III.1.1.3.Informe Detallado de la Auditoría de Desempeño

III.1.1.3.1.Evaluación Financiera y Operativa de los PIDIREGAS

Objetivo

Verificar si el esquema de inversión y financiamiento de estos proyectos de infraestructura con impacto diferido en el registro del gasto o proyectos de infraestructura de largo plazo (PIDIREGAS), efectivamente responden en su desempeño a las necesidades de recursos requeridos para proyectos de infraestructura con eficacia, economía y eficiencia; si su contratación, registro, control y supervisión por las instancias que corresponden se hace de manera eficiente, suficiente, oportuna y apegada a los principios legales vigentes, así como si los ingresos que generan son suficientes para pagar el servicio de sus pasivos respectivos, como lo señala la normatividad que aplica a estos proyectos.

Criterios de Selección

El papel del sector público como proveedor de bienes y servicios indispensables para la producción y para el bienestar de los mexicanos es determinante en el ámbito energético, cuyo abasto eficiente y confiable es básico para apoyar la inversión productiva de los sectores social y privado, así como para elevar la competitividad del aparato productivo nacional y adicionalmente, en el caso de los hidrocarburos, para el apoyo del desempeño del sector externo y de los recursos presupuestales.

Las estrategias diseñadas para el desarrollo de obras que apoyen la generación de energía resulta, por tanto, de particular relevancia. Bajo este contexto, en los Presupuestos de Egresos de la Federación 1997-2000 y en el Programa Nacional de Financiamiento al Desarrollo 1997-2000, se planteó como una de las estrategias prioritarias de desarrollo impulsar la inversión productiva y ampliar las oportunidades de participación de los sectores social y privado en el financiamiento de obras públicas de carácter productivo.

En el ámbito energético esta estrategia se aplicó a través de los esquemas denominados "Proyectos de Inversión Financiada", o "Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo", o "Proyectos de Inversión Productiva de Registro Diferido en el Gasto", también conocidos como "PIDIREGAS", cuya proporción dentro de la inversión productiva total del sector público en el ámbito energético mostró a partir de su inicio en 1997 una tendencia ascendente, que superó a la inversión presupuestaria tradicional y que determinó que como porcentaje del PIB pasaran de representar el 3.9% en 1997 al 7.1% en 2000; en tanto que, para los mismos años dentro del presupuesto federal total su proporción creció de 16.5% a 30.9%.

Por la importancia y trascendencia de este tipo de inversiones, al estar orientadas hacia proyectos estratégicos y prioritarios en materia de energía y por su posible impacto en las finanzas públicas nacionales, es de interés determinar si este esquema de inversión denominado genéricamente como "inversión financiada" cumple con las expectativas diseñadas y con las condiciones legales establecidas para su realización.

Antecedentes

El Plan Nacional de Desarrollo (PND) 1989-1994 fijó como objetivo principal promover el crecimiento económico y sostenido del país en favor del bienestar de la población. Para cumplirlo se establecieron un conjunto de estrategias, entre las que destacó la de ampliar la inversión productiva a través de nuevos mecanismos financieros que permitieran diversificar el riesgo y el financiamiento a largo plazo y, fomentar la participación de particulares en la construcción de obras públicas, en los casos permitidos por la ley.

Con base en estas consideraciones y conforme a los criterios generales aprobados por la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento (CIGF) el 30 de enero de 1989, a partir de 1990 y ante las restricciones presupuestarias del Gobierno Federal, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) inició la ejecución de proyectos "extrapresupuestales", denominados así porque los recursos financieros aplicados en su construcción no se incluyeron en el Presupuesto de Egresos de la Federación aprobado por la H. Cámara de Diputados, ya que su financiamiento se efectuaba con inversiones privadas, ventas anticipadas de bienes o servicios y coinversiones, entre otras.[1]

En este contexto y con base en las prioridades del PND 1995-2000, el Gobierno Federal propuso reformas y adiciones a los artículos 18 de la Ley General de Deuda Pública y 30 de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, las cuales fueron aprobadas por el H. Congreso de la Unión el 23 de noviembre de 1995 y publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 21 de diciembre de ese mismo año, habiendo tenido por objeto permitir la participación financiera de los sectores privado y social en el desarrollo de la infraestructura productiva del país,[2] participación que se destinaría y centraría en proyectos de inversión con rentabilidad demostrada que fueran considerados prioritarios o estratégicos de acuerdo con lo que establecen los artículos 25 y 28, párrafo cuarto de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y la Ley de Planeación.[3]

El marco normativo de este esquema de financiamiento se complementó con las reformas y adiciones efectuadas a los artículos 17, fracción VIII; 38-A, 38-B y 108-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 20 de agosto de 1996.

Operativamente, los mecanismos para regular la autorización y ejecución de los proyectos se incorporaron inicialmente en el Manual de Normas para el Ejercicio del Gasto en la Administración Pública Federal, emitido por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) el 28 de diciembre de 1996, en el cual a los proyectos a ejecutarse bajo este esquema se les denominó de "Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo" o "PIDIREGAS". A partir de ese año, en el Manual referido y sus subsiguientes, se presentan ajustes y actualizaciones a la normatividad respecto de la autorización, operación, denominación y clasificación de este tipo de proyectos. Respecto de su registro contable y presupuestal, las Secretarías de Hacienda y Crédito Público y de la Contraloría y Desarrollo Administrativo emitieron las Normas NIF-09 y NIF-09-A.

A través de estas modificaciones jurídicas fue posible reconocer el impacto real que en los presupuestos de egresos de las entidades públicas producían este tipo de financiamientos y se establecieron bases para que en su registro contable se reflejaran "de manera adecuada y transparente",[4] las obligaciones que las entidades asumían, permitiéndose vincular de manera directa los ingresos futuros de estos proyectos con la amortización de su financiamiento.

Se buscó así adecuar los esquemas del registro contable de financiamientos de proyectos de inversión que se concretan con instrumentos cuyas características no siempre obedecen a los presupuestarios tradicionales, como es el caso de los proyectos de infraestructura productiva, que pueden financiarse a través del flujo de recursos generados por la comercialización de los bienes y servicios que los mismos generan, a los cuales genéricamente se denominó en el Presupuesto de Egresos de la Federación y en la Cuenta Pública, a partir de 1997, como "proyectos financiados".

En concordancia con lo anterior, desde 1997 en el Presupuesto de Egresos de la Federación se incorporan, para aprobación de la H. Cámara de Diputados, las previsiones de inversión pública bajo dos modalidades: la presupuestaria y la financiada, siendo esta última la que se refiere a los PIDIREGAS.

Respecto de este tipo de esquema de inversión se señaló en los Presupuestos de Egresos de la Federación y en las Cuentas Públicas del periodo 1997-2000 que, su realización permite complementar la inversión presupuestaria y apoyar el alcance de las metas de crecimiento, además de que por estar canalizada hacia proyectos productivos de rentabilidad demostrada que corresponden a actividades prioritarias o estratégicas en los términos que señala la Constitución, una condición para su autorización es que el flujo futuro de ingresos que generen por la venta de bienes y servicios sea suficiente para cubrir el pago de las obligaciones financieras contraídas; esto es, "que generen los ingresos necesarios para amortizar la deuda derivada de su financiamiento",[5] por lo cual sólo aquellos proyectos "que en su análisis de prefactibilidad tengan una rentabilidad demostrada"[6] pueden ser autorizados bajo esta modalidad.

Por otro lado, de conformidad con la normatividad establecida la ejecución de estos proyectos, previa licitación pública, se encomienda a empresas de los sectores privado o social, las cuales llevan a cabo las inversiones respectivas, e incluso existe la posibilidad de que obtengan directamente los recursos financieros con los que se cubre el costo de las inversiones en el momento en que éstas se efectúen.[7]

Excepto en 1997 en que una porción menor de los PIDIREGAS se canalizó a la construcción de la red carretera, en el resto de los años comprendidos entre 1997 y 2000 la inversión operada bajo el esquema de inversión pública financiada o PIDIREGAS se concentró en el sector energético y particularmente en PEMEX y CFE, entidades a las que fueron autorizados 105 proyectos en los Presupuesto de Egresos de la Federación de estos años.

De 1997 a 2000, las solicitudes de autorización de recursos de inversión pública financiada para la realización de proyectos PIDIREGAS para CFE y PEMEX evolucionó para pasar de un monto equivalente a 123.9 miles de millones de pesos (3.9% del PIB) a 385.5 miles de millones de pesos (7.1% del PIB). Las autorizaciones más significativas correspondieron a PEMEX y representaron en promedio un 73.0% en tanto que para CFE significaron un 27.0% en promedio, de acuerdo con lo que se muestra en el cuadro y gráfica siguientes.

En cuanto al número de proyectos aprobados en Presupuesto de Egresos de la Federación, el mayor porcentaje correspondió a CFE con el 85.7% en promedio de 1997 a 2000, contra el 14.3% para PEMEX, según se aprecia en el cuadro y gráfica siguientes.

Cabe apuntar que en el número de proyectos que se incluyen por año se consideran tanto los proyectos nuevos como la actualización de los autorizados en años anteriores, por lo cual el número real de proyectos aprobados en el periodo, sin tomar en consideración las actualizaciones, fue de 105, de los cuales 92 (87.6%) correspondieron a CFE y 13 a PEMEX (12.4%).

De los 105 proyectos aprobados, al finalizar 2000 se encontraban vigentes 78, esto es, un 74.3%, según se aprecia en el cuadro y gráfica siguientes.

Al cierre del ejercicio fiscal de 2000, del total de los 105 proyectos autorizados, 78 proyectos se encontraban vigentes, 57 (54.3%) estaban en proceso de construcción, adjudicación y autorización; 18 (17.1%) se encontraban concluidos totalmente y en operación; y, 3 (2.9%) registraban cierres y operaciones parciales. Respecto de los autorizados pero no vigentes que sumaron un total de 27 proyectos, 23 (21.9%) se habían cancelado y 4 (3.8%) estaban diferidos, según se muestra en la gráfica siguiente.

La cancelación de 23 proyectos programados por la CFE fue explicada, principalmente, porque no cumplieron con los requerimientos de rentabilidad y oportunidad para su financiamiento bajo el esquema PIDIREGAS.

En los 4 proyectos reportados como diferidos, 3 a cargo de PEMEX y 1 bajo la responsabilidad de CFE, se señalaron como causas los retrasos en el proceso para adjudicar los proyectos de Crudo Ligero Marino y Ku-Zaap-Malob y las restricciones en los mercados financieros que impidieron el acceso al crédito para ejecutar estos dos proyectos como PIDIREGAS. Otra razón en el caso del proyecto Salina Cruz es que se dio prioridad a las obras para reconfigurar la refinería de Minatitlán porque sus instalaciones estaban obsoletas, lo que ocasionaba que se incumpliera la normatividad ambiental.

Las cifras por año muestran que de los proyectos aprobados en 1997, el 44.7% se canceló; para 1998, el 7.4%; para 1999, el 8.1%; y en 2000, el 0.0%. El número de proyectos cancelados y diferidos representaron el 25.7% del total de los proyectos autorizados en el periodo 1997-2000, como se muestra en la gráfica siguiente.

Por lo que hace al destino de los proyectos de inversión financiada, en CFE se concentró, en primer término, en el segmento de generación y, en segundo, en los de transmisión y transformación, mientras que la distribución se llevó a cabo con recursos presupuestarios. En el caso de PEMEX los proyectos correspondieron a exploración y producción, refinación y gas y petroquímica básica.

Alcance

Se revisó y analizó la normatividad aplicable; el proceso y documentación de autorización de los 105 PIDIREGAS aprobados a PEMEX y CFE en el periodo 1997-2000; se efectuó visita técnica a 8 de los 21 PIDIREGAS concluidos al cierre del 2000 y correspondientes a estas entidades, es decir, al 38.1% de éstos; se diseñó y aplicó un modelo de simulación financiera para evaluar los efectos de factores que posiblemente pudieran afectar el desempeño financiero de los proyectos vigentes, presentándose cinco escenarios de comportamiento para cada uno de los proyectos; finalmente, se desarrolló una proyección sobre la relación de los PIDIREGAS vigentes en 2000 con el PIB y la deuda pública total, a fin de evaluar su impacto económico.

Áreas Revisadas

Secretaría de Hacienda y Crédito Público

Dirección General de Programación y Presupuesto de Energía e Infraestructura

Dirección General de Crédito Público

Unidad de Política Presupuestal

Unidad de Inversiones y de Desincorporación de Entidades Paraestatales

Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento

Comisión Federal de Electricidad

Visita a proyectos concluidos y entrevistas con servidores públicos relacionados con la operación de proyectos PIDIREGAS.

Petróleos Mexicanos

Visita a proyectos concluidos y entrevistas con servidores públicos relacionados con la operación de proyectos PIDIREGAS.

Resultado

1. ANÁLISIS NORMATIVO DE LOS PIDIREGAS

1.1. NATURALEZA DE LOS PIDIREGAS

De acuerdo con lo que establece la normatividad y se especifica en los Presupuestos de Egresos de la Federación y en las Cuentas Públicas de los años 1997-2000, los "PIDIREGAS" o "Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo" también denominados como "Proyectos de Inversión Financiada", representan un esquema de financiamiento a través del cual las entidades públicas adquieren de los sectores social o privado, bienes o servicios bajo cualquier modalidad productiva.

Característica importante de estos proyectos es que deben ser de carácter productivo y estar enmarcados dentro de las actividades prioritarias y estratégicas para el desarrollo de la nación en los términos que define la Constitución. Los proyectos son multianuales y las empresas del sector social o privado, previa licitación pública, llevan a cabo las inversiones respectivas por cuenta y orden de las dependencias o entidades públicas además de que, con frecuencia obtienen directamente de fuentes nacionales o extranjeras los recursos financieros con los que realizan las inversiones.

En ocasiones, y debido a la magnitud de los proyectos, las entidades públicas acuden directamente a los mercados financieros para obtener los recursos que se dedican exclusivamente a la realización de las obras respectivas. Las empresas privadas ejercen las erogaciones de inversión durante la ejecución de las obras, aunque las inversiones hayan sido contratadas por las dependencias o entidades públicas.[8]

Sobre el particular, en los Presupuestos de Egresos de la Federación de 1998 y 1999 se señala que, en ambos casos, su ejecución no tiene efectos presupuestarios ni contables inmediatos, ya que la amortización de la deuda da inicio una vez que la obra es recibida a entera satisfacción de la entidad y, por tanto, cuando se inicia la generación de ingresos.[9] vez concluidas y entregadas las obras o los proyectos licitados, en el Presupuesto de Egresos de la Federación debe presupuestarse el cumplimiento de las obligaciones de pago "correspondientes a los vencimientos del ejercicio corriente

y del que sigue", registrándolas como pasivo directo del sector público. El resto se registra como pasivo contingente en cuentas de orden, de manera que el pago se hace exigible en forma sucesiva hasta su finiquito total.

Para los años siguientes, en el Presupuesto de Egresos de la Federación los pagos a realizarse por concepto del servicio de estos financiamientos se deben considerar como prioritarios frente a nuevos financiamientos, hasta el término de los mismos.[10]

Con este esquema, las reglas vigentes que promueven inversiones bajo esta modalidad, buscaron una alternativa de financiamiento que evitara la creación de pasivos cuyo servicio representara cargas desproporcionadas para las futuras generaciones de mexicanos o riesgos para la estabilidad macroeconómica y financiera del país. [11]

Excepto en su inicio en que una parte menor se destinó a carreteras y a Luz y Fuerza del Centro, tradicionalmente la inversión financiada se ha concentrado en CFE y PEMEX, por ser estas empresas donde se ubican los proyectos estratégicos y prioritarios que generan los recursos para cubrir su financiamiento conforme lo establece la normatividad vigente.

Resultado

1.2. NORMATIVIDAD APLICABLE A LOS PIDIREGAS

El esquema jurídico que regula los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo está conformado por: la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, la Ley de Planeación; la General de Deuda Pública; la de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal y su Reglamento; el Presupuesto de Egresos de la Federación; los Manuales de Normas para el Ejercicio del Gasto en la Administración Pública Federal (1996 y 1998) y los Manuales de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal (1999 y 2000), además de la circular NIF-09-A emitida por las Secretarías de Hacienda y Crédito Público y de Contraloría y Desarrollo Administrativo.

1.2.1. CONSTITUCIÓN POLÍTICA DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS

El fundamento para la participación del sector social y privado, en los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, hace referencia a lo que se establece en los párrafos tercero, cuarto y quinto del artículo 25 y el párrafo cuarto del artículo 28 de la Carta Magna, relativos a que:

Artículo 25...

"Al desarrollo económico nacional concurrirán, con responsabilidad social el sector público, el sector social y el sector privado, sin menoscabo de otras formas de actividad económica que contribuyan al desarrollo de la Nación.

El sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en el artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los organismos que en su caso se establezcan.

Asimismo, podrá participar por sí o con los sectores social y privado, de acuerdo con la ley, para impulsar y organizar las áreas prioritarias del desarrollo".

Artículo 28...

"No constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de manera exclusiva en las siguientes áreas estratégicas: correos, telégrafos y radiotelegrafía; petróleo y los demás hidrocarburos; petroquímica básica; minerales radiactivos y generación de energía nuclear; electricidad y las actividades que expresamente señalen las leyes que expida el Congreso de la Unión...".

1.2.2. LEY GENERAL DE DEUDA PÚBLICA

El tercer párrafo del artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública establece en relación con los PIDIREGAS que:

"Tratándose de obligaciones derivadas de financiamientos de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, referidos a actividades prioritarias y mediante los cuales las entidades adquieran bienes o servicios bajo cualquier modalidad, cuya fuente de pago sea el suficiente flujo de recursos que el mismo proyecto genere, y en los que se cuente con la previa aprobación de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en los términos del artículo 30 de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, sólo se considerará para los efectos de la presente Ley, como pasivo directo, a los montos de financiamiento a pagar durante el ejercicio anual corriente y el ejercicio siguiente y el resto del financiamiento se considerará como pasivo contingente hasta el pago total del mismo."

Destaca dentro de este articulado lo relativo a la afirmación de que la fuente de pago de los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo sea "el suficiente flujo de recursos que el mismo proyecto genere", lo cual deja fuera a los recursos presupuestales en el caso del pago de obligaciones del proyecto.

Asimismo, resulta relevante lo que se establece en relación al pasivo, que sólo se considera para efectos de la Ley, como directo al del monto de financiamiento a pagar en el ejercicio anual corriente y en el ejercicio siguiente, mientras que el resto del financiamiento se considera como pasivo contingente hasta el pago total del mismo; situación que implica registros específicos en los estados financieros de las entidades que ejecutan este tipo de proyectos.

1.2.3. LEY DE PRESUPUESTO, CONTABILIDAD Y GASTO PÚBLICO FEDERAL

En los párrafos segundo y tercero del artículo 30 de la Ley de Presupuesto Contabilidad y Gasto Público Federal se establece que:

"Tratándose de proyectos incluidos en programas prioritarios a los que se refiere el párrafo tercero del artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública, en que la mencionada Secretaría, en los términos que establezca el reglamento de esta Ley, haya otorgado su autorización por considerar que el esquema de financiamiento correspondiente fue el más recomendable de acuerdo a las condiciones imperantes, a la estructura del proyecto y al flujo de recursos que genere, el servicio de las obligaciones derivadas de los financiamientos correspondientes, se considerará preferente respecto de nuevos financiamientos, para ser incluido en los presupuestos de egresos de los años posteriores, hasta la total terminación de los pagos relativos".

Cuando los proyectos a que se refiere este artículo correspondan a programas de entidades cuyos presupuestos se incluyan en el Presupuesto de Egresos de la Federación se hará mención especial de estos casos al presentar el proyecto de Presupuesto a la Cámara de Diputados".

Destaca de esta norma lo relativo a que la autorización que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público otorgue para la realización de estos proyectos se supedita a que la misma haya considerado que "el esquema de financiamiento correspondiente fue el más recomendable de acuerdo a las condiciones imperantes, a la estructura del proyecto, así como al flujo de recursos que genere".

1.2.4. REGLAMENTO DE LA LEY DE PRESUPUESTO, CONTABILIDAD Y GASTO PÚBLICO FEDERAL.

Por lo que hace al Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, contiene señalamientos expresos en relación con los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo que se establecen en los siguientes artículos:

"Artículo 17. "Los programas que consignen inversión física deberán especificar, además de lo establecido en el artículo anterior, lo siguiente:

VIII. El señalamiento expreso, en un párrafo especial, de los proyectos de inversión a que se refiere el párrafo segundo del artículo 30 de la Ley, que en los términos de este Reglamento haya autorizado la Secretaría;...".

"Artículo 38-A. En el caso de los proyectos a que se refiere el párrafo segundo del artículo 30 de la Ley, las entidades deberán presentar cada uno de ellos a la Secretaría a fin de recabar, en su caso, la autorización correspondiente.

La Secretaría sólo podrá autorizar aquellos proyectos en que los riesgos de operación y de contratación que las entidades asuman, sean congruentes con las condiciones financieras que se establezcan en los mismos, considerando las condiciones imperantes para operaciones semejantes en los mercados financieros internacionales.

Las solicitudes de autorización que al efecto presenten las entidades, deberán cumplir con los siguientes requisitos:

1. La justificación, conforme a los programas sectoriales o institucionales que corresponda a la entidad solicitante, de que el programa que contenga el proyecto en análisis se considera estratégico o prioritario de acuerdo a lo establecido en los artículos 25 y 28 párrafo cuarto de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y la Ley de Planeación.

2. La presentación de un documento que contenga:

a) Una descripción detallada del proyecto;

b) Los fines que con su desarrollo se pretendan obtener, y

c) Las fuentes de financiamiento que se van a utilizar y los términos y condiciones, etapas de desarrollo, tasas de interés y los demás costos directos o indirectos que represente el servicio integral de las obligaciones que en consecuencia puedan contraerse;

3. Una descripción general de los esquemas e instrumentos jurídicos que se utilizarían para la concreción de los financiamientos correspondientes, y cualquier otro acto o hecho asociado a ellos que pudiera representar obligaciones de cualquier tipo, directas, contingentes o cualquier otro riesgo financiero u operativo para el Gobierno Federal o a una o más de las entidades a que se refieren las fracciones IV a VIII del artículo 2º de la ley que pudieran representarles un costo;

4. El detalle de los flujos de recursos que el proyecto podrá generar, su monto y periodicidad, así como la forma en que se dará congruencia y eficacia al cumplimiento de las obligaciones que el proyecto implique y el calendario de pagos que al efecto se establezca;

5. La demostración de que las obligaciones de pago contenidas en el calendario financiero del proyecto, se ajustan a lo previsto en este reglamento;

6. El análisis de las fuentes alternativas de financiamiento que el proyecto pudiera tener y el razonamiento de que la propuesta es la alternativa más conveniente para el Gobierno Federal en los tiempos y condiciones en que se desarrolle, desde un punto de vista técnico y financiero, y

7. Los demás que para la mejor comprensión y dimensionamiento del proyecto, sus efectos, implicaciones o riesgos de cualquier índole requiera la Secretaría.

