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Luis Kato Maldonado
Asociación Crítica de Economía Política
LA PROBLEMÁTICA DE LA DEPRECIACIÓN Y LA EVALUACIÓN SOCIAL DE LA
CAPACIDAD INSTALADA: EL CASO DE LOS GASODUCTOS DE PEMEX.
Introducción
En 1996 el sistema de cuentas nacionales de los Estados Unidos de Norteamérica
consideró que las estimaciones sobre el valor de la infraestructura física de su economía
necesitaban ser revaluadas, dado que las metodologías contables de depreciación no reflejaban
correctamente la capacidad física de la infraestructura económica. Implícitamente, la pregunta a
contestar con esta revaluación de los acervos brutos consistía en tasar la capacidad operativa de
la infraestructura física de la economía norteamericana. Los resultados de esta revisión
permitieron reconocer que el valor de la infraestructura física de la economía norteamericana
estaba subvaluada, pues la mayoría de los acervos seguían en operación, aunque contablemente
carecían de valor.
La revaluación de la capacidad física de la economía Norteamericana ha permitido al
gobierno de este país establecer estrategias de estímulos a la inversión por parte del Estado y una
política pública de gasto en infraestructura física acorde a las necesidades de crecimiento en un
entorno de crisis financiera. En este contexto, la Reforma Energética presentada por la
presidencia de la República de México carece de una evaluación de la capacidad operativa de la
empresa paraestatal Petróleos Mexicanos (Pemex), lo cual da lugar a visiones catastrofistas sobre
la viabilidad técnica y económica de la empresa. En particular Pemex Gas y Petroquímica Básica
(pgpb) carece de una evaluación precisa del desgaste físico del Sistema Nacional de Gasoductos
(sng) en función de sus características de uso, su edad y su capacidad operativa.
La reforma constitucional al Artículo 28 establece que sólo las actividades de exploración
y extracción de petróleo y gas son exclusivas del Estado. Queda abierta la posibilidad de que
particulares participen en el transporte, almacenamiento y distribuciones del petróleo, gas
5
natural, petrolíferas y petroquímicas.
La reforma contempla que se requerirá de un permiso, a cargo de la Comisión Reguladora
de Energía (cre), para llevar a cabo el almacenamiento, el transporte y la distribución por ducto
de petróleo, gas y petrolíferos, así como de etano, propano, butano y naftas. La cre deberá
garantizar el acceso abierto y en igualdad de circunstancias a la infraestructura de transporte
(productos) y al almacenamiento de hidrocarburos y de sus derivados. Asimismo emitirá la
regulación de las ventas de primera mano de estos productos” (Presidencia de la República,
2013).
El sistema nacional de distribución de gas consiste en 45 mil kilómetros de gasoductos.
La Comisión Reguladora de Energía en México (cre), la cual forma parte de la Secretaría de
Energía, extendió 21 permisos en 1995 para el desarrollo del sistema nacional de distribución de
gas, lo que representó una inversión aproximada de 4.6 mil millones de dólares. Los principales
participantes son: Gas Natural Fenosa (58%), GDF Suez (22%), IEnova (4%) y otros (16%). La
producción nacional de gas es controlada por Pemex y regulada por la Comisión Reguladora de
Energía (cre). El sistema de distribución de gas Mexicano se encuentra actualmente operando a
85% de su capacidad instalada e incluso, en algunos puntos, a un porcentaje más alto, de acuerdo
con la Secretaría de Energía (Sener). Se puede encontrar una relación estrecha entre estados
económicamente desarrollados y la localización de dichos gasoductos1.
El manejo del sistema nacional de gasoductos por parte del Estado es estratégico para
lograr potenciar el desarrollo económico del país, pues se constituye en el aparato circulatorio de
la economía nacional. La concesión y/o transferencia paulatina de este sistema hacia la iniciativa
privada puede poner en riesgo la capacidad del Estado para impulsar una estrategia de desarrollo
6
industrial acorde con las necesidades regionales, en la medida en que únicamente se distribuirá
gas hacia regiones en donde los niveles de rentabilidad sean altos; por ello es necesario revaluar
la capacidad operativa del sistema nacional de gasoductos y establecer estrategias para su
expansión a partir de estrategias de desarrollo de largo plazo. Resulta imprudente plantear como
un hecho irremediable la concesión hacia la iniciativa privada de las actividades de transporte de
gas natural ante la pérdida de capacidad operativa de la empresa. Así por ejemplo:
la licitación y fabricación de 1,221 kilómetros de ductos que irán de Tamaulipas a
Guanajuato, establece una red de conexiones que dan sentido a la estructura energética y
financiera del gobierno de Enrique Peña Nieto. Los nombres del director general de Pemex,
Emilio Lozoya, y el secretario de Hacienda, Luis Videgaray, se relacionan en una red que
involucra a la principal constructora de Peña Nieto en el Estado de México y al exsecretario
salinista Pedro Aspe. Se trata de un proyecto de 3 mil 291 millones de dólares que servirá para
comprar el gas natural que hoy produce Estados Unidos y más tarde, dicen sus promotores, para
vender el gas que México produciría si se detona la industria del shale” (Ramírez, P., 2013).
