Organización obrera afiliada a la FEDERACIÓN SINDICAL MUNDIAL

La Privatización Furtiva del Gas Natural
en México

(Continúa)

4 PERMISOS PRIVADOS DE GAS NATURAL

La Comisión Reguladora de Energía ha extendido 185 permisos privados (CRE 2007) en materia de gas natural relacionados con la distribución, transporte de acceso abierto, transporte para usos propios, almacenamiento, distribución de gas LP y ductos.

4.1 Distribución

a) Características de los permisos

Según la propia definición de la CRE, gas o gas natural es “la mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por metano” (CRE 2007).

Por sistema de distribución se entiende “el conjunto de ductos, compresores, reguladores, medidores y otros equipos que utilice el permisionario para la recepción, conducción y entrega de gas natural dentro de la Zona Geográfica” que para la que se otorga el permiso.

De acuerdo a los permisos otorgados por la CRE, “La actividad de distribución permisionada consiste en recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas natural por medio de ductos dentro de la Zona Geográfica” concesionada.

La Zona geográfica corresponde al área delimitada que se indica en las correspondientes resoluciones de la CRE para fines de distribución de gas natural. A los permisionarios se les otorga una exclusividad de varios años (5, 12) para construir el sistema de distribución, y recibir, conducir y entregar gas por medio de ductos en dicha zona geográfica.

Los permisos otorgados por la CRE tienen una vigencia de 30 años y podrán ser renovados por períodos de 15 años.

Con relación a la interconexión con otros permisionarios al sistema de distribución, los permisos de la CRE indican que “El permisionario estará obligado a permitir la interconexión de otros permisionarios a su sistema cuando exista capacidad disponible para prestar el servicio de distribución solicitado y la interconexión sea técnicamente viable. El cargo por conexión y la forma de cubrirlo serán convenidos por las partes”.

Esto se aplica básicamente a Pemex, único organismo con “capacidad” para “prestar el servicio de distribución”. A la fecha, la red nacional de ductos de Pemex está al servicio de los permisionarios a cambio del “cargo por conexión”.

Por otra parte, “El permisionario estará obligado a extender o ampliar su sistema de distribución dentro de la Zona Geográfica” concesionada.

Los permisionarios ofrecen a los usuarios los servicios de distribución conforme a las tarifas máximas aprobadas por la CRE. El permisionario podrá ajustar sus tarifas periódicamente. El precio que los permisionarios cobran a los usuarios finales corresponde a la suma del precio máximo de adquisición (en el punto o puntos de recepción en su sistema de distribución) más la tarifa de distribución. El precio máximo de adquisición es la suma del costo máximo del gas que el permisionario podrá trasladar a los usuarios más el costo total de los servicios de transporte y almacenamiento incurridos. Sin embargo, cualquier usuario final podrá pactar libremente con el permisionario un precio convencional distinto. Por supuesto, el permisionario podrá trasladar a los usuarios finales las variaciones que sufra el precio máximo de adquisición.

La transferencia de los permisos se puede realizar, previa autorización de la CRE. El permisionario podrá gravar este permiso y los derechos derivados del mismo para garantizar obligaciones o financiamientos directamente relacionados con la prestación del servicio de distribución de gas en la Zona Geográfica, así como deudas de la operación del sistema de distribución. La única condición es dar aviso a la CRE. Esta prevista la modificación de los permisos, siempre a instancia del permisionario.

A la fecha, la CRE (2007) ha otorgado 22 permisos privados de distribución. Algunas características de estos permisos se indican en la Tabla 1.

Tabla 1- Características de los Permisos Otorgados por la CRE
para la Distribución de Gas Natural

Permisionario	Localización	Fecha de Otorgamiento	Longitud* (km)	Volumen Promedio (Mm3/d)	Cobertura de Usuarios (miles)	Permiso
1996
DGN de Mexicali	Mexicali	27/09/96	465.00	708.00	25,346	G/002/DIS/96
1997
Cía. Nacional de Gas	Piedras Negras	22/03/97	336.00	198.00	25,608	G/011/DIS/97
DGN de Chihuahua	Chihuahua	20/05/97	1,168.00	1,451.00	51,453	G/013/DIS/97
Gas Natural del Noroeste	Hermosillo	18/06/97	505.00	430.00	26,250	G/014/DIS/97
Gas Natural México (Saltillo) (** Repsol México)	Saltillo-Ramos Arizpe-Arteaga	20/06/97	656.00	745. 00	40,027	G/015/DIS/97
Gas Natural México (Toluca) (** Repsol México)	Toluca	03/09/97	595.30	1,933.00	47,279	G/018/DIS/97
Cía. Mexicana de Gas	Monterrey	19/09/97	921.00	3,257.00	50,079	G/019/DIS/97
Gas Natural México (Nuevo Laredo) (** Repsol México)	Nuevo Laredo, Tamaulipas	17/11/97	366.00	183.00	25,029	G/021/DIS/97
Gas Natural de Juárez	Ciudad Juárez	2/12/97	1,828.00	997.00	129,045	G/022/DIS/97
Gas Natural del Río Pánuco (** Tractebel)	Río Pánuco	19/12/97	334.68	1,460.00	28,338	G/027/DIS/97
1998
Tamauligas	Norte de Tamaulipas	20/03/98	861.00	633.00	36,447	G/032/DIS/98
Gas Natural México (Monterrey)	Monterrey	24/04/98	7,239.00	3,504.00	557,052	G/033/DIS/98
Comercializadora Metrogas (** Distribuidora de Gas Natural del Estado de México)	Distrito Federal	03/09/98	2,619.00	4,337.00	439,253	G/041/DIS/98
Consorcio Mexi-Gas	Valle Cuautitlán-Texcoco	03/09/98	3,517.00	7,604.00	374,698	G/042/DIS/98
Distribuidora de Gas de Querétaro	Querétaro	10/12/98	870.08	1,824.56	50,001	G/050/DIS/98
1999
Gas Natural México (Bajío)	Silao-León-Irapuato	15/01/99	788.00	689.00	72,384	G/054/DIS/99
Distribuidora de Gas de Occidente	Cananea	09/08/99	120.00	40.00	6,684	G/065/DIS/99
DGN la Laguna-Durango	Torreón-Gómez Palacio-Ciudad Lerdo-Durango	18/06/99	1,030.00	1,094.36	50,084	G/063/DIS/99
2000
Gas Natural México (Bajío Norte)	Zona Bajío Norte	02/02/00	719.0	1,239.00	55,715	G/081/DIS/00
NATGASMEX	Puebla-Tlaxcala	28/02/00	919.00	2,635.00	68,196	G/082/DIS/00
Distribuidora de Gas Natural de Jalisco	Guadalajara	21/07/00	2,186.00	7,300.00	180,558	G/089/DIS/00
2006
Distribuidora de Gas Natural México	Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo	5/10/06	95.126	398.134	4	G/192/DIS/06
TOTALES			28,138.19	42,660.05	2,339,530	22

(*) Longitud comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso.
(**) Permiso transferido.
km, kilómetros, Mm3/d miles de metros cúbicos por día.

A las empresas gaseras privadas se les ha entregado el dominio de parte importante del territorio nacional, incluyendo los estados de Baja California, Sonora, Chihuahua, Nuevo León, Coahuila, Durango, Estado de México, Tamaulipas, Veracruz, Estado de México, Guanajuato, Querétaro, Hidalgo, Puebla, Jalisco y Distrito Federal. Estos son estados poblacional, económica e industrialmente importantes (Bahen et al. 2003).