La solicitud de autorización deberá presentarse a la Secretaría directamente por las entidades a que se refieren las fracciones IV y V del artículo 2º de la Ley y aquellas que no estén coordinadas dentro de un sector, y por conducto de la coordinadora sectorial correspondiente, en el caso de las comprendidas en las fracciones VI a VIII del mencionado numeral.

Cuando a juicio de la Secretaría, la solicitud presentada se ajuste a lo dispuesto por este Reglamento, la propia Secretaría junto con la coordinadora sectorial correspondiente, deberá remitirla para su consideración a la comisión intersecretarial que determine el Presidente de la República.

El dictamen que al efecto emita dicha comisión, considerará especialmente la importancia y necesidad del proyecto; los efectos que podría tener la no realización del proyecto; los riesgos de cualquier índole que el mismo podrá razonablemente representar; las condiciones de crédito público en que se desarrolla y el impacto que respecto del mismo pudiera tener, y establecerá las condiciones en que la Secretaría otorgará, en su caso, la autorización correspondiente.

La citada comisión dará preferencia a proyectos que cuenten con fuentes de financiamiento especiales en razón de la naturaleza de la inversión, tales como el caso de créditos otorgados por proveedores o contratistas directamente o por instituciones que financien en condiciones preferenciales de plazo, tasa de interés u otras, la adquisición de bienes, equipos, derechos o tecnología y rechazará, salvo justificación expresa a su juicio, aquéllos que innecesariamente afecten las fuentes generales de crédito con que cuente la Federación.

Sólo de manera excepcional dicha comisión podrá considerar como fuente de generación de recursos de un proyecto, los subsidios que de acuerdo al Presupuesto de Egresos de la Federación se hubieran otorgado para apoyar el desarrollo de actividades prioritarias, que permitan proporcionar a los consumidores bienes y servicios básicos a precios y tarifas por debajo de los del mercado, o de los costos de producción.

En este último caso, la Secretaría establecerá la forma en que deberá distribuirse en el tiempo el monto de los subsidios otorgados, a efecto de dar congruencia y equilibrio presupuestario al servicio de las obligaciones de pago que correspondan a un proyecto, en el conjunto de los que bajo tales esquemas autorice.

La Secretaría previo dictamen favorable de la citada comisión intersecretarial, otorgará las autorizaciones correspondientes y podrá establecer, a su juicio, condiciones específicas adicionales con base en su competencia legal.

Durante el plazo de amortización de un proyecto autorizado en los términos de este artículo, las entidades deberán tramitar, en el ejercicio fiscal previo, una autorización especial de inversión pública para el pago de las obligaciones inherentes que correspondan al presupuesto de egresos del ejercicio fiscal de que se trate y el del año siguiente".

De este artículo destaca de manera particular la referencia hecha a que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público "sólo podrá autorizar aquellos proyectos en que los riesgos de operación y de contratación que las entidades asuman, sean congruentes con las condiciones financieras que se establezcan en los mismos, considerando las condiciones imperantes para operaciones semejantes en los mercados financieros internacionales". Otro aspecto importante es el relativo a que las entidades solicitantes deben presentar una descripción general que incluya en relación con los financiamientos "cualquier otro acto o hecho asociado a ellos que pudiera representar obligaciones de cualquier tipo, directas, contingentes o cualquier otro riesgo financiero u operativo para el Gobierno Federal".

Resalta también lo que se especifica en el punto 6 sobre que las solicitudes de las entidades deben cumplir con la presentación de: "El análisis de las fuentes alternativas de financiamiento que el proyecto pudiera tener y el razonamiento de que la propuesta es la alternativa más conveniente para el Gobierno Federal...", lo que debe ser corroborado por la SHCP en su análisis.

Y, respecto del dictamen que emita la Comisión Intersecretarial, lo que se establece en relación con que debe considerar especialmente "los riesgos de cualquier índole que el mismo podrá razonablemente presentar; las condiciones de crédito público en que se desarrolla y el impacto que respecto del mismo pudiera tener"; además de lo relativo a que previo dictamen favorable de la comisión, la SHCP "podrá establecer, a su juicio, condiciones específicas adicionales con base en su competencia legal".

Finalmente, pero no menos importante es lo que se establece respecto de que las entidades deberán tramitar, durante el plazo de amortización de los proyectos autorizados, "una autorización especial de inversión pública para el pago de las obligaciones inherentes que correspondan al presupuesto de egresos del ejercicio fiscal de que se trate y el del año siguiente".

"Artículo 38-B. El Presupuesto de Egresos de la Federación comprenderá un apartado especial en el que se presenten los proyectos a que se refiere el segundo párrafo del artículo 30 de la Ley, y aquellos contratados anteriormente cuya amortización deba realizarse en el mismo, en los términos de los calendarios financieros correspondientes, así como las previsiones de gasto público que se destinarán al cumplimiento de las obligaciones a que den lugar, en los términos de este Reglamento.

Las previsiones de gasto público referidas en el párrafo anterior deberán establecerse para cada año por montos equivalentes a los ingresos netos disponibles, una vez cubiertas las erogaciones necesarias para obtenerlos, mismos que deberán ser medidos en términos de los flujos de efectivo que se estime generará cada proyecto durante el lapso que dure su financiamiento.

Las entidades no podrán realizar y la Secretaría no autorizará más proyectos de financiamiento de los referidos en este artículo, que aquéllos que se hayan incluido en el señalado apartado especial del Presupuesto de Egresos de la Federación correspondiente al ejercicio de que se trate".

"Artículo 108-A. Para el registro de las operaciones correspondientes a los proyectos a que se refiere el párrafo segundo del artículo 30 de la Ley, las entidades deberán presentar, tanto en la etapa de programación-presupuestación, como en su reporte de cuenta pública, el estado de cuenta relativo a cada una de ellas, así como de los pasivos directos y contingentes que al efecto se hayan contraído y la proyección de sus pagos hasta su total terminación".

1.2.5. MANUALES DE NORMAS EMITIDOS POR LA SHCP EN RELACIÓN CON EL EJERCICIO DEL GASTO PÚBLICO FEDERAL.

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público emitió el 28 de diciembre de 1996 el Manual de Normas para el Ejercicio del Gasto en la Administración Pública Federal, que estuvo en vigor hasta la publicación del nuevo Manual que con el mismo nombre fue publicado en el Diario Oficial de la Federación el 31 de marzo de 1998.

El 20 de abril de 1999 este último documento es sustituido por el Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal, que permanece en vigor hasta el 4 de mayo del 2000 en que se emite un nuevo Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal, el cual tiene modificaciones en 2001 que se establecen a través de oficios circulares emitidos por la propia secretaría.

Entre las principales disposiciones de los manuales en relación a los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo destacan las siguientes:

En todos ellos se inserta un capítulo denominado "Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo", aunque sólo en el de 1996 se refiere a ellos como "PIDIREGAS" y en el de 1998 se les denomina también como "proyectos de inversión con impacto diferido en el gasto".

En el manual de 1996 se hace referencia a los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo como "aquellas inversiones incluidas en programas prioritarios que permiten ampliar la cobertura del gasto público al diferir el pago en los subsecuentes ejercicios fiscales, en los términos establecidos en el segundo párrafo del artículo 30 de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal" (numeral 556); en tanto que en el de 1998 se señala que: "Los programas y proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, son aquellas inversiones que realiza el sector público federal bajo el control presupuestario directo, con financiamiento privado de largo plazo, para constituir activos generadores de ingresos cuyo impacto y registro presupuestario se difiere en los subsecuentes ejercicios fiscales, de acuerdo con lo establecido en el tercer párrafo del artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública y segundo párrafo del artículo 30 de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal. Los ingresos que generen estos proyectos a partir de la entrega de la obra de infraestructura deberán ser suficientes para amortizar las obligaciones del financiamiento, en términos del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal" (numeral 134).

Por su parte, el manual de 1999 no señala una definición específica acerca de la naturaleza de este tipo de proyectos, aunque sí menciona que "sólo podrán ser autorizados como proyectos de infraestructura productiva de largo plazo en los términos establecidos en el tercer párrafo del artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública y segundo párrafo del artículo 30 de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, los compromisos que asuman las entidades incluidas en el articulado del Decreto de Presupuesto de Egresos, para adquirir en propiedad bienes de infraestructura productiva construidos y financiados por el sector privado.

La adquisición de los bienes productivos a que se refiere el párrafo anterior, únicamente podrá darse por las siguientes causas:

I. Por ser el objeto principal de un contrato.

II. Por tener la obligación de adquirirlos habiéndose derivado del incumplimiento por parte de la entidad o por causas de fuerza mayor previstas en un contrato cuyo objeto principal no sea dicha adquisición...

Queda prohibido celebrar contratos en la modalidad de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, en los que para su pago no se pacten de forma específica tanto los términos y condiciones de los cargos financieros que causen como la inversión correspondiente" (numeral 229).

Finalmente, en el Manual de 2000, aunque tampoco se presenta una definición de la naturaleza de estos proyectos, se indica que: "sólo podrán ser autorizados como proyectos de infraestructura de largo plazo en los términos establecidos en el tercer párrafo del artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública y segundo párrafo del artículo 30 de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, los compromisos que asuman las entidades incluidos en el articulado del Presupuesto de Egresos, para adquirir en propiedad bienes de infraestructura productivos construidos y financiados por el sector privado.

La adquisición de los bienes a que se refiere el párrafo anterior, únicamente podrá darse por las siguientes causas:

I. Tratándose de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo considerados para efectos de este Manual como de inversión directa, por ser el objeto principal de un contrato;

II. Tratándose de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo considerados para efectos de este manual como de inversión condicionada por tener la obligación de adquirirlos, habiéndose derivado del incumplimiento por parte de la entidad o por causas de fuerza mayor previstas en un contrato cuyo objeto principal no sea dicha adquisición".

En ambos casos para asumir los compromisos correspondientes se requerirá de la autorización respectiva en los términos de este Manual.

Queda prohibido celebrar contratos en la modalidad de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, en los que para su pago no se pacten en forma específica tanto los términos y condiciones de los cargos financieros que se causen, como la inversión correspondiente". (numeral 185)

Como se aprecia en estos últimos numerales, a partir de 1999 se clasifica a los proyectos de infraestructura productiva bajo dos modalidades: aquellos que son el objeto principal del contrato y los que la obligación de adquirirlos deriva del incumplimiento por parte de la entidad o de causas de fuerza mayor previstas en el contrato cuyo objeto principal no sea dicha adquisición. A partir de 2000, a los primeros se les denomina de "inversión directa" y a los segundos de "inversión condicionada", situación que prevalece en 2001 y bajo esta clasificación se presentan en el Presupuesto de Egresos y en las Cuentas Públicas de 2000 y 2001.

Cabe apuntar que, aun cuando desde 1999 se establece y reconoce la naturaleza distinta de los proyectos de inversión directa y de los de inversión condicionada, en el resto de la normatividad no se hace adecuación alguna que responda a la concepción y operación diversa de estos proyectos que en el primer caso son amortizados, controlados y operados por las entidades públicas en tanto que en el segundo lo son por empresas privadas, aún cuando subsiste riesgo contingente para las entidades.

Observación

En la normatividad y legislación aplicable a los PIDIREGAS no se existen lineamientos específicos para el registro, control y seguimiento de los proyectos de acuerdo a la modalidad con que se contratan, directa o condicionada, ello a pesar de que ambos tipos de contratación resultan diferentes en su concepción y operación.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-001 Recomendación

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público desarrolle e implemente lineamientos de control y registro que permita evaluar financiera y económicamente los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo de acuerdo a las modalidades de contratación directa y condicionada.

Resultado

En relación con la autorización que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público debe emitir para la realización de estos proyectos, los manuales contienen apartados en los que se especifican condiciones y lineamientos a cumplir por las entidades y por unidades administrativas de la propia Secretaría y la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento, para llevar a cabo el análisis de las propuestas y, en su caso, su dictamen para autorizar su inclusión en el Presupuesto de Egresos de la Federación; de acuerdo con el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal.

Así, en el manual de 1996 se señala que: "Las entidades que pretendan obtener la autorización de la Secretaría para efectuar proyectos de infraestructura productiva de largo plazo deberán sujetarse a lo siguiente:

I. Solicitar el dictamen favorable de la Unidad de Inversiones y de Desincorporación de Entidades Paraestatales, presentando la información requerida conforme a lo establecido en el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto público Federal;

II. Requerir a la Unidad de Política y Control Presupuestal, a través de las Direcciones Generales de Programación y Presupuesto Sectoriales, la autorización para incorporar en un apartado especial del Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación, los programas de inversión. La Unidad de Política y Control Presupuestal analizará y evaluará el impacto global de estos proyectos en el gasto público federal,

III. Gestionar el acuerdo de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento, previo dictamen de la Dirección General de Crédito Público en el que se apruebe el esquema de financiamiento. Dicho acuerdo establecerá: a) si los proyectos son prioritarios o estratégicos; b) su importancia o necesidad; c) los efectos que podría tener la no realización; d) sus riesgos; e) las condiciones de crédito; f) el impacto que podría tener sobre el crédito público.

IV. Con base en el acuerdo de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento, la Subsecretaría de Egresos emitirá su autorización, señalando que el esquema de financiamiento es el más recomendable de acuerdo a las condiciones imperantes;

V. Las Direcciones Generales de Programación y Presupuesto Sectoriales, considerando el acuerdo de la Comisión Intersecretarial de Gasto financiamiento, emitirán el oficio de autorización de inversión especial, estableciendo en el mismo el periodo de multianualidad, así como las etapas del proyecto entre la construcción y la amortización del financiamiento;

VI. La Dirección General de Crédito Público emitirá la autorización definitiva para la contratación del crédito y el esquema de financiamiento, considerando para ello el oficio de autorización de inversión especial;

VII. Durante el plazo de amortización del proyecto, las entidades deberán tramitar anualmente ante las Direcciones Generales de Programación y Presupuesto Sectoriales, el oficio de autorización de inversión para el ejercicio fiscal correspondiente y el del año siguiente;

VIII. Una vez concluidas y recibidas las obras, se registrará el pasivo que afectará sus presupuestos de egresos, y el activo conforme a las normas que emita la Unidad de Contabilidad Gubernamental e Informes sobre la Gestión Pública. Se registrarán como pasivos directos los pagos correspondientes a los vencimientos del ejercicio corriente y del que sigue, en tanto que el resto se considerará como pasivo contingente conforme al desarrollo de cada proyecto. El pago será exigible hasta su finiquito.

IX. Para registrar estos proyectos se presentarán en la etapa de programación-presupuestación y en el reporte de Cuenta Pública, el estado de cuenta, el análisis de costo de los programas a incorporar, los pasivos contingentes contraídos y la proyección de pagos" (numeral 559).

"Queda prohibido el establecimiento y ejecución de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo que no cumplan con este procedimiento" (numeral 560).

En el manual de 1998 se mantiene la disposición con respecto a que para la autorización de estos proyectos se requiere el dictamen favorable de la Unidad de Inversiones y de Desincorporación de Entidades Paraestatales de acuerdo con la normatividad vigente; de la Dirección General de Crédito Público en relación con la fuente y condiciones financieras del proyecto; de la Unidad de Política y Control Presupuestal sobre el impacto futuro del gasto sobre las finanzas del sector público federal y con base en éstas la Dirección General de Programación y Presupuesto Sectorial solicitará el acuerdo de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento. De resultar favorables estos dictámenes la propia Dirección General de Programación y Presupuesto Sectorial presentará las aprobaciones de las diversas áreas, así como las propuestas de los ejecutores, a consideración de la Subsecretaría de Egresos, "señalando, en su caso, los beneficios y los inconvenientes para la autorización presupuestaria de los proyectos" (numeral 135).

También en 1998 se hace mención dentro del manual a que, la autorización de este tipo de proyectos además de cumplir con los requisitos establecidos en el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal deberá contener la siguiente información:

I. El plazo de su construcción indicando fechas de inicio y término;

II. Los proyectos multianuales con el detalle de los flujos de ingresos y gastos que generará el proyecto durante la vida útil anexando las corridas financieras de donde se obtuvo el resultado neto de operación y el costo financiero del proyecto, destacando los siguientes puntos: a) rubros y conceptos que conforman y componen los ingresos y costos de operación y supuestos utilizados para su cálculo; b) cálculo de intereses, amortizaciones y demás conceptos análogos, con base en el esquema financiero adoptado, presentando estructura de deuda de abono al capital estimada y tasa de interés utilizada durante el periodo de construcción y operación; c) indicadores de rentabilidad financiera que incluyan el valor presente neto y la tasa interna de retorno, especificando la tasa de descuento utilizada (numeral 136).

Por lo que hace al manual de 1999, el procedimiento relativo a la autorización para nuevos proyectos de infraestructura productiva de largo plazo establece la obligatoriedad para la Dirección General de Crédito Público de emitir su dictamen con base en lo señalado en los artículos 18 de la Ley General de Deuda Pública y 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, evaluando los requisitos establecidos en dicho ordenamiento, relativos a las fuentes de financiamiento que se van a utilizar y los términos, condiciones, etapas de desarrollo, tasas de interés y los demás costos directos o indirectos que represente el servicio integral de las obligaciones que puedan contraerse; los esquemas jurídicos que se utilizarán en la concreción de los financiamientos correspondientes, y cualquier otro acto o hecho asociado a ellos que pudiera representar obligaciones de cualquier tipo, directas, contingentes o cualquier otro riesgo financiero u operativo para el Gobierno Federal o las entidades contratantes, que pudiera representarles un costo; se incluye también el análisis del detalle de los flujos de recursos y de la forma en que dará congruencia y eficacia al cumplimiento de las obligaciones que implique el proyecto y el análisis de fuentes alternativas de financiamiento que el proyecto pudiera tener así como el razonamiento de que la propuesta es la alternativa más conveniente para el Gobierno Federal en los tiempos y condiciones en que se desarrolle, desde un punto de vista técnico y financiero; además de determinar específicamente si el financiamiento del proyecto propuesto afectará las fuentes generales de crédito de la Federación (numerales 231 y 232).

Respecto del dictamen de la Unidad de Inversión y de Desincorporación de Entidades Paraestatales (UIDEP), se especifica en el Manual de 1999 que para la emisión de su dictamen además de la información prevista en el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, la Unidad deberá considerar información relativa al monto de inversión, periodo de ejecución e indicadores de rentabilidad; así como la evaluación del programa o proyecto elaborado conforme a la Guía para la Presentación de Proyectos de Inversión que emita dicha Unidad con apartados identificables de manera individual que incluyan, entre otros, aspectos relativos a evaluaciones económica y financiera en las que se especifiquen y justifiquen los supuestos considerados para su realización; análisis de sensibilidad, en el que se muestren los efectos de los cambios de las variables relevantes del proyecto en los indicadores de rentabilidad (numerales 149 y 231).

Por lo que toca a la Unidad de Política Presupuestal (antes Unidad de Política y Control Presupuestal), el citado manual establece su obligatoriedad en cuanto a la emisión de un dictamen que deberá contemplar lo relativo al impacto futuro del gasto sobre las finanzas del sector público federal (numeral 232).

Para el año 2000, el Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 4 de mayo de 2000, señala en su numeral 187 que para incluir nuevos proyectos de infraestructura productiva de largo plazo en el Proyecto de Presupuesto de Egresos, las entidades por conducto de sus coordinadoras de sector deberán remitir a las Direcciones Generales de Programación y Presupuesto Sectoriales la solicitud de autorización con los requisitos de información establecidos en los artículos 18 de la Ley General de Deuda Pública y 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal.

Dicha solicitud deberá ser remitida a la Dirección General de Crédito Público para su evaluación y dictamen con base en lo señalado en los artículos 18 de la Ley General de Deuda Pública y 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal relativos, entre otros, a las fuentes de financiamiento que se van a utilizar y los términos, condiciones, etapas de desarrollo, tasas de interés y los demás costos directos o indirectos que represente el servicio integral de las obligaciones que puedan contraerse; los esquemas e instrumentos jurídicos que se utilizarán en la concreción de los financiamientos correspondientes, y cualquier otro acto o hecho asociado a ellos que pudiera representar obligaciones de cualquier tipo, directas, contingentes o cualquier otro riesgo financiero u operativo para el Gobierno Federal o las entidades contratantes, que pudiera representarles un costo; se incluye también el análisis del detalle de los flujos de recursos que el proyecto podrá generar, su monto y periodicidad, así como la forma en que dará congruencia y eficacia al cumplimiento de las obligaciones que implique el proyecto y el calendario de pagos que al efecto se establezca. Contempla, también, el análisis de fuentes alternativas de financiamiento que el proyecto pudiera tener así como el razonamiento de que la propuesta es la alternativa más conveniente para el Gobierno Federal en los tiempos y condiciones en que se desarrolle, desde un punto de vista técnico y financiero; determinando específicamente si el financiamiento del proyecto propuesto afectará las fuentes generales de crédito de la Federación (numerales 187 y 188).

Respecto de la UIDEP su dictamen deberá contemplar, entre otra, la información relativa al monto de inversión, considerando todos los gastos asociados a la misma, fuente de financiamiento, calendario de inversión y programa de producción; así como las fases, número y alcance de licitaciones previstas para la ejecución del proyecto; indicadores de rentabilidad y metas cuantificables que se pretendan alcanzar con el proyecto, así como el análisis de sensibilidad, en el que se muestren los efectos de los cambios de las variables relevantes del proyecto en los indicadores de rentabilidad (numerales 105 y 188).

Destacan asimismo con respecto a la UIDEP los señalamientos relativos a que los requisitos señalados como necesarios para evaluar los proyectos deberán estar contenidos en una "Guía para la presentación de Proyectos de Inversión" emitida por la propia Unidad; así como lo relativo a que el dictamen de las evaluaciones de los nuevos programas y proyectos de inversión se realiza verificando su rentabilidad en función de los beneficios netos que generen (numerales 104 y 105).

Cabe señalar que en las modificaciones al Manual de 2001 se elimina el requisito de contar con el dictamen de la UIDEP.

Para la Unidad de Política Presupuestal (antes Unidad de Política y Control Presupuestal), el manual establece que su dictamen deberá ser respecto del impacto futuro del gasto sobre las finanzas del sector público federal (numeral 188).

Respecto de la CIGF en el numeral 188 el Manual de Normas de 2000 señala que los dictámenes de la UIDEP, UPP y DGCP se pondrán a consideración junto con el proyecto para que los considere al igual que el monto máximo de inversión calendarizado y los pagos a efectuarse por concepto de amortización de capital y de intereses y en función a ello, emita su dictamen.

Cabe señalar que, por lo que hace al acuerdo de la CIGF, en el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal se especifica que: "el dictamen que al efecto emita dicha Comisión, considerará especialmente la importancia y necesidad del proyecto; los efectos que podría tener la no realización del proyecto; los riesgos de cualquier índole que el mismo podrá razonablemente representar; las condiciones de crédito público en que se desarrolla y el impacto que respecto del mismo pudiera tener, y establecerá las condiciones en que la Secretaría otorgará, en su caso, la autorización correspondiente".

