% a un costo de 8%, y un capital del 40% a un costo de 18%. El costo promedio 
ponderado del capital resulta en 12% en el primer año. Esta tasa se utiliza en la 
siguiente tabla. 
20 
2022 2023 
71.700 71,700 
302.806 302,806 
231.106 231.106 
231,106 231.106 
19.259 19.259 
1 
168.226 168.226 
44,417 44,417 
123.809 123.809 
143,068 143.068 
2022 2023 
3.964.033 4.048.501 
83.23% 91.02% 
18.00% 18.00% 
790.934 399.467 
16.77% 8.98% 
8.00% 8.00% 
4.762.960 4.447.968 
16.32°1;, 17.10":·C) 
1.198.401 798.934 
399.467 399.467 
798,934 399.467 
Ingreso Necesario 
(CilrH an USO) 
Conceptos 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 
lnarallO Necesario 2,513.521 2.-453.161 2,361,327 2.252.906 2,157,560 2.105,246 2.082,013 2,072,537 2,049,305 2,026,072 1,994,486 1,971,253 1,948,021 
Costos de Doeracion Mno 533.000 533,000 533.000 533.000 533.000 533.000 533.000 533,000 533.000 533.000 533.000 533,000 533 000 
Oeorecia.cton M el oeriodo 315.000 315,000 315,000 315.000 315.000 315.000 315.000 315,000 315,000 315.000 315.000 315.000 315,000 
~ 10 soo,e ~ '"'"'"'' 1•1 1a,,1c 1,199.179 1,155.716 1 .094,636 1.011.532 942,883 905.217 888.490 B81,667 864,939 B4B.212 825.470 808,742 792,015 
ctrvos Bl 9,993.154 9.529,627 8,968,220 B.284.464 7,681,010 7,249,684 6.934.684 6,674.709 6,359.709 6,044.709 5,696.294 5,381.294 5.066.294 
mecho oonderado del cao11al (Cl 1200".o 12 13~o 12 21~o 1221°0 12 2Bºo 1249°0 12.61°0 1321°. 13.60"~ 14 03% 1449% 15 03~c 15 63°0 
lmouestos al In reso 466.347 449,445 425,692 393.374 366.677 352,029 345.524 342.870 336.365 329.860 321,016 314.511 308.006 
Tasa de ISR 28% 28~• 20,0 28'!0 28~~ 2~'. 28% 28% 28% 28'% 28'3/. 28% 28~·. 
Utilidad del año 1,665.526 1.605.161 1,520.327 í.404,906 1,309.560 1.257.246 1.234,013 1.224.537 1.201,305 1,178,072 1,146.486 1,123.253 1.100.021 
Ul1hdad acumulada 1.665.526 3.270,687 4,791.014 6.195,920 7,505.480 B.762.726 9,996.739 11,221.276 12.422.5B1 13,600,653 14,747,139 15,870,392 16.970.413 
lmouesto sobre la rer'l\a sobre utilidad del ar'lo 466,347 449.445 425,692 393,374 366.677 352.029 345.524 342.870 336.365 329.B60 321,016 314,511 308,006 
lmoues10 sobre la renta sobre U11hdad acumulada 466.347 449,445 425.692 393.374 366.677 352,029 345.524 342.870 336.365 329,860 321.016 314.511 30B.006 
!moues1o sobre la renta 
Total lmpues!o 
Tarifes 
(Cifras en USO) 
Car o 
466,347 449,445 425.692 393.374 366.677 352.029 345.524 342.870 336,365 329,860 321,016 314.511 308.006 
466,347 449,445 425,692 393,374 366,677 352,029 345.524 342.870 336,365 329.860 321,016 314,511 308.006 
Esta hoja calcula lo más importante en el modelo: los ingresos necesarios para 
recuperar la inversión y obtener la tasa de rentabilidad (costo promedio ponderado de 
capital) propuesta de 12% en la tabla anterior. 
Recordemos que la CRE autoriza la recuperación de: 
Inversión vía depreciación 
Costos de Operación y Mantenimiento 
Gastos de administración 
Impuestos 
Tasa de rentabilidad razonable 
Los impuestos se determinan mediante el estado de resultados que se genera 
multiplicando la tarifa resultante por los volúmenes proyectados. 