En distribución de gas, son 22 permisos que representan 28 mil 138 kilómetros de ductos, el movimiento de un volumen promedio de 42 millones 660 mil metros cúbicos de gas, y una cobertura de 2 millones 339 mil 530 usuarios cautivos, antes de Pemex.

b) Pemex vende infraestructura y funciones

Con fecha 5 de agosto de 2004, la CRE, “mediante resolución número RES/219/2004, aprobó la modificación del Permiso de Transporte de Gas Natural número G/061/TRA/99, en lo relativo a la eliminación del trayecto Venta de Carpio-Toluca (el Gasoducto), perteneciente hasta entonces al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), con un trazo de 95.126 kilómetros que va de Venta de Carpio, Municipio de Acolman a la Ciudad de Toluca, Estado de México” (RES307 2006).

La CRE “otorgó a PGPB la no objeción para que realizara las gestiones necesarias ante las autoridades competentes a fin de enajenar o arrendar el Gasoducto .... Asimismo, esta Comisión indicó la conveniencia para el interés público de que el Gasoducto continuase en operación para asegurar la continuidad de suministro a los usuarios ubicados a lo largo de su trayecto, principalmente dentro de las Zonas Geográficas de Distribución de Valle Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo (Zona Geográfica VCTH) y del Distrito Federal (Zona Geográfica del D.F.)”.

Con anterioridad, el 16 de junio de 2003, PGPB presentó a la CRE información técnica de soporte y el análisis de riesgo del Gasoducto así como un escrito sobre la necesidad de modificar la prestación del servicio de transporte en el SNG derivado de la salida de operación del Gasoducto, que había sido propuesta por PGPB para el 20 de junio de 2003, debido a que dicha tubería, en los términos manifestados por la paraestatal, estaría “impedida de realizar adecuadamente las funciones de transporte bajo los términos y condiciones señalados en el Permiso del SNG”.

El 15 de septiembre de 2003, la CRE notificó a PGPB “que el Gasoducto debía continuar conduciendo gas natural con objeto de garantizar el suministro de ese combustible a las zonas de entrega que cubría a esa fecha, haciendo notar la obligación de continuar en el servicio a que se refiere el Reglamento”. Asimismo, la CRE señaló que “PGPB podía en forma inmediata operar el Gasoducto Venta de Carpio-Toluca, de conformidad con la Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2003, Distribución de Gas Natural y gas Licuado de Petróleo (la Norma 003)”.

El 16 de octubre de 2003, PGPB “respondió que no contaba con elementos jurídicos y materiales para operar el Gasoducto bajo la Norma 003, así como para transferir, directamente y sin las autorizaciones necesarias, los derechos de uso y las responsabilidades sobre su operación y mantenimiento a los permisionarios de distribución de gas natural; informando, sin embargo, que ya contaba con la autorización de su Consejo de administración para que, previa obtención de los criterios y autorizaciones de las autoridades correspondientes, pudiera proceder a la enajenación o arrendamiento de dicho ducto, solicitando a esta Comisión la modificación del Permiso para eliminar del SNG el trayecto de transporte correspondiente al Gasoducto Venta de Carpio-Toluca”.

Así, “el 22 de agosto de 2005, PGPB y la Subdirección Corporativa de administración Patrimonial de Petróleos Mexicanos publicaron la Primera Convocatoria de la Licitación Pública número SUAP-DG/01/05 para la enajenación del Gasoducto (la Licitación) incluyendo como una obligación del licitante ganador la de solicitar, ante esta Comisión, el permiso que resultara aplicable ...” (RES307 2006).

La CRE señaló que, “en cumplimiento de su objeto” (sic), “llevó a cabo reuniones con los distribuidores en las Zonas Geográficas VCTH, DF y Toluca, así como con la organización denominada Asociación Mexicana de Gas Natural, A.C. con el objeto de promover la participación de éstos en la Licitación ...” (sic).

La Primera Declaración se declaró desierta. El 10 de febrero de 2006, se publicó “la segunda Convocatoria de la Licitación Pública No. SCAP-DG/01/06 para la enajenación del Gasoducto ...” La nueva Convocatoria también se declaró desierta. El 31 de marzo, se publicó la tercera Convocatoria No. SCAP-DG/02/06. El 16 de mayo de 2006, la Subdirección Corporativa de Administración Patrimonial de Pemex “emitió el fallo de Licitación a favor de la empresa Gas Natural Industrial, S.A de C.V. (GNI)”.

El 3 de julio de 2006, “Distribuidora de Gas Natural México, S.A. de C.V., empresa de nueva creación y filial de GNI” presentó ante la CRE “una solicitud de permiso de distribución de gas natural”. De inmediato, mediante resolución RES/307/06, la CRE otorgó a dicha empresa el Permiso G/192/DIS/06 de Distribución de Gas natural en la Zona Geográfica de Valle de Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo.

De esta manera, Pemex decidió VENDER lo que no es suyo sino de la nación. No es solamente el Gasoducto, parte de la infraestructura física de la industria petrolera nacional, sino las funciones estratégicas constitucionales pues, el Gasoducto seguirá en operación solo que ahora a cargo de una empresa privada.

4.2 Transporte (acceso abierto)

a) Características de los permisos

La CRE define al sistema de transporte como “El conjunto de ductos, compresores, reguladores, medidores y otros equipos que utilice el Permisionario para la recepción, conducción y entrega de gas natural” (TRA130 2002). Usuario “es la persona que utiliza los servicios del Permisionario”. Usuario final “es la persona que adquiere gas para su consumo”.

El objeto de los permisos privados de transporte es autorizar al Permisionario “para que lleve a cabo la actividad y preste el servicio de transporte de gas natural por medio de ductos en el trayecto aprobado” por la CRE, en los términos del permiso respectivo. Se indica que, “la actividad de transporte permisionada consiste en recibir, conducir y entregar gas natural por medio de ductos en el trayecto aprobado por esta Comisión, mediante la prestación de servicios en base firme e interrumpible, cuando esta última modalidad de servicio sea factible y esté disponible para los usuarios ...”.

Para justificar la inconstitucionalidad de los permisos, la CRE define un “objetivo social” trivial. “El Permisionario tendrá como objeto social principal la prestación de los servicios de transporte y las demás actividades para la consecución de dicho objeto”. La vigencia de este tipo de permisos es de 30 años pudiendo ser renovados por períodos de 15 años.

En los permisos se describe el trayecto del sistema de transporte. El Permisionario podrá entregar y recibir gas en cualquier punto del trayecto. La capacidad del sistema de transporte también se define en el permiso. Esta capacidad puede ampliarse, mediante el incremento de la compresión, “sin necesidad de modificar el permiso” basta solamente avisar a la CRE. Cuando la ampliación implique la construcción de nuevos ductos, se requiere una modificación del permiso misma que siempre es otorgada por la CRE.

Al recibir los permisos, los Permisionarios están autorizados por la CRE para realizar las obras correspondientes al sistema de transporte. Entre las obligaciones de los Permisionarios está “prestar el servicio de transporte a cualquier interesado”. “La prestación del servicio de transporte comprende la recepción de gas en uno o más puntos del sistema de transporte y la entrega de una cantidad similar en uno o más puntos distintos del mismo sistema, ya sea en base firme y/o en base interrumpible”.

Para la distribución del transporte en las Zonas Geográficas, la CRE otorga facilidades a los Permisionarios. “Cuando un punto de destino del trayecto del sistema de transporte quede comprendido dentro de una zona geográfica determinada con posterioridad al otorgamiento de este permiso, el Permisionario podrá obtener el permiso de distribución con exclusividad correspondiente a través del procedimiento de licitación que para tal efecto inicie esta Comisión ... En caso de que el Permisionario obtenga el permiso de distribución arriba mencionado, podrá ser titular de ambos permisos durante el periodo de exclusividad del permiso de distribución ...”.