Con la revisión de lo que establece el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, los Manuales de Normas referidos y las entrevistas a servidores públicos de la SHCP se determinó que el procedimiento establecido para la autorización de proyectos de infraestructura de largo plazo hasta el año 2000 establecía que para que las dependencias o entidades públicas ejecuten proyectos bajo el esquema PIDIREGAS deberán contar con el análisis favorable y el dictamen aprobatorio de la DGCP, la UIDEP y la UPP, adscritas a la SHCP, así como de la CIGF. Este procedimiento de autorización se muestra a continuación:

* Las entidades públicas elaboran la Fundamentación Técnica, Económica y Jurídica de cada proyecto a considerar en el Presupuesto de Egresos de la Federación, los cuales se remiten a la coordinadora sectorial, que de considerarlo procedente lo hace llegar a la Dirección General de Programación y Presupuesto (DGPyP) Sectorial misma que la turna a la UIDEP y a la UPP de la SHCP, para que cada área efectúe el análisis respectivo en función de lo que la normatividad establece y de sus distintas competencias.

* Las entidades por conducto de la coordinadora de sector, remiten a la Dirección General de Crédito Público, la solicitud con la información referente a la fuente y condiciones financieras del proyecto, a efecto de que esta última emita su dictamen.

* Una vez que el conjunto de las áreas de la SHCP emiten dictamen favorable, la coordinadora de sector, por conducto de la DGPyP Sectorial los hace llegar junto con el proyecto y la Solicitud de Autorización a la CIGF, para que mediante un acuerdo emita su opinión favorable o desfavorable.

* Con los dictámenes positivos de las áreas de la SHCP y de la CIGF se gestiona la autorización de la Subsecretaría de Egresos para que sea incorporado en el Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación la inversión del proyecto a financiarse bajo el esquema de PIDIREGAS y el monto anual de recursos que se prevé erogar en los mismos. Una vez aprobadas dichas inversiones en el Presupuesto de Egresos de la Federación, la SHCP emite el oficio de autorización de inversión financiada para que las entidades públicas puedan licitar e iniciar el proyecto.

En el diagrama de flujo siguiente se describe el procedimiento vigente en 2000, de manera esquemática:

Conviene mencionar que, en caso de que se presenten variaciones en los proyectos antes de que se emita la convocatoria de licitación, las entidades por conducto de sus respectivas dependencias coordinadoras de sector, estarán obligadas a solicitar por conducto de la Dirección General de Programación y Presupuesto Sectorial, la rectificación o confirmación de los dictámenes y, en su caso, solicitar a dicha Dirección General que presente a consideración de la CIGF esas variaciones, a fin de que ésta pueda rectificar o confirmar su dictamen, el cual deberá ser comunicado a la dependencia coordinadora de sector por la Dirección General de Programación y Presupuesto Sectorial. Esta disposición implica, por tanto, que ante modificaciones a los proyectos previo a su licitación, el procedimiento de autorización descrito debe realizarse nuevamente, a fin de que en el Presupuesto de Egresos de la Federación del año correspondiente se presenten para la aprobación de la H. Cámara de Diputados bajo su nueva estructura.

Con base en esta normatividad la ASF procedió a la revisión de los dictámenes emitidos por las áreas revisoras de la SHCP y la CIGF, y determinó que en 20 [12]105 proyectos autorizados entre 1997 y 2000 que fueron incluidos en los Presupuesto de Egresos de la Federación correspondientes, no se tuvo evidencia de que la DGCP hubiera hecho el análisis que por normatividad le compete y emitido el correspondiente dictamen. Tampoco en la documentación proporcionada durante el desarrollo de la auditoría, se tuvo evidencia de que la UIDEP y la de Política Presupuestal (antes de Política y Control Presupuestal) hubieran realizado la evaluación de su competencia específica para cada proyecto y emitido conforme a ella los dictámenes correspondientes; apartándose de lo establecido en la normatividad aplicable al respecto.

En cuanto a la UIDEP se determinó que de los 85 proyectos restantes, en 8 casos (San Rafael, Presa Reguladora Amata, Patio de Carbón II y Río Escondido, Gasoducto Cd. PEMEX-Valladolid, Manejo de Cenizas en Petacalco, Gasoducto Samalayuca, CT Mérida III y CC La Laguna I), no se tuvo evidencia documental del oficio en el que dicha Unidad emitió su opinión y en 21 proyectos tampoco se proporcionó el análisis que realizó y en el cual basó su autorización.

En relación con la acción de la Unidad de Política Presupuestal (antes Unidad de Política y Control Presupuestal), de la revisión a la documentación proporcionada se determinó que en los 85 proyectos restantes, no se tuvo evidencia en la documentación proporcionada durante el desarrollo de la auditoría, de que hubiera realizado análisis alguno en los términos que la normatividad le establece y sólo emitió su "opinión favorable" para la realización de los mismos sin que ésta estuviera soportada con documento relativo al análisis o evaluación. Adicionalmente, para los proyectos aprobados en el Presupuesto de Egresos de la Federación de 1997 además de no tener el referido análisis, la Unidad de Política Presupuestal condicionó su autorización al dictamen que emitiera la UIDEP sobre su factibilidad técnica y la garantía de que el flujo de ingresos que generarían cubriera los costos de cada uno de ellos, contrario a lo dispuesto en el Manual de Normas para el Ejercicio del Gasto en la Administración Pública Federal, en el que se establece que dicha unidad deberá analizar y evaluar el impacto global de los proyectos en el gasto público federal. Por otra parte, en 9 proyectos (Ku-Zaap-Maloob, San Rafael, Presa Reguladora Amata, Patio de Carbón II y Río Escondido, Gasoducto Cd. Pemex-Valladolid, Gasoducto Samalayuca, Mérida III, La Laguna I y Compensación Reactiva), no se contó dentro de la documentación proporcionada con los oficios que contengan su opinión.

La DGCP, además de no haber emitido dictamen en los 20 proyectos señalados, en los restantes 85 no se tuvo evidencia de que hubiera realizado análisis alguno en los términos que la normatividad aplicable le establece habiendo proporcionado únicamente 79 oficios en los que dicha dirección sólo emite "opinión favorable" de los proyectos, sin que ésta se acompañe o se anexe de evaluación alguna, faltando 6 de los mencionados oficios de autorización para los proyectos Ku-Zaap-Maloob, San Rafael, Presa Reguladora Amata, Patio de Carbón II y Río Escondido, La Laguna I y Compensación Reactiva. Al respecto, la DGCP señaló que la ausencia de los dictámenes obedece a que dicha Dirección General no recibió ningún tipo de documentación o información con la que se le solicitara el dictamen correspondiente.

Respecto a la falta de los análisis de los dictámenes de referencia la UIDEP, la UPP y la DGCP manifestaron que en ninguna de las disposiciones que regulan la autorización de los PIDIREGAS, se establecen los requisitos que deben incluir los dictámenes ni que deba anexarse a los mismos un análisis, evaluación o cualquier otra documentación, ni siquiera la necesidad de existir evidencia de la evaluación realizada.

Los oficios a través de los cuales se proporcionó la información de las Unidades de Inversión y de Desincorporación de Entidades Paraestatales y de la de Política Presupuestal, de la Dirección General de Crédito Público y la de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento relativa a sus análisis y dictámenes fueron los referencia núms. 400.1.410.01/068 del 2 de octubre de 2001; 346-4.-1696 del 3 de octubre de 2001; 305.1.-1478 del 4 de octubre 2001 y 346-4.-1740 del 12 de octubre de 2001.

Con la revisión de los acuerdos emitidos por la comisión se determinó que éstos existen para los 105 proyectos autorizados, sin embargo, en ninguno de ellos se tiene evidencia de que se haya realizado el análisis integral correspondiente. Sobre el particular, la CIGF señaló que el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal establece para el dictamen que emita la CIGF sólo deberá considerar, no contener expresamente los elementos a que se refiere el párrafo de dicho precepto legal, por lo que se entiende que la Comisión al contar con los dictámenes de la UIDEP, la UPP y la DGCP considera tales elementos y en consecuencia cumple con lo dispuesto en el ordenamiento referido.

Lo anterior se muestra en los cuadros siguientes.

Cuadro Núm. 4

ANÁLISIS Y DICTÁMENES EMITIDOS EN RELACIÓN CON LOS PROYECTOS

AUTORIZADOS , 1997-2000

Unidad Administrativa	Proyectos	Porcentaje (%)
UIDEP
Total de autorizados	105	100.0
Análisis	64	60.9
Dictamen	77	73.3

UPP
Total de autorizados	105	100.0
Análisis	0.0	0.0
Dictamen	76	72.4

DGCP
Total de autorizados	105	100.0
Análisis	0	0.0
Dictamen	79	75.2

CIGF
Total de autorizados	105	100.0
Análisis	0	0.0
Dictamen	105	100.0
FUENTE: Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la documentación presentada por la UIDEP, UPP, DGCP y CIGF.

Cuadro Núm. 5

ANÁLISIS Y DICTÁMENES EMITIDOS EN RELACIÓN CON EL TOTAL DE LOS PROYECTOS

AUTORIZADOS POR UNIDAD ADMINISTRATIVA DE LA SHCP

Y POR PROYECTO, 1997-2000

Proyectos	UIDEP		UPP		DGCP		Oficio de Autorización de Inversión
	Dictamen	Análisis	Dictamen	Análisis	Dictamen	Análisis	Sí	No
TOTAL	105	105	105	105	105	105	105
Sí	77	64	76	0	79	0	75
No	28	41	29	105	26	105		30
PEMEX Exploración y Producción
1. Crudo Ligero Marino ¹^/	No	No	No	No	No	No		X
2. Cuenca de Burgos	Sí	Sí	Sí ²^/	No	Sí	No	X
3. Cantarell	Sí	Sí	Sií²^/	No	Sí ^3/	No	X
4. Delta del Grijalva	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí	No	X
5. Ku-Zaap-Maloob ¹^/	Sí	Sí	No	No	No	No		X
6. Planta de Nitrógeno ⁴^/	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí ^3/	No	X
Refinación
7. Cadereyta	Sí	No	Sí	No	Sí	No	X
8. Madero	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí	No	X
9. Tula	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí	No	X
10. Minatitlán	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí	No		X
11. Salina Cruz ¹^/	Sí	Sí	Sí^2/	No	Sí	No		X
Gas y Petroquímica Básica
12. Planta Criogénica II	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí	No	X
CFE Generación
13. Terminal de Carbón Petacalco	Sí	Sí	Sí ^5/	No	Sí ^6/	No	X
14. San Rafael ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
15. Chilatán ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
16. CG Marítaro-El Chino ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
17. CG Cerro Prieto IV	Sí	No	Sí ^5/	No	Sí ^6/	No	X
18. CG Tres vírgenes	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^7/	No	X
19. CT Samalayuca II	No	No	No	No	No	No	X
20. CC Rosarito III	Sí	No	Sí ⁵^/	No	Sí ^6/	No	X
21. CC Monterrey	Sí	No	Sí ⁵^/	No	Sí ^6/	No	X
22. CC Chihuahua	Sí	No	Sí ⁵^/	No	Sí ^6/	No	X
23. CD San Carlos II	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^7/	No	X ^8/
24. Rosarito TG ⁹/	No	No	No	No	No	No		X
25. Repotenciación CC Fco Villa (Chihuahua III)	Sí	Sí	Sí ²^/	No	Sí	No	X
26. Repotenciación Monterrey ⁹/	No	No	No	No	No	No		X
27. Repotenciación Río Bravo ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
28. Repotenciación Campeche ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
29. C.T. Guerrero Negro	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^7/	No	X
30. Central Eólica La Venta II ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
31. Presa Reguladora Amata ¹^/	No	No	No	No	No	No		X
32. Patios de Carbón II y Río Escondido ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
33. Mantenimiento Mayor Tuxpan ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
34. Mantenimiento Mayor Petacalco ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
35. Mantenimiento Mayor Huinalá⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
36. Mantenimiento Integral de Plantas ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
37. Modernización CENACE ⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
							Continúa...

							Continuación...
Proyectos	UIDEP		UPP		DGCP		Oficio de Autorización de Inversión
	Dictamen	Análisis	Dictamen	Análisis	Dictamen	Análisis	Sí	No
38. Gasoducto Cd. Pemex-Valladolid	No	No	No	No	Sí ^6/	No		X
39. Manejo de Cenizas en Petacalco ⁹^/	No	Sí	Sí 2/	No	Sí ^13/	No		X
40. Gasoducto Samalayuca	No	No	No	No	Sí ^6/	No		X
41. CT Mérida III	No	No	No	No	Sí ^6/	No	X
42. CC Río Bravo I (II)	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^10/	No	X ^8/
43. CC El Sauz	Sí	Sí	Sí ^5/	No	Sí ^10/	No	X ^8/
44. CC Hermosillo	Sí	Sí	Sí ^5/	No	Sí ^6/	No	X ^8/
45. CC Saltillo	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^10/	No	X ^8/
46. CC Altamira II	Sí	Sí	Sí ^5/	No	Sí ^11/	No	X ^8/
47. CC Tuxpan II	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^11/	No	X ^8/
48. CC Campeche II	Sí	Sí	Sí ^5/	No	Sí ^11/	No	X ^8/
49. CC Monterrey III (II)	Sí	Sí	Sí ^5/	No	Sí ^11/	No	X ^8/
50. CC Rosarito (IV)	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^11/	No	X ^8/
51. CC Naco–Nogales	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^11/	No	X ^8/
52. CC Altamira III y IV	Sí	Sí	Sí	No	Sí ¹⁰/	No	X
53. CC Tuxpan III y IV	Sí	Sí	Sí ²^/	No	Sí ¹⁰/	No	X
54. CC Río Bravo II, (III)	Sí	Sí	Sí ^2/*	No	Sí	No	X
55. CC La Laguna II	Sí	Sí	Sí ^2/*	No	Sí	No	X
56. CH Ampliación Chicoasén	Sí	Sí	Sí	No	Sí ¹⁰/	No	X
57. CC La Laguna I ⁹^/ ¹²^/	No	No	No	No	No	No		X
58. CD El Cajete I⁹^/	No	No	No	No	No	No		X
59. CG Los Azufres II	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^10/	No	X
60. CC El Sauz Conversión TG a CC	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
61. CC Altamira V	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí ^14/	No	X
63. CC Altamira VI	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí ^10/	No	X
Transformación
64. Subestaciones SF6	Sí	No	Sí ^2/	No	Sí	No	X
65. Transformación Noroeste	Sí	No	Sí ^2/	No	Sí	No	X
66. Transformación Occidental	Sí	No	Sí ^2/	No	Sí	No	X
67. Transformación Oriente-Centro	Sí	No	Sí ^2/	No	Sí	No	X
68. Transformación Sureste Peninsular	Sí	No	Sí ^2/	No	Sí	No	X
69. Subestaciones Centro Occidente	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí ^7/	No	X
70. Subestaciones Noreste	Sí	Sí	Sí 2/*	No	Sí	No	X
71. Subestaciones Sureste	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí ^7/	No	X
72. Subestaciones Noroeste	Sí	Sí	Sí	No	Sí	No	X
73. Red Principal de Transformación (Sistema Nacional)	Sí	Sí	Sí ^2/*	No	Sí	No	X
74. Subestaciones Occidental-Central	Sí	Sí	Sí ^2/	No	Sí	No	X
75. Subestaciones Oriental-Peninsular	Sí	Sí	Sí	No	Sí	No	X
76. Transformación Noreste	Sí	Sí	Sí	No	Sí	No	X
77. Subestaciones Noroeste-Norte	Sí	Sí	Sí ^2/*	No	Sí	No	X
78. SE Compensación Alta Tensión	Sí	Sí	Sí ^2/*	No	Sí	No	X
79. SE Compensación Norte	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
							Continúa...

							Continuación...
Proyectos	UIDEP		UPP		DGCP		Oficio de Autorización de Inversión
	Dictamen	Análisis	Dictamen	Análisis	Dictamen	Análisis	Sí	No
80. SE Noroeste-Occidental	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
81. SE Oriental	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
82. SE Norte-Occidental	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
Transmisión
83. Cable Submarino Cozumel	Sí	No	Si	No	Sí ^6/	No	X
84. Trasmisión Sureste-Peninsular	Sí	No	Sí	No	Sí ^6/	No	X
85. Trasmisión Noroeste	Sí	No	Sí	No	Sí ^6/	No	X
86. Línea de Trasmisión Ixtapa-Pie de la Cuesta	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^7/	No	X
87. Líneas de Trasmisión Noroeste	Sí	Sí	Sí ^2/*	No	Sí ^6/	No	X
88. Líneas de Trasmisión Centro	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^7/	No	X
89. Líneas de Trasmisión Sureste	Sí	Sí	Sí	No	Sí ^7/	No	X
90. Compensación Reactiva ⁹^/	Sí	No	No	No	No	No		X
91. Tuxpan-Área Central de Transmisión	Sí	Sí	Sí ^2/*	No	Sí	No	X
92. Altamira-Área Central de Transmisión	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
93. Naco-Nogales Transmisión	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
94. Chicoasén Área Central Transmisión	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
95. Red Principal de Transmisión (LT Sistema Nacional)	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
96. LT Norte-Occidental	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
97. LT Oriental-Norte	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
98. LT Saltillo-Cañada	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
99. LT Red Aso-ciada Central Altamira VI	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
100. LT Red Aso-ciada la Central Río Bravo III	Sí	Sí	Sí ²^{/ *}	No	Sí	No	X
Distribución
101. Adquisición de Grúas Hidráulicas Articuladas 9/	No	No	No	No	No	No		X
Proyectos de Importación
102. Corpus Christi-Matamoros 9/	No	No	No	No	No	No		X
103. Palo Verde Mexicali 9/	No	No	No	No	No	No		X
							Continúa...

Continuación...

Proyectos

UIDEP

UPP

DGCP

Oficio de Autorización de Inversión

Dictamen

Análisis

Dictamen

Análisis

Dictamen

Análisis

Sí

Proyectos de Interconexión

104. Palo Verde-Santa Ana 9/

105. El Paso-Cd Juárez 9/

FUENTE: Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información proporcionada por las Unidades de Inversión y de Desincorporación de Entidades Paraestatales y de Política Presupuestal, y la Dirección General de Crédito Público mediante oficios referencia núms. 400.1.410.01/068 del 2 de octubre de 2001; 305.1.-1478 del 4 de octubre 2001 y 346-4.-1740 del 12 de octubre de 200, respectivamente, relativa a sus análisis y dictámenes; así como de la Dirección General de Programación y Presupuesto de Energía e Infraestructura, respecto de los oficios de autorización de inversión financiada emitidos.

1/ Proyecto diferido.

2/ El dictamen está sujeto a lo que señale el dictamen de la UIDEP.

2/* El dictamen está sujeto a lo que señale el dictamen de la UIDEP y de la DGCP

3/ Se emitió dictamen preliminar hasta en tanto no se licite el proyecto.

4/ Las autorizaciones están incluidas en las del proyecto Cantarell.

5/ En el oficio se indica que la UPP estima que no hay inconveniente en otorgar autorización a efecto de que el proyecto se incorpore en el proyecto del Presupuesto de Egresos de la Federación.

6/ En el oficio se señala que la DGCP autoriza llevar a cabo las gestiones necesarias para celebrar el contrato del proyecto.

7/ En el oficio se menciona que la DGCP se reserva su opinión.

8/ El oficio de inversión es extemporáneo.

9/ El proyecto fue cancelado y no remitieron documentación.

10/ En el oficio se indica que la DGCP toma conocimiento de la resolución adoptada por la CIGF.

11/ En el oficio se menciona que la DGCP no tiene inconveniente para que se proceda a la publicación de las bases de licitación en el Diario Oficial de la Federación.

12/ El proyecto se fusionó con el proyecto de la CC La Laguna II.

13/ En el oficio se indica que la DGCP emite opinión favorable preliminar para que la CFE continúe con los procesos de licitación.

14/ En el oficio se indica que la DGCP no tiene inconveniente para que dicha solicitud sea remitida para consideración de la CIGF.

Observación

De 105 proyectos aprobados en los Presupuestos de Egresos de la Federación de 1997 a 2000, en 28 casos no se contó con el dictamen favorable de la UIDEP, en 29 de la UPP y en 26 de la DGCP, por lo cual la SHCP se apartó de lo dispuesto en los numerales 559 y 135 de los Manuales de Normas para el Ejercicio del Gasto en la Administración Pública Federal de 1996 y 1998, respectivamente, y 232 del Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-002 Recomendación

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público verifique que los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo incorporados en el Presupuesto de Egresos de la Federación cuenten con los dictámenes favorables, en cumplimiento de lo dispuesto en los lineamientos del Manual de Normas Presupuestarias de la Administración Pública Federal.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-003 Recomendación

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público verifique que, en todos los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo presentados por las entidades públicas, sus unidades administrativas y las coordinadoras de sector responsables de evaluar financiera y económicamente los proyectos emitan los dictámenes sobre su opinión y elaboren los análisis correspondientes, en cumplimiento de lo dispuesto en los lineamientos del Manual de Normas Presupuestarias de la Administración Pública Federal.

Observación

Durante la auditoría, la UPP y la DGCP no dispusieron de la documentación comprobatoria respecto de los análisis financieros y económicos que debieron realizar para emitir su opinión sobre la viabilidad de los 105 proyectos presentados por PEMEX y CFE para ejecutarlos por el esquema de financiamiento PIDIREGAS, ya que en opinión de dichas unidades administrativas la normatividad aplicable a estos proyectos no prevé la elaboración por escrito del análisis o evaluación que se realiza.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-004 Recomendación

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público implemente mecanismos de control y registro que permitan verificar que sus unidades administrativas, responsables de evaluar los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, hayan realizado los análisis y las evaluaciones que sirvieron de base para emitir su opinión respecto de la ejecución de los proyectos, de conformidad con lo establecido en los ordenamientos legales aplicables.

Observación

En la estructura de la SHCP no se dispone de un área que supervise todas las opiniones y evaluaciones económicas y financieras de los proyectos PIDIREGAS que la Secretaría de Energía (SENER), la CIGF y las unidades administrativas de la SHCP emiten y elaboran, y que además verifique que éstas cumplan estrictamente con los requisitos planteados en la legislación y normatividad aplicable en la materia.

Acción Promovida

00-06100-7-366-07-001 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público promueva la creación de un área especializada, cuyas actividades se orienten a supervisar y verificar que los dictámenes de opinión y las evaluaciones de análisis de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal y con los lineamientos emitidos por la secretaría.

Observación

La CIGF no presentó evidencia de que en los acuerdos que emitió para la ejecución de los PIDIREGAS hubiera considerado los aspectos que para el efecto señala el artículo 38-A del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, relativos a la importancia y necesidad del proyecto, los efectos que podría tener la no realización del mismo, los riesgos de cualquier índole que podrá razonablemente representar, las condiciones de crédito público en que se desarrolla y el impacto que pudiera tener.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-005 Recomendación

Resultado

Otro aspecto importante que se establece en los Manuales de Normas es el relativo al tiempo de generación de ingresos de los proyectos. Así, mientras que en el de 1996 sólo se hace referencia a que "la fuente de pago sea el suficiente flujo de recursos que el mismo proyecto genere" (numeral 557); en el de 1998 se indica que "los ingresos que generen estos proyectos a partir de la entrega de la obra de infraestructura deberán ser suficientes para amortizar las obligaciones del financiamiento, en los términos del Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal" (numeral 134); así como que: "Durante los periodos de amortización del financiamiento el flujo de recursos que el proyecto genere deberá ser suficiente para cubrir los intereses más la amortización de cada año; en casos excepcionales la Unidad de Inversiones y de Desincorporación de Entidades Paraestatales, con fundamento en el Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, podrá emitir dictamen favorable respecto de aquellos proyectos que durante el primer año corriente y el siguiente posteriores a la entrega de la obra de infraestructura no generen el suficiente flujo de recursos para el pago de intereses y la amortización, siempre y cuando la entidad ejecutora acredite ante la DGPyP Sectorial, en coordinación con las Unidades de Inversiones y de Desincorporación de Entidades Paraestatales y de Política y Control Presupuestal, que en los respectivos años, la propia entidad genera el suficiente flujo de caja para cubrir los importes de dichos intereses y amortizaciones una vez descontados los gastos" (numeral 141).