La última línea de la tabla nos muestra la tarifa volumétrica aplicable para cada período 
de 5 años, ya que la CRE autoriza y revisa las tarifas cada 5 años para este tipo de 
proyectos. 
or uso 
ostos a recuperar por II cargo Suma de loa 5 
ot uso en los ro1lmos 5 años USO ..... 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2017 2019 2020 2021 
na 1 414.969 83.322 83.201 83.032 82.802 82.612 82,508 82,461 82.442 82,396 82.287 82,240 82.194 
Sume ch loa S 
ro•lmos S años Gcal ,..,, 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2017 2010 2020 2021 
27.980.696 3.497.587 3.497.587 6.995.174 6.995.174 6,995.174 10.492.761 10.492.761 13.990,348 13,990.348 13.990.348 13.990.348 13,990,348 13.990,34.B 
~:u~ del car~ ~ruso ¡uso /Gc•I! 
0.014831 ~ ~ 
Sume de loa 5 
eñoa 2003 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2010 2020 2021 
11,330.510 2 430,204 2,369.960 2.285.295 2,170,104 2.074.948 2,022.738 1,999.552 1.990.095 1,966.909 1.943.723 1 912,199 1.BB9.013 1.865,827 
1~:~:c!~ª,!;ªoS:0:1~'1:sd; !'rios lGcall 
Suma _de loa 51 
,no, 20031 20101 20111 20121 20131 20141 20,sl 20161 20171 20,J 20191 20201 20211 
1 
Zona 1 41,971,044 5,246.381 5.246.381 10.492.761 10.492.761 10,492.761 15.739.142 15.739,1427 20.985,5227 20.985.5221 20.985,522 20 985,522 20.QSS.522 20.985.522 
c.iculo d•I caroo oor caoacidad USO /Gcal 
~ ~ Zona 1 0.26996 I 
Esta página nos muestra el cálculo de tarifas por cada período de 5 años (quinquenio), 
dividiendo el total de costos asignados entre los volúmenes por uso y por capacidad, 
para así obtener un Cargo por Uso y un Cargo por Capacidad. 
21 
2022 2023 
1.92-4.788 1,901.556 
533.000 533.000 
315,000 315,000 
775,288 758560 
4_751,294 4,436,294 
16.32°0 17.lO"o 
301,501 294.996 
28% ,,.,. 
1.076.788 1,053,556 
16.047.201 19,100.757 
301,501 294,996 
301,501 294.996 
301.501 294,996 
301.SOi 294.996 
2022 2023 
B2.14S 82.101 
2022 2023 
13.990.:we 13.990.34S 
2022 2023 
1.842.641 1 819,455 
20221 20231 
20,985.522 20.985.522 
Estado de Resultados 
(Cifra• en USO) 
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 
Zol"III 1 001483 O 01483 0.01483 0.01483 001483 0.00655 000655 0.00655 000655 000655 000588 O 00588 O 00588 ooosea 0.00588 
ca, 
o-, 0.26996 0.26996 O 26996 0.26996 0.26996 O 10506 O 10508 010508 010508 O 10508 O 08891 O 08891 008891 008891 O 09891 
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 
lnaNIIOa 
lnareI0 DOr uao 
Zona 1 51.871 51,871 103,742 103.742 103.742 68.693 68,693 91.590 9t,590 91,590 82.194 82,19,4 82.194 82,194 82.194 
To1al de 1nnreso por uso 51.871 s, 871 103.742 103,742 103.742 68.693 68,693 91.590 9\.590 91,590 82,19-1 82.194 82.194 82.194 82,194 
lnare10 oor caDacidad 
Zona 1 1.416.314 1.416314 2.832,628 2.832,628 2.832,628 1.653.836 :ii 2.205.115 2.205.115 2.205.115 1.865.827 1,865.827 1,865.827 1.865.827 1.865.827 To1al de 1nQreso oor capacidad 1.416.314 1,416.314 2.832.628 2,832,628 2.832,628 1.653.836 2.205.115 2.205.115 2.205.115 1.865.827 1.865.827 1,865.827 1.865,827 1,865,827 ollll de inorHo• 1,'68,185 1,468.185 2,936.370 2.1136.370 2.136,370 1.722,5211 2.296,705 2,296.705 2.296,705 1,948,021 1.IM8,021 1.948,021 1.948.021 1,H!l.021 
Co•to• 
Uoeract0n11manten1m1en10 388.000 388.000 388.000 388.000 388.000 388.000 388.000 388.000 388 000 388.000388.000 388.000 388.000 388.000 3B8.000 
Denrec1ac1on 315.000 315.000 315.000 315.000 315.000 315,000 315,000 315.000 315.000 315.000 315,000 315.000 315,000 315.000 315,000 