En este trabajo se analizarán las bases teóricas y metodológicas que se utilizan a nivel
internacional para medir la depreciación y los acervos de capital. También se proporcionará una
primera evaluación de las directivas contables de la Comisión reguladora de Energía (cre) de
México, incluyendo patrones de depreciación para las actividades reguladoras en materia de gas
natural.
• Dado que el patrón de depreciación aplicado por la cre no refleja la relación entre la edad
de los acervos y su eficiencia productiva, se considera conveniente y necesario incorporar
la metodología de inventarios perpetuos para estimar la depreciación de la red que
7
constituye el sng.
• Se estableció la longitud total del sng y su composición en diferentes tramos, así como la
configuración actual de la red de estaciones de compresión. Con estos datos se
determinaron algunos resultados útiles: una cifra, relativamente confiable, para reflejar el
costo promedio del kilómetro de gasoducto instalado en México; y una cifra,
relativamente confiable, para evaluar el costo promedio de un hp de compresión de gas
instalado en México.
Se destacó el comportamiento dinámico de la red de gasoductos, descansando la razón en
que los diferentes tramos se pueden diferenciar en función de su edad, estado físico y los
problemas derivados de su uso normal que afectan su integridad físico-operativa.
El Sistema de gasoductos en México.
El Sistema Nacional de Gasoductos (sng) cuenta con 12 mil kilómetros de gasoductos
interconectados, los ductos que lo conforman presentan diferentes diámetros y longitudes y se
extienden por el territorio nacional en 19 estados. El gas se entrega a más de 1,094 usuarios
industriales y comerciales. Para su operación y mantenimiento, el sng está dividido en 13
sectores (Cárdenas, Minatitlán, Ciudad Mendoza, Venta de Carpio, Salamanca, Guadalajara,
Madero, Reynosa, Monterrey, Torreón y Chihuahua) distribuidos en tres zonas geográficas
(Norte, Centro y Sur) (Pemex 2007a).
Los sistemas de transporte por ductos están representados por 9,016.6 km para el
transporte de gas natural, 1,835.2 km. para gas licuado y 1,216.1 km para petroquímicos básicos
(pgpb, 2007; D. Bahen, et al., 2007).
pgpb cuenta con 15 estaciones de compresión y 5 estaciones de bombeo. El transporte
diario es de 4 mil millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural y 182 mil barriles diarios
(Mbd) de gas licuado. En octubre de 1995 se publicó la Ley de la Comisión Reguladora de
Energía. Ésta es un órgano autónomo desconcentrado de la Secretaría de Energía, encargado de
la regulación de las actividades relacionadas con el gas natural, el gas licuado de petróleo (glp) y
la energía eléctrica en México.
Las actividades reguladas en materia de gas natural son:
¬ Ventas de Primera Mano
¬ Transporte
¬ Distribución
¬ Almacenamiento
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¬ Para cada actividad regulada, la cre autoriza a los permisionarios un documento
de Términos y/o Condiciones que incluye mecanismos y tarifas.
Con la creación de la cre, pgpb depende de los permisos que la primera le otorga,
tratando a Pemex como empresa privada. Pemex opera su Sistema Nacional de Ductos con una
extensión de 9 mil 043 km, transportando un volumen de 152 millones 53 mil metros cúbicos
diarios. La cre constriñe 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. Pemex no solamente cede funciones constitucionales a las corporaciones, sino
también, infraestructura física. A la fecha, el mayor volumen transportado de gas natural
corresponde a Pemex, las mayores inversiones son de Pemex. Las empresas privadas invierten
relativamente poco, pero usufructúan permisos y sustraen materia de trabajo y funciones
constitucionales a la empresa estatal.
De gran interés para las transnacionales es la frontera de Baja California. Allí, empresas como
Transportadora de Gas Natural de Baja California, Sempra Energy México y El Paso Gas
Transmission de México transportan gas (de Pemex) que envían hacia los Estados Unidos,
aprovechándose de la red nacional de ductos y de los permisos otorgados por la cre. Otras
empresas privadas se han constituido para transportar el gas (producido por Pemex) a las
centrales eléctricas, asimismo privadas.
Pemex, en su propia página web, reconoce que existe un proceso de privatización. La
paraestatal informa que en 1995 se modificó la Ley petrolera, “la cual permite la participación
del sector privado en las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y
10
comercialización en la industria del gas natural de México” (pgbt, 2007). También explica los
alcances de esas contrarreformas indicando que “el marco regulatorio vigente promueve la
entrada de nuevos participantes, buscando mayor competitividad”. El marco regulatorio actual
tiene como objetivos:
◆ Permitir la participación privada en inversión y desarrollo de infraestructura eléctrica y de
gas.
◆ Superar rezagos e insuficiencias en el sector energético.
◆ Promover la expansión eléctrica y la gasificación de la planta productiva y de zonas
urbanas.