Sobre este aspecto, en el manual de 1999 se hace el señalamiento relativo a que: "Las entidades no podrán obligarse a realizar pago alguno, hasta en tanto reciban a su satisfacción el bien materia del contrato, y éste se encuentre en condiciones de generar los ingresos que permitan cumplir con las condiciones pactadas, conforme a lo dispuesto en este Manual" (numeral 235); así como que: "Durante los periodos de vigencia del financiamiento, el flujo de recursos que el proyecto genere deberá ser suficiente para cubrir los intereses devengados más la amortización de capital de cada año, en casos excepcionales, la Subsecretaría de Egresos, con fundamento en el Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal y con base en el dictamen favorable de la comisión, podrá autorizar aquellos proyectos que durante los tres primeros años posteriores a la entrega de las obras de infraestructura, no generen el suficiente flujo de recursos para el pago de los intereses y la amortización de capital, siempre y cuando la entidad responsable por conducto de su dependencia coordinadora de sector acredite ante la comisión que en éstos tres primeros años la propia entidad generará el suficiente flujo de recursos para cubrir el déficit mencionado". (numeral 237)

Por lo que hace al Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal para el año 2000, en su numeral 191 señala que: "Las entidades no podrán obligarse a realizar pago alguno, hasta en tanto reciban a su satisfacción el bien materia del contrato, y éste se encuentre en condiciones de generar los ingresos que permitan cumplir con las obligaciones pactadas, conforme a lo dispuesto en este manual" y, en el numeral 193 establece: "Durante los periodos de vigencia del financiamiento, el flujo de recursos que el proyecto genere deberá ser suficiente para cubrir los intereses devengados más la amortización de capital de cada año. En casos excepcionales, la Subsecretaría de Egresos con fundamento en el Reglamento de la Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal, y con base en el dictamen favorable de la Comisión, podrán autorizar aquellos proyectos que durante los tres primeros años posteriores a la entrega de la obra de infraestructura, no generen el suficiente flujo de recursos para el pago de los intereses y la amortización de capital, siempre y cuando la entidad responsable por conducto de la dependencia coordinadora de sector, acredite ante la Comisión que en estos tres primeros años la propia entidad generará el suficiente flujo de recursos para cubrir el déficit mencionado".

De acuerdo con lo señalado en los manuales correspondientes a 1998, 1999 y 2000, el contenido de los numerales señalados respecto a la prórroga en el tiempo de generación de ingresos de los proyectos se considera que se aparta de lo que establece el párrafo segundo del artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública, que a la letra dice: "Tratándose de obligaciones derivadas de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, referidos a actividades prioritarias y mediante los cuales las entidades adquieran bienes o servicios bajo cualquier modalidad, cuya fuente de pago sea el suficiente flujo de recursos que el mismo proyecto genere...", ya que el hecho de que a través de los manuales se otorguen periodos en los cuales la amortización y pago de intereses de las obligaciones contraídas quedan a cargo de los recursos de las entidades es contrario al espíritu de la ley que establece que los proyectos tendrán como fuente de pago "el suficiente flujo de recursos que el mismo proyecto genere".

Sobre el particular, con la revisión de las autorizaciones emitidas por la CIGF se determinó que los proyectos Subestaciones 401 Occidental-Central y 412 Compensación Norte; así como Líneas de Transmisión 411 Sistema Nacional y 502 Oriental-Norte, con acuerdo de la CIGF del año 2000, contaron con la dictaminación favorable de ésta para no generar los flujos de efectivo suficiente para hacer frente a las obligaciones derivadas de los mismos./[13]

Del análisis al desempeño financiero realizado por la ASF con base en los datos proporcionados de flujos de ingresos y egresos de estos proyectos se observó que el Valor Presente Neto (VPN) que es la medida establecida como indicador de rentabilidad de los proyectos, disminuye considerablemente en todos los casos, con fluctuaciones que van de un -43.5% a un -57.1%, tan sólo por la variación en el tiempo de generación de ingresos, lo cual implica mayor fragilidad ante cualquier cambio adicional en las condiciones de los proyectos y acentúa los riesgos inherentes a los mismos. El efecto del retraso en la generación de ingresos se muestra en el cuadro y gráficas siguientes en las que se presentan en el escenario "A" las condiciones originales sin retraso en la generación y en el escenario "D" el efecto del cambio en el tiempo de generación de ingresos.

Cuadro Núm. 6

VALOR PRESENTE NETO

(Millones de dólares)

Proyecto

VPN

Escenario A

(1)

VPN

Escenario D

(2)

Variación

(%)

(3)=(2)/(1)

Transformación

401 Subestación Occi-dental-Central

52.8

412 Subestación Com-pensación Norte

42.9

Transmisión

411 Líneas de Transmisión Sistema Nacional

149

56.4

502 Líneas de Trans-misión Oriental-Norte

56.5

FUENTE: Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en información proporcionada por la SHCP y cálculos propios.

A estos proyectos que contaron con autorización expresa de la CIGF para no generar efectivo suficiente en los primeros años de su amortización se suman 11 proyectos también de CFE, en los cuales sin autorización expresa de la CIGF, aunque con un planteamiento que desde su inicio señala que no generarán recursos para el pago de sus obligaciones respectivas, se incorporaron al Presupuesto de Egresos de la Federación; en el año de 1999 los proyectos Subestación 402 Oriental-Peninsular; Subestación 403 Noreste; Subestación 405 Compensación Alta-Tensión; Subestación 410 Sistema Nacional; Central Ciclo Combinado Altamira III y IV; Central Ciclo Combinado Chihuahua III; Central Ciclo Combinado Río Bravo III y Central Ciclo Combinado Tuxpan III y IV; y en el de 2000, El Sauz Conversión de TG a CC; Subestación 503 Oriental y la Central Ciclo Combinado Altamira V.

Observación

En los Presupuestos de Egresos de la Federación de 1999 y 2000, la SHCP y la CIGF incorporaron 15 PIDIREGAS a cargo de la CFE, aunque en las solicitudes de autorización que la entidad presentó se consideró que en los tres primeros años de operación de los proyectos éstos no generarán ingresos para el pago de sus obligaciones, el cual será financiado con los recursos que la CFE genere en esos primeros tres años. De lo cual se deduce que la entidad utilizará recursos presupuestarios para cubrir dichas obligaciones, lo que se aparta de lo dispuesto en el artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-006 Recomendación

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establezca mecanismos financieros para que, cuando se autoricen Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo cuyos recursos en los primeros tres años de su operación no sean suficientes parea cubrir las obligaciones derivadas de su financiamiento, se dispongan de fuentes alternativas de ingresos para cubrir esas erogaciones y con ello evitar afectar recursos de la Federación, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública

Resultado

Otro aspecto importante que se establece en los manuales es que, las entidades no podrán rebasar los montos máximos autorizados de compromiso de inversión, ni los demás términos y condiciones autorizadas; por lo que en ningún caso en la licitación correspondiente podrán establecerse compromisos de pago de anticipos, ni realizar pago previo alguno por cualquier concepto, que anteceda la entrega del bien materia del contrato, ni transmitir, ni negociar sus obligaciones.

Al respecto la ASF determinó que en el contrato PEP-IT-112/98 correspondiente a PEMEX Exploración y Producción, en la cláusula 3, punto 3.6., pactó el pago de anticipos con la empresa contratista Constructores Akal-b y L.S. de R.L. de C.V., lo que se aparta de lo normativamente establecido.

Observación

Durante la auditoría se constató que PEMEX pactó anticipos en el contrato de obra pública que suscribió para la ejecución de obras del proyecto Cantarell, por lo cual el organismo se apartó de lo establecido en el numeral 134 del Manual de Normas para el Ejercicio del Gasto en la Administración Pública Federal de 1998.

Acción Promovida

00-18T4I-7-366-01-001 Recomendación

Es necesario que Petróleos Mexicanos en los contratos de obra pública que suscriba para la ejecución de las obras previstas en los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo evite pactar el pago de anticipos, en cumplimiento de lo dispuesto por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en los lineamientos del Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal.

Resultado

También en los manuales se hace referencia a la necesidad de que las entidades cuenten con oficios de autorización de inversión emitidos por la DGPyP Sectorial correspondiente, habiéndose determinado que 11 proyectos de la CFE,[14] auttorizados en 1998 y 1 en 1999, iniciaron su construcción sin contar con dicho documento, el cual fue expedido por la SHCP de manera extemporánea en el año 2000.

Sobre el particular, la SHCP manifestó que la DGPyPEI con acuerdo previo de la CIGF y con la opinión favorable de la Procuraduría Fiscal de la Federación y de la UPP procedió a emitir los oficios de autorización de inversión recomendando al titular de la SENER que en lo futuro la CFE se apegue a la normatividad establecida.

Observación

En 11 proyectos de la CFE, aprobados en el Presupuesto de Egresos de la Federación de 1998 y 1999, se iniciaron la ejecución de la obras sin contar con los oficios de autorización de inversión financiada emitidos por la SHCP porque la entidad no los tramitó previamente a la licitación de los proyecto, apartándose de lo establecido en los numerales 138 del Manual de Normas para el Ejercicio del Gasto en la Administración Pública Federal de 1998 y 234 del Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal de 1999.

Acción Promovida

00-18164-7-366-01-001 Recomendación

Es necesario que, en cumplimiento de lo establecido por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en los lineamientos del Manual de Normas Presupuestarias para la Administración Pública Federal, la Comisión Federal de Electricidad realice la licitación de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo una vez que obtenga el oficio de autorización de inversión financiada emitido por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

Resultado

1.2.6. NIF 09-A

En relación con los registros contables de los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, la ASF con objeto de determinar si CFE y PEMEX se apegaron a la normatividad establecida para hacer los registros contables de los PIDIREGAS, llevó a cabo la revisión de sus estados financieros dictaminados por auditores externos y de información adicional proporcionada por estas entidades.

Se observó que tanto PEMEX como CFE preparan sus estados financieros de conformidad con las instrucciones sobre forma y términos en que las entidades paraestatales deben llevar su contabilidad, que se establecen en las Circulares Técnicas denominadas Normas de Información Financiera (NIF) emitidas por la SECODAM y la SHCP, conforme a lo dispuesto por la Ley de Presupuesto Contabilidad y Gasto Público Federal y la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.

Para el registro contable de los PIDIREGAS se emitió en el año 1996 la NIF-09, misma que fue revisada y actualizada en 1998 y dio lugar a la emisión de la NIF-09-A, la cual es aplicable a las entidades paraestatales del sector público federal sujetas a control presupuestario directo, y regula el tratamiento contable que estas entidades deben dar a las inversiones objeto de dicha NIF, cuya ejecución involucre el financiamiento y construcción por parte de entes de carácter privado.

La NIF-09-A denominada "Norma para el tratamiento contable de las inversiones en proyectos de infraestructura productiva con impacto presupuestal diferido", establece las reglas contables para el tratamiento de estas inversiones y las reglas para el registro y reconocimiento de las inversiones en proyectos de infraestructura productiva y de los pasivos relacionados con ellas que se difieren para ejercicios posteriores.

Con la revisión de los estados financieros dictaminados de 2000 se determinó lo siguiente:

Los auditores externos de CFE y PEMEX incluyen una nota en sus estados financieros del año 2000 y señalan que las reglas contables para el registro de los PIDIREGAS se contraponen con los principios de contabilidad generalmente aceptados emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos, que requieren el inmediato reconocimiento contable de las inversiones realizadas y de los pasivos relacionados contraídos.

PEMEX y CFE no revelan ampliamente en notas a sus estados financieros el monto y lanaturaleza de cada proyecto PIDIREGAS, así como la cuantificación del precio del activo más el costo financiero estimado del proyecto, de manera que sea posible observar su ejecución y avances y, principalmente que se tenga un punto de comparación para el costo que finalmente se pague, lo cual facilitará su evaluación objetiva sobre el desempeño financiero de cada proyecto en relación con lo previsto.

Observación

Se constató que en los Estados Financieros Dictaminados, PEMEX y CFE omitieron presentar comentarios de cada proyecto ejecutado como PIDIREGAS, lo cual limitó verificar los avances anuales en su ejecución y evaluar su desempeño financiero.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-007 Recomendación

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público verifique que en los Estados Financieros Dictaminados de la Comisión Federal de Electricidad y de Petróleos Mexicanos se incluya la información financiera de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, de conformidad con lo establecido en la Regla 5, puntos A y E de la NIF-09 A.

Resultado

1.3. FORMAS DE CONTRATACIÓN DE PIDIREGAS

Bajo el esquema de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo, tanto CFE como PEMEX adoptaron distintas modalidades. En el caso de la Comisión los proyectos se realizaron bajo esquemas denominados CAT (Construcción, Arrendamiento y Transferencia) o BLT por sus siglas en inglés (Build, Leasing and Transfer); OPF (Obra Pública Financiada) y PEE o PIE (Productor Externo de Energía o Productor Independiente de Energía). En el caso de PEMEX a todos los proyectos se les considera como OPF. Con la clasificación establecida en el Manual de Normas de 2000, tanto los CAT como los OPF se clasifican como de inversión directa por ser los proyectos el objeto principal del contrato, en tanto que los PEE o PIE se constituyen en inversión condicionada, ya que la obligación de adquirirlos deriva de incumplimiento de la entidad o de causas de fuerza mayor previstas en el contrato, pero la adquisición del proyecto no constituye el objeto principal del contrato. Las características específicas de cada una de estas modalidades se presentan a continuación:

* CAT. Construcción, Arrendamiento y Transferencia. En esta modalidad, las empresas privadas o sociales obtienen de una fuente nacional o extranjera los recursos financieros con los que pagan las inversiones destinadas a la ejecución de los proyectos. Una vez concluido el proyecto y entregado a satisfacción de la entidad pública contratante ésta asume tanto la operación de la obra como la obligación de realizar el pago de las inversiones efectuadas, cuyas condiciones de contratación crediticia se mantienen durante la vigencia de la amortización del crédito respectivo. Por lo que hace a la propiedad del proyecto, se transfiere contablemente a la entidad contratante en proporción a los pagos efectuados y una vez finiquitados éstos pasa a ser totalmente de su propiedad.

Aunque las empresas privadas son las que ejercen las erogaciones de inversión por cuenta y orden de las dependencias o entidades públicas, en diversas ocasiones son estas últimas las que contratan directamente los créditos con las instituciones financieras privadas nacionales o extranjeras debido a la magnitud del monto requerido para la ejecución de los proyectos.

* OPF. Obra Pública Financiada. En esta modalidad la dependencia o entidad pública debe liquidar el costo total de las obras una vez que las empresas privadas o sociales las concluyen, contratando para ello un crédito con alguna fuente financiera nacional o internacional, el cual será liquidado con los ingresos que se generen con el flujo de ingresos que el propio proyecto genere.

Cabe señalar que la operación crediticia de los proyectos bajo estas condiciones implica el riesgo de que el nuevo financiamiento no pueda obtenerse en los términos y condiciones con los que la obra se realizó, por lo que su costo definitivo puede ser diferente al de aquel con el que se realizaron las proyecciones y evaluaciones del proyecto y al de aquel con el que se ejecutó, lo que implica un factor significativo de riesgo adicional en estas contrataciones.

* PEE o PIE. Productor Externo de Energía o Productor Independiente de Energía. En esta modalidad las obras o los proyectos son propiedad de las empresas privadas o sociales, las cuales se encargan de la amortización y operación; las dependencias o entidades públicas asumen el compromiso de adquirir los bienes o servicios generados por estas empresas, por los cuales efectúan dos pagos, uno fijo por capacidad instalada y otro variable en función de la cantidad de bienes o servicios que les sean proporcionados una vez que la obra está en operación. En dicho esquema se prevé que ante alguna contingencia, que impida la realización del proyecto, la entidad pública debe adquirir el proyecto en su totalidad.

En este tipo de proyectos subsiste, aunque sea de manera contingente, un riesgo para las finanzas públicas nacionales.

Con la revisión de la documentación proporcionada relativa a los 105 proyectos autorizados entre 1997 y 2000, se determinó que, para el último año se encontraban vigentes 78 proyectos (57 en proceso y 21 concluidos), precisándose que la contratación de 34 de ellos, 10 de PEMEX y 24 de CFE, se contempló bajo la modalidad de OPF; 22 a cargo de la CFE mediante el tipo CAT; y los 22 restantes también de la comisión como PIE ó PEE, como se observa en la gráfica siguiente.

De los 22 proyectos programados bajo la modalidad de PIE ó PEE, la mayoría (21 proyectos) corresponde a proyectos de generación de energía eléctrica, lo cual significa que en esos casos la CFE dependerá de los inversionistas privados para atender la demanda del servicio de energía eléctrica, al ser propietarios de las obras y encargados de operarlas.

La contratación de los PIDIREGAS se programó de manera diferente en cada uno de los años; así en 1997 se hizo principalmente bajo el esquema CAT, en 1998 por PIE ó PEE, y en 1999 y 2000 mediante OPF, lo cual dio como resultado que en los dos últimos años la contratación por el esquema CAT se haya sustituido por las otras dos modalidades, cómo se observa en la gráfica siguiente.

Resultado

1.4. CONTRATOS DE FIDEICOMISO

Con objeto de determinar la naturaleza jurídica de los financiamientos para la ejecución de los PIDIREGAS, de los 21 proyectos concluidos total y parcialmente se revisaron 5 contratos de fideicomiso, 4 suscritos por CFE y 1 por PEMEX, en los cuales se establecieron las condiciones para la ejecución de las obras y la aplicación de los recursos financieros, observando los aspectos siguientes:

a) Respecto a CFE, en dos contratos de fideicomiso correspondiente a los proyectos Subestaciones Sureste Peninsular y Central Geotermoeléctrica Cerro Prieto IV, ambos contratados por la modalidad CAT, la figura de los mismos es de Administración y Traslado de Dominio. En ellos la CFE tiene el carácter de fideicomisario en el primero y de fideicomitente B y fideicomisario en el otro.

Entre las obligaciones principales de la comisión señaladas en dichos contratos se establece que se abstendrá de interrumpir el desarrollo de las obras sin causa justificada, así como que reconocerá los costos en que incurra la sociedad, en caso de que se suspenda la obra por culpa de la comisión.

Para efecto de verificar si el Gobierno Federal asume el carácter de garante o aval en los citados contratos se revisó la cláusula 33.2. "Eventos de Incumplimiento de la Comisión" que establece que: "El acontecimiento de cualquiera de los casos que se describen a continuación, a menos de que resulte de la ocurrencia de un Caso Fortuito o Fuerza Mayor o de un Evento de Incumplimiento de la Sociedad, constituirá un Evento de Incumplimiento de la Comisión:

(f) Si la Comisión es declarada en quiebra o en estado de insolvencia o solicita o acepta la imposición de un síndico, liquidador o interventor, o tal fuere designado o tome posesión de la Comisión o de la totalidad o una parte substancial de sus pasivos y activos; si la Comisión o la totalidad o una parte substancial de sus propiedades, bienes o ingresos quedan sujetos a un procedimiento de quiebra, suspensión de pagos, disolución o liquidación; o si la Comisión lleva a cabo o celebra una cesión general o un acuerdo en beneficio de sus acreedores o amanece por escrito con suspender sus operaciones o cualquier parte substancial de ellas, a menos que.... (ii) en el caso de insolvencia, suspensión de pagos, quiebra, liquidación o disolución, éstas se den bajo circunstancias en las cuales el Gobierno Mexicano o una SNC asuma o garantice todas las obligaciones de la Comisión bajo el presente contrato."

Lo anterior se interpreta en el sentido de que el Gobierno Mexicano asume las obligaciones de pago en sustitución de la comisión, para que ésta no incurra en incumplimiento del contrato.

b) En el fideicomiso del proyecto Central Termoeléctrica Samalayuca II, también de la modalidad CAT de CFE, el contrato tiene la figura de Irrevocable de Administración, Garantía y Traslativo de Dominio. En él la comisión tiene el carácter de fideicomisario en tercer término.

Las obligaciones principales de la Comisión en relación con el contrato son:

* Permitir que sobre el inmueble se lleve a cabo la construcción, instalación y equipamiento de la central, para la realización de los fines que se establecen en este contrato.

* Recibir en su momento cada unidad de la central para su operación comercial en calidad de arrendataria bajo los términos y condiciones dispuestos en este contrato.

* Pagar a la fiduciaria o a su acreedor prendario, cesionario autorizado o designado de conformidad con este contrato, la renta y los pagos suplementarios.

* Contratar y mantener comenzando a partir del primer día de operación comercial de cada unidad de la central los seguros necesarios para la cobertura de riesgo en los términos de este contrato.

* Dar mantenimiento y cuidar que la central permanezca siempre en condiciones óptimas de operación, conforme a las especificaciones que constan en el contrato.

* Pagar a la fiduciaria o a su acreedor prendario o al cesionario autorizado o designado autorizado, de conformidad con el contrato, las rentas contempladas en el contrato de arrendamiento.

A afecto de garantizar el cumplimiento del contrato se estableció en la cláusula décimo segunda "EVENTOS DE INCUMPLIMIENTO" punto 4 del contrato que, en caso de que la Comisión caiga en insolvencia o sea incapaz de pagar sus deudas al vencimiento, podrán presentarse circunstancias donde los Estados Unidos Mexicanos asuman o garanticen todas las obligaciones de la comisión en los términos establecidos en este contrato y el contrato de arrendamiento.

De esta forma, el Gobierno Mexicano, asume las obligaciones de pago en sustitución de la comisión, para que ésta no incurra en incumplimiento del contrato.

c) En el cuarto contrato de fideicomiso correspondiente al proyecto Terminal de Carbón Petacalco de la modalidad PEE, a cargo de CFE, se tiene la figura de Irrevocable de Administración, Garantía y Traslativo de Dominio, en el cual la CFE tiene el carácter de fideicomisario.

Las principales obligaciones que se establecieron en el contrato son:

* Pagar al fiduciario el importe destinado al pago de los créditos, en forma puntual y oportuna a partir de la fecha de entrada en operación de la terminal.

* En caso de que a la fecha programada de operación no haya iniciado por cualquier razón la obligación de la comisión de realizar los pagos del cargo fijo por capacidad, conforme a lo previsto en el contrato de prestación de servicios, la comisión se obliga a pagar al fiduciario una cantidad suficiente para pagar los créditos en la fecha que se establezcan en el calendario de pagos.

* Solicitar que se incluyan en el presupuesto anual todas las cantidades necesarias para satisfacer todas y cada una de las obligaciones que adquiere la comisión.