En cuanto a la obligación de acceso abierto, “el Permisionario deberá permitir a los usuarios o solicitantes del servicio de transporte el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a su sistema de transporte” mediante el pago de la tarifa correspondiente y la celebración del contrato respectivo. Por otra parte, “El Permisionario estará obligado a permitir la interconexión de otros permisionarios a su sistema cuando exista capacidad disponible para prestar el servicio de transporte solicitado y la interconexión sea técnicamente viable. El cargo por conexión y la forma de cubrirlo serán convenidos por las partes”.

Esta disposición está dirigida básicamente a Pemex, único organismo con capacidad técnica y de infraestructura. Lo anterior significa un mandato de la CRE para que Pemex ponga su sistema nacional de gasoductos al servicio de los permisionarios privados, no al revés. Los permisionarios ofrecen el servicio de transporte de gas conforme a las tarifas máximas aprobadas por la CRE. También se consideran las “tarifas convencionales”, de manera que, cualquier usuario puede pactar libremente con el Permisionario una tarifa distinta.

Por supuesto, “El Permisionario podrá ajustar sus tarifas máximas en la forma y con la periodicidad que establece la Directiva de Precios y Tarifas”. La ganancia del negocio privado está asegurada por la CRE. En los permisos se indica que, “No se requerirá aprobación de esta Comisión para aquellos cambios y ajustes a las tarifas que se apliquen de manera uniforme y congruente con el ingreso máximo autorizado”.

La CRE designa al operador del sistema. Por ejemplo, en el caso de Gasoducto del Río, filial del grupo Electricitè de France (EDF) International, S.A., permiso G130/DIS/02, “El operador del sistema será la empresa Compañía Mexicana de Gerencia y Operación, S.A. de C.V. (COMEGO). Esta es una empresa que tiene acreditada su capacidad técnica para llevar a cabo la operación y mantenimiento de tres sistemas de transporte de gas natural para usos propios y dos estaciones de compresión, los cuales son Central Anahuac, Central Saltillo y Electricidad Aguila de Altamira, mediante los permisos G/079/TUP/2000, G/093/TUP/200 y G/108/TUP/2001, respectivamente” (TRA130 2002).

Esta empresa, Gasoducto de Río, importa el gas de los Estados Unidos y los operadores son las transnacionales eléctricas que operan, también, con base en ilegales permisos privados otorgados por la propia CRE. El colmo es que la propia CFE y Pemex (PGPB) son usuarios del Permisionario.

La transferencia del permiso “solo podrá efectuarse” con la previa autorización de la CRE “a solicitud de los interesados”. Esto siempre ocurre, el mecanismo es demasiado simple, las “autorizaciones” son casi automáticas. Las modificaciones a los permisos se inician “a instancia del Permisionario”.

En el caso de que los Permisionarios no cumplan con sus obligaciones no pasa nada, la CRE procede a revocarles el permiso y ya. Tratándose de controversias entre el Permisionario y los usuarios, éstas podrán resolverse “a elección de los usuarios” (sic) “mediante el procedimiento arbitral que proponga el Permisionario o el fijado por esta Comisión”. Se trata de una evidente burla, los usuarios tienen solamente la oportunidad de elegir a su verdugo.

Para tranquilidad adicional a los Permisionarios, la violación a las disposiciones establecida en los permisos es sancionada “administrativamente”.

En la Tabla 2 se indican las características de los permisos para el transporte de gas natural en la modalidad de acceso abierto.

Tabla 2- Características de los Permisos Otorgados por la CRE
para Transporte de Gas Natural (Acceso abierto)

Empresa Permisionaria	Trayecto	Fecha de Otorga- miento	Longitud* (km)	Capacidad (Mm3/d)	Inversión estimada, (MMdlls)	Permiso
1996
Midcon Gas Natural de México (Kinder Morgan Gas Natural de México)	Cd. Mier-Monterrey	04/10/96	148.23	10,600	82.15	G/003/TRA/96
1997
Gasoductos de Chihuahua	San Agustín Valdivia- Samalayuca	04/07/97	38.00	6,200	18.20	G/016/TRA/97
Igasamex Bajío	Huimilpan- San José Iturbide	31/07/97	2.50	360	0.30	G/017/TRA/97
Energía Mayakan	Ciudad Pemex- Valladolid	10/10/97	710.15	8,073	276.90	G/020/TRA/97
1998
Tejas Gas de Toluca	Palmillas-Toluca	23/01/98	123.00	2,720	31.00	G/028/TRA/98
FINSA Energéticos	Matamoros	19/06/98	8.00	164	0.30	G/036/TRA/98
Transportadora de Gas Zapata	Puebla-Cuernavaca	15/07/98	147.00	1,300	19.60	G/039/TRA/98
TransCanada del Bajío	Valtierrilla-Aguascalientes	07/10/98	203.00	2,550	56.50	G/045/TRA/98
Transportadora de Gas Natural de Baja California	San Diego-Rosarito	16/12/98	36.00	22,923	28.25	G/051/TRA/98
1999
Pemex Gas y Petroquímica Básica	Naco-Hermosillo	18/03/99	339.0	3,113	22.1	G/059/TRA/99
Pemex Gas y Petroquímica Básica	Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)	07/06/99	8,704.0	148,940	436.5	G/061/TRA/99
2000
Ductos de Nogales	Frontera México-EU-Nogales	31/10/00	14.9	437	4.1	G/095/TRA/00
Sempra Energy México (Gasoducto Baja Norte)	Los Algodones-Tijuana	15/12/00	217.80	11,328	1,171.19	G/100/TRA/00
2002
El Paso Gas Transmission de Mexico	Frontera México-EU-Naco Nogales	19/07/02	12.54	6,090	6.60	G/125/TRA/02
Gasoductos de Tamaulipas	San Fernando-Caracol-Los Indios	12/09/02	114.24	239.5	238.73	G/128/TRA/02
Gasoductos de Río	Texas-Valle Hermoso-Río Bravo	26/09/02	57.90	11,600	39.30	G/130/TRA/02
2003
Conceptos Energéticos Mexicanos	Mexicali-Tijuana	27/11/03	1,551.0	32.6	9.18	G/146/TRA/03
2004
Transportadora de Gas Natural de la Huasteca	Altamira-Tamazunchale	01/12/04	198.0	9,628.0	225.66	G/160/TRA/04
Tejas Gas de la Península	Punta Venado-Valladolic-Nizuc	16/12/04	234.5	5,200.0	139.52	G/163/TRA/04
2006
Terranova Energía	Reynosa-Matamoros	23/05/06	268.88	33,980.0	418.69	G/183/TRA/06
TOTALES			13,128.64	285,478.1	3,224.77	20

km, kilómetros, Mm3/d Millones de metros cúbicos diarios, MMdlls millones de dólares norteamericanos (USD).

b) ¡La CRE “autoriza” a Pemex!

En 1997, PGPB solicitó a la CRE el “permiso de transporte de gas natural para la Red Nacional de Ductos” (Diario 1998). La CRE contestó que “procedería a evaluar” la solicitud. Ahora, para realizar sus funciones constitucionales Pemex depende de los permisos que le otorga la CRE.

En aquella ocasión se dijo que la RND estaba constituida por 1,997 km. de tubería que cruzaban al territorio nacional a través de 21 entidades federativas y que la Red estaba dividida en 14 sectores con 15 puntos de inyección. La capacidad máxima de diseño de la Red era de 148.24 millones de metros cúbicos diarios.