ollll d• Co•to• 703.000 703,000 703.000 703.000 703.000 703.000 703,000 703.000 703.000 703.000 703,000 703.000 703.000 703.(X)O 703.000 
Ulilidlld Bruta 765.185 765.185 2.233.370 2.233.370 2,233.370 1.019.529 1.019.529 1.593.705 1.593,705 1.593.705 1.245.021 1.245,021 1.245.021 1.245,021 1.245.021 
Gaslosde adm1n1s1ración 145.000 145 000 145.000 145.000 145.000 145,000 145,000 145,000 145,000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 
Uli/idlld de Do.ración 620.185 620.185 2.088.370 2.088.370 2.088.370 874,529 874,529 1,448,705 1 J-48.705 1 448,705 1,100.021 1.100.021 1,100.021 1,100.021 1.100021 
Intereses DllOlldos 479.671 447.693 415.715 38.3.737 351.759 319.781 287.803 255,825 223.847 191.869 159.890 127,912 95.934 63.956 31,978 
Utilided enlH de imPUHto• 140.514 172.492 1.672.655 1.704,633 1.736.611 554,748 586.726 1,192,880 1.224,858 1.256.837 940.130 972.108 1,004.087 1,036.065 1.06e.043 
lmpues10s 199,863 190,593 468.3-43 477.297 486.251 155.329 164.283 334.006 342.960 351.914 263.237 272.190 281,14-4 290.098 299.052 
Ulilided Nela (59,350) (18,101) 1,204.311 1.227.336 1.250.360 399.418 422.44J 858.874 881.898 904.922 676.894 699.918 722.942 745.967 768.991 
Com obación de in rHo• 2009·2013 
1
1 ,...,. ortarilH 11.745.480 
lng,-ao neceMrio 11.745,480 
alculo de lo• impue•lo• 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2010 2020 2021 2022 2023 
Utihóad bruta del ano 140,514 172.492 1.672.655 1,704.633 1,736,611 554.748 586.726 1.192.880 1,224.858 1.256,837 940,130 972.108 1.CXl4,087 1.036,065 1.068,043 
Ullhóad acumulada 140,514 313,005 1.985.660 3,690.293 5.426.904 5.981.652 6.568.378 7.761,25,8 8.986116 10.242.953 11,183,083 12,155.192 13.159.278 14,195.343 15,263.386 
lmnuasto sobre la renta sobre ubhdad del ano 39,344 48.298 468.343 477.297 486.251 155.329 164,283 334.005 342.960 351.914 263,237 272,190 281,144 290.098 299,052 
lmouesto sobre la renta sobre ubháad acumulada 39.344 87,641 555.985 1,033.282 1,519.533 1.674.862 1.839,146 2.173.152 2.516,113 2.668.027 3,131.263 3.403,45-4 3.684.598 3.974.696 4,273,748 
lmouesto sobre la rerita 39.344 48,298 468,343 4n_29; 486.251 155.329 164.283 334.006 J.42.960 351.914 263.237 272.190 281,14-4 290.098 299,052 
Basedeachvos ara 1mouesto al ac11vo 9.993.154 9.529.627 B.968.220 8.284.464 7,681.010 7,249.684 6.934.684 6.674.709 6,359,709 6 044.709 5.696.294 5,381.294 5.066,294 4.751.294 4.436,294 
lmcuestoalachvo 199.863 190.593 179.364 165.689 153,620 144,99-4 138,694 133.494 127.194 120.894 113.926 107.626 101.326 95.026 88.726 
lmpueslos 199.863 190,593 468.343 4TT.297 486.251 155,329 164,283 334.006 3-42.960 351,914 263.237 272.190 28114.4 290,098 299.052 
Finalmente tenemos el cálculo del estado de resultados, el cual se genera partiendo de 
las tarifas multiplicadas por los volúmenes correspondientes a cada año. 
22 
Conclusiones 
Como pudimos apreciar en cada una de las Resoluciones (listadas en la sección 
"Información económica de proyectos autorizados") que la CAE emitió a los 
permisionarios, considero que cada caso ha sido tratado de forma independiente y en 
su propio contexto y aislada uno de otro, considerando los riesgos que cada 
inversionista ha visto, basándose en la situación económica, el apetito de rentabilidad 
de ese mismo inversionista, así como las condiciones macroeconómicas en el momento 
de autorización del permiso. 