Se observó que la cláusula Cuarta, punto 4.16 establece: "Que a la terminación por cualquier causa del contrato de prestación de servicios, y siempre y cuando los créditos contratados con cargo al patrimonio del Fideicomiso hubieren sido cubiertos en su totalidad o la CFE o el Gobierno de México hubiere asumido directamente la obligación de su pago de conformidad con lo establecido en el presente contrato o en el contrato de prestación de servicios, o bien con el consentimiento previo y por escrito de los acreedores".

Al igual que en los demás proyectos se interpreta que, en caso de incumplimiento del contrato, el Gobierno Mexicano asume directamente la obligación de pago, para que no se vea afectado el patrimonio del fideicomiso celebrado con motivo de la realización del proyecto.

d) Por lo que hace a PEMEX, en materia de financiamiento para los PIDIREGAS la entidad celebró el contrato de Fideicomiso Maestro de Fondeo, constituido el 10 de noviembre de 1998, a la luz de la "Ley de Fideicomisos Comerciales de Delaware, 12 Del.c.SS3801-3820", del Estado de Delaware en los Estados Unidos de América, y en el que PEMEX tiene el carácter de beneficiario único, su objeto esta previsto en el artículo 2, numeral 2.4, que a la letra dice:

"(a) ejecutar, hacer entrega y desempeñar todas sus obligaciones de acuerdo con el Contrato de Cesión e Indemnización, incluyendo, pero sin limitarse a, la aceptación de la cesión y la asunción de la obligación de pagar cada Obligación Designada y el IVA asociado con ella, y cada Gasto Reembolsable de acuerdo con los términos del Contrato de Cesión e Indemnización;

(b) ejecutar y hacer entrega de aquellos Documentos de Financiamiento conforme Pemex pueda de tiempo en tiempo dar instrucciones por escrito de acuerdo con el Contrato de Cesión e Indemnización; (ii) efectuar todas aquellas acciones requeridas de acuerdo con los términos del Fideicomiso, y ejercer sus derechos y desempeñar sus deberes de acuerdo con los Financiamientos a los cuales se relacionan los Documentos de Financiamiento; (iii) conservar, invertir y desembolsar los productos de dichos Financiamientos de acuerdo con los términos del presente Contrato de Fideicomiso y el Contrato de Cesión e Indemnización; y (iv) pagar la suerte principal, interés y cualquier otra cantidad a su vencimiento de acuerdo con cada uno de dichos financiamientos y de acuerdo con, y sujeto a, los términos del presente".

Entre las principales obligaciones de PEMEX en el fideicomiso destacan las contenidas en el artículo 3, numerales 3.4 y 3.8 que establecen:

* "Toda acción que se efectúe o cuyo consentimiento pueda ser dado por Pemex de acuerdo con el presente Contrato de Fideicomiso deberá ser realizada por medio de un aviso por escrito de Pemex firmado por un Funcionario Autorizado y entregado al Administrador Fiduciario de acuerdo con las estipulaciones contenidas en el presente".

* "Pemex autorizará, del Patrimonio del Fideicomiso el reembolso a los Fiduciarios de los gastos en efectivo que sean razonables y debidamente documentados".

Relacionado con lo anterior PEMEX y sus subsidiarias celebraron el contrato de cesión e indemnización con el Fideicomiso de Fondeo de Proyecto de Pemex, el 10 de noviembre de 1998, en el cual se establecieron en los artículos 2, numeral 2.1, y 3, numerales 3.2 y 3.4 las siguientes obligaciones a cargo de la entidad:

* Entregar al administrador fiduciario los certificados de cesión

* Pemex se obliga a efectuar los pagos al fideicomiso, como parte de la remuneración del fideicomiso, por la asunción de las obligaciones designadas en los certificados de cesión

* Pemex actuará como servidor de los financiamientos a nombre del fideicomiso y del administrador fiduciario, dirigirá y administrará, en cooperación con el administrador fiduciario, el cumplimiento por el fideicomiso con los términos de cada documento de financiamiento.

Con las garantías que otorga PEMEX respecto a los financiamientos se establece en el artículo 3, numeral 3.1 que "Pemex, a nombre del Fideicomiso, arreglará, negociará y documentará aquellos Financiamientos que sean necesarios para que el Fideicomiso pueda pagar las Obligaciones Designadas cedidas al Fideicomiso de tiempo en tiempo de acuerdo con los Certificados de Cesión y los Gastos Reembolsables. Un Financiamiento puede, a discreción única de Pemex, ser por cualquier cantidad, a cualquier tasa de interés, y en cualquier divisa y de cualquier tenor. La obligación del Fideicomiso en cada Financiamiento será garantizado por Pemex, sujeto a la autorización gubernamental necesaria de dicha garantía por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público de México".

Observación

En los contratos de fideicomiso suscritos por CFE para la ejecución de PIDIREGAS se observó que el Gobierno Federal es el que garantiza el pago de los proyectos ejecutados en caso de incumplimiento de la CFE, siendo que los propios proyectos por su naturaleza garantizan el pago de los financiamientos al ser de rentabilidad demostrada y generar el suficiente flujo de recursos para el pago de las obligaciones contraídas.

Acción Promovida

00-18TOQ-7-366-01-001 Recomendación

Es necesario que la Comisión Federal de Electricidad al suscribir los Contratos de Fideicomisos para la ejecución de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, establezca la obligación de pago de los financiamientos considerando la generación de ingresos de los proyectos realizados, conforme a lo dispuesto en el artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública.

Resultado

1.5. AUTORIZACIONES EN PRESUPUESTO DE EGRESOS DE LA FEDERACIÓN Y REPORTES EN CUENTA PÚBLICA

En la revisión de los Presupuestos de Egresos de la Federación de los años 1997 a 2000 se observó que del total de PIDIREGAS incluidos anualmente para su autorización, sólo se programa iniciar durante el mismo año un número inferior el cual es especificado dentro del propio Presupuesto de Egresos de la Federación; y que de éstos últimos no todos se iniciaron en el año en que se previeron, como se muestra en el cuadro y gráficas siguientes.

Cuadro Núm. 7

PIDIREGAS PROGRAMADOS E INICIADOS POR AÑO, 1997-2000

(Proyectos)

Entidad/año		Total de	Meta anual		Cumplimiento
		proyectos aprobados en el Presupuesto de Egresos de la Federación (1)	Proyectos programados para iniciar en el año (2)	Proyectos iniciados (3)	(%) (4)=(3)/(2)
Total
1997		38	29	*	n.c.
1998		54	42	19	45.2
1999		74	53	34	64.2
2000		78	59	33	55.9
PEMEX
1997		4	4	*	n.c.
1998		11	11	5	45.5
1999		10	10	6	60.0
2000		10	9	8	88.9
CFE
1997		34	25	*	n.c.
1998		43	31	14	45.2
1999		64	43	28	65.1
2000		68	50	25	50.0
FUENTES:	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información del Presupuesto de Egresos de la Federación, 1997-2000, Tomo IV, y la Cuenta de la Hacienda Pública Federal, 1997-2000, Tomo Resultados Generales. * No se incluyó información en la Cuenta Pública.
n.c.	No cuantificable.

Por entidad pública y año, los PIDIREGAS iniciados en el año con relación a los autorizados para iniciar se presentan en la gráfica siguiente.

En relación con los reportes de los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo dentro de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal se observó que, salvo en el año de 1997 en que no se presentó información, apartándose de lo que la normatividad establece sobre el particular; para el resto de los años se presentó tanto información general para todos los proyectos como específica para algunos de ellos, informándose a través de la Cuenta Pública, entre otros aspectos, las razones que motivaron la falta de inicio de proyectos programados y autorizados en el Presupuesto de Egresos de la Federación correspondiente.

Al respecto, con la información presentada en la Cuenta Pública se determinó que con relación a 1998, 1999 y 2000 en las explicaciones del retraso en la realización de proyectos programados a iniciar en esos años, se señala que en seis proyectos de generación de energía eléctrica los inversionistas privados no iniciaron las obras previstas debido a que la CFE se retrasó en los trámites para obtener los derechos de paso y la autorización de los estudios de impacto ambiental; en 53 proyectos PEMEX y la CFE registraron atrasos en los procesos de licitación y de adjudicación; y 4 proyectos fueron cancelados por la Comisión porque en 3 de ellos la entidad no formalizó con el Gobierno de los Estados Unidos de América los estudios técnico-económicos de compra-venta de energía y, en otro más, optó por adquirir en el mercado internacional el carbón de bajo azufre para operar las centrales, en lugar de construir el proyecto para producir el insumo.

En 1998, no se iniciaron todos los proyectos previstos de PEMEX y de la CFE. En el primer caso, debido a que la entidad difirió para el 2002 la construcción del proyecto Ku-Zaap-Maloob por las restricciones financieras prevalecientes en el mercado internacional y registró retrasos en la licitación para reconfigurar las refinerías de Madero, Minatitlán, Salina Cruz, Salamanca y Tula; y, en el caso de la CFE, porque los inversionistas privados no iniciaron la construcción de 6 proyectos de generación de energía eléctrica, y el organismo registró desfases en la licitación de 9 proyectos de transmisión y transformación y en la adjudicación del proyecto Presa Reguladora Amata, además de que canceló el proyecto Patio de Carbón Río Escondido y Patio de Carbón II, ya que decidió adquirir el carbón de bajo azufre en lugar de producirlo.

En 1999, tampoco se iniciaron todos los proyectos autorizados, lo cual se explica porque PEMEX no licitó los proyectos Minatitlán y Salina Cruz y reprogramó el inicio de las obras previstas en las refinerías de Salamanca y Tula; y porque la CFE, en 9 proyectos de generación y 5 de transmisión y transformación de energía eléctrica, registró dilaciones en los procedimientos de licitación y adjudicación, así como para obtener los derechos de paso y la autorización de impacto ambiental; además de que difirió para el ejercicio 2002 la ejecución del proyecto Presa Reguladora Amata y canceló 3 proyectos de importación e interconexión del fluido eléctrico, toda vez que no se formalizaron los contratos de compra-venta de energía eléctrica con Estados Unidos.

En el 2000, el comportamiento se repitió debido a que PEMEX no licitó las obras para la reconfiguración de la refinería de Minatitlán porque la CIGF requirió una nueva evaluación del proyecto; y la CFE observó desfases en la licitación de 8 proyectos de generación y 17 de transmisión y transformación del fluido eléctrico.

Los atrasos en los procesos de licitación y adjudicación motivaron que en 1998 el 54.8% de los proyectos aprobados no registraran avances físicos, en 1999 el 35.8% y en 2000 el 44.1%, como se aprecia en la gráfica siguiente, lo que muestra deficiencias en la planeación y programación anual por parte de las entidades públicas responsables.

Adicionalmente cabe señalar que, en las Cuentas Públicas de 1997, 1998 y 1999 la SHCP, PEMEX y CFE omitieron presentar información sobre el número de proyectos cancelados y diferidos indefinidamente, así como de las causas que motivaron dicha situación.

Observación

En el periodo 1998-2000 el inicio de las obras de los proyectos no se efectuó conforme a las fecha previstas por PEMEX y CFE, ya que ambas entidades registraron retrasos en los procesos de licitación y adjudicación de los proyectos y CFE se atrasó en la gestión para obtener los derechos de paso y la autorización de los estudios de impacto ambiental, lo cual refleja deficiencias en su planeación y programación

Acción Promovida

00-18TOQ-7-366-07-001 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Comisión Federal de Electricidad al elaborar su programa de inversión anual de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo prevea iniciar la ejecución de proyectos una vez obtenidas las autorizaciones sobre derechos de paso e impacto ambiental requeridas para el efecto, a fin de evitar dilaciones en su realización y en el alcance de las metas previstas.

Acción Promovida

00-06100-7-366-07-002 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público verifique que los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo programados por las entidades públicas anualmente para su inicio, dispongan previamente de las autorizaciones sobre derechos de paso e impacto ambiental, a efecto de evitar retrasos en la ejecución de las obras previstas.

Observación

En la Cuenta Pública de 1997 la SHCP omitió presentar información programática y de avance financiero de los PIDIREGAS, y en las de 1998 a 2000 tampoco informó de los proyectos que se cancelaron y difirieron ni de las causas que motivaron dicha situación.

Acción Promovida

00-06100-7-366-01-008 Recomendación

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público incluya en la Cuenta de la Hacienda Pública Federal la información programática y financiera de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo que permita evaluar los avances físicos de los proyectos, así como su desempeño económico y financiero, y el cumplimiento de los objetivos del esquema de financiamiento.

Resultado

2. ANÁLISIS ECONÓMICO Y OPERATIVO

2.1. INVERSIÓN AUTORIZADA EN PIDIREGAS

La promoción que el Gobierno Federal realizó en el periodo 1997-2000 de la infraestructura productiva del país, se basó principalmente en el apoyo de la inversión privada mediante el esquema PIDIREGAS.

Entre 1997 y 2000, la inversión financiada autorizada aumentó anualmente, en términos reales, en 28.9% al pasar de 179,847.6 millones de pesos de 2000 en 1997 a 385,529.1 millones de pesos en el 2000,[15] se observa en la gráfica siguiente.

En promedio, durante el periodo 1997-2000, de la inversión financiada autorizada el 72.7% correspondió a proyectos a cargo de PEMEX y 27.3% a proyectos bajo la responsabilidad de CFE, como se observa en la gráfica siguiente:

La distribución del monto de la inversión aprobada no guarda relación con el número de proyectos programados por cada entidad, ya que sólo el 14.3% de éstos correspondió a PEMEX, frente a una inversión promedio de 72.7%, lo que es indicativo de la magnitud de las obras de los proyectos que la entidad realiza, a lo que se suma que mientras PEMEX concibe los proyectos de manera integral, la CFE no prevé dentro de la inversión de sus proyectos las obras complementarias para la operación de los mismos, las cuales realiza con recursos presupuestarios.

Observación

La CFE realizó la ejecución de los PIDIREGAS sin incluir las obras complementarias para la operación de los proyectos y programó en forma independiente cada parte del proceso de producción de energía eléctrica (generación, transformación y transmisión), lo cual obstaculiza su evaluación integral en términos de la rentabilidad que se prevé obtener con su operación.

Acción Promovida

00-18TOQ-7-366-07-002 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Comisión Federal de Electricidad al elaborar los estudios de factibilidad económica y financiera de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo incluya las obras principales y complementarias que componen el proceso de producción de energía eléctrica, a efecto de evaluar integralmente la rentabilidad de los proyectos.

Acción Promovida

00-06100-7-366-07-003 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Pública verifique que en los estudios de factibilidad económica y financiera de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo elaborados por la Comisión Federal de Electricidad se incluyan las obras principales y complementarias que integren el proceso de producción de energía eléctrica, a efecto de disponer de la totalidad de los elementos para evaluar integralmente cada proyecto.

Resultado

Al analizar la inversión financiada aprobada en el Presupuesto de Egresos de la Federación a PEMEX y CFE se hace evidente la mayor inversión que representan los proyectos de PEMEX respecto a los de la Comisión, como se muestra en el cuadro siguiente.

Cuadro Núm. 8

INVERSIÓN FINANCIADA TOTAL APROBADA EN EL PRESUPUESTO DE EGRESOS

DE LA FEDERACIÓN, POR ENTIDAD, 1997-2000

(Millones de pesos de 2000)

Entidad		1997	1998	1999	2000	Variación porcentual anual
		(1)	(2)	(3)	(4)	(2)/(1)	(3)/(2)	(4)/(3)
Total		179,847.6	319,998.6	390,861.1	385,529.1	77.9	22.1	(1.4)

PEMEX		130,630.3	254,785.7	270,772.9	271,981.5	95.0	6.3	0.4

CFE		49,217.3	65,212.9	120,088.2	113,547.6	32.5	84.1	(5.4)

FUENTE:	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información presentada en el Presupuesto de Egresos de la Federación de 1997, 1998, 1999 y 2000.

Las variaciones registradas, presentadas en el cuadro anterior, se explican fundamentalmente por la incorporación de nuevos proyectos, así como por las actualizaciones de los montos de inversión de aquellos que se encuentran en proceso de realización o están concluidos.

Respecto a las variaciones registradas en la inversión autorizada en 2000, la DGPyPEI, la UIDEP y la UPP señalaron que se debieron a la inclusión de los intereses capitalizables de los proyectos en la etapa de construcción, ya que tanto PEMEX como CFE en ese año incorporaron dicho costo en los proyectos autorizados en el periodo 1997-2000.

Por otra parte, en los Presupuestos de Egresos de la Federación de 1999 y 2000, se señala que las variaciones en la inversión de los proyectos preexistentes obedecen a las modificaciones en el tipo de cambio y en las cantidades de obra que las entidades realizan, motivando que la inversión aprobada a cada proyecto no sea estática a lo largo del tiempo, la cual puede incrementarse significativamente como se observó en los proyectos Cantarell, Delta del Grijalva, Madero, Terminal de Carbón de la Central Termoeléctrica Petacalco, Samalayuca II, Subestación SF6 Potencia y Distribución; o, en su caso, disminuir de manera importante como se presentó de manera particular en los proyectos de CFE, de los cuales destacan las Centrales de Ciclo Combinado Monterrey y Rosarito III, las Subestaciones Noroeste y Oriente-Centro, y Gasoducto Cd. Pemex-Valladolid, entre otros más, como se observa en el cuadro siguiente:

Cuadro Núm. 9

INVERSIÓN TOTAL APROBADA POR PROYECTO, 1997-2000

(Millones de pesos de 2000)

Proyecto		Modalidad				Inversión aprobada
		de contratación				1997					1998				1999		2000
Total						179,847.6					319,998.6				390,861.1		385,529.1

PEMEX
Proyectos concluidos
Refinería de Cadereyta		Directa				13,116.0					12,116.4				16,713.6		17,728.4
Planta Criogénica II		Directa				0.0					1,031.4				1,728.2		1,757.4
Planta de Nitrógeno		Condicionada				0.0					0.0				0.0		10,131.2
Proyectos concluidos parcialmente
Cantarell			Directa				56,070.2			109,008.0				126,799.2				129,896.7
Cuenca de Burgos			Directa				28,117.8			58,677.3				68,252.5				69,312.1
Delta del Grijalva			Directa				0.0			4,306.1				7,190.2				7,253.1
Proyectos en proceso
Minatitlán			Directa				0.0			10,420.6				13,409.1				14,128.2
Madero			Directa				0.0			8,182.1				13,751.9				17,160.6
Salamanca			Directa				0.0			2,172.0				4,955.4				2,630.5
Tula			Directa				0.0			3,772.0				4,891.7				1,983.3
Proyectos cancelados o diferidos
	Crudo Ligero Marino							33,326.3				0.0				0.0			0.0
	Ku-Zaap-Maloob							0.0				33,797.2				0.0			0.0
	Salina Cruz			Directa				0.0				11,302.6				13,081.1			0.0
	CFE Proyectos concluidos
	CG Cerro Prieto IV			Directa				1,631.6				1,546.2				1,426.7			1,125.9
	CT Samalayuca II			Directa				5,629.6				7,529.2				5,547.8			7,592.3
	CC Monterrey			Directa				4,496.6				4,230.9				4,267.9			3,456.5
	CT Mérida III			Condicionada				0.0				3,102.3				3,160.0			2,208.4
	LT Cable Submarino Cozumel			Directa				1,311.8				1,205.5				1,528.9			1,129.7
	LT Sureste-Peninsular			Directa				1,253.6				918.2				1,145.2			1,390.3
	LT Noroeste			Directa				643.0				618.3				784.3			1,149.8
	SE SF6			Directa				751.3				1,643.3				2,118.3			1,828.8
	SE Noroeste			Directa				705.0				500.5				449.9			528.9
	SE Occidental			Directa				459.1				627.8				779.5			756.9
	SE Oriente-Centro			Directa				929.3				475.2				602.7			656.2
	SE Sureste-Peninsular			Directa				493.5				258.3				342.8			352.5
	Terminal de Carbón de la CT Pdte. Plutarco Elías Calles (Petacalco)			Condicionada				2,750.1				2,587.6				3,408.6			4,169.1
	Gasoducto Cd. Pemex-Valladolid			Condicionada				0.0				4,019.1				4,729.8			2,828.0
	Gasoducto Samalayuca			Condicionada				0.0				883.5				380.2			346.0
	Proyectos en proceso
	CG Tres Vírgenes			Directa				194.8				132.3				172.0			190.0
	CC Rosarito III			Directa				4,262.6				4,010.7				4,323.3			3,488.2
	CC Chihuahua, 1a. Etapa			Directa				4,151.9				3,906.5				3,512.5			2,868.7
															Continúa....
																Continuación...
Proyecto		Modalidad				Inversión aprobada
		de contratación				1997					1998				1999		2000
	CD San Carlos II			Directa				1,759.7				441.9				575.0			584.2
	Repotenciación CC Fco. Villa (CC Chihuahua III)			Condicionada				878.5				0.0				1,342.5			1,769.0
	CT Guerrero Negro				Directa				230.8				84.9			175.6			192.1
	CC Rio Bravo I (II)				Condicionada				0.0				2,269.0			2,959.1			2,456.9
	CC Monterrey III (II)				Condicionada				0.0				2,439.2			2,083.4			3,131.4
	CC El Sauz (Bajío)				Condicionada				0.0				2,818.4			3,277.9			3,677.3
	CC Hermosillo				Condicionada				0.0				1,165.1			1,248.6			1,799.4
	CC Saltillo				Condicionada				0.0				1,375.0			1,212.6			1,761.5
	CC Altamira II				Condicionada				0.0				2,439.2			2,083.4			3,410.2
	CC Tuxpan II				Condicionada				0.0				2,439.2			2,083.4			3,063.3
	CC Campeche II				Condicionada				0.0				1,478.1			1,247.4			1,363.2
	CC Rosarito (IV)				Condicionada				0.0				2,439.2			2,083.4			2,933.5
	LT Ixtapa-Pie de la Cuesta				Directa				0.0				519.3			635.1			289.2
	LT Noroeste				Directa				0.0				418.3			421.0			353.9
	LT Centro				Directa				0.0				297.0			513.6			384.2
	LT Sureste				Directa				0.0				528.4			627.9			442.7
	SE Centro-Occidente				Directa				0.0				641.6			621.8			381.1
	SE Noreste				Directa				0.0				480.2			591.9			253.7
	SE Sureste				Directa				0.0				644.8			686.9			594.0
	SE Noroeste				Directa				0.0				754.6			785.5			460.4
	CC Naco-Nogales				Condicionada				0.0				1,219.7			1,212.5			1,493.4
	CC Altamira III y IV,				Condicionada				0.0				0.0			4,648.1			5,601.1
	CC Tuxpan III y IV				Condicionada				0.0				0.0			4,648.0			5,450.4
	CC Rio Bravo II (III)				Condicionada				0.0				0.0			2,083.4			2,868.0
	CC La Laguna II				Condicionada				0.0				0.0			1,212.5			3,339.7
	CH Manuel Moreno Torres 2a. Etapa				Directa				0.0				0.0			2,078.6			2,550.8
	LT Red Asociada a Tuxpan II,III y IV				Directa				0.0				0.0			1,088.6			914.7
	LT Red Asociada a Altamira II, III y IV				Directa				0.0				0.0			4,068.3			2,777.0
	LT Naco-Nogales Area Noroeste				Directa				0.0				0.0			356.1			431.1
	LT Manuel Moreno Torres Red Asociada 2a.Etapa)				Directa				0.0				0.0			2,186.8			2,495.2
	LT Red Principal (Sistema Nacional)				Directa				0.0				0.0			2,236.2			1,002.2
	SE Red Principal (Sistema Nacional)				Directa				0.0				0.0			1,817.7			1,357.2
	CG Los Azufres II				Directa				0.0				0.0			755.4			1,358.2
	SE Occidental-Central				Directa				0.0				0.0			703.7			678.6
	SE Oriental-Peninsular				Directa				0.0				0.0			876.9			760.1
	SE Noreste				Directa				0.0				0.0			613.4			742.0
	SE Noreste-Norte				Directa				0.0				0.0			532.9			383.1
	SE Compensación Alta Tensión				Directa				0.0				0.0			116.7			97.1
																Continúa...