Tratando a Pemex como empresa privada, la CRE se toma atribuciones para “autorizar” a la paraestatal la realización de sus funciones constitucionales (Bahen et al. 2003). En este nivel grotesco es que Pemex opera su Sistema Nacional de Ductos con una extensión de 9 mil 043 km, transportando un volumen d 152 millones 053 mil metros cúbicos diarios y una inversión de 458 millones 500 mil dólares.

Esto no es lo peor, la CRE “obliga” a Pemex a poner su Sistema nacional de Ductos al servicio de los demás Permisionarios privados. Pemex lo hace a cambio de un cobro por el servicio. Lo más grave es que Pemex ha iniciado un proceso para desincorporar sus ductos proponiéndose hacerlo de manera total. Esto es por demás grave porque Pemex no solamente cede funciones constitucionales a las corporaciones sino, también, infraestructura física. La gravedad reside en que, tales decisiones, no son propias de las administraciones en turno porque, esa propiedad social (expresada en funciones y patrimonio), NO les pertenece.

A la fecha, el mayor volumen transportado corresponde a Pemex, las mayores inversiones son de Pemex, la Red Nacional de Ductos es de Pemex. Las empresas privadas invierten relativamente poco, pero usufructúan ilegales permisos, sustrayendo materia de trabajo y funciones constitucionales a la empresa estatal. Se trata se inconstitucionales concesiones.

De gran interés para las transnacionales es la frontera de Baja California. Allí, empresas como Transportadora de Gas Natural de Baja California, Sempra Energy Mexico y El Paso Gas Transmission de Mexico transportan gas (de Pemex) que envían hacia los Estados Unidos, aprovechándose de la red nacional de ductos y de los ilegales permisos otorgados por la CRE (Bahen et al. 2003). Otras empresas privadas se han constituido para transportar el gas (producido por Pemex) a las centrales eléctricas, asimismo privadas, instaladas ilegalmente en el país.

4.3 Transporte (usos propios)

a) Características de los permisos

El transporte para usos propios se define como “los ductos, compresores, reguladores, medidores y demás equipos que utilice la empresa para recibir, conducir y entregar gas” (RES124 2005). Los correspondientes permisos privados autorizan “al Permisionario a recibir, conducir y entregar gas por medio del sistema de transporte de gas natural para usos propios, con la finalidad de satisfacer exclusivamente las necesidades del Permisionario”.

En las resoluciones de la CRE, se indica que se otorgan permisos para transporte de usos propios “cuando al actividad de recibir, conducir y entregar gas natural por medio de ductos tenga por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades de usuarios finales o sociedades de autoabastecimiento” (RES124 2005).

La vigencia de estos permisos es de 30 años pudiendo renovarse por períodos de 15 años. En los permisos se describen el trayecto, la capacidad de conducción del sistema de transporte, las características del diseño y construcción y otras.

Los Permisionarios pueden iniciar el trámite para la ampliación o modificación del permiso. Previa autorización de la CRE se pueden hacer transferencias de los permisos.

Este tipo de permisos de transporte incluye la “modalidad de autoabastecimiento”, de manera que, un Permisionario puede distribuir el gas natural a sus socios y, a esa función, le llaman “autoabastecimiento” siendo verdaderas redes privadas de distribución.

Varios permisos han sido modificados con relación al ingreso de nuevos socios y la extensión del trayecto autorizado. A las solicitudes, la CRE contesta afirmativamente de inmediato.

Desde 1996, la CRE otorgó el permiso G/004/TUP/96 a Gas Industrial de Monterrey (GIMSA). El permiso autoriza a la sociedad de autoabastecimiento a recibir, conducir y entregar gas por medio del sistema de transporte, con la finalidad de satisfacer exclusivamente las necesidades de suministro de los usuarios finales mencionados en el Anexo 1 de ese permiso y que forman parte de la sociedad de autoabastecimiento. Esta Sociedad es el grupo GIMSA y no es autoabastecimiento, es un servicio proporcionado a clientes determinados.

En el Anexo 1 del mencionado permiso se indican los usuarios finales a los que puede entregar gas la sociedad de autoabastecimiento (Bahen et al. 2003). Se trata de un listado de empresas privadas que forman una “red privada de distribución”. Esa lista puede modificarse y/o aumentarse a instancias del permisionario y la CRE siempre accede.

Dice la CRE que otorgó este permiso con base en lo dispuesto por el Reglamento de Gas Natural en sus artículos 94 y 96, redactados para ampliar la inconstitucionalidad des reformas de 1995 a la Ley petrolera. La CRE invoca al reglamento (tercer nivel de la legislación) para justificar sus fechorías. Según la legislación inconstitucional, las sociedades de autoabastecimiento se constituyen (sólo) con los usuarios que consuman gas para usos industriales, comerciales y de servicios, dice la reglamentación ajustándose a los designios del sector privado (Bahen et al. 2003).

En la Tabla 3 se indican los permisos otorgados en la modalidad de trasporte de gas natural para usos propios.

Tabla 3- Características de los Permisos Otorgados por la CRE
para Transporte de Gas Natural (Usos Propios)