◆ Sustituir combustibles mediante el uso de tecnologías limpias en la industria y en la
generación eléctrica.
En forma explícita, Pemex señala que “el procesamiento del gas se mantiene como
actividad estratégica de la industria petrolera”, pero agrega que
se permite la participación de terceros en el trasporte de gas natural. Pemex se retiró de la
actividad de distribución en redes locales y ésta la desarrollan terceros que operan con permisos
otorgados por la cre. Pemex está obligado a ofrecer el acceso abierto en sus ductos. En la
comercialización de gas se permite la participación de terceros, tanto en territorio nacional como
para realizar importaciones y exportaciones (pgpb 2007).
Pemex asume que hay una fragmentación del proceso de trabajo. Ahora se mantiene la
fase de procesamiento de gas como actividad estratégica, no así el resto. Pemex incurre en serios
errores porque el proceso de trabajo petrolero (incluyendo el gas natural) está constituido por
más fases que se ignoran a favor de la privatización. Tratándose del transporte de gas natural,
11
pgpb (2007) afirma que, entre los años 1996-2000, se llevó a cabo la “Desincorporación de
ductos de Pemex Gas en 13 zonas de distribución que pasaron a manos de particulares. El
“Otorgamiento de los permisos de transporte a Pemex Gas por parte de la CRE” implicó al
“Sistema Nacional de Gasoductos en junio de 1999” y al “Sistema Naco–Hermosillo, en marzo
de 1999”. Según PGBP, “la CRE otorgó 21 permisos de transporte a empresas privadas que
distribuyen 7% del gas natural en el país”.
“Esto es, llanamente, la desintegración del proceso de trabajo, incluyendo a la infraestructura
física. Por supuesto, los enemigos de Pemex, los mismos que supuestamente la «dirigen», se
sienten orgullosos de que «Pemex Gas no es un monopolio sino que participa en un mercado
abierto a la competencia»” (D. Bahen, et al., 2007).
Los tipos de concesiones más importantes que la cre otorga a los particulares son
transporte acceso abierto y transporte usos propios, sus principales características se explican a
continuación.
Transporte acceso abierto
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” 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 (de 5 a 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”.
Lo anterior 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
13
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. Está prevista la modificación de los permisos, siempre a instancia
del permisionario.
A la fecha, la cre (2007) ha otorgado 22 permisos privados de distribución. 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, Guanajuato, Querétaro, Hidalgo, Puebla, Jalisco y
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Distrito Federal. Estos son estados poblacional, económica e industrialmente importantes.
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.
Transporte acceso abierto
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” 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 (de 5 a 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”.
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Lo anterior 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. Está prevista la modificación de los permisos, siempre a instancia
del permisionario.
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A la fecha, la cre (2007) ha otorgado 22 permisos privados de distribución. 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, Guanajuato, Querétaro, Hidalgo, Puebla, Jalisco y
Distrito Federal. Estos son estados poblacional, económica e industrialmente importantes.
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.
Transporte usos propios
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 la 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 y puede 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 incluyen la “modalidad de autoabastecimiento”, de manera que un
Permisionario puede distribuir el gas natural a sus socios. A esa función la 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
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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. Esta Sociedad es el grupo gimsa y no es de
autoabastecimiento, sino que brinda un servicio a clientes determinados
Marco normativo de la depreciación en ductos de transporte de gas natural.
La Directiva de Contabilidad para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural
DIR-GAS-002-1996 se encuentra organizada en siete puntos, mencionados a continuación y
descritos posteriormente:
1. Alcance y objetivos
2. Definiciones
3. Contabilidad a pesos constantes
4. Depreciación de activos fijos
5. Catálogo de cuentas
6. Información Complementaria
7. Disposiciones transitorias
El objeto de la Directiva es establecer los criterios y lineamientos contables homogéneos
para las empresas que se dedican a la transportación y distribución del gas natural conforme al
Reglamento de Gas Natural y la Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las
Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural DIR-GAS-001-1996. Los lineamientos van
referidos principalmente para el cálculo de precios y tarifas en la industria del gas natural, para
conocer la posición y resultados financieros de las empresas reguladas y así verificar el
cumplimiento de los ordenamientos jurídicos aplicables.
La presentación de la información financiera se realizará conforme a los Principios de
Contabilidad Generalmente Aceptados en México (pcga), divulgados por el Instituto Mexicano
de Contadores Públicos (imcp). En cuanto a reevaluación de activos no monetarios y
depreciación de activos fijos, esta Directiva precisa el método aplicable.
21
El punto dos de la Directiva aborda las definiciones que se utilizan a lo largo del
documento. La contabilidad de los solicitantes y permisionarios debe considerar los efectos de la
inflación y se debe presentar a la Comisión en pesos constantes, de acuerdo a lo establecido en el
Boletín B-10.