									Continuación...
Proyecto		Modalidad			Inversión aprobada
		de contratación			1997	1998	1999	2000
CC El Sauz Conversión de TEG a CC		Directa	0.0			0.0	0.0	2,254.0
CC Altamira V		Condicionada	0.0			0.0	0.0	2,790.8
CC Altamira VI Tamazun-chale		Condicionada	0.0			0.0	0.0	2,800.9
LT Norte-Occidental		Directa	0.0			0.0	0.0	527.3
LT Oriental-Norte		Directa	0.0			0.0	0.0	240.1
LT Saltillo-Cañada		Directa	0.0			0.0	0.0	1,716.3
LT Red Asociada de la Central Altamita VI		Directa	0.0			0.0	0.0	1,106.1
LT Red Asociada de la Central Río Bravo III		Directa	0.0			0.0	0.0	687.0
SE Compensación Norte		Directa	0.0			0.0	0.0	190.0
SE Noroeste-Occidental		Directa	0.0			0.0	0.0	524.1
SE Oriental		Directa	0.0			0.0	0.0	542.6
SE Norte-Occidental		Directa	0.0			0.0	0.0	501.1
Proyectos cancelados o diferidos
San Rafael		n.d.	389.6			0.0	0.0	0.0
Chilatán		n.d.	493.5			0.0	0.0	0.0
CG Maritano-El Chino		n.d.	688.3			539.7	0.0	0.0
Rosarito TG		n.d.	519.5			0.0	0.0	0.0
Rep. Monterrey		n.d.	3,701.5			0.0	0.0	0.0
Rep. Río Bravo		n.d.	708.2			0.0	0.0	0.0
Rep. Campeche		n.d.	1,949.4			0.0	0.0	0.0
CE La Venta II		n.d.	787.3			0.0	0.0	0.0
Adquisición de Grúas Hidráulicas Articuladas		n.d.	876.6			0.0	0.0	0.0
Presa Reguladora Amata		n.d.	220.9			207.9	259.9	0.0
Patio de Carbón II y Patio de Carbón Rio Escondido		n.d.	1,201.3			454.3	0.0	0.0
Mantto. Mayor Tuxpan		n.d.	404.7			0.0	0.0	0.0
Mantto.Mayor Petacalco		n.d.	518.2			0.0	0.0	0.0
Mantto. Mayor Huinalá		n.d.	145.6			0.0	0.0	0.0
Proyecto de Mantto. Integral de Plantas		n.d.	3,401.0			0.0	0.0	0.0
Modernización CENACE		n.d.	678.6			0.0	0.0	0.0
Manejo de Cenizas en Petacalco		n.d.	0.0			649.4	818.0	0.0
Compensación Reactiva		n.d.	0.0			273.0	0.0	0.0
CC La Laguna I		Condicionada	0.0			0.0	1,212.6	0.0
CD El Cajete I		n.d.	0.0			0.0	575.0	0.0
							Continúa...
							Continuación...
Proyecto		Modalidad		Inversión aprobada
		de contratación		1997		1998	1999	2000
Corpus Christi-Matamoros		n.d.	0.0			0.0	2,029.3	0.0
Palo Verde-Mexicali		n.d.	0.0			0.0	5,559.9	0.0
Palo Verde-Santa Ana		n.d.	0.0			0.0	9,114.4	0.0
El Paso-Cd. Juárez		n.d.	0.0			0.0	5,347.0	0.0
FUENTES	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información presentada en los Presupuesto de Egresos de la Federación de 1997 a 2000.
	CG: Central Geotermoeléctrica.
	CT: Central Termoeléctrica.
	CH: Central Hidroeléctrica.
	CE: Central Eólica.
	CC: Central Ciclo Combinado
	LT: Línea de Transmisión.
	SE: Subestación Eléctrica.

Las cifras presentadas en el cuadro anterior, hacen evidente que la planeación y programación realizada por ambas entidades puede tener deficiencias que obligan a cambios sustanciales en los cálculos de la inversión de los proyectos ocasionando modificaciones tanto al alza como a la baja

Adicionalmente se verificó que la CFE canceló la ejecución de 23 proyectos[16] aprobados en los Presupuestos de Egresos de la Federación de 1997, 1998 y 1999, 13 de ellos porque determinó que no cubrían los requerimientos de rentabilidad para efectuar su financiamiento a través del esquema PIDIREGAS; 4 porque no concretó, con el Gobierno de los Estados Unidos de América, los estudios técnico-económicos de compra-venta de energía eléctrica; en 3 porque optó por integrarlos a otros proyectos para conformar uno sólo en cada caso; 1 porque decidió comprar carbón de bajo azufre en lugar de producirlo; y los dos restantes porque determinó ejecutarlos con recursos presupuestarios, en un caso para atender de inmediato los niveles bajos de calidad que presentaba el sistema eléctrico a causa del retraso en la entrada en operación de los bancos de capacitores.

Respecto a PEMEX, se determinó que la entidad difirió la ejecución de 3 proyectos (Crudo Ligero Marino, Ku-Zaap-Maloob y Salina Cruz), por las restricciones en los mercados financieros que impidieron el acceso al crédito para ejecutar los dos primeros proyectos como PIDIREGAS, y otorgó prioridad a las obras para reconfigurar la refinería de Minatitlán, en lugar de la de Salina Cruz, por la obsolescencia de sus instalaciones, que ocasionaba se incumpliera con la normatividad ambiental.

Cabe apuntar que, el retraso, la cancelación y el diferimiento de proyectos revela deficiencias en todo el ciclo de planeación, programación, análisis y autorización de los proyectos por parte de CFE, PEMEX, SENER, SHCP y la CIGF.

Observación

La CFE incluyó en su programa de inversión anual de PIDIREGAS la ejecución de 13 proyectos sin haber efectuado previamente un análisis financiero sobre la rentabilidad de los mismos, los cuales canceló posteriormente al determinar que no cubrían los requerimientos para ser ejecutados por el esquema PIDIREGAS.

Acción Promovida

00-18TOQ-7-366-07-003 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Comisión Federal de Electricidad se cerciore que en su Programa de Inversión Anual de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo que presente para su autorización a la Secretaría de Energía se incluyan únicamente proyectos con rentabilidad financiera demostrada, a fin de evitar su cancelación y los costos administrativos correspondientes.

Observación

La SHCP incluyó en el Presupuesto de Egresos de la Federación la ejecución de 13 proyectos de la CFE, los cuales fueron cancelados por la entidad al determinar que no eran rentables para ser financiados por el esquema PIDIREGAS.

Acción Promovida

00-06100-7-366-07-004 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público verifique que los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo autorizados para su aprobación en el Presupuesto de Egresos de la Federación correspondan a inversiones con rentabilidad financiera demostrada, previo análisis y evaluación de las áreas administrativas y ejecutoras responsables.

Resultado

2.2. INVERSIÓN EJERCIDA EN PIDIREGAS

Se determinó que al igual que lo que sucede con el número de proyectos autorizados por año, con relación a la inversión programada anualmente para PIDIREGAS, sólo un porcentaje se autoriza para ser ejercida en el año, como se muestra en el cuadro siguiente.

Cuadro Núm. 10

INVERSIÓN TOTAL PROGRAMADA Y MONTO A EJERCERSE EN EL AÑO EN PIDIREGAS,

1997-2000

(Millones de pesos de 2000)

Año		Inversión total programada en el año (1)	Inversión anual programada para ejercerse en el año (2)	Porcentaje (3)=(2)/(1)
1997		179,847.6	32,930.8	18.3
1998		319,998.6	57,790.4	18.1
1999		390,861.1	91,522.4	23.4
2000		385,529.1	79,890.0	20.7
FUENTES:	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información presentada en los Presupuestos de Egresos de la Federación de 1997, 1998, 1999 y 2000.

Se determinó que, de los recursos programados para ejercerse en el año, en el curso de los cuatro años de análisis, los inversionistas privados invirtieron menos recursos, como se observa en la gráfica siguiente.

Este comportamiento en el ejercicio de los recursos se explica fundamentalmente por los diferimientos y dilaciones que se presentaron en la licitación y adjudicación de los proyectos de PEMEX y CFE; los retrasos, por parte de CFE, en los trámites para obtener los derechos de paso y la autorización de los estudios de impacto ambiental.

En este último caso, la CFE señaló que esta situación obedece básicamente a los retrasos asociados por una parte, con la carencia y falta de oportunidad de recursos presupuestales autorizados para llevar a cabo este tipo de actividades que requieren de la ejecución de gastos previos, y por otra parte, a los problemas de tenencia de la tierra vinculados sobre todo en el caso de proyectos de líneas de transmisión con la extensión y sinnúmero de propiedades, regímenes de tenencia y localidades que se interceptan con el trazo y desarrollo de las obras.

Otra de las razones para la menor inversión anual reside en que los inversionistas privados registraron atrasos en los avances de obra por problemas en el suministro de los equipos y los materiales de construcción. Sobre el particular, en el informe presentado por la SHCP a la CIGF y a la Auditoría Superior de la Federación, se señala que los inversionistas privados no están obligados a cumplir con los flujos de inversión anuales calendarizados, siempre y cuando no se modifique el costo total del proyecto y la empresa cumpla en tiempo y forma con los compromisos contractuales; en caso contrario tendrían que cubrir penalidades.

La reducción en el ejercicio de los recursos atribuible a las entidades revela falta de planeación de las entidades públicas responsables de los proyectos, lo cual contribuyó a que del presupuesto anual aprobado para ejercerse anualmente en PIDIREGAS, en 1997 se dejara de emplear el 67.3%, en 1998 el 46.8%, en 1999 el 50.3% y en 2000 el 32.7%, como se aprecia a continuación.

Observación

En 1997 se dejaron de invertir el 67.3% de los recursos programados para el inicio de los PIDIREGAS, en 1998 el 46.8%, en 1999 el 50.3% y en 2000 el 32.7%, principalmente porque PEMEX y CFE registraron retrasos en la licitación y adjudicación de los proyectos y CFE en la tramitación para obtener los derechos de paso y los estudios de impacto ambiental.

Acción Promovida

00-18TOQ-7-366-07-004 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Comisión Federal de Electricidad verifique que los recursos programados anualmente para iniciar la ejecución de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo se destinen a aquellos que hayan sido adjudicados y cuenten con las autorizaciones sobre derechos de paso y estudios de impacto ambiental, a efecto de evitar retrasos en la ejecución de los proyectos.

Acción Promovida

00-18T4I-7-366-07-001 Recomendación al Desempeño

Es necesario que Petróleos Mexicanos verifique que los recursos programados anualmente para iniciar la ejecución de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo se destinen a aquellos que hayan sido adjudicados,a efecto de evitar retrasos en la ejecución de los proyectos.

Resultado

Se determinó que la inversión financiada ejercida se incrementó anualmente, en términos reales, en 71.0% al pasar de 10,754.9 millones de pesos de 2000 en 1997 a 53,761.0 millones de pesos en 2000, como se observa en la gráfica siguiente:

Esta tendencia al alza de la inversión financiada, contrasta con la inversión presupuestaria que el Gobierno Federal ejerció en los cuatro años de análisis, la cual disminuyó en 1.4% anual al pasar de 148,704.6 millones de pesos a 142,721.0 millones de pesos en esos mismos años, como se observa en la gráfica siguiente:

De lo expuesto se concluye que, en términos porcentuales, en los últimos cuatro años el Gobierno Federal impulsó el desarrollo de la infraestructura productiva del país con la participación de la inversión privada, de tal forma que en el total de la inversión física la participación de la financiada se incrementó en 20.7 puntos porcentuales al pasar de 6.7% en 1997 a 27.4% en 2000; mientras que la presupuestaria disminuyó en esa misma proporción al pasar de 93.3% a 72.6% en esos mismos años, como se observa a continuación:

Esta tendencia en el comportamiento de la inversión financiada y presupuestaria se observa en la revisión a PEMEX y CFE, que emplearon los dos tipos de inversión en el desarrollo de su infraestructura.

En el caso de PEMEX, en términos reales, la inversión financiada se incrementó anualmente en 78.5%, al pasar de 7,011.8 millones de pesos de 2000 en 1997, a 39,856.7 millones de pesos; y la presupuestaria disminuyó 9.1% anual, al pasar de 41,623.1 millones de pesos de 2000 en 1997 a 31,304.2 millones de pesos, lo cual denota que se presenta una tendencia de sustitución de esta última inversión por la financiada principalmente a partir de 1999, como se observa a continuación.

Por lo que hace a CFE, se determinó que, en términos reales la inversión financiada aumentó de 3,743.1 millones de pesos de 2000 en 1997, a 13,904.3 millones de pesos en 2000, es decir 54.9% anual; y la presupuestaria pasó de 17,483.7 millones de pesos de 2000 en 1997, a 17,096.3 millones de pesos en 2000, lo que significó un decremento promedio del 0.7% anual. Lo anterior hace evidente que frente al dinamismo de la inversión financiada, la presupuestaria perdió terreno.

Al analizar la estructura de la inversión física de las dos entidades públicas, en términos porcentuales, se ratifica lo antes expuesto, ya que mientras que la inversión presupuestaria de PEMEX disminuyó 41.6 puntos porcentuales en dicho periodo al pasar su participación de 85.6% en 1997 a 44.0% en 2000; la financiada se incrementó en la misma proporción al pasar de 14.4% a 56.0%, en esos mismos años: En el caso de CFE, la participación de la inversión presupuestaria pasó de 82.4% en 1997 a 55.1% en 2000, lo que significó una reducción de 27.3 puntos porcentuales, y la financiada aumentó en esa misma proporción al pasar de 17.6% a 44.9%, como se aprecia en la gráfica siguiente.

De lo anterior se concluye que de 1997 a 2000 ambas entidades desarrollaron su infraestructura productiva con la participación creciente de los inversionistas privados bajo el esquema PIDIREGAS.

Resultado

2.3 INVERSIÓN EN PIDIREGAS RESPECTO DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO

Al comparar la inversión autorizada para PIDIREGAS contra el Producto Interno Bruto (PIB) para el periodo 1997-2000, se ratificó el aumento significativo de la inversión en PIDIREGAS, porque mientras en 1997 dicha inversión[17] representó 3.9% del PIB, en 2000 se duplicó al situarse en 7.1%, como se observa en el cuadro y gráfica siguientes:

Cuadro Núm. 11

PIB E INVERSIÓN AUTORIZADA EN PIDIREGAS, 1997-2000

(Millones de pesos de 2000 y porcentajes)

Año	PIB (1)	Inversión autorizada en PIDIREGAS (2)	Participación (%) (3)=(2)/(1)
1997	4,607,644.6	179,847.6	3.9
1998	4,707,226.0	319,998.6	6.8
1999	5,609,682.9	390,861.1	7.0
2000	5,432,355.0	385,529.1	7.1

FUENTE: Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en cifras del Banco de México y de los Presupuesto de Egresos de la Federación de 1997 a 2000.

Con el propósito de establecer, en forma aproximada, el impacto que los recursos aprobados en proyectos de infraestructura productiva de largo plazo podrían alcanzar al final del sexenio 2000-2006, se consideró como indicador el porcentaje que representan con respecto del PIB, generando sobre esta base tres escenarios:

* Conservador (sin crecimiento). En este escenario el indicador se mantiene constante en un nivel igual al promedio histórico.

* Medio (lineal). Este escenario contempla que el indicador crece con una tendencia lineal que pasa por el punto asociado a 1997 y por el punto correspondiente a 2000.

* Alto (exponencial). En este caso el indicador crece con una tasa anual igual a la media geométrica de las tres tasas observadas.

Los tres escenarios figuran en el cuadro y gráfica siguientes.

Cuadro Núm. 12

ESCENARIOS DE CRECIMIENTO DE LOS PIDIREGAS EN RELACIÓN CON EL PIB,

2000-2006

(Porcentaje)

Año	Escenarios
	Sin crecimiento	Alto exponencial	Medio lineal
2000	7.1	7.1	7.1
2001	6.4	8.6	8.1
2002	6.4	10.4	9.1
2003	6.4	12.7	10.2
2004	6.4	15.4	11.2
2005	6.4	18.7	12.2
2006	6.4	22.8	13.3

FUENTE: Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación tomando como base para las proyecciones los registros de Presupuesto de Egresos de la Federación y de los Informes del Banco de México.

Como se observa en la gráfica, bajo las condiciones del escenario conservador, el monto de recursos aprobados llegaría al final del sexenio con un valor igual al promedio histórico (6.4%). Por su parte, en caso de materializarse el llamado escenario de alto crecimiento, para el final del sexenio el monto de los recursos en estos proyectos alcanzaría 22.8% del PIB. Por último, el escenario medio sugiere que para 2006 los recursos aprobados podrían representar 13.3% del PIB.

Así, con base en la información disponible y bajo el supuesto de que en lo que resta del sexenio 2000-2006 el desarrollo de proyectos a través de la figura PIDIREGAS no se ve afectado por una decisión de orden estructural mayor, puede considerarse que, aproximadamente, para el último año del sexenio los correspondientes recursos aprobados de inversión financiada total representarían entre 6.4% y 22.8% del PIB.

Resultado

2.4. INVERSIÓN EN PIDIREGAS RESPECTO DE LA DEUDA PÚBLICA.

En relación con la deuda pública, la inversión en PIDIREGAS ha mostrado aumentos significativos, como se expone en el cuadro y la gráfica siguientes.

Cuadro Núm. 13

COMPORTAMIENTO DE LA DEUDA PÚBLICA Y DE LA INVERSIÓN EN PIDIREGAS, 1997-2000,

(Millones de pesos de 2000 y porcentajes)

Año	Deuda Pública					Inversión	Comparativo PIDIREGAS en
		Total		Interna	Externa	autorizada en	proporción de:
		(1)		(2)	(3)	PIDIREGAS ¹^/ (4)	Deuda Pública Total (4)/(1)	Deuda Pública Interna (4)/(2)	Deuda Pública Externa (4)/(3)
1997		1,336,242.7		428,513.3	907,729.4	179,847.6	13.5	42.0	19.8
1998		1,465,526.4		491,025.5	974,501.0	319,998.6	21.8	65.2	32.8
1999		1,418,920.1		574,497.1	844,423.0	390,861.1	27.5	68.0	46.3
2000		1,401,428.8		691,721.5	709,707.3	385,529.1	27.5	55.7	54.3

FUENTE:			Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación, con base en la información de los Presupuestos de Egresos de la Federación 1997, 1998, 1999 y 2000.
1/:			Incluye el total de la inversión autorizada para cada año en proyectos nuevos y la autorizada para proyectos de años anteriores sin descontar, en los casos de los proyectos concluidos y las obras terminadas los pagos ya amortizados cuyo desglose no se presentó en la Cuenta Pública para ninguno de los años analizados.

Se determinó que, en términos porcentuales, de 1997 a 2000 la inversión en PIDIREGAS aumentó su proporción dentro de la deuda pública total en 14.0 puntos porcentuales, al pasar de 13.5% en el primero de los años a 27.5% en el último. En relación a la deuda pública interna el incremento fue de 13.7 puntos porcentuales pasando de 42.0% a 55.7% en esos mismos años; y en comparación con la deuda pública externa, aumentó en 34.5 puntos porcentuales, al pasar de 19.8% en 1997 a 54.3% en 2000.

Si la inversión en PIDIREGAS se contabilizara como deuda del Gobierno Federal, el débito nacional se habría incrementado anualmente en 5.6%, al aumentar de 1,516,090.3 millones de pesos en 1997 a 1,786,957.9 millones de pesos en 2000, como se aprecia en el siguiente cuadro.

Cuadro Núm. 14

DEUDA PÚBLICA TOTAL E INVERSIÓN EN PIDIREGAS, 1997-2000

(Millones de pesos de 2000)

Año		Deuda Pública Total (1)	Inversión aprobada en PIDIREGAS (2)	Total (3)=(1)+(2)
1997		1,336,242.7	179,847.6	1,516,090.3
1998		1,465,526.4	319,998.6	1,785,525.0
1999		1,418,920.1	390,861.1	1,809,781.2
2000		1,401,428.8	385,529.1	1,786,957.9
FUENTE:	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información presentada en las Cuentas de la Hacienda Pública Federal y en los Presupuestos de Egresos de la Federación de 1997, 1998, 1999 y 2000.

Resultado

2.5. EFICACIA EN EL CUMPLIMIENTO DE LAS METAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA DE LOS PROYECTOS PIDIREGAS CONCLUIDOS

Al cierre del ejercicio 2000, se registraron 18 proyectos concluidos y en operación y 3 con cierres parciales y en operación, lo que hace un total de 21 proyectos. De éstos, 15 estaban bajo la responsabilidad de CFE y 6 a cargo de PEMEX, como se muestra en la gráfica siguiente:

Por modalidad de contratación, los PIDIREGAS concluidos se distribuyen de la forma siguiente:

Respecto al cumplimiento de las metas previstas en materia de generación de bienes y servicios energéticos, en los PIDIREGAS concluidos se observó que en 3 proyectos concluidos parcialmente (Cantarell, Cuenca de Burgos y Delta del Grijalva) se cumplieron las metas también parcialmente; en 1 terminado totalmente (Cadereyta) se alcanzó parcialmente lo programado; en 6 se superaron las metas originales y en 11 se lograron los niveles esperados, como se observa a continuación.