Permisionario	Localización	Fecha de Otorgamiento	Longitud* (km)	Capacidad (Mm3/d)	Inversión estimada (MMdlls)	Permiso
1996
Gas Industrial de Monterrey	Garza García	17/12/96	26.79	11,250	63.47	G/004/TUP/96
Sociedad de Autoabastecimiento de Gas Natural Lajat	Torreón	17/12/96	2.05	144	0.25	G/005/TUP/96
Servicios Industriales y Administrativos del Noreste	Altamira	17/12/96	5.80	7,740	3.20	G/006/TUP/96
1997
Pemex Refinación	Tula	11/02/97	19.90	991	5.93	G/007/TUP/97
Fibras Nacionales de Acrílico	Altamira	11/02/07	1.60	680	0.48	G/008/TUP/97
KMG de México	Matamoros	14/03/97	0.85	7	0.25	G/010/TUP/97
Minera Nyco	Hermosillo	08/05/97	62.80	783	18.71	G/012/TUP/97
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural del Norte	Gómez Palacio	17/12/97	46.91	305	1.50	G/024/TUP/97
Camiones y Motores International de México (International Gas Supplier)	Escobedo	17/12/97	2.72	84	0.38	G/025/TUP/97
Plásticos y Alambres	García	19/12/97	3.12	85	0.12	G/026/TUP/97
1998
Manufacturas Denimex (** Kaltex Apparel)	San Juan del Río	24/02/98	2.30	150	0.31	G/030/TUP/98
Mexicana de Cobre	Nacozari	20/03/98	108.00	2,209	25.00	G/031/TUP/98
Comisión Federal de Electricidad	El Sáuz	12/06/98	1.6	3,300	0.13	G/034/TUP/98
Comisión Federal de Electricidad	Hermosillo	12/06/98	0.11	1,380	0.06	G/035/TUP/98
Comisión Federal de Electricidad	Río Bravo	26/06/98	3.80	1,440	0.52	G/037/TUP/98
Comisión Federal de Electricidad	Huinalá	22/07/98	6.35	3,910	1.00	G/040/TUP/98
Motor Coils de México	San Luis Potosí	04/09/98	0.40	31	ND	G/043/TUP/98
Compañía de Nitrógeno de Cantarell	Cd. del Carmen	03/11/98	15.00	2,810	5.00	G/046/TUP/98
Bimbo del Golfo	Veracruz	03/12/98	0.07	23	0.08	G/047/TUP/98
Bimbo de Puebla	Puebla	03/12/98	1.83	13	0.16	G/048/TUP/98
Consumidora Gaspiq	Querétaro	03/12/98	6.31	736	0.75	G/049/TUP/98
1999
Transportadora Industrial de Gas	San Luis Río Colorado	15/01/99	2.70	12,500	0.60	G/053/TUP/99
Gas Regio del Bajío	Cortazar	29/01/99	4.10	474	0.60	G/055/TUP/99
Comisión Federal de Electricidad	Chihuahua	08/02/99	0.10	2,430	0.67	G/056/TUP/99
Agroindustrias Deandar de Delicias	Delicias	08/03/99	0.81	13	0.03	G/057/TUP/99
Cordogas	Córdoba	14/05/99	15.10	368	0.90	G/060/TUP/99
Smurfit Cartón y Papel	San José Iturbide	02/06/99	1.00	77	0.30	G/062/TUP/99
Vetrotex América	Tetla-Tlaxcala	12/07/99	0.95	150	0.16	G/064/TUP/99
Autoabastecedora de Gas Natural de Tepeji del Río	Tepeji del Río	16/08/99	3.60	148	0.10	G/066/TUP/99
Manufacturas Kaltex	San Juan del Río	27/08/99	3.27	101	0.03	G/067/TUP/99
Autoabastecedora de Gas Natural de Hidalgo	Tepeji del Río	15/09/99	1.73	110	0.28	G/069/TUP/99
Siderúrgica del Golfo	Matamoros	27/09/99	1.07	95	0.17	G/070/TUP/99
SOCENI	Huejotzingo	08/10/99	8.80	102	0.65	G/071/TUP/99
Texmegas (Oxiquímica)	San Martín Texmelucan	15/10/99	2.60	34	0.38	G/072/TUP/99
Cartonajes Estrella	Tizayuca	22/10/99	0.93	744	0.20	G/073/TUP/99
Celulosa de Fibras Mexicanas	Apizaco	05/11/99	1.30	154	0.37	G/074/TUP/99
Schneider Electric de Mexico	Acuamanalá	15/11/99	0.01	7.61	0.09	G/075/TUP/99
Sociedad de Autoabastecimiento de Gas Purépecha	Morelia	29/11/99	16.90	267	1.00	G/076/TUP/99
Servicios Industriales Parque Fundidores	Hermosillo	08/12/99	2.64	970	1.40	G/077/TUP/99
Fuerza y Energía de Hermosillo	Hermosillo	08/12/99	27.93	3,500	8.50	G/078/TUP/99
2000
Central Anáhuac	Matamoros	07/01/00	21.62	5,580	5.00	G//079/TUP/00
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Durango	Durango	25/01/00	8.30	347.6	1.10	G/080/TUP/00
Agroindustrial Madero	Durango	28/02/00	0.05	4	0.16	G/083/TUP/00
Energía Azteca VIII	San Luis de la Paz	03/03/00	0.02	12,880	0.06	G/084/TUP/00
Dal-Tile de México	Garza García	06/04/00	0.06	2,960	ND	G/085/TUP/00
Tizagas	Tizayuca	06/04/00	13.40	127.4	0.10	G/086/TUP/00
Fabricaciones Especializadas	Gómez Palacio	03/05/00	0.11	13.00	0.13	G/087/TUP/00
Tractebel Energía de Monterrey (Enron Energía Industrial de México)	García	14/07/00	0.10	1,740	0.85	G/088/TUP/00
Kimberly Clark de México, S.A. de C.V.	Ramos Arispe	25/08/00	1.80	127.6	0.70	G/090/TUP/00
Gas Industrial de Tula	Tula	25/08/00	2.48	645	ND	G/091/TUP/00
Flex-N-Gate México	San José Iturbide	27/09/00	11.00	524.5	0.40	G/092/TUP/00
Central Saltillo	Ramos Arispe	16/10/00	2.00	3,170	2.20	G/093/TUP/00
Electricidad Aguila de Tuxpan	Tuxpan	27/10/00	5.30	2,923	4.00	G/094/TUP/00
Gas Industrial de Tepeji	Tepeji del Río	26/11/00	1.80	28.3	0.40	G/096/TUP/00
Gas Natural de Mérida	Mérida	29/11/00	6.2	566.3	1.00	G/097/TUP/00
Univex	Salamanca	11/12/00	0.30	305.00	0.28	G/0.98/TUP/00
Volkswagen de México	Puebla	11/12/00	1.30	297.00	ND	G/099/TUP/00
2001
Industria del Alcali	Monterrey	12/03/01	0.18	460.00	0.20	G/102/TUP/01
Pfaltzgraff de México	Nogales	12/03/01	0.015	36.00	1.10	G/103/TUP/01
Hylsa	San Miguel Xostla-Puebla	02/05/01	1.7	750.00	0.20	G/104/TUP/01
USG de México (Yesos Industriales del Norte)	Monterrey-Escobedo-El Carmen	05/05/01	1.7	190.00	1.90	G/105/TUP/01
Cimexlana	Tecamachalco-Quecholac	27/05/01	0.90	55.90	2.30	G/106/TUP/01
Gas Natural de Orizaba	Orizaba	06/07/01	2.10	41.00	0.06	G/107/TUP/01
Electricidad Aguila de Altamira	Altamira	06/07/01	2.80	2,784	2.50	G/108/TUP/01
Ital-gres	San José Iturbide	30/08/01	0.01	125.73	0.03	G/109/TUP/01
Kimberly Clark de México	Ixtaczoquitlán, Veracruz	30/08/01	1.00	360.00	0.20	G/110/TUP/01
Tubos de Acero de México	Xalapa	30/08/01	3.00	1,200	1.00	G/11/TUP/01
Gasoducto La Rosita	Mexicali	25/09/01	3.8	5,943	1.50	G/112/TUP/01
Comisión Federal de Electricidad	Valle de México	29/10/01	0.20	8,786	1.00	G/113/TUP/01
Aguas Tratadas de Minatitlán	Minatitlán	13/12/01	4.00	5.00	0.2	G/114/TUP/01
Termoelectrica de Mexicali	Mexicali	19/12/01	1.3	2,974	0.70	G/115/TUP/01
2002
Pemex Exploración y Producción, Campo Edén	Cárdenas	10/01/02	0.20	481.40	3.00	G/116/TUP/02
Pemex Exploración y Producción, Campo Jacinto	Cárdenas	10/01/02	0.05	1,699	ND	G/117/TUP/02
Dynasol Elastómeros	Altamira	31/01/02	3.8	125.00	0.40	G/118/TUP/02
Polykron	GarzaGarcía	22/02/02	0.04	154.00	0.20	G/119/TUP/02
Manufacturera Lee de México	Acanceh-Yucatán	22/02/02	12.00	70.80	2.00	G/120/TUP/02
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Acuña	Ciudad Acuña	06/03/02	35.50	466.10	3.70	G/121/TUP/02
Textiles de las Américas	Huehuetoca	06/03/02	3.5	141.60	0.70	G/122/TUP/02
Green Energy	San Luis de la Paz	04/04/02	3.57	600.00	1.30	G/123/TUP/02
Fuerza y Energía de Tuxpan	Tuxpan	11/04/02	3.80	4,512	5.70	G/124/TUP/02
Hutchinson Autopartes México	Cortazar	20/08/02	2.60	55.00	0.30	G/126/TUP/02
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Agua Prieta	Agua Prieta	02/09/02	8.50	283.10	0.90	G/127/TUP/02
Transalta Chihuahua	Samalayuca	19/09/02	0.40	1,955.80	1.10	G/129/TUP/02
Vegetales de Teotihuacán	Teotihuacan	07/11/02	0.60	39.60	0.20	G/131/TUP/02
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Tecate	Torreón	13/12/02	32.20	339.80	4.90	G/132/TUP/02
2003
Iberdrola Energía Altamira	Altamira	17/01/03	0.87	158.10	2.30	G/133/TUP/03
Sepromexsa	Jocotitlán	06/02/03	5.11	144.00	1.70	G/134/TUP/03
Fracsa Alloys	ND	10/04/03	0.015	16.6	0.35	G/135/TUP/03
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de San Luis Río	San Luis Río Colorado	19/05/03	13.55	283.17	2.00	G/137/TUP/03
Agrícola Zarattini	San Luis Río Colorado	14/08/03	2.60	80.87	0.45	G/141/TUP/03
Thyssenkrupp Budd de Tijuana	Tijuana	04/09/03	1.50	19.03	0.55	G/142/TUP/03
Toyota Motor Manufacturing de Baja California	Tijuana	01/10/03	0.34	103.30	0.30	G/143/TUP/03
Comisión Federal de Electricidad, Tuxpan	Tuxpan	30/10/03	10.50	15,919.11	7.97	G/144/TUP/03
Comisión Federal de Electricidad, San Lorenzo	Cuauhtlancingo	12/11/03	0.50	2,030.82	6.34	G/145/TUP/03
Industria Vidriera de Tierra Blanca	Tierra Blanca	19/12/03	0.70	150.00	0.22	G/147/TU/03
2004
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de La Laguna	Gómez Palacio	19/02/04	2.68	283.17	0.43	G/148/TUP/04
Gas de Atlacomulco	Atlacomulco	19/02/04	1.81	137.3	0.06	G/149/TUP/04
Proteínas y Oleicos	Apaseo el Grande	22/04/04	9.10	110.90	1.60	G/150/TUP/04
Hilos Timón	Orizaba	20/05/04	0.003	12.00	0.18	G/151/TUP/04
Manufacturas Vitromex	Chihuahua	08/07/04	0.26	108.00	0.20	G/152/TUP/04
Iberdrola Energía La Laguna	Gómez Palacio	08/07/04	4.18	2,787.00	2.00	G/153/TUP/04
Siderúrgica Lázaro Cárdenas – Las Truchas	Lázaro Cárdenas	23/07/04	0.08	509.77	0.20	G/154/TUP/04
Petroquímica Escolín	Cobos	23/07/04	0.049	7.12	0.31	G/155/TUP/04
Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Nogales	Nogales	09/09/04	24.86	212.38	4.56	G/156/TUP/04
Bimbo	Villahermosa	30/09/04	0.40	17.29	0.11	G/157/TUP/04
Transmisiones TSP	Escobedo	16/11/04	8.54	99.60	N/D	G/158/TUP/04
Porcelanite	Apodepe	01/12/04	0.30	140.87	0.02	G/159/TUP/04
2005
Proveedora Energética de Anáhuac	Cuauhtémoc	02/02/05	4.43	566.30	0.94	G/164/TUP/05
Proveedora Energética de Naica	Delicias	16/02/05	9.46	623.00	1.69	G/165/TUP/05
Agrícola El Rosal	La Piedad	16/03/05	0.04	67.69	N/D	G/166/TUP/05
Galvasid	Apodaca	21/04/05	0.04	177.19	N/D	G/167/UP/05
Compañía de Generación Valladolid	Valladolid	28/04/05	0.56	2,400.00	N/D	G/168/TUP/05
Gas Natural El Florido	Tijuana	19/05/05	2.61	5.41	N/D	G/169/TUP/05
Papelera Altamira	Altamira	24/05/05	1.24	60.00	N/D	G/170/TUP/05
Electricidad Sol de Tuxpan	Tuxpan	14/06/05	5.60	3,764.21	N/D	G/171/TUP/05
Rancho Lucero	Gómez Palacio	22/09/05	0.029	2.46	N/D	G/172/TUP/05
Teksid Hierro de México	Cd. Frontera	31/10/05	0.359	905.01	N/D	G/174/TUP/05
Gas Natural de Otay	Tijuana	03/11/05	4.39	97.41	N/D	G/175/TUP/05
Gas Natural de Michocán	Uruapan	03/11/05	15.332	140.97	N/D	G/176/TUP/05
Cooperativa La Cruz Azul	Tula	19/12/05	2.108	131.14	N/D	G/178/TUP/05
2006
San José y su Agricultura	Escobedo	N/D	2.73	176.78	N/D	G/179/TUP/06
Pilgrims’s Pride	Tepeji del Río	26/01/06	0.011	144.75	N/D	G/180/TUP/06
Technocast	Ramos Arispe	02/02/06	1.29	313.69	5.41	G/181/TUP/06
Teksid Aluminio de México	Cd. Frontera	20/04/06	0.23	127.82	N/D	G/182/TUP/06
Gas Villagrán del Bajío	Villagrán	01/06/06	1.55	56.81	N/D	G/184/TUP/06
Molinos Azteca de Chalco	Teotihuacán	24/08/06	0.980	91.156	N/D	G/186/TUP/06
Molinos Azteca de Veracruz	Veracruz	24/08/06	2.342	83.333	N/D	G/187/TUP/06
Molinos Azteca	Cd. Guadalupe	24/08/06	0.689	42.480	N/D	G/188/TUP/06
Molinos Azteca, Río Bravo	Río Bravo	24/08/06	0.367	28.320	N/D	G/189/TUP/06
Harinera de Veracruz	Chinameca	24/08/06	0.414	38.233	N/D	G/190/TUP/06
Cemex México	Hidalgo	07/09/06	0.449	46.241	N/D	G/191/TUP/06
Iberdrola Energía Tamazunchale	Tamazunchale	05/10/06	0.484	236.684	N/D	G/193/TUP/06
Fermentaciones Mexicanas	Orizaba	19/10/06	0.056	69.120	2.094	G/194/TUP/06
Mission foods Europe	Escobedo	30/11/06	0.695	58.800	N/D	G/195/TUP/06
TOTALES			756.586	163,523.55	236.184	134