Las evaluaciones de la "rentabilidad razonable" mucho dependen de las fuentes de 
financiamiento de los permisionarios, las que son muy diversas por su país de origen y 
su estructura. Por esta razón, me parecen un tanto subjetivas. Sin embargo estoy de 
acuerdo en que las circunstancias de un permisionario no pueden compararse 
directamente con otro porque los factores de riesgo podrían no ser los mismos entre 
ellos, así como tampoco el nivel de rentabilidad deseada, ni el costo de su capital. 
Otra situación que debe considerarse es que en el país, no existe una competencia 
apropiada para construir la infraestructura de gas natural. Con esto me refiero a que el 
sistema nacional de gasoductos, propiedad de Pemex, es el sistema más grande en el 
país y realmente se necesita crearse un mercado para que haya más participantes en 
ese mercado. En México, la demanda de gas natural la representan principalmente dos 
participantes grandes: Pemex y CFE - Comisión Federal de Electricidad; así que no es 
fácil que un inversionista tenga incentivo para invertir en estos proyectos sin tener 
"anclado" el servicio a un cliente. 
Sólo a manera ilustrativa, si promediamos todas las siguientes tasas de costo promedio 
ponderado de capital autorizadas por la CAE (ver tabla) a particulares, tenemos que el 
promedio es de 13.80%. 
23 
Número y fecha 
del permiso 
G/003/T R AJ96 
14/10/96 
Gi0161TRN97 
04107197 
G/020/TRA/97 
10/10/97 
GI028/TRN98 
23101198 
GI039/TRN98 
15107198 
GI045/TRN98 
07/10/98 
GI051 ITRN98 
16112/98 
G/095/TRNOO 
3111012000 
G/100/TRNOO 
15/1212000 
10 G/125/TRA/02 
19/07/2002 
11 G/1 281TRN02 
1210912002 
12 Gl130/TRN02 
13 
26/0912002 
Gil 601TRN2004 
16/12/2004 
14 G!163/TRN2004 
16/12/2004 
Empresa permisionaria 
Kmder Morgan Gas Natural México. s_ de 
R.L. de C.V 
Gasoductos de Chihuahua. S. de R.L. de 
C.V 
Energía Mayakan. S. de R.L. de C.V. 
Te1as Gas de México. S. de R.L. de C.V. 
Transportadora 
de Gas Zapata, S de R.L. de C.V. 
Gasoductos del BaJio. s_ de R.L_ de c_v 
Transportadora de Gas Nalural de BaJa 
Catirom1a. S. de AL de C.V 
Duetos de Nogales, S.A. de C.V. 
Gasoduclo Bajanorte (antes Sempra 
Energy México) 
El Paso Gas Transm1sssion de México, S. 
de R.L. de C.V. 
Gasoductos de Tamaulipas. S. de AL de 
C.V. 
Gasoduclos del Aio. S.A. de C_V 
Transportadora de Gas Nalural de la 
Huasleca. S. de R.L. de C.V. 
Tejas Gas de la Península, S. de R.L. de 
C.V 
Trayecto 
Cd Mier-Monlerrey 
San Aguslin Valdrv1a-
Samalayuca (Chihuahua) 
Ciudad Pemex (Tabasco) 
Valladolid (YucJ 
Palmillas-Toluca (Edo.Mek) 
Puebla (Pue)-Cuernavaca (Mon 
Valherrilla (Glo)-Aguascalientes (Ags) 
San Oiego-Rosari1o (8.C ¡ 
Garita 3 de la llnea fronteriza México/Estados 
Unidos-Nogales (Son) 
Algodones-Tijuana (B.C) 
Estación "El Caracol' (Aeynosa, Tamps)-Eslación 
"Los Indios· (San Fernando. Tamps) 
Frontera México/Estados Unidos-CCC Alo Bravo 11 
111 y IV y Portes Gil (Tamps¡ 
Term1n.:tl de Alm.:icen.:tm1ento de gas natural hcu.:idc en 
A~am1ra T amaul1pas hasta la central de gene1acIon de 
energ,a electr,ca denominada Tamazunchale ubicad.:t en 
T amazunchale. San Luis Potosi 
VaUadohd Nizuc y Punta Venado-Valladolid-Nizuc 
Ouinlana Roo 
PROMEDIO 
WACC 
15.00%, 
15.03°0 
14.75% 
ll.71% 
13,77°0 
15.00% 
12.81°0 
1s.ooo.,~ 
13.80Qo 
13_18% 
13.80% 
Creo que conforme se vayan autorizando más proyectos de este tipo, que hoy día 
deben resultar sumamente necesarios para que el país cuente con este suministro de 
forma sustentable y barata, la CRE encontrará más factores de competidores que hará 
más fácil el trabajo de decidir cuál es la rentabilidad razonable que los inversionistas 
deben tener, los cuales deberían tender a bajar, dada la competencia potencial. Sin 
embargo, hay qué considerar también la actual situación del congelamiento de créditos 
en el sistema financiero global y que hará que el costo de financiamiento de este tipo de 
proyectos sea mucho más alto y por lo tanto, las tasas de rentabilidad podrían inclusive 
ser más altas a las ahora vistas en estos proyectos. 