Cuadro Núm. 15

EFICACIA EN EL CUMPLIMIENTO DE METAS EN MATERIA DE GENERACIÓN

EN PROYECTOS CONCLUIDOS

2000

Concepto	Unidad	Metas		Variación	Eficacia
	de medida	Prevista (1)	Alcanzada (2)	Absoluta (3)=(2)-(1)		(%) (4)=(2)/(1)
PEMEX
Exploración y Producción
Burgos	Gas mmpcd Condensados mbd	1,400.0 18.2	1,004.8	(395.2)		71.8
Delta de Grijalva	Gas mmpcd Crudo mbd	144.7 46.7	240.4 67.3	95.7 20.6		166.1 144.1
Cantarell	Gas mmpcd Crudo mbd	2,058.6	638.8 1,509.5	n.c. (549.1)		n.c. 73.3
Planta de Nitrógeno	Nitrógeno mmpcd	200.0	1,200.0	1,000.0		600.0
Refinación
Cadereyta	Crudo mbd Gasolina mbd Intermedios¹^/ mbd	279.0 63.5 68.5	120.3 67.7 45.4	(158.7) 4.2 (23.1)		43.1 106.6 66.3
Gas y Petroquímica Básica
Planta Criogénica II	Gas mmpcd	600.0	600.0	0.0		100.0
CFE
Generación
Samalayuca II	MW	505.8	505.8	0.0		100.0
CG Cerro Prieto IV	MW	100.0	100.0	0.0		100.0
Mérida III	MW	484.0	484.0	0.0		100.0
Monterrey II	MW	484.2	484.2	0.0		100.0
Insumos para Generación
TC Petacalco	ton/año	6 X 10⁶	6 X 10⁶	0.0		100.0
Gasoducto Samalayuca	m³/día	5.1 X 10⁵	5.1 X 10⁵	0.0		100.0
Gasoducto Pemex-Valladolid	m³7día	10.4 X 10⁶	15.5 X 10⁶	5.1 X 10⁶		101.0
Transformación
Subestaciones SF6	MVA	2,015.0	2,145.0	130.		106.4
Noroeste	MVA	1,326.0	1,327.0	1.0		100.1
Occidental	MVA	1,785.0	1,785.0	0.0		100.0
Oriente-Centro	MVA	1,376.0	1,376.0	0.0		100.0
Sureste Peninsular	MVA	493.0	493.0	0.0		100.0
				Continúa...

Concepto		Unidad	Metas		Variación	Eficacia
		de medida	Prevista (1)	Alcanzada (2)	Absoluta (3)=(2)-(1)		(%) (4)=(2)/(1)
Transmisión
Cable Submarino Cozumel		Km-C	81.0	81.0	0.0		100.0
Sureste-Peninsular		Km-C	800.0	1,202.4	402.4		150.3
Noroeste		Km-C	988.0	1,098.0	110.0		111.1
FUENTES:	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información del Presupuesto de Egresos de la Federación de 2000, y el Informe Anual sobre la Evolución de los Proyectos de Infraestructura de Largo Plazo al cierre de 2000 (PIDIREGAS), proporcionado por la SHCP.
	Mmpcd: Millones de pies cúbicos por día. Mbd: Miles de barriles por día. MW: Mega Watts. MVA: Mega Volts Amper. KM: Kilómetro-Circuito.

Lo anterior revela que el esquema de inversión en proyectos de infraestructura productiva de largo plazo permite aumentar la capacidad de generación de energía con eficacia y que en este aspecto las metas programadas sí se han alcanzado en los proyectos concluidos.

Del análisis efectuado a las metas alcanzadas en los cuatro proyectos de generación de energía eléctrica (Samalayuca II, Cerro Prieto IV, Monterrey II y Mérida III) puestos en operación en 2000, se determinó que la CFE logró incrementar en 1,574.0 MW la capacidad de generación de energía eléctrica, lo que significó que se cubriera 11.9% de la meta establecida por la SENER para el mediano plazo en el documento Prospectiva del Sector Eléctrico 1997-2006 de incrementar en 13,189.2 MW la capacidad de generación de energía eléctrica en ese periodo, por lo cual la capacidad a alcanzar en los subsecuentes ejercicios es de 11,615.2 MW, como se muestra a continuación.

Lo anterior significa que, para que al final del sexenio 2000-2006 se alcance la meta de generación establecida, el incremento promedio anual en MW deberá ser del 14.7%, esto es, 1,938.8 MW anuales.

Resultado

2.6. IMPACTO DE LOS PIDIREGAS EN PROCESO, EN LA GENERACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS DE CFE

Al cierre del ejercicio 2000, de los 78 proyectos vigentes 57 se encontraban en proceso de construcción, adjudicación, dictaminación ó licitación. De estos últimos 53 correspondían a la CFE, distribuidos en generación (25 proyectos), transformación (14 proyectos) y transmisión (14 proyectos) de energía eléctrica; y 4 de PEMEX, orientados a modernizar las refinerías de Madero, Minatitlán, Salamanca y Tula, para elevar su productividad.

En cuanto a los 53 PIDIREGAS, a cargo de la CFE, se determinó que la conclusión de los proyectos está prevista entre 2001 y 2004, y que de acuerdo con las metas previstas para cada uno de ellos, la entidad aumentaría en 27.2% la capacidad instalada de generación de energía eléctrica, en 9.8% la de transformación y 20.2% la de transmisión, como se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Núm. 16

INCREMENTO ESTIMADO DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN LA CFE CON LOS PIDIREGAS

Concepto		Unidad de medida	Capacidad instalada	Capacidad a instalar con	Aumento estimado en la capacidad instalada en términos:
			al 2000 (1)	PIDIREGAS 2001-2004 (2)	Absoluto (3)=(2)-(1)		Relativo % (4)=(2)/(1)
Generación		MW	35,869.0	45,631.0		9,762.0	27.2

Transformación		MVA	139,519.0	153,201.8		13,682.8	9.8

Transmisión		Km-C	35,271.0	42,407.1		7,136.1	20.2
FUENTE:	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en la información del Presupuesto de Egresos de la Federación de 2000, y el Informe Anual sobre la Evolución de los Proyectos de Infraestructura de Largo Plazo al cierre de 2000 (PIDIREGAS), proporcionado por la SHCP.
MW MVA Km-C	Mega Watts. Mega Volts Amper. Kilómetro-Circuito.

En el cuadro anterior se observa que en el periodo 2001-2004, la CFE estaría en posibilidad de aumentar en promedio anual, la capacidad de generación de energía eléctrica, en 2,440.5 MW, la de transformación en 3,420.7 MVA y la de transmisión en 1,784.0 Km, metas que en el caso de generación resultan superiores a lo requerido anualmente de acuerdo con el documento Prospectiva del Sector Eléctrico 1997-2006.

Resultado

3. ANÁLISIS FINANCIERO

3.1. RENTABILIDAD DE LOS PROYECTOS PIDIREGAS CONCLUIDOS

El análisis de rentabilidad se enfocó a los 18 proyectos concluidos de forma total y a los 3 concluidos parcialmente; de éstos, 16 fueron contratados bajo los esquemas CAT (11 proyectos) y OPF (5 proyectos), por lo que para el análisis de rentabilidad se revisó el flujo neto (ingresos menos egresos) obtenido a partir del inicio de la amortización, respecto de los 5 proyectos restantes que fueron realizados bajo la modalidad PIE o PEE, el análisis de la ASF se centró en los pagos que la CFE efectuó por la compra de energía eléctrica y de los insumos para generarla y, en el caso de PEMEX, aunque oficialmente se trata de una OPF, por su forma de operación la adquisición del nitrógeno para inyectarlo en el activo Cantarell constituye un PIDIREGA de tipo PEE y bajo esta óptica se analizó.

De los 16 proyectos concluidos y operados como CAT y OPF, 11 están a cargo de la CFE (3 de generación, 3 de transmisión y 5 de transformación), entraron en operación comercial de 1998 a 2000 y fueron contratados como CAT; y los 5 restantes, bajo la responsabilidad de PEMEX (3 de exploración y producción, 1 de refinación y otro más de gas), se realizaron por el esquema OPF; de éstos, 2 se terminaron totalmente y 3 parcialmente, aunque ya están en operación.

Con el análisis se determinó que de los 16 proyectos evaluados, 2 (Samalayuca II y Cadereyta) no generaron recursos suficientes para cubrir su financiamiento durante el periodo 1998-2000; 6 proyectos no registraron ingresos en el primer año de su operación, aun cuando sí tuvieron egresos por concepto de amortización e intereses; y en los 8 proyectos restantes se observó que los ingresos generados sí fueron suficientes para cubrir los gastos de su financiamiento desde su inicio en 2000. Los resultados por proyecto se presentan en el cuadro siguiente:

Cuadro Núm. 17

FLUJO NETO DE PROYECTOS CONCLUIDOS, CONTRATADOS POR LOS ESQUEMAS

CAT Y OPF, 1998-2000

(Millones de pesos corrientes)

Entidad/proyecto	Ingresos	Egresos				Flujo
	(1)	Gastos de operación (2)	Amortización (3)	Intereses (4)	Total (2)+(3)+(4) (5)	Neto (6)=(1)-(5)
CFE
Generación	2,443.6	1,423.1	875.7	1,761.6	4,060.4	(1,616.8)
Samalayuca II	1,818.7	1,161.9	837.1	1,665.4	3,664.4	(1,845.7)
1998	-	-	-	142.3	142.3	(142.3)
1999	-	-	356.2	659.2	1,015.4	(1,015.4)
2000	1,818.7	1,161.9	480.9	863.9	2,506.7	(688.0)
Cerro Prieto IV	268.1	76.3	38.6	50.9	165.8	102.3
2000	268.1	76.3	38.6	50.9	165.8	102.3
Monterrey II	356.8	184.9	0.0	45.3	230.2	126.6
2000	356.8	184.9	-	45.3	230.2	126.6
Transmisión	1,704.9	10.1	113.3	256.0	379.4	1,325.5
LT 211 Cable Submarino Cozumel	1,305.9	0.0	73.5	114.6	188.1	1,117.8
1999	-	-	-	23.9	23.9	(23.9)
2000	1,305.9	-	73.5	90.7	164.2	1,141.7
LT 214 y 215 Sureste-Peninsular	84.5	5.8	6.7	34.2	46.7	37.8
2000	84.5	5.8	6.7	34.2	46.7	37.8
LT 216 y 217 Noroeste	314.5	4.3	33.1	107.2	144.6	169.9
1999	-	-	-	14.6	14.6	(14.6)
2000	314.5	4.3	33.1	92.6	130.0	184.5
Transformación	1,515.0	41.1	154.5	327.5	523.1	991.9
212 y 213 SF6	242.1	3.2	71.4	140.4	215.0	27.1
1999	-	-	8.1	11.9	20.0	(20.0)
2000	242.1	3.2	63.3	128.5	195.0	47.1
SE 218 Noroeste	458.7	9.9	20.9	46.4	77.2	381.5
2000	458.7	9.9	20.9	46.4	77.2	381.5
SE 219 Sureste-Peninsular	378.0	6.4	38.8	36.6	81.8	296.2
1999	-	-	11.2	7.6	18.8	(18.8)
2000	378.0	6.4	27.6	29.0	63.0	315.0
SE 220 Oriental-Centro	166.3	8.6	18.8	43.2	70.6	95.7
1999	-	-	-	0.4	0.4	(0.4)
2000	166.3	8.6	18.8	42.8	70.2	96.1
SE 221 Occidental	269.9	13.0	4.6	60.9	78.5	191.4
1999	-	-	-	12.3	12.3	(12.3)
2000	269.9	13.0	4.6	48.6	66.2	203.7
					Continúa...

					Continuación...
Entidad/proyecto	Ingresos	Egresos				Flujo
	(1)	Gastos de operación (2)	Amortización (3)	Intereses (4)	Total (2)+(3)+(4) (5)	Neto (6)=(1)-(5)
PEMEX	=
Exploración y Producción	327,859.2	9,861.9	1,927.4	5,921.0	17,710.3	310,148.9
Burgos	27,250.2	1,732.1	643.1	777.7	3,152.9	24,097.3
1997	3,176.6	304.2	-	-	304.2	2,872.4
1998	4,590.0	359.2	-	-	359.2	4,230.8
1999	7,052.9	483.5	-	-	483.5	6,569.4
2000	12,430.7	585.2	643.1	777.7	2,006.0	10,424.7
Delta del Grijalva	21,529.6	3,573.0	75.7	166.2	3,814.9	17,714.7
1998	5,404.5	960.0	-	-	960.0	4,444.5
1999	6,646.1	1,155.7	-	-	1,155.7	5,490.4
2000	9,479.0	1,457.3	75.7	166.2	1,699.2	7,779.8
Cantarell	279,079.4	4,556.8	1,208.6	4,977.1	10,742.5	268,336.9
1997	54,171.2	891.7	-	-	891.7	53,279.5
1998	40,314.0	947.8	-	-	947.8	39,366.2
1999	64,040.8	802.0	-	-	802.0	63,238.8
2000	120,553.4	1,915.3	1,208.6	4,977.1	8,101.0	112,452.4
Refinación	0.0	0.0	511.0	652.5	1,163.5	(1,163.5)
Cadereyta	0.0	0.0	511.0	652.5	1,163.5	(1,163.5)
2000	0.0	0.0	511.0	652.5	1,163.5	(1,163.5)
Gas y Petroquímica Básica	11,935.9	9,620.3	100.8	155.5	9,876.6	2,059.3
Planta Criogénica	11,935.9	9,620.3	100.8	155.5	9,876.6	2,059.3
1999	3,763.4	3,149.0	-	-	3,149.0	614.4
2000	8,172.5	6,471.3	100.8	155.5	6,727.6	1,444.9

FUENTE: Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base a la información proporcionada por PEMEX Exploración y Producción, PEMEX Refinación y PEMEX Gas y Petroquímica Básica, así como por CFE.

En el caso de Samalayuca II se observó que la CFE empezó a pagar los intereses desde 1998 y la amortización a partir de 1999, sin que el proyecto hubiera generado ingresos; además, también se constató que, si bien en 2000 la entidad obtuvo ingresos en dicho proyecto por la venta de energía eléctrica, éstos no fueron suficientes para cubrir los costos de su financiamiento (amortización e intereses) correspondiente a ese año.

En 6 proyectos de la CFE, 2 de transmisión (Cable Submarino Cozumel y Noroeste) y 4 de transformación (SF 6, Sureste-Peninsular, Oriental-Centro y Occidental), se observó que el financiamiento empezó a pagarse en 1999, antes de haber generado ingresos, los cuales inician su flujo hasta el año 2000, por lo cual las erogaciones para cubrir las obligaciones correspondientes debieron realizarse con recursos presupuestales.

En los 4 proyectos restantes de la CFE, 2 de generación (Cerro Prieto IV y Monterrey II), 1 de transmisión (Sureste-Peninsular) y otro más de transformación (Noroeste), se observó que los ingresos generados en 2000 fueron suficientes para cubrir el costo del financiamiento, mismo que empezó a pagarse ese mismo año.

En lo que se refiere a los proyectos de PEMEX, se observó que en 4 de ellos, 3 de exploración y producción (Burgos, Delta del Grijalva y Cantarell), así como el de producción de gas (Planta Criogénica), los ingresos generados por la venta de sus productos superaron los gastos de su financiamiento, mismo que empezó a cubrirse a partir de 2000, no habiendo registrado desfases entre los ingresos y los egresos.

En el caso del proyecto Cadereyta los reportes de Pemex Refinación indican que con motivo de la reconfiguración de la refinería, la misma no fue entregada en su totalidad porque la contratista retrasó la construcción de los ductos y poliductos externos a la refinería por problemas de afectaciones de tierra y derechos de paso que el organismo no resolvió con oportunidad. Por lo antes señalado las obras fueron entregadas en el primer semestre del año, pero no generaron ingresos en 2000, aun cuando en ese año dio inicio el pago del financiamiento de las obras realizadas con recursos presupuestales.

El no generar oportunamente ingresos suficientes, para cubrir el financiamiento de algunos proyectos, implicó que tanto la CFE y PEMEX tuvieran que cubrir el pago correspondiente con recursos presupuestarios, que fue del orden de 3,099.2 millones de pesos, de los cuales 62.3% (1,935.7 millones de pesos) pagó la CFE (142.3 millones de pesos en 1998, 1,105.4 millones de pesos en 1999 y 688.0 millones de pesos en 2000); y 37.7% (1,163.5 millones de pesos) PEMEX. Dicho monto representó un 6.4% de la inversión física presupuestaria ejercida por ambas entidades en 2000, el cual no estaba contemplado en los proyectos originales para ser cubierto con recursos presupuestarios.

Observación

En 1998 y 1999, la CFE pagó con recursos presupuestarios los intereses y las amortizaciones de siete proyectos, en uno de ellos (Samalayuca II) porque los ingresos generados con su operación resultaron insuficientes para cubrir dichas erogaciones y seis (LT 211 Cable Submarino Cozumel, LT 216 y 217 Noroeste, SE 212 y 213 SF6, SE 219 Sureste-Peninsular, SE 220 Oriental-Centro y SE 221 Occidental) no registraron ingresos en el primer año de su operación. Esta situación también se presentó con PEMEX que realizó pagos por los conceptos referidos en el proyecto Cadereyta. Lo anterior se aparta de lo establecido en el artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública.

Acción Promovida

00-06100-7-366-07-005 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público desarrolle e implemente mecanismos financieros que permitan a las entidades públicas que ejecutan Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo disponer de fuentes alternativas de ingresos para cubrir las obligaciones de pago derivadas de los financiamientos en los casos en que los proyectos en operación no generen los recursos suficientes para su pago durante los primeros tres años, a fin de prevenir afectaciones al presupuesto autorizado por la H. Cámara de Diputados.

Resultado

En los 5 proyectos en operación, contratados por la CFE por la modalidad PIE o PEE, 4 de CFE (Terminal de Carbón Petacalco, Mérida III, y Gasoductos Samalayuca y Ciudad Pemex-Valladolid) y 1 de PEMEX (Planta de Nitrógeno), la ASF constató que al cierre del ejercicio 2000, en conjunto, ambas entidades habían erogado 2,694.9 millones de pesos, de los cuales el 71.5% había sido pagado por CFE y 28.5% por PEMEX, como se aprecia en el cuadro siguiente.

Cuadro Núm. 18

PRESUPUESTO EJERCIDO EN LOS PIDIREGAS CONTRATADOS COMO PIE O PEE, 1999-2000

(Millones de pesos corrientes)

Entidad/proyecto		Pagos Fijos (1)	Pagos Variables (2)	Total (3)=(1)+(2)	Participación (%)
Total		1,505.1	420.6	2,694.9	100.0
CFE TC Petacalco		1,505.1 1,104.4	420.6 0.4	1,925.7 1,104.8	71.5
1999		467.5	0.2	467.7
2000		636.9	0.2	637.1
CC Mérida III		0.0	407.3	407.3
2000		0.0	407.3	407.3
Gasoducto Cd. Pemex-Valladolid		219.0	5.0	224.0
1999		51.5		51.5
2000		167.5	5.0	172.5
Gasoducto Samalayuca		181.7	7.9	189.6
1998		59.3	1.7	61.0
1999		63.8	2.4	66.2
PEMEX		0.0	0.0	769.2 ²^/	28.5
Planta de Nitrógeno ^1/				769.2 ²^/
2000				769.2 ²^/

FUENTE:	Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base a la información proporcionada por PEMEX Exploración y Producción, PEMEX Refinación y PEMEX Gas y Petroquímica Básica, así como por CFE.
1/	De acuerdo con los reportes de PEMEX Exploración y Producción, el importe por el suministro de nitrógeno fue de 81,352.3 miles de dólares. Para la cifra en pesos se consideró una paridad promedio de 9.4556 pesos/dólar.

Cabe señalar, que en el caso del proyecto Central de Ciclo Combinado Mérida III, en los reportes de la CFE se observa que en 2000 obtuvo ingresos por 524.5 millones de pesos por la venta de la energía eléctrica recibida de este proyecto, lo cual le permitió cubrir los pagos pactados al inversionista privado que ascendieron a 407.3 millones de pesos, quedando un remanente para la Comisión de 117.2 millones de pesos.

Asimismo, con respecto del proyecto Mérida III, de la visita realizada por servidores públicos de la ASF se determinó que la central operaba con 34 personas; mientras que para una con capacidad de generación similar, el personal que la CFE destina para su operación es cuando menos 10 veces superior ennúmero, lo que es indicativo de una mayor eficiencia en los proyectos de tipo PEE con respecto a obras similares operadas por CFE, aunque ello no implica que la mayor eficiencia se traduzca en mayores beneficios para los consumidores, lo cual estaría determinado por el precio contratado para la adquisición por parte de la CFE (incluyendo cargo por capacidad fija y cargo variable).

Sobre el particular la CFE señaló que respecto de una Central de Ciclo Combinado con capacidad de generación similar a la de Mérida III (484 MW), como es el caso de Chihuahua II (448 MW), donde la CFE utiliza un total de 77 trabajadores, una de las características más importantes es que la Comisión se encarga de dar todos los servicios de apoyo que requiere la operación de la central, como son los relacionados con el mantenimiento que garanticen la continuidad del servicio, así como los servicios administrativos.

Resultado

3.2. ASPECTOS GENERALES

Con objeto de analizar el desempeño financiero de los proyectos realizados bajo el esquema PIDIREGAS en los cuales una condición determinante es que tengan rentabilidad demostrada y que generen, desde el inicio, el suficiente flujo de recursos para el pago de las obligaciones contraídas, se llevó a cabo una revisión de las prácticas internacionales que se aplican en la valuación de proyectos de inversión, ya que la propia normatividad señala que la autorización de la SHCP sólo podrá darse en el caso de "aquellos proyectos en que los riesgos de operación y de contratación que las entidades asuman, sean congruentes con las condiciones financieras que se establezcan en los mismos, considerando las condiciones imperantes para operaciones semejantes en los mercados financieros internacionales".[18]

Al respecto, se observó que la práctica internacional para valuación de proyectos de inversión establece que ésta se lleva a cabo a través del cálculo de su Valor Presente Neto (VPN) y otros indicadores relacionados; y es también uno de los requisitos normativos establecidos para la presentación de proyectos PIDIREGAS, al igual que un análisis de sensibilidad.

En cuanto al análisis de sensibilidad de los proyectos se determinó que un factor fundamental es la consideración de los riesgos, que en el caso de los proyectos de infraestructura de largo plazo se clasifican en dos grandes grupos: el primero está asociado a la fase de construcción del proyecto y el segundo a la de operación; a éstos se suman los riesgos de fondo que pueden provenir del entorno económico.

Respecto de los riesgos en la fase de construcción los más comunes se relacionan con retrasos en la construcción, incremento en los costos de construcción, modificaciones al diseño de la construcción y riesgos ambientales.

Por lo que hace a la fase de operación, los riesgos más recurrentes son los incrementos en costos de operación, las disminuciones en los ingresos derivados de la operación, el riesgo de obsolescencia y los riesgos ambientales.

Finalmente, entre los riesgos económicos los más importantes se ubican en la tasa de interés, ya que los recursos con los que se realizan este tipo de proyectos provienen de créditos, así como del riesgo cambiario, ya que la mayoría de los grandes proyectos de inversión hacen uso de recursos y generan pasivos denominados en moneda extranjera; pero en el caso de la CFE y una parte de los ingresos de PEMEX, los flujos de ingresos que reciben son en moneda local, por lo que variaciones en los tipos de cambio pueden generar alteraciones significativas en los beneficios programados.

En un análisis de sensibilidad la valuación conjunta o individual de estos riesgos a través de cambios en variables relevantes es fundamental para tener una idea aproximada de la resistencia o fragilidad de los proyectos en escenarios alternativos.

Con la revisión de la información proporcionada por las entidades en la Solicitud de Autorización del Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento, se determinó que la documentación que acompaña a las solicitudes de dictamen de los proyectos PIDIREGAS es heterogénea, tanto en calidad como en cantidad de una a otra entidad. En términos generales, la información es insuficiente para la valuación de estas iniciativas como proyectos de inversión con riesgo y con frecuencia se presentan inconsistencias en la información financiera que acompaña las solicitudes o existen casos de proyectos que abordan el mismo concepto en distintas secciones de la documentación, pero reportan información diferente en cada una de ellas, sin una explicación apropiada.