ND, datos no disponibles; Mm3/d, miles de metros cúbicos diarios; MMdlls, millones de dólares.

4.4 Almacenamiento

a) Características de los permisos

La CRE define al almacenamiento de gas natural como “la actividad de recibir, mantener en depósito y entregar gas, cuando el gas sea mantenido en depósito en instalaciones fijas distintas a los ductos” (ALM161 2006). Cada permiso otorgado “autoriza al Permisionario para que lleve a cabo la actividad y preste el Servicio de Almacenamiento de Gas Natural en el Sistema de Almacenamiento de GNL”.

La actividad de Almacenamiento permisionada consiste en recibir, mantener en depósito, vaporizar el Gas Natural Licuado y entregarlo, en uno o varios actos. El equipo de vapor o vaporizador es “el equipo de transferencia de calor utilizado para cambiar el estado físico del Gas Natural de líquido al estado gaseoso”. La estructura fija por gravedad en el fondo del mar (EFG) es “la estructura hueca construida de concreto predominantemente, que se apoya en el fondo del mar y queda en su posición por su propio peso”.

La misma CRE reitera la definición de gas natural. Esta es “la mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por metano”. Esa definición es contraria al punto de vista de los legisladores quienes, en 1995, consideraron que el metano NO es hidrocarburo y, por tanto, no forma parte de la industria petrolera. Gas natural licuado o GNL es “la mezcla de hidrocarburos en estado líquido compuesta primordialmente por metano”. La propia CRE se contradice, si el gas natural es un hidrocarburo, entonces, no debiera otorgar ningún permiso ni contrato por estar expresamente prohibidos por la propia Constitución.