Concluyo con lo señalado en el Plan Nacional de Desarrollo del país, cuya visión 
establece lo siguiente: 
"El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND) establece las estrategias de la 
presente Administración para alcanzar la transformación del país en cinco ejes 
rectores. Uno de esos ejes es Economía competitiva y generadora de empleos, 
donde se plasma lavisión en el tema de la Energía. Referente al PND, el objetivo 
15 de dicho rubro señala como objetivo el "Asegurar un suministro confiable, de 
calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los 
consumidores". 
Dentro del sector hidrocarburos, el plan resuelve siete estrategias para alcanzar el 
objetivo, enfrentar los retos y resolver su problemática. Dentro de estas 
estrategias, la más importante relacionada con la industria del gas natural en 
México es "Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la 
modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la 
capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas 
procesadoras de productos derivados y gas". 
24 
Definiciones 
Las siguientes son las definiciones más comunes en el transporte de gas natural, las 
cuales fueron tomadas de la Directiva para la Determinación de Precios y Tarifas. 
Cargo por capacidad: La porción de la tarifa, denominada en pesos por unidad, 
basada en la capacidad reservada por el Usuario para satisfacer su demanda en un 
periodo determinado. 
Cargo por uso: La porción de la tarifa, definida en pesos por unidad, basada en la 
prestación del servicio que refleja el uso del sistema de acuerdo con la cantidad de gas 
conducida o almacenada a cuenta del Usuario. 
Condiciones generales para la prestación del servicio: El documento que establece 
las tarifas y los derechos y obligaciones de un Permisionario frente a los Usuarios. 
CRE. Comisión Reguladora de Energía. 
Distribución. Recepción, conducción, entrega y, en su caso, comercialización del gas 
natural por medio de duetos dentro de una zona geográfica. 
Dueto. Sistema de tuberías para transportar y distribuir el gas natural. 
Energía primaria. Las distintas fuentes de energía tal como se obtienen de la 
naturaleza, ya sea directamente o después de un proceso de extracción. 
Gas natural. Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o 
en solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. 
Este puede incluir algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos (ácido 
sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono). 
Lista de tarifas: El conjunto de tarifas máximas y sus componentes aprobadas por la 
Comisión a cada Permisionario de transporte. 
Permisionario: El titular de un permiso de transporte. 
Pie cúbico. Unidad de volumen de sistema inglés que se utiliza para medir el gas 
natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual 
a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y 
temperatura. 
Requerimiento de ingresos: La proyección de los ingresos necesarios para cubrir los 
costos adecuados de operación y mantenimiento aplicables al servicio, los impuestos, la 
depreciación y una rentabilidad razonable durante cada periodo quinquenal. El 
requerimiento de Ingresos constituye la base cuantitativa para el cálculo de las tarifas 
máximas iniciales de los Permisionarios. 
25 
Sener. Secretaría de Energía. 
Servicio firme o en base firme: Modalidad de servicio de transporte, almacenamiento 
o distribución, que no puede ser objeto de reducciones o suspensiones, excepto bajo 
condiciones extraordinarias definidas en el permiso y en las Condiciones generales para 
la prestación del servicio correspondientes. 
Servicio interrumpible o en base interrumpible: Modalidad de servicio de transporte, 
almacenamiento o distribución, en el que no se asegura al Usuario la disponibilidad de 
una capacidad fija del sistema y que puede ser objeto de reducciones o suspensiones 
por ambas partes sin que éstas incurran en responsabilidad. 