Para la presentación de la información de la depreciación, el cálculo se hará por el
método lineal descrito en el Boletín B-6, multiplicando el valor revaluado de cada activo fijo por
la tasa de depreciación correspondiente calculada conforme a la fórmula siguiente:
Donde:
La vida útil de los distintos activos fijos será calculada por los solicitantes, tomando en
cuenta las características físicas de estos que dependen de los factores siguientes:
I. El nivel esperado de uso del sistema.
II. Las especificaciones técnicas del equipo.
III. El grado y tipo de mantenimiento programado.
IV. Las condiciones del medio ambiente en que se ubique el sistema.
Las estimaciones serán evaluadas por la cre y, en su caso, serán aprobadas, tomando
como base las vidas útiles probables utilizadas por otros participantes de la industria. Se
consideraran inapropiadas cuando:
22
I. Las estimaciones no correspondan a los estándares de la industria.
II. Las estimaciones difieran notoriamente de los parámetros utilizados
internacionalmente.
III. Las estimaciones sean contrarias a decisiones previas de la Comisión en casos
similares.
A pesar de que se presentara cualquiera de las situaciones anteriores, la cre evaluará, y en
su caso aprobará, vidas útiles probables y remanentes cuando el solicitante justifique la
procedencia del criterio propuesto.
El punto cinco de la Directiva, denominado “Catálogo de cuentas”, indica la forma en
que los solicitante y permisionarios deben presentar la información contable. En el anexo de la
Directiva se especifican las cuentas por medio de un catalogo de cuentas, el cual “describe el
contenido de las cuentas que servirán de base para el cálculo de los precios y tarifas” (cre, 1996a,
p. 7).
El ordenamiento de las cuentas debe permitir conocer los saldos por distintos rubros,
como son por sistema de transporte, almacenamiento y distribución, por región, categoría de
usuario, entre otras. Por otro lado, los solicitantes propondrán su clasificación de costos fijos y
variables dependiendo de lo siguiente:
I. Las partidas de costos y gastos que estén relacionadas con la capacidad instalada del
solicitante y que no se vean afectadas por cambios en el volumen de gas conducido se
considerarán costos fijos, y
II. Las partidas de costos y gastos que cambian con el volumen de gas conducido por el
solicitante se considerarán costos variables (cre, 1996a, p. 7).
23
En el punto seis de la Directiva se especifica la información que deben registrar los
permisionarios además de la contabilidad, de modo que sirva para preparar información
Alcances y consecuencias de la estimación de la depreciación de gasoductos a partir de los
lineamientos de la CRE.
La metodología de la cre considera escenarios de planeación para la determinación de
precios de mediano plazo, en consecuencia el factor de actualización del ingreso máximo se
sustenta con el comportamiento del índice de precios al productor y una tasa de sobrepago por
eficiencia productiva. Es decir, el criterio que priva son las necesidades de la demanda,
manteniendo con ello la política de apoyo para la industria y protegiendo el poder adquisitivo del
salario. En este escenario de regulación, también la planeación de los costos de producción es de
mediano plazo, asumiéndose en consecuencia que la tecnología y los costos asociados a ésta son
propios de una industria madura cuyos estándares de productividad y de costeo se pueden
planear. Cabe mencionar que el mercado de gas natural es un mercado cuyo comportamiento de
la demanda es muy volátil, pues depende de factores tales como los inventarios que manejan la
Energy Information Administration en los EUN.
Esta proyección de costos, sin embargo, no ha considerado el flujo real de producción en
la actividad de transporte de gas natural. Así por ejemplo, en la Directiva de contabilidad de la
cre se dice que la depreciación de los activos fijos se debe hacer a partir del método de
depreciación lineal. A cada año se le asigna una tasa constante y fija de depreciación y se
multiplica por el costo del activo.
El problema que presenta la depreciación lineal es que la estimación de años de vida útil
no es coincidente con el uso físico de los activos, en particular con la depreciación de
gasoductos. De comprobarse plenamente lo antes dicho, la depreciación aparecería únicamente
como un rubro contable. Una consecuencia inmediata de lo antes expuesto es la no
25
correspondencia, durante su vida útil, entre el valor monetario de los acervos con su capacidad
de generación de servicios, en la medida en que no se muestran los procesos reales de consumo
productivo de los activos fijos. En consecuencia las tarifas de gas que se cobran, al no considerar
la depreciación real de los activos, significan un proceso de descapitalización para las empresas y
un subsidio a los grandes consumidores de gas. En consecuencia no sólo se concesionan los
servicios de transporte de gas natural, sino que se descapitaliza a la empresa paraestatal al no dar
posibilidad de recuperar el valor de los activos.
En el caso de la depreciación de gasoductos se concluye que no existen estimaciones
estandarizadas sobre la tasa de mortandad de los ductos, pues éstos dependen de factores tales
como:
1) diámetro nominal, longitud del trayecto, máxima presión permisible de operación
(MAOP) y clase de localización de cada trayecto;
2) espesor mínimo de pared requerido por presión y espesor nominal definido por el
diseñador;
3) fecha de instalación de las tuberías, el material de la tubería (aleación y grado o
especificación api) y el país de origen donde se manufacturó el tubo;
4) tasas promedio de corrosión, interna y externa, que se hayan determinado mediante
estudios de evaluación de integridad;
5) listado de trayectos para los que se haya obtenido un certificado de integridad
mecánica y su vigencia.