En los casos donde la información es más abundante, se incluyen documentos que describen aspectos generales sobre el sector (demanda, producción y planes estratégicos, por ejemplo), documentos técnicos que describen los aspectos tecnológicos y de ingeniería asociados al desarrollo de la infraestructura y finalmente, la información que se refiere al horizonte del proyecto y sus flujos de ingresos y egresos esperados que corresponden a un escenario particular.

En los casos con información abundante, en ocasiones, el mismo proyecto se presenta en diversas versiones que se comparan como alternativas de inversión por los distintos momentos en que son presentadas. Como contraparte negativa, también se presenta el caso de que un proyecto aparece en el formato de la solicitud de dictamen con una estructura que no corresponde con ninguna de las consideradas previamente.

Cabe apuntar, que los proyectos mejor documentados, que presentan la estructura del proyecto (horizonte, flujo de ingresos y flujo de egresos) con un nivel de desagregación que si bien no es el máximo posible es útil e incluyen una evaluación, e incluso algunos también consignan algunas pruebas de fragilidad, aunque sean de alcance limitado, son los presentados por PEMEX. La información de estos proyectos incluye una descripción de algunas de las fuentes de ingreso y para cada una de esas fuentes se reporta el flujo correspondiente, presentándose una descripción similar para los egresos.

En general, los proyectos mencionados abordan la evaluación como iniciativas de inversión y, por separado, los aspectos relacionados con su financiamiento. La primera parte, habitualmente es mucho más detallada que la segunda, posiblemente como consecuencia de que la evaluación suele concluir que la iniciativa es autofinanciable.

En el otro extremo existen proyectos cuya documentación es insuficiente para efectos de evaluación. No se acompañan documentos generales o técnicos, o estos son de naturaleza prácticamente contextual con escasa relevancia para fines de evaluación. En estos casos la información sobre la estructura del proyecto se presenta agregada de una forma que no posibilita una evaluación completa como proyectos de inversión.

En estos casos toda la información referente a los ingresos y egresos de la iniciativa de inversión se presenta agregada en una sola columna, bajo la denominación de beneficios netos de operación, con valores invariablemente positivos. La forma de solicitud de dictamen considera estos beneficios como ingresos y al servicio del eventual financiamiento como los egresos del proyecto. La evaluación resultante parte de la hipótesis de que la operación del proyecto producirá beneficios positivos bajo cualquier escenario y, en esas condiciones, se limita a evaluar la estructura del financiamiento. Los proyectos con estas características proceden prácticamente en su totalidad de la CFE.

Estos proyectos de CFE no incluyen los cronogramas de ingresos y egresos por separado; únicamente reportan las diferencias bajo la denominación de beneficios netos de operación que en todos los casos son positivos.

Esta limitación de la información impide llevar a cabo pruebas de fragilidad completas. En estas condiciones las evaluaciones solo examinan la resistencia de los proyectos frente a cambios en la estructura del financiamiento. Los resultados que se reportan en los escenarios de estos proyectos se consideran con el propósito de dar un tratamiento homogéneo a todos los proyectos, pero su valor es limitado para una eventual toma de decisiones por las deficiencias de origen en la información que se presenta.

Aún así, en algunos proyectos cuya evaluación se presenta en el siguiente apartado, a pesar de la información insuficiente, esto es, aún con algunos riesgos potenciales ocultos, hay proyectos que se presentan como frágiles y pueden fracasar simplemente como consecuencia de cambios en el plan de financiamiento; situación grave y que debe ser analizada en los procesos de evaluación, autorización y decisión para la realización de los mismos.

Como corolario de este señalamiento puede decirse que, la información financiera que se presenta para los proyectos PIDIREGAS, en general, no tiene el nivel de desagregación y detalle necesarios para una evaluación completa. Para llevar a cabo el análisis del proyecto es necesario calcular el VPN bajo distintos escenarios. En particular, para obtener conclusiones útiles sobre la fragilidad del proyecto es indispensable contar con la información de ingresos y egresos por separado y con el mayor detalle posible, puesto que las diferentes fuentes de ingresos no necesariamente presentan las mismas variaciones en los mismos tiempos, es fundamental, por lo tanto, contar con la desagregación por origen. Lo mismo ocurre con los egresos (costos).

Otro punto importante es el relativo a que una de las principales causas de la fragilidad de un proyecto de inversión es el retraso. Si la construcción sufre un retraso, habitualmente se incrementan los costos. Aún si ese no es el caso, el retraso impacta la generación de ingresos y con ello la estructura del proyecto. Por otra parte, las pruebas de resistencia correspondientes no pueden llevarse a cabo si la información se presenta en términos de "beneficios netos" (la diferencia de ingresos menos egresos) que implica un apareamiento de los dos cronogramas que no se puede alterar en los escenarios. Este es el caso de todos los proyectos presentados por la CFE.

Por lo señalado, al realizar el análisis y proyectar distintos escenarios de los proyectos de CFE resulta en general muy difícil generar escenarios bajo los cuales los proyectos vean comprometida su viabilidad. Este hecho no refleja una fortaleza de estas iniciativas de inversión; por el contrario, significa que la información disponible no tiene la suficiente desagregación para realizar las pruebas necesarias.

En la documentación de los proyectos de la CFE existen secciones enteras que son comunes a varias solicitudes. Esa información es de naturaleza general, típicamente establece el contexto para la presentación de la solicitud, pero no contiene información útil para efectos de la evaluación del proyecto de inversión. La profusión y amplitud de estas secciones contrasta con la falta de información necesaria para la evaluación financiera.

Y es que, los proyectos de la CFE sólo reportan el monto de los beneficios netos para cada año de operación. No existen datos (en la documentación disponible) sobre, por ejemplo, los costos de operación. Una evaluación con este tipo de datos es poco informativa.

Otro punto a considerar es el relativo a que, cuando se reporta el empleo de modelos para la generación de pronósticos (de demanda, precios y costos, por ejemplo), la correspondiente documentación técnica es, en general, limitada o inexistente. En algunos casos aún los cálculos más elementales no son abiertos; por ejemplo, no siempre se indica con precisión cual es la tasa de descuento (interés) para el cálculo del VPN y lo mismo ocurre con la fecha de valuación que se utiliza.

Por lo que hace al análisis de sensibilidad, ambas entidades dan un escenario básico de proyecciones aunque en el caso de PEMEX se presentan elementos importantes que permiten el diseño de escenarios alternos como son los precios de los productos, los volúmenes de producción, los egresos totales y los ingresos totales; en el caso de la CFE sólo se presenta información a nivel de flujo sin que sea posible evaluar los cambios en factores determinantes como son niveles de precio, volúmenes de producción y costos, entre otros.

En el caso de PEMEX, sólo se presenta un escenario alternativo al básico el cual considera cambios en una sola variable de las que muy posiblemente puedan influir en el desempeño del proyecto; sin embargo la CFE no presenta ningún escenario alternativo.

Lo anterior es significativo en el análisis financiero de este tipo de proyectos ya que, los resultados de proyectos PIDIREGAS son, por su propia naturaleza, inciertos y existe por tanto un nivel de riesgo que debe valorarse bajo diferentes escenarios, aunque sea de manera aproximada.

De ahí que, la Auditoría Superior de la Federación (ASF) en el análisis financiero del desempeño de los proyectos PIDIREGAS realizó la identificación y el análisis de los componentes de los proyectos de inversión de PEMEX y de la CFE que, por su naturaleza, involucran incertidumbre y tienen una contribución especialmente significativa en los resultados; construyendo con base en los mismos un modelo de simulación para ilustrar las variaciones que pueden esperarse en los resultados cuando los componentes más relevantes que generan riesgo presentan fluctuaciones.

En particular cabe señalar que dentro del modelo se consideraron las características estructurales comunes a los proyectos de inversión, tomando la información disponible para cada uno de ellos en lo relativo a:

* Horizonte del proyecto. Relativo al periodo de tiempo durante el cual se desarrollará y mantendrá en operación el proyecto.

* Flujo de egresos. Constituido por la serie de erogaciones que será necesario llevar a cabo para materializar el proyecto (costos, gastos, comisiones, salarios, inversiones, etc.). En este flujo juegan un papel importante tanto la información relativa a las fechas de desembolsos como los montos de éstos.

* Flujo de ingresos. Es la serie de entradas económicas que se recibirán como consecuencia de la operación del proyecto (ventas, dividendos, réditos, etc.). Como en el caso anterior, la información respecto de las fechas de cada movimiento es tan importante como el correspondiente monto.

El análisis de rentabilidad de los proyectos de inversión se basa en determinar si tomando en cuenta el horizonte del proyecto y las estructuras de los ingresos y los egresos, la inversión da lugar a un nivel de beneficios que resulte aceptable; nivel que en el caso de los PIDIREGAS se estima a través del VPN de cada proyecto.

En virtud de que en los proyectos PIDIREGAS, por su propia naturaleza, la incertidumbre está presente en todos los elementos que forman parte del proyecto; la ASF consideró en su evaluación tres fuentes relevantes de incertidumbre:

1. Incertidumbre sobre el comportamiento de los flujos de efectivo (ingresos y egresos);

2. Incertidumbre sobre la tasa de descuento que debe utilizarse; e

3. Incertidumbre sobre el tiempo que tomará al proyecto empezar a generar beneficios y el número de años que operará una vez concluido su desarrollo.

Cabe señalar que existen multiplicidad de factores que pueden alterar los flujos de ingresos (variaciones en los tipos de cambio o en los rendimientos, modificaciones en los precios, en la capacidad de producción o en la demanda de los bienes o servicios que se espera producir) los cuales en distintos periodos han afectado ya y pueden seguir afectando a los PIDIREGAS.

Un fenómeno similar ocurre con los egresos (alteraciones imprevistas en los planes de desarrollo del proyecto, cambios en el costo de los insumos, materiales, los equipos o la mano de obra, movimientos en los tipos de cambio, entre otros). Al igual que en el caso de los ingresos algunos de estos factores ya han afectado y pueden influir en el desempeño de los PIDIREGAS.

La incertidumbre también puede reflejarse en las tasas de interés que se utilicen para el cálculo del VPN, que pueden variar de acuerdo con las condiciones de los mercados financieros.

Por último, la sincronía entre ingresos y egresos puede afectarse por factores inciertos, como es el caso del retraso en una obra que puede obstruir que el proyecto entre en operación, y ocasionar que genere ingresos más tarde de lo contemplado; aun cuando el plan de egresos se mantenga prácticamente sin cambios; o lo que es más grave, que implique aumentos en los egresos por la demora.

Cabe señalar que en múltiples proyectos pequeños cambios en los niveles de flujos pueden conducir a cambios drásticos en la valuación de los proyectos (VPN) e incluso pueden transformar un proyecto aceptablemente viable en uno claramente inviable.

En virtud de que estos elementos de incertidumbre están presentes en el desarrollo de los PIDIREGAS, estos proyectos se clasifican como "proyectos con riesgo".

Como consecuencia de lo anterior, cada vez que se calcula el VPN de un proyecto con riesgo, suponiendo fijos el horizonte, los ingresos, los egresos y la tasa de interés, en realidad sólo se cuenta con una medida de su rentabilidad que depende de una serie de hipótesis sobre el comportamiento de los factores que pueden afectar la estructura del proyecto. Es decir, se cuenta con una evaluación que depende de un escenario particular que, en general, es uno entre una colección de escenarios posibles.

Si al analizar la rentabilidad de un proyecto con riesgo el estudio se limita a un solo escenario, el análisis en general será incompleto y los resultados muy probablemente sean incorrectos.

La alternativa es evaluar el VPN para toda una variedad de escenarios posibles y, con un modelo, producir por simulación un conjunto extensivo de escenarios posibles y probables, para cada uno de los cuales debe calcularse el VPN y con base en ello determinar la probabilidad de que el proyecto con riesgo resulte finalmente rentable o bien, bajo que condiciones adversas o escenarios extremos no lo es; valuación que no puede desprenderse de los estudios que fueron presentados y valorados en los PIDIREGAS.

A través del VPN calculado para cada escenario es posible determinar con qué resistencia o fragilidad responde un proyecto a las distintas condiciones y, por tanto, para fines de valoración y aprobación del proyecto es necesario determinarlo, ya que el VPN en condiciones desfavorables ofrece señales preventivas de gran utilidad al aplicarse criterios de alta protección de los recursos públicos, que son las que deben prevalecer en el caso de las inversiones con riesgo.

Observación

La documentación presentada por la CFE a la SENER, la SHCP y la CIGF para la autorización de los PIDIREGAS resultó insuficiente para realizar una efectiva y completa evaluación como proyectos de inversión en riesgo.

Acción Promovida

00-06100-7-366-07-006 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público emita políticas y lineamientos donde describa expresamente la forma en que las entidades públicas presentarán la información y documentación para la autorización de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, a efecto de que ésta sea homogénea en todos los proyectos y suficiente para su evaluación.

Observación

En las evaluaciones y solicitudes de dictamen presentadas por PEMEX y la CFE a la SENER, la SHCP y la CIGF para la autorización de los PIDIREGAS, se observó que la Comisión considera sólo un escenario para evaluar la viabilidad del proyecto, y en el caso de PEMEX aún cuando la información que incluye permite obtener diferentes escenarios únicamente efectúa la evaluación de cada proyecto con base en dos escenarios pero con modificaciones en una variable que no siempre puede influir en el desempeño del proyecto. Lo anterior resulta insuficiente para que las distintas áreas responsables de la evaluación de los PIDIREGAS determinen el nivel de riesgo de los proyectos a través de distintos escenarios para la toma de decisiones.

Acción Promovida

00-06100-7-366-07-007 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público instruya a las entidades públicas que participen en la realización de Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, para que en la información y documentación que presenten para la autorización de los proyectos se incluyan evaluaciones considerando diferentes escenarios de riesgo financiero, que coadyuven a la mejor toma de decisiones.

Acción Promovida

00-18164-7-366-07-001 Recomendación al Desempeño

Es necesario que la Comisión Federal de Electricidad, de conformidad con los lineamientos que emita la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, realice la evaluación de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo considerando diferentes escenarios de riesgo financiero que coadyuven a la mejor toma de decisiones.

Acción Promovida

00-18T4I-7-366-07-002 Recomendación al Desempeño

Es necesario Petróleos Mexicanos, de conformidad con los lineamientos que emita la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, realice la evaluación de los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo considerando diferentes escenarios de riesgo financiero que coadyuven a la mejor toma de decisiones.

Resultado

3.3. EVALUACIÓN FINANCIERA DE LOS PIDIREGAS BAJO ESCENARIOS DIFERENTES

Con objeto de valorar distintos escenarios y determinar la robustez o fragilidad de cada uno de los proyectos para los cuales se contó con información proporcionada por la SHCP, la ASF aplicó un modelo de simulación en el cual se considera la producción estimada, el precio promedio estimado, los ingresos, los egresos, la tasa de interés y el tiempo medido por el retraso en la generación de ingresos.

Para efectos de los análisis de evaluación se consideró una columna de ingresos que se supone podría verse afectada como consecuencia de modificaciones en los niveles de precios y producción de los bienes o servicios generados por el proyecto.

Por otra parte, la columna de egresos contempla costos asociados al desarrollo de la infraestructura, así como los gastos de operación cuando la fase de construcción finaliza. Asimismo, se incorpora la posibilidad de una falta de sincronización entre los ingresos y los egresos en la forma de un posible retraso en la generación de ingresos, lo que ha estado presente en algunos de los proyectos en operación e incluso se ha autorizado en la normatividad a partir de 1998. Por último, también se contempla la variación en la tasa de interés empleada en el cálculo del VPN.

El modelo de valuación considera los siguientes parámetros para los factores de riesgo:

1. Factor de modificación de precios. Es un valor positivo que multiplicado por el nivel esperado de precios produce cambios en los precios y recoge el efecto de cambios en el mercado (oferta y demanda) o en los tipos de cambio. El valor por defecto es 1.00.

2. Factor de modificación de la producción. Es un valor positivo que multiplicado por la producción esperada genera los cambios en la producción. El valor por defecto es 1.00.

3. Factor de modificación de los egresos. Es un valor positivo que multiplicado por los egresos esperados produce los cambios en los egresos y recoge el efecto de cambios en los distintos componentes de los costos, incluyendo variaciones en el tipo de cambio cuando sea el caso. El valor por defecto es 1.00.

4. Tasa de interés. Es la tasa que se emplea para el cálculo del VPN. El valor que se aplica está dado por el valor que la entidad atribuye al VPN o el explícito de la tasa de interés en los casos en que se proporciona así.

5. Periodo de retraso. Es el tiempo, en años, que se demora la generación de ingresos respecto de la fecha prevista. Se considera por facilidad que, a pesar del retraso, la estructura de ingresos se mantiene. El valor por defecto es 0.

Para la implantación del modelo se utilizó la información financiera que fue proporcionada durante la auditoría y que cubrió únicamente 65 proyectos, de los cuales en 63 se consideró la solicitud de dictamen y en 2 el aviso de cierre. Con base en estos datos se realizó la aplicación específica con distintas variantes de los cinco factores señalados para definir escenarios alternativos que permitieran pruebas de sensibilidad a través del cálculo del VPN.

Sobre estas bases se diseñaron, para cada proyecto, cinco escenarios asociados, tanto a valores extremos como a valores moderados de uno o varios de los factores señalados, con el objeto de obtener una idea del tipo de circunstancias que comprometen la viabilidad de cada proyecto y cada escenario se ilustra en forma cuantitativa y gráfica.

Se considera que, como producto de la evaluación, todo proyecto de inversión puede clasificarse en una de las siguientes tres categorías:

1. Robusto (Resistente). Incluye los proyectos que mantienen un VPN positivo aún cuando la evaluación se practique en escenarios que se consideran extremadamente adversos.

2. Medio. Es la categoría a la que pertenecen los proyectos que mantiene un VPN positivo si se analizan en escenarios moderadamente adversos, pero que producen un VPN negativo si se pasa a un escenario extremadamente adverso.

3. Frágil. Es el grupo de proyectos que producen un VPN negativo aún en escenarios que se consideran moderadamente adversos.

Con las salvedades apuntadas respecto de la información presentada por la CFE y PEMEX, la ASF procedió a la evaluación de los 65 proyectos en cada uno de los 5 escenarios hipotéticos que fueron diseñados con objeto de ejemplificar los análisis de sensibilidad que las entidades pueden llevar a cabo previa la autorización para realizarlos y determinar el grado de resistencia o fragilidad de los mismos.

Los escenarios hipotéticos considerados, son los cinco que se señalan a continuación:

1. En el escenario "A" se consideraron los valores presentados por las entidades los cuales se hacen iguales a "1" que representa que se toman los mismos valores que para sus cálculos son aplicados por las entidades. En este escenario todos los proyectos de ambas entidades resultaron con VPN positivo considerándose como robustos, según se aprecia en el cuadro siguiente:

Cuadro Núm. 19

RESULTADOS DEL ESCENARIO “A”

VARIABLES CONSIDERADAS Y NÚMERO DE PROYECTOS

Concepto

Variables

Robusto

Medio

Frágil

PEMEX

CFE

Número de proyectos

Factor

Precio

1.00

Producción

1.00

Egresos

1.00

Tasa de descuento

13%

Tiempo

FUENTE:

Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en los resultados obtenidos en cada proyecto analizado mediante el modelo de simulación.

Para los escenarios B, D y E la clasificación de los proyectos se realizó en función de las características siguientes:

a) Robusto: Se consideraron los proyectos cuyo VPN resultó mayor o igual en 50.0% al obtenido por la entidad pública en la solicitud de autorización (Escenario A), aun cuando se presenten modificaciones extremas en los factores incluidos en el modelo de simulación.

b) Medio: Se incluyen los proyectos donde el VPN obtenido es menor hasta en un 50.0% al que la entidad presentó en la solicitud de autorización (Escenario A), tomando en cuenta cambios moderados en las variables del modelo de simulación.

c) Frágil: Se integran a los proyectos cuyo resultado del VPN fue negativo.

2. En el escenario "B" se aplicaron modificaciones consistentes en una disminución de la producción estimada de 10%; una caída en el precio del 20%, lo que da por resultado una baja en el factor de ingresos ubicándolo en 72.0%; una modificación al alza en los egresos de 20.0%; se mantiene la tasa de interés empleada por las entidades en el cálculo del VPN que presentan en sus proyecciones y se consideran 2 años en tiempo de retraso para generar ingresos. En la aplicación de estos cambios moderados se determinó que de los 65 proyectos, 2 de PEMEX y 27 de la CFE se clasifican como robustos; 25 de la CFE como medios, y 3 de PEMEX y 8 de la CFE entran en la categoría de frágiles. Los resultados se presentan a continuación:

Cuadro Núm. 20

RESULTADOS DEL ESCENARIO “B”

VARIABLES CONSIDERADAS Y NÚMERO DE PROYECTOS

Concepto

Variables

Robusto

Medio

Frágil

PEMEX

CFE

Número de proyectos

Factor

Precio

0.80

Producción

0.90

Egresos

1.20

Tasa de descuento

13%

Tiempo

FUENTE:

Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en los resultados obtenidos en cada proyecto analizado mediante el modelo de simulación.

3.En el escenario "C" se aplicaron condiciones extremas para determinar en que punto se presenta un VPN negativo y saber hasta que grado un proyecto es resistente a variaciones en sus principales variables y, por ende, que niveles de cambio ponen en riesgo su viabilidad.

4. En el escenario "D" se mantienen los valores que las entidades aportan en sus proyecciones y sólo se cambia el tiempo retrasando la generación de ingresos en tres años, para determinar el efecto que implica este retraso en el desempeño del proyecto, ya que en la normatividad aplicable durante 1999, 2000 y 2001 se contempla esta posibilidad. Con este cambio en el factor tiempo, dos proyectos de PEMEX y siete de CFE resultan en la categoría de frágiles, como se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Núm. 21

RESULTADOS DEL ESCENARIO “D”

VARIABLES CONSIDERADAS Y NÚMERO DE PROYECTOS

Concepto

Variables

Robusto

Medio

Frágil

PEMEX

CFE

Número de proyectos

Factor

Precio

1.00

Producción

1.00

Egresos

1.00

Tasa de descuento

13%

Tiempo

FUENTE:

Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en los resultados obtenidos en cada proyecto analizado mediante el modelo de simulación.

5. Finalmente, en el escenario "E" se aplicaron cambios en las variables para determinar ante escenarios adversos iguales que proyectos resultan frágiles, cuales medios y cuales robustos. Las variaciones aplicadas consistieron en una caída en el precio de 25.0%; una disminución en la producción de 25.0%; un incremento en los costos de 25.0% y un retraso en la generación de ingresos de 3 años. Los resultados obtenidos muestran que bajo esta óptica de los 65 proyectos evaluados 26 se clasifican como medios (2 de PEMEX y 24 de la CFE) y 39 resultan frágiles (3 de PEMEX y 36 de la CFE), según se aprecia en el cuadro siguiente:

Cuadro Núm. 22

RESULTADOS DEL ESCENARIO “E”

VARIABLES CONSIDERADAS Y NÚMERO DE PROYECTOS

Concepto

Variables

Robusto

Medio

Frágil

PEMEX

CFE