Tarifa convencional: Los cargos pactados libremente por el Usuario y el Permisionario 
para un servicio determinado, de conformidad con lo establecido en la presente 
Directiva. 
Tarifa máxima: El conjunto de cargos unitarios máximos que un Permisionario puede 
cobrar por los servicios de transporte, almacenamiento o distribución a cada grupo 
tarifario. Las tarifas máximas son aprobadas por la Comisión y resultan de ajustar las 
tarifas máximas iniciales mediante el índice de inflación, el tipo de cambio, el factor de 
eficiencia y los costos trasladables. 
Tarifa máxima inicial: El valor de la tarifa máxima asociada a un grupo tarifario al inicio 
de cada periodo quinquenal de la prestación de los servicios. Las tarifas máximas 
iniciales son aprobadas por la Comisión con base en la propuesta de requerimiento de 
ingresos de los Permisionarios. 
Transporte. Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de duetos, a 
personas que no son usuarios finales. 
Transportista: El Permisionario titular de un permiso de transporte otorgado por la 
Comisión. 
Usuario: La persona que utiliza los servicios de un Permisionario. 
26 
1 
Fuentes 
1. www.cre.gob.mx 
2. Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014. Secretaría de Energía. Dirección 
General de Planeación Energética. 
3. Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016. Secretaría de Energía. Dirección 
General de Planeación Energética. 
4. Risk assessment by the business/prívate sector and its implications for the regulation 
process in APEC member economies. Gnóstica/ Asia-Pacific Economic Cooperation 
(APEC) 
5. Consultas físicas en Centro de Información y Documentación de la Comisión 
Reguladora de Energía, ubicado en Horacio # 1750, Col. Morales Polanco, Miguel 
Hidalgo, México, DF 1151 O. 
6. Hacia Estados Financieros Integrales. Sylvia Meljem Enriquez de Rivera, Paula 
Morales Bañuelos. Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas, A.C. Septiembre 2008. 
27 
ANEXOS 
Resoluciones otorgadas por la CRE en materia de costo promedio 
ponderado de capital y tasas de rentabilidad 
Las siguientes son extractos de las resoluciones que la CRE ha autorizado en materia 
de tasas de rentabilidad y costo promedio ponderado de capital a algunos 
Permisionarios, a través de resoluciones que han sido publicadas a la fecha. 
Fecha: Octubre 1996 
RESOLUCION RES/104/1996 - Kinder Morgan Gas Natural México, S. de 
R.L. de C.V. 
Ubicación geográfica: se iniciará en territorio nacional partiendo de un punto de 
interconexión fronteriza ubicado entre Ciudad Mier y Ciudad Miguel Alemán, 
Tamaulipas, aproximadamente con latitud 26º 20' y longitud 99º 05', siguiendo con 
dirección suroeste a lo largo de un derecho de vía existente, diagonal y luego 
paralelamente a la carretera federal 54, hacia las ciudades de General Treviño, 
Cerralvo y Apodaca, en Nuevo León, ingresando a la ciudad de Monterrey por la 
ruta de la carretera citada. 
Inversión estimada de $82 millones de Dólares. 
La Resolución emitida por la CRE señala lo siguiente: 
"DECIMO CUARTO. Que la Comisión realizó un análisis independiente y exhaustivo de la derivación de las 
tarifas y del cálculo del ingreso máximo, contenidos en la propuesta tarifaría de la promovente, que 
confirmaron su concordancia con lo establecido en las Directivas. Adicionalmente, la Comisión verificó la 
congruencia de la propuesta tarifaría y lo razonable de sus resultados mediante modelos de factibilidad 
técnico-económica y análisis de sensibilidad, lo cual se tradujo, además, en que la promovente acatara los 
ajustes al nivel de ingreso máximo y a la tasa de rentabilidad que la Comisión juzgó razonables;" 
No se hace mención de la metodología utilizada por el permisionario para la 
determinación de las tarifas. Al revisar físicamente los archivos en la CRE, encontré 
que se le autorizó a este permisionario un costo promedio ponderado de capital 
de 13.42%, y el permisionario presentó una estructura de capital con deuda del 70% 
a un costo de 10.60%, y capital del 30% a un costo de 19.95%. 
28 
Fecha: Julio 2007 
RESOLUCION RES/069/1997 - Gasoductos de Chihuahua, S. de R.L. de 
c.v. 