En consecuencia, los parámetros de depreciación deben ser desarrollados a partir de las
condiciones reales de operación de los gasoductos y de las especificaciones técnicas con las
26
cuales fueron construidos. La diversidad de factores que afectan la tasa de mortandad de los
gasoductos se une a la problemática respecto a la definición precisa de eficiencia, es decir, la
eficiencia no sólo radica en la capacidad de los gasoductos para soportar determinadas presiones
o mantenerse en condiciones de operación sin que la corrosión los haya agotado, sino también en
la capacidad de los gasoductos para ser utilizados de manera adecuada en las redes de transporte,
las cuales dependen, para operar eficazmente, por un lado de la configuración actual de la red de
estaciones de compresión, y por otro, de la capacidad de que las redes puedan ser supervisadas.
Al existir diferencias en las características de las redes de transporte respecto a la edad de
los gasoductos, su capacidad de ser inspeccionados, su diámetro y longitud; se debe construir
patrones generacionales en la eficiencia de servicios de los gasoductos. Éstos pueden
establecerse tomando en cuenta desde una variable o a partir de combinaciones de variables que
se consideren apropiadas según sea el eje analítico técnico-económico que se considere
pertinente.
El cuadro siguiente constituye la base para poder estimar los patrones generacionales de
la eficiencia de los bienes de capital. En él se refleja la suma total de inversión física,
cronológicamente realizada, de los gasoductos según su año de inicio de operación. Las restantes
columnas describen el promedio de los indicadores técnicos de los diversos tramos de ductos,
ordenados también según su fecha de operación. Con estos datos estamos en posibilidad de
visualizar el perfil tecnológico que rige las variables que explican la depreciación. Con ello se
pueden construir patrones de depreciación para los flujos de inversión monetaria que reflejen de
manera más directa las condiciones de operación del transporte de gas natural.
27
Cuadro 1.1 Flujos de inversión Física y características técnicas promedio en ductos
del sistema de transporte de gas natural (1955-1994)
Fuente: pgpb.
28
Lo analizado hasta ahora nos indica que los patrones de eficiencia que se planteen
deberán describir trayectorias de depreciación geométricas y con vidas útiles mayores a 70 años,
en la medida en que la información técnica internacional nos indica que los gasoductos en
servicio presentan vidas útiles cercanas o mayores a este dato. Respecto a los ductos nacionales,
el 20.37 de la capacidad instalada en ductos para transporte de gas natural, tiene más de cuarenta
años, por lo que es claro que gozan de cabal salud operativa superando con mucho las
estimaciones de depreciación que se establecen contablemente. El intervalo internacional de
depreciación de redes de gas se sitúa entre 15 y 30 años porque una depreciación acelerada les
permite a las compañías transportadoras de gas natural obtener el capital ecesario para la
expansión de sus redes. En consecuencia debemos de distinguir la depreciación en sí de la
depreciación contable orientada a la recuperación de la inversión.
Respecto a este último punto cabe señalar que, considerando la limitación contable que
señala la imposibilidad de costos de depreciación de un acervo ya depreciado, es necesario que
los patrones de eficiencia que se construyan sean la base para la estimación de los costos por
mantenimiento y verificación física la red de gasoductos. De esta manera se harán operativas
tanto la instrumentación del la metodología de medición de la productividad (sea por
productividad multifactorial o bien por asignación de costos basado en actividades), como la
definición contable de valor de uso de los activos.
Aplicar patrones de depreciación lineal trae como consecuencia un incremento de la
ganancia bruta de la empresa, pues al ser más rápida la recuperación de la inversión se tiene
entonces que los costos por depreciación desaparecen una vez agotadas las partidas contables
asignadas a la depreciación. El problema que se presenta es que en inversiones de largo plazo,
29
como la que nos ocupa, la actualización del valor de los acervos dejaría de operar y se tendría
una desvalorización de los activos de la empresa, pues todo el capital, en teoría, se habría
recuperado. Si no se tiene un manejo financiero adecuado de los fondos por depreciación, en el
sentido de que sean lo suficientemente redituables como para reponer los gasoductos que llegan
al final de su vida útil real, se tendría un proceso de descapitalización de la empresa. Asimismo,
dada la importancia del mercado mundial de gas natural, caracterizado por tendencias a la alza en
los precios, la estimación de los costos debe ser sobre costos reales y no basada en partidas
contables a fin de estimar el costo real del reemplazo de acervos. De lo contrario no existirá
aliciente para evaluar el uso de los activos ni se tendrá posibilidad de medir la productividad del
trabajo y la eficiencia técnica administrativa de la empresa, pues su gestión se realiza en un
escenario en donde uno de los principales costos de producción prácticamente desaparece. En
consecuencia, tampoco se podrá evaluar la eficiencia del mantenimiento de las instalaciones ni
existirán razones suficientes para aplicar innovaciones tecnológicas para el monitoreo y
reparación de los gasoductos. Otro problema que se presenta es que prácticamente se borra el
efecto del cambio en los precios relativos expresado en la inflación, pues al amortizar la
inversión en un plazo menor al de la vida útil real de los activos, prácticamente se estaría dejando
de operar como empresa productiva. Ya no sería factible revaluar los costos por la pérdida de
valor de los acervos dependiente de la inflación y se dependería de la eficiencia en el manejo de
los fondos financieros para incrementar los ingresos de la empresa ante cambios en el nivel de
precios relativos.