El sistema de almacenamiento está representado por “el conjunto de instalaciones y equipos para descargar y recibir el Gas Natural Licuado, conducirlo y almacenarlo en los tanques de almacenamiento, bombearlo a los equipos de vaporización y la entrega de Gas Natural en el punto de interconexión con otro sistema, incluyendo las instalaciones y el ducto submarino para el manejo y conducción del Gas Natural dentro del propio Sistema, hasta el punto de interconexión con otro sistema”. Como en los demás casos, los permisos de almacenamiento de gas natural tienen una vigencia de 30 años pudiendo ser renovados en períodos de 15 años. Previa modificación del permiso, éste se puede ampliar cuando el Permisionario lo solicite.

De esta manera, las grandes corporaciones petroleras se están apoderando de la industria petrolera nacional. Un caso, solo uno, es permiso G/138/ALM03 a la Terminal LNG de Altamira para que el permisionario realice el Servicio de Almacenamiento de Gas Natural Licuado en el Sistema. El Permiso se otorgó al consorcio está formado por Shell Gas B.V. y Petroleum Assurantie Maatschappij, ambas propiedad del Grupo Royal Dutch/Shell (Bahen et al. 2003).

Otro caso deplorable es el permiso G/139/ALM/03 otorgado a la Terminal de LNG de Baja California S. de R.L. de C.V. (Bahen et al. 2003). En el permiso se dice que el proyecto tiene factibilidad técnica con base en tres factores principales: las condiciones meteorológicas oceánicas, las condiciones sísmicas y la calidad del agua. Pero difícilmente se cumplen los objetivos ambientales, las transnacionales presentan sus solicitudes sin satisfacer los requisitos, solamente los enuncian. La CRE procede en abstracción de las implicaciones ambientales y ecológicas privilegiando únicamente los negocios de las transnacionales. A la depredación del patrimonio energético nacional se suma el deterioro de las aguas, mares, océanos y especies marinas.

b) Caso Chevron-Texaco

Mediante resolución RES/344/2004, de fecha 9 de diciembre de 2004, la Comisión Reguladora de Energía otorgó permiso privado para almacenamiento de gas natural a Chevron-Texaco.

El proyecto de Chevron-Texaco tiene por objeto “la construcción, instalación, operación y mantenimiento de un sistema de almacenamiento costa afuera que incluye: dos EFG, instalaciones de atraque con una sola posición de amarre para buques-tanque, de recepción, de almacenamiento, de bombeo de GNL, de evaporación y entrega de gas natural, e instalaciones auxiliares para la operación y mantenimiento del Sistema de Almacenamiento, así como para el alojamiento del personal operativo del mismo” (energia58 2005).

El servicio que prestará la corporación comprende “la recepción de GNL, su conducción, depósito y posterior evaporación para la entrega de una cantidad equivalente de gas natural, en uno o varios actos, en un sistema de transporte”.

El Sistema de Almacenamiento está constituido por: EFG, instalaciones de recepción, almacenamiento, evaporación, y entrega de gas natural, e instalaciones auxiliares.

La ubicación propuesta del Sistema costa afuera está localizado cerca de las “Islas Coronados” (así les llama la CRE en español gabacho), aproximadamente 600 metros al Noreste de la isla Coronado Sur (el sitio), la cual se localiza a 13 kilómetros de la costa norte de Baja California y aproximadamente a 17 kilómetros de la frontera de México con Estados Unidos.

i) Descripción de las EFG

Las EFG constan de 2 estructuras rectangulares de concreto reforzado, de aproximadamente 55 m de ancho por 160 m de largo y 38.5 m de altura, proporcionando aproximadamente 21 m de francobordo sobre la superficie del mar. Las EFG descansarán sobre una base de grava de 5 m de espesor en el fondo del mar y se colocarán extremo con extremo, una EFG de servicio sostendrá el edificio de control, el edificio de mantenimiento y servicios, el módulo habitacional y el helipuerto, otra EFG de proceso sostendrá las instalaciones de evaporación y equipos auxiliares.

El conjunto del Sistema de la transnacional incluye las instalaciones de atraque y amarre, de descarga del GNL, de almacenamiento del GNL, equipo de bombeo, equipo de evaporación, instalaciones de entrega de gas natural e instalaciones auxiliares.

ii) Estudios realizados para la transnacional

Respecto a la capacidad técnica, administrativa y financiera, la Solicitante presentó la información de su matriz. La solicitante, Chevron-Texaco de México S.A., es filial de Chevron-Texaco Corporation (CTC) una de las llamadas “Siete hermanas” petroleras. La Solicitante está constituida por Chevron-Texaco Global Energy Inc. y por Chevron Alpha Company, la primera con el 99.8% del capital. Ante esa contundencia, la CRE quedó más que satisfecha.

La evaluación de la viabilidad técnica del proyecto fue realizada por varias empresas extranjeras. Fugro West, Inc. (Fugro) realizó estudios sobre aspectos geológicos, geotécnicos y sismológicos; sobre riesgos geológicos costa afuera; y, análisis de riesgo sísmico de la terminal GNL. Aker Kvaerner realizó la evaluación conceptual de la seguridad en terminales norteamericanas, el estudio sísmico del sitio, la viabilidad técnica de las EFG, y estudios sobre aspectos marinos. El Instituto Geotécnico de Noruega realizó un análisis de respuesta ante terremotos. Sandwell Engineering, Inc. realizó estudios sobre condiciones meteorológicas y oceanográficas, sobre el tránsito de buques, y sobre la disponibilidad de atraque de los buques. Quest Consultants Inc. llevó a cabo un estudio sobre la protección de las instalaciones a la radiación térmica y nubes de vapor inflamable, y la evaluación cualitativa de riesgos de almacenamiento.

Otras empresas participantes fueron Foster Wheeler e Ishikawajima-Harima Heavy Industries para realizar la ingeniería del proceso y la construcción de tanques de almacenamiento.

iii) El CICESE de Ensenada cómplice

Para acallar críticas y grillas, Chevron-Texaco contrató al Centro de Investigación Científica y Educación Superior (CICESE) de Ensenada. Este Instituto mexicano se encargó de hacer “talacha sencilla” y realizó la recopilación de las mediciones oceanográficas (corrientes, olas, niveles de agua y temperatura) en las Islas Coronado y en las playas de Rosarito. Las campañas fueron realizadas entre diciembre de 2002 y julio de 2003. Con los datos del CICESE fueron determinados los parámetros de las olas, su dirección y velocidad.

iv) Chevron-Texaco NO tiene estudio ambiental

La transnacional presentó a la CRE la justificación del mercado de gas natural en la región norte de Baja California, y California en Estados Unidos. Respecto del caso mexicano, Chevron-Texaco presentó la documentación y datos de la Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2003-2012 referida a las necesidades de las transnacionales mismas y la Prospectiva del Sector Eléctrico 2003-2012 basada en datos irreales y falsos.

Lo anterior es solamente una justificación inútil porque el objetivo de la terminal de GNL de Chevron-Texaco NO es abastecer de gas natural a Baja California sino a California.

Otros estudios se refieren a la historia de las estructuras de concreto costa afuera, la ingeniería conceptual de Chevron-Texaco Overseas Petroleum, efectos de derrames sobre el mar, la descripción del equipo mecánico, un reporte gráfico de seguridad, un documento sobre pruebas realizadas en Yokohama Japón para simular el oleaje dentro de un tanque, un estudio sobre pruebas criogénicas del concreto, e información técnica de los tanques.

La intención de Chevron-Texaco es obvia, “mirarles la cara de tontos” a los comisionados de la CRE a quienes, seguramente, se les cayó la baba ante tantos documentos chafas.