Ubicación geográfica: tendrá como punto de partida el cruce del Río Bravo, ubicado 
en la localidad de San Isidro, Chihuahua,con las coordenadas 31 º 32' 43" latitud 
norte y 106º 15' 08" longitud oeste. La ruta del gasoducto continuará en dirección 
suroeste y cruzará la carretera federal Núm. 45 en el kilómetro 57+251. En el km. 
56+348 se conectará con el dueto de 406.4 mm (16 pulgadas), perteneciente al 
sistema de PGPB, que proviene de la Zona Geográfica de Chihuahua. En el km. 
57+386 el dueto virará hacia el sur, corriendo paralelamente a la carretera 
mencionada, hasta las instalaciones de recibo, regulación y control ubicadas en los 
predios correspondientes a las centrales termoeléctricas de Samalayuca I y 11. 
Inversión aproximada de $18.2 millones de Dólares. 
Este es el extracto de la resolución emitida por la CAE para este proyecto: 
"DECIMO SEGUNDO. Que la Comisión analizó la derivación de las tarifas y del cálculo del ingreso 
máximo, contenidos en la propuesta tarifaría de la solicitante, confirmando su concordancia con lo 
establecido en el Reglamento y en las Directivas, y lo razonable de sus resultados;" 
No se hace mención de la metodología utilizada por el permisionario para la 
determinación de las tarifas. Al revisar físicamente los archivos en la CAE, encontré 
que se le autorizó a este permisionario un costo promedio ponderado de capital 
de 15%, y el permisionario presentó una estructura de capital sin deuda. 
RESOLUCION RES/157/1997 - Energía Mayakán, S. de R.L. de C.V. 
Fecha: Octubre 1997 
Ubicación geográfica: El gasoducto se ongrna en el Complejo Petroquímico de 
Ciudad Pemex (CPQ), Tabasco y llevará gas a diversos puntos de entrega situados 
en la Península de Yucatán, incluyendo a las Centrales de Generación de Energía 
Eléctrica de la CFE, ubicadas en el Triángulo y Lerma, en el Estado de Campeche, 
y Mérida, Nachicocom y Valladolid, en el Estado de Yucatán. 
Inversión estimada de $276.9 millones de Dólares. 
Este es el extracto de la resolución emitida por la CAE para este proyecto: 
"DEC/MO SEGUNDO. Que la lista de tarifas e Ingreso Máximo (PO) propuestos por la Solicitante, resultan 
de aplicar las metodologías establecidas en las Directivas conforme a una derivación y plan de negocios 
incluidos en su solicitud, y que esta lista de tarifas e Ingreso Máximo (PO), ... " 
29 
u 
-
En esta resolución, la CAE no hizo menc1on de la metodología utilizada por el 
permisionario para la determinación de las tarifas, pero en el plan de negocios 
consultado en las oficinas de la CAE, se le autorizó un costo promedio ponderado 
de capital de 11.73%, considerando una deuda del 60% a un costo de 7.33%, y un 
capital del 40% con un costo de 18.33%. 
Fecha: Enero 1998 
RESOLUCION RES/011/1998 -Tejas Gas de México, S. de R.L. de C.V. 
Ubicación geográfica: tendrá como punto de partida las coordenadas siguientes: 
latitud norte 20º 17' 39" y 99º 55' 50" longitud oeste, cercana a la estación de 
compresión de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) conocida como 
"Palmillas" en el estado de Querétaro, en donde se interconectará con el sistema de 
PGPB. La ruta del gasoducto continuará en dirección sureste y, aproximadamente, 
en el kilómetro 5+000 atraviesa la población San Antonio Escobedo, estado de 
Querétaro. 
Inversión estimada de $31 millones de Dólares. 
La resolución indica lo siguiente: 
"DECIMO CUARTO. Que la Comisión realizó un análisis independiente y exhaustivo de la derivación de las 
tarifas y del cálculo del Ingreso Máximo, contenidos en la propuesta tarifaría de la Solicitante, que 
confirmaron su concordancia con lo establecido en las directivas. Adicionalmente, la Comisión verificó la 
congruencia de la propuesta tarifaría y lo razonable de sus resultados mediante modelos de factibilidad 
técnico-económica y análisis de sensibilidad, lo cual se tradujo en que la Solicitante corrigió las 
incongruencias detectadas en sus cálculos y estimaciones de costos y acató los ajustes al nivel de Ingreso 
Máximo, de las tarifas y de la tasa de rentabilidad que la Comisión juzgó razonables; 
En esta resolución, la CAE no hizo mención de la metodología utilizada por el 
permisionario para la determinación de las tarifas, pero en el plan de negocios 
consultado en las oficinas de la CAE, se le autorizó un costo promedio ponderado 
de capital de 15.03%, considerando una deuda del 30% a un costo de 12. 75%, y 
un capital del 70% con un costo de 16.00%. 