Aplicación de la metodología de inventarios perpetuos para la estimación de la
depreciación y la valuación de gasoductos.
La aplicación de la metodología de estimación de la depreciación y evaluación de acervos
a partir de los criterios de la contabilidad nacional es necesaria y pertinente de realizar a fin de
articular la pérdida de valor del activo con la perdida de eficiencia en los servicios que produce.
Esta misma conclusión llevo a la Bureau of Economic Analysis (bea) a cambiar sus metodologías
de evaluación de acervos y estimación de depreciación. La bea define la depreciación, que en
términos de contabilidad nacional es denominada como Consumo de Capital Fijo (cfc), como “la
declinación en el valor de los activos debido al uso, desgaste, obsolescencia, daño accidental o
envejecimiento” (U.S. Department of Commerce, 2003, p. M-22).
La depreciación para la bea es el consumo de capital fijo y es visto como un costo de
producción incluido en el Producto Interno Bruto y se deduce en el cálculo de los ingresos de las
empresas; además es usado como una medida parcial del valor de los servicios de los activos
fijos del gobierno.
Desde la década de 1950, la bea utilizó un patrón de depreciación lineal para todos los
tipos de activos, el cual supone un monto igual de pérdida de valor de un activo fijo para cada
periodo durante su tiempo de vida. El retiro de un grupo de activos dependía del promedio de
vida útil del conjunto y del patrón Winfrey. La combinación de los efectos de la depreciación
lineal y de los retiros resultaba en un patrón de depreciación más acelerado que el lineal, donde
en los primeros años de vida útil del activo era más alta que en los posteriores. Dentro del patrón
Winfrey3 de retiro se incluía la obsolescencia esperada de los activos y se acortaba el periodo de
vida útil de los activos considerados, lo que daba como resultado un retiro temprano de estos.
31
Estudios empíricos realizados en mercados de reventa de maquinaria y equipo usado y de
edificios mostraron que la depreciación para muchos activos no sigue un patrón de depreciación
lineal. Se concluyó que para muchos activos, un patrón geométrico de depreciación es el
apropiado. Las tasas de depreciación geométrica utilizadas se basan en las estimaciones hechas
por Hulten y Wikoff, las cuales fueron modificadas para reflejar las vidas útiles usadas por la
bea. Para algunos activos como computadoras, autos, misiles, factores tecnológicos, estudios
empíricos; justifican el uso de un patrón no geométrico de depreciación.
Hulten y Wikoff estudiaron la relación existente entre los patrones de eficiencia4 y los
patrones de depreciación seguidos por varios tipos de activos. La disminución presente y futura
de la eficiencia resulta en una pérdida del valor de un activo conforme pasa el tiempo. Se
hicieron estudios para determinar qué patrón de eficiencia se acercaba más al patrón de
depreciación mostrado en los activos estudiados. El modelo de depreciación correspondiente al
fenómeno observado es menos acelerado que el lineal, con una depreciación en dólares más baja
en los primeros años de la vida útil de un activo que en los años posteriores. Un modelo de
eficiencia lineal asume una disminución de la eficiencia igual en cada periodo durante la vida del
activo. Como se menciono anteriormente, el patrón que refleja de una manera más adecuada la
depreciación y la pérdida de eficiencia de un activo es el geométrico. Un patrón de eficiencia
geométrico también da un patrón de depreciación acelerado. El patrón geométrico es un caso
especial, debido a que el patrón de eficiencia y el de depreciación tienen la misma tasa.
A partir de 1995, las metodologías seguidas para la contabilización del producto e ingreso
nacional en Estados Unidos fueron sometidas a revisión de modo que se pudiera obtener datos
más adecuados. El más importante de los cambios fue la introducción de una nueva metodología
32
para el cálculo de la depreciación, siguiendo el patrón geométrico señalado anteriormente.
El patrón geométrico de depreciación reemplazo al patrón lineal en el método de
inventarios perpetuos, para obtener los acervos netos, que es la primera medida del valor de la
riqueza tangible reproducible. El método de inventarios perpetuos está basado en la acumulación
de flujos de inversión. Los acervos netos son calculados como el valor acumulado de la inversión
bruta pasada, menos la acumulación del valor de la depreciación pasada.