¿Y, el estudio sobre impacto ambiental de la terminal? ¡Nada! La transnacional no presentó ese estudio. La CRE NI se lo pidió. ¿Qué fue, entones, lo que aprobó la Semarnat? Porque esta secretaría fue la primera que anunció, en los medios, su anuencia para el permiso a la transnacional.

v) Mentiras de Chevron-Texaco y Fox

Chevron-Texaco informó a la CRE que su fuente de suministro de GNL se encuentra ubicada en Australia. Por supuesto, ¡Mienten! El plan de la transnacional, y del gobierno de Fox, es recibir el gas natural proveniente de Bolivia y enviarlo posteriormente a Estados Unidos. Por supuesto, eso no lo dicen porque, en Bolivia, tales pretensiones echaron a la calle a un Presidente. Por eso es que, después, el proyecto de Chevron-Texaco fue frenado.

Como parte de la información técnica, la corporación señaló, respecto de un ducto submarino, que éste forma parte del Sistema de Almacenamiento. Ese gasoducto submarino conducirá el gas natural desde las instalaciones de regasificación hacia el punto de entrega del Sistema de Almacenamiento a través del lecho marino. Ese ducto, sin embargo, pareciera un sistema de transporte independiente. La transnacional, sin embargo, dijo que no.

vi) La CFC y la CRE confabuladas

Mientras la CRE aparentaba estudios e intercambiaba oficios con Chevron-Texaco, otra Comisión traidora, la Comisión Federal de Competencia (CFC) ya había otorgado su bendición al proyecto de la transnacional. El 6 de mayo de 2003, la CFC notificó que “El proyecto de CT-México tiene aspectos favorables a la competencia en los mercados relevantes antes citados en virtud que facilita la entrada de un nuevo competidor en los mismos, contribuye a ampliar la oferta de infraestructura para la internación de GN y propicia incrementos en la oferta de este combustible ...”

Esta Comisión (CFC) hace que no pasa nada, todo lo ve con la óptica del mercado, los comisionados son también empleadillos de las corporaciones.

vii) CRE al servicio de las transnacionales

Para la CRE “la solicitud presentada por la Solicitante cumple satisfactoriamente con los requisitos establecidos por el Reglamento para el otorgamiento de permisos de almacenamiento”. Consecuentemente, con base en un Reglamento, la CRE procedió a otorgar el correspondiente permiso privado número G/161/ALM/2004.

La resolución, de fecha 9 de diciembre de 2004, la firmaron los 4 burócratas de medio pelo de la CRE: Dionisio Pérez Jácome, Francisco Barnés, Raúl Monteforte, y Adrián Roji. Esa Comisión Privatizadora tiene su domicilio en Horacio 1750, Colonia Polanco, Delegación Miguel Hidalgo, 11510 México D.F.

Por la evaluación, análisis y expedición del permiso hizo un pago de derechos por la fabulosa cantidad de 119 mil 109 pesotes, el 18 de noviembre de 2002, en el Banco Nacional de México, sucursal 197 de Tijuana, Baja California. El 8 de diciembre de 2004, en la sucursal 412 de la Ciudad de México, realizó otro pago por la cantidad de 88 mil 848 pesos por concepto de actualización de cuotas. El domicilio proporcionado por Chevron-Texaco es Boulevard Manuel Avila Camacho No. 36, Piso 20, Colonia Lomas de Chapultepec, 11000 México D.F. Sus representantes legales son Jaime Alfonso Varela Walker y Antonio Átallah.

En la Tabla 4 se indican los permisos otorgados para almacenamiento de gas natural.

4.5 Distribución de Gas LP

El servicio de distribución por ductos “comprende la actividad de comprar, conducir, entregar y comercializar gas LP a usuarios finales a través de la red de distribución” (LPD185 2006).

El Permisionario podrá ser titular de uno o más permisos de Transporte, Almacenamiento o Distribución. Los permisos de distribución por ductos tienen una vigencia de 30 años renovable por períodos de 15 años.

Las tarifas serán definidas por la CRE pero, a la fecha, aún no tiene definida la metodología para el cálculo de las tarifas. De acuerdo con esta metodología, el Permisionario “ajustará periódicamente las tarifas”.

El permiso puede ser modificado previa autorización de la CRE y a “instancia del Permisionario”. La cesión del permiso también se puede hacer, previa autorización de la CRE. En la tabla 5 se indican los permisos otorgados para distribución de gas LP.

Tabla 4- Características de los Permisos Otorgados por la CRE
para Almacenamiento de Gas Natural

Permisionario	Localización			Fecha de Otorgamiento	Capacidad de transmisión (MMp3/d)	Capacidad de almacenamiento (m3)	Permiso
2003
Gas Natural Baja California	Costa fronteriza de Baja California			30/04/03	1,000	240,000	G/136/ALM/03
Terminal LNG de Altamira	Altamira			31/07/03	1,120	450,000	G/138/ALM/03
Terminal LNG de Baja California	Ensenada			31/07/03	1,000	340,000	G/139/ALM/03
Energía Costa Azul	Ensenada			07/08/03	1,000	330,000	G/140/ALM/03
2004
Chevron-Texaco de México	Islas Coronado			09/12/04	1,400	160,000	G/161/ALM/04
TOTALES					5,520	1,520,000	5

MMp3/d, millones de pies cúbicos diarios; m3, metros cúbicos.

Tabla 5- Características de los Permisos Otorgados por la CRE
para Distribución de Gas LP

Permisionario	Localización			Fecha de Otorgamiento	Trayecto (km)	Capacidad de conducción (m3/d)	Permiso
2004
Gas del Caribe	Cancún-Tulum			16/12/04	126.600	7,479.66	G/162/LPD/04
2006
Compañía de Gas de Tijuana	Tijuana			10/08/06	189.420	7,809.21	G/185/LPD/04
TOTALES					316.020	15,288.87	2

km, kilómetros; m3/d, miles de metros cúbicos por día.

4.6 Transporte de Gas LP por medio de Ductos

Ductos son las tuberías e instalaciones para la conducción de gas LP. Sistema de transporte es “el conjunto de: (i) la Estación de Bombeo cerca del Punto de Recepción de Gas LP, (ii) el ducto; (iii) la instalación de entrega y (iv) sistemas de control automatizado local y remoto, a través del cual el Transportista prestará los Servicios de Transporte. El Sistema será construido, operado y mantenido por el Transportista desde el Punto de Recepción del Gas LP hasta el Punto de Entrega del Gas LP” (LPT 177 2005).

La actividad de transporte permisionada consiste en recibir GLP, conducirlo y entregarlo por medio de ductos en el trayecto aprobado por la Comisión, mediante la prestación de servicios en base firme y de cantidades adicionales autorizadas.

Indica la CRE que, “el presente Permiso autoriza al Permisionario para que lleve a cabo la actividad y preste el servicio de transporte de GLP por medio de ductos en el trayecto aprobado por la Comisión.

El Permiso incluye la siguiente infraestructura: estaciones de bombeo y equipos asociados; ducto de transporte de GLP, válvulas de seccionamiento y equipos asociados; estaciones de medición de GLP; trampas de lanzamiento y recepción de diablos; instalación de entrega y equipos asociados y sistemas de control, comunicación y un sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) del proyecto”.

La vigencia de los permisos es de 30 años renovable por períodos de 15 años. En la Tabla 6 se indican los permisos otorgados para el transporte de gas LP por medio de ductos.

Tabla 6- Características de los Permisos Otorgados por la CRE
para Transporte de Gas LP por medio de Ductos

Permisionario	Localización		Fecha de Otorgamiento	Trayecto (km)	Capacidad de conducción (m3/d)	Permiso
2005
TDP	Burgos-Monterrey		06/10/05	185.000	4,470	G/173/LPT/05
Ductos del Altiplano	Tuxpan-Tula		11/11/05	280.250	5,565	G/177/LPT/05
TOTALES				465.250	10,035	2

km, kilómetros; m3/d, metros cúbicos diarios.

   

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