30 
Fecha: Julio 1998 
RESOLUCION RES/145/1998 -Transportadora de Gas Zapata, S. de R.L. de 
c.v. 
Ubicación geográfica: tendrá como punto de partida la interconexión con el dueto de 
762 mm (30 pulgadas) propiedad de Pemex Gas y Petroquímica Básica, ubicada en 
las coordenadas siguientes: latitud 19º 1 O', longitud 98º 20', en las cercanías del 
pueblo de San Miguel Xoxtla, estado de Puebla. De dicho punto, el gasoducto se 
dirige al suroeste hacia Atlixco, estado de Puebla, pasando por los poblados de San 
Francisco Coapa, La Providencia y Santa María Acuescomac. 
Inversión estimada de $75.9 millones de Dólares. 
La resolución indica lo siguiente: 
"Décimo Cuarto. Que la Comisión realizó un análisis independiente y exhaustivo de la derivación de las 
tarifas y del cálculo del Ingreso Máximo, contenidos en la propuesta tarifaría de la Solicitante, que 
confirmaron su concordancia con lo establecido en las Directivas. Adicionalmente, la Comisión verificó la 
congruencia de la propuesta tarifaría y lo razonable de sus resultados mediante modelos de factibilidad 
técnico-económica y análisis de sensibilidad, lo cual se tradujo en que la Solicitante corrigió sus cálculos y 
estimaciones de costos y acató los ajustes al nivel de Ingreso Máximo, de las tarifas y de la tasa de 
rentabilidad que la Comisión juzgó razonables; ... " 
En esta resolución, la CRE no hizo mención de la metodología utilizada por el 
permisionario para la determinación de las tarifas, pero en el plan de negocios 
consultado en las oficinas de la CRE, se le autorizó un costo promedio ponderado 
de capital de 14.75%, considerando 100% de capital. 
Fecha: Octubre 1998 
RESOLUCION RES/219/1998- Gasoductos del Bajío, S. de R.L. de C.V. 
Ubicación geográfica: tendrá como punto de partida la interconexión con el dueto de 
914.4 mm (36 pulgadas) de diámetro en la estación Valtierrilla, de Pemex-Gas y 
Petroquímica Básica (PGPB), localizada, aproximadamente, a 6.5 kilómetros de 
Salamanca. El sistema continúa en dirección noreste hacia la ciudad de 
Aguascalientes, Aguascalientes, por la autopista León-Lagos- Aguascalientes. El 
sistema de transporte continúa en dirección noroeste, pasa por la población 
Encarnación de Díaz y por la carretera federal y la autopista. El sistema continúa en 
la misma dirección hasta concluir su trayecto en la Planta Nissan. 
Inversión estimada de $56.5 millones de Dólares. 
La resolución indica lo siguiente: 
"Décimo Cuarto. Que la Comisión realizó un análisis independiente y exhaustivo de la derivación de las 
tarifas y del cálculo del Ingreso Máximo contenidos en la propuesta tarifaría de la Solicitante, que 
31 
confirmaron su concordancia con lo establecido en las directivas. Adicionalmente, la Comisión verificó la 
congruencia de la propuesta tarifaria y lo razonable de sus resultados mediante modelos de factibilidad 
técnico-económica y análisis de sensibilidad, lo cual se tradujo en que la Solicitante acató los ajustes al 
nivel de Ingreso Máximo, de las tarifas y de la tasa de rentabilidad que la Comisión juzgó razonables; 
" 
En esta resolución, la CRE no hizo menc1on de la metodología utilizada por el 
permisionario para la determinación de las tarifas, pero en el plan de negocios 
consultado en las oficinas de la CRE, se le autorizó un costo promedio ponderado 
de capital de 13.90%, considerando una deuda del 64% a un costo de 9.90%, y un 
capital del 36% con un costo de 21.00%. 
Fecha: Diciembre 1998 
RESOLUCION RES/294/1998 - Transportadora de Gas Natural de Baja 
California, S. de R.L. de C.V. 
Ubicación geográfica: El gasoducto propuesto será alimentado por la red de 
gasoductos de San Diego Gas