Las estimaciones de acervos netos se presentan en dos formas: costos corrientes y costos
reales. En costos corrientes o costos de reemplazo, el valor de todos los activos en los acervos
netos está expresado en términos de los precios que prevalecieron en el periodo a los que están
referidas las estimaciones de los acervos. Las estimaciones en costos reales están expresadas en
índices de cantidad o en dólares reales de 1992. La inversión real de un tipo dado de activo se
obtiene dividiendo la inversión en dólares corrientes entre el índice de precios de activos nuevos
de ese tipo, expresado en el año base, multiplicado por cien.
Los cambios metodológicos realizados en la estadística de los EUN proporcionan la
justificación necesaria para instrumentar el método de inventarios perpetuos en la estimación de
la depreciación y la valoración de los acervos de los gasoductos de Pemex gas. El esquema
siguiente explica gráficamente la articulación de datos que tiene que obtenerse a fin de aplicar el
método de inventarios perpetuos.
33
Fig. 2.1 Esquema para la aplicación del método Inventarios Perpetuos.
Fuente:oecd, 2001
Estimación real del valor de los gasoductos de Pemex.
La adecuada valuación de la vida útil de los gasoductos de Pemex permitiría a la empresa
conocer la capacidad de servicios de la infraestructura que posee, la cual, cabe resaltar, es un
bien social. Con ello existiría la posibilidad de establecer estrategias de inversión (sea con capital
privado –nacional o extranjero– o incluso con capital de otras empresas paraestatales) a partir de
escenarios de financiamiento que permitan estimar el costo-beneficio que el Estado obtendría en
relación con la creación en infraestructura, en concordancia con el sacrificio fiscal que carga al
permitir patrones de depreciación muy por debajo de la vida útil de los gasoductos. Asimismo, se
tendría que realizar estudios del subsidio implícito que la paraestatal ha asignado antes de 1991,
por el cálculo subvaluado de sus costos de producción que repercutieron en precios
subvencionados para los grandes consumidores de gas natural. Dadas estas consideraciones se
presenta una primera estimación del valor de los gasoductos de Pemex a partir de la metodología
propuesta por la bea y con base en información de cuentas nacionales. En dicha estimación se
comprueba que el valor de los gasoductos es de alrededor de 10 mil millones de dólares
corrientes. Dicha evaluación está lejos del valor en libros que reporta la empresa para dichos
activos.
35
Fig. 2.2 Costos de reposición de los gasoductos presentados por Pemex (1970-2002).
Fuente: sistema de cuentas nacionales.
Conclusiones
a) El estudio y comprensión de la depreciación y de la valorización de los acervos de los
gasoductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica (pgpb) sólo puede ser afrontado de
manera congruente si el problema es abordado desde diversas líneas de análisis, por la
complejidad del problema y en la medida en que la medición de la depreciación se realiza
a partir de diferentes objetivos, a saber: financieros, de análisis de capacidad instalada y
de políticas de mantenimiento de las instalaciones.
b) Al existir diferencias en las características de las redes de transporte respecto a la edad de
los ductos, la capacidad de ser inspeccionadas, su diámetro y su longitud; se puede asumir
patrones generacionales en la eficiencia de servicios de los gasoductos. Estos pueden
establecerse tomando en cuenta una variable o a partir de combinaciones de variables que
se consideren apropiadas, según sea el eje analítico técnico-económico que se considere
pertinente. Por otra parte, considerando la limitación contable que dice que no se puede
asignar un valor a un acervo ya depreciado. El eje analítico que se escoja determinara las
variables consideradas para la estimación de los costos derivados por la definición
contable de valor de uso de los activos.
c) El sistema de cuentas nacionales de México requiere estimar los acervos de la inversión
en gasoductos, tomando en cuenta patrones de tendencia del consumo de capital fijo
geométricos y con tasas de depreciación mayores a 70 años, en la medida en que la
información técnica nos indica que los gasoductos utilizados en otros países presentan
37
vidas útiles cercanas o mayores a este dato.
d) pgpb, para reexpresar el valor monetario de la depreciación (acumulada y anual), así como
el valor neto de los acervos, tendrá que solicitar al banco de México (subdirección general
de precios) la construcción de índices de precios que contemplen a una empresa tipo
productora de gasoductos y los precios de los servicios de inspección y mantenimiento de
gasoductos.
e) Considerando que la asignación de depreciación lineal (acelerada) que contablemente se
utiliza en el sector de transporte de gas natural, a nivel internacional y nacional, tiene
como principal objetivo dotar de capacidad financiera a las empresas; se tendrían que
construir escenarios de financiamiento para nuevas inversiones para estimar el costo-
beneficio que el Estado tiene respecto a la creación en infraestructura (economías de
redes), con relación al sacrificio fiscal que carga al permitir patrones de depreciación muy
por debajo de la vida útil de los gasoductos. Asimismo, se tendría que realizar estudios del
subsidio implícito que la paraestatal ha asignado, antes de 1991, por el cálculo subvaluado
de sus costos de producción que repercutieron en precios subvencionados para los grandes
consumidores de gas natural.
f) pgpg tiene que considerar patrones de eficiencia para el cálculo de su depreciación, a fin
de poder aplicar métodos de evaluación de la productividad de los trabajadores.
38
g) Tomando en cuenta que los enfoques de productividad de empresas actualmente vigentes
no consideran el ámbito espacial de la inversión, se tiene que hacer un análisis del total de
los ingresos por los diferentes segmentos del total de la red que constituye el sng, a fin de
establecer la contribución diferenciada de la rentabilidad de los gasoductos en el total de
ingresos, y con ello determinar la eficiencia en la planeación de economías de redes.
Glosario
Las definiciones que se presentan a continuación fueron tomadas del apartado 2 de la
Directiva, así como del anexo, para permitir una mejor comprensión del documento.
• Activo fijo i: Conjunto de activos fijos incluidos en el número i del catálogo de cuentas.
• Activos monetarios: Las partidas de los estados financieros cuyos montos se fijan en
términos de unidades monetarias, independientemente de los cambios en el Índice
Nacional de Precios al Consumidor en México.
• Activos no monetarios: Las partidas de los estados financieros cuyos montos son
susceptibles de ajuste por efecto de la inflación en México.
• Boletín B-10: El apartado de los pcga del imcp intitulado “Reconocimiento de los Efectos
de la Inflación en la Información Financiera”.
• Boletín C-6: El apartado de los pcga del imcp intitulado “Inmuebles, Maquinaria y
Equipo”.
• Cargo por capacidad: La proporción de la tarifa basada en la capacidad reservada por el
usuario para satisfacer su demanda máxima en un periodo determinado.
• Cargo por uso: La proporción de la tarifa basada en la prestación del servicio que refleja
el uso del sistema de acuerdo al volumen de gas conducido o consumido a cuenta del
usuario.
• Costos trasladables: Los costos que los permisionarios pueden transferir directamente a
los usuarios, de acuerdo a lo establecido en las secciones 5 y 6.E de la Directiva de
Precios y Tarifas.
• Depreciación económica: Ésta se refiere a la pérdida en el valor monetario de los activos
40
debido a su edad en un punto del tiempo y es relevante para el análisis del pago de
impuestos, estimación del precio de los activos y medición del ingreso.
• Directiva de Precios y Tarifas: La Directiva sobre la Determinación de Precios y Tarifas
para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural DIR-GAS-001-1996.
• Ductos: Las tuberías e instalaciones para la conducción de gas.
• Empresas reguladas: Las entidades que realizan las ventas de primera mano y las
empresas y entidades que prestan servicios de transporte, almacenamiento y distribución
de gas.
• Gas o gas natural: La mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por metano.
• Índice Nacional de Precios al Consumidor (ipc): El publicado por el Banco de México en
el Diario Oficial de la Federación.
• Método de ajuste por cambios en el nivel general de precios: El procedimiento para
expresar, mediante el uso del ipc, el costo histórico de los activos no monetarios en pesos
constantes a la fecha del balance.
• Permisionario: El titular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución de
gas.
• Precio máximo de venta de primera mano: La enajenación de gas de origen nacional que
realice Petróleos Mexicanos a un tercero para su entrega en territorio nacional.
• Servicio de transporte: La recepción de gas en un punto del sistema de transporte y la
entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.
• Sistema: El conjunto de ductos, compresores, reguladores, medidores y otros equipos
para la conducción o almacenamiento de gas.
41
• Solicitante: La persona que solicita un permiso de transporte, almacenamiento o
distribución, o que presenta una propuesta en un procedimiento de licitación que tenga
por objeto el otorgamiento de un permiso de transporte o distribución para obtenerlo.
• Tarifas de transporte. Los cargos para cada clase y modalidad de servicios ofrecidos por
el permisionario.
• Tarifas: Los cargos para cada clase y modalidad de servicios ofrecidos por el
permisionario.
• Transporte. La actividad de recibir, conducir y entregar gas, por medio de ductos, a
personas que no sean usuarios finales localizados dentro de una zona geográfica.
• Usuario: La persona que utiliza o solicita los servicios de un permisionario.
• Usuarios finales. La persona que adquiere gas para su consumo.
• Vida útil probable: El periodo estimado en que un activo fijo será productivo.
• Vida útil remanente: La vida útil probable que se estima tendrán los activos fijos en uso,
dentro de los límites de su eficiencia productiva.
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Durable Goods in the United States, 1925.99. Washington, DC: Government Printing Office.
Pies de página
1 La Reforma Energética en México Actinver. 2013
2 La bea incluye la destrucción de activos fijos privados por desastres naturales.
3 La distribución Winfrey es definida de la siguiente manera donde: yx es la frecuencia de
la curva, y0 es la frecuencia ordenada de en el momento inicial, x es la edad y a2 y m son rangos
de parámetros.
4 Un patrón de eficiencia describe los servicios productivos de un activo según su edad.
La eficiencia de un activo nuevo es normalizado a 1.0. Conforme pasa el tiempo, el valor de la
eficiencia del activo será menor a 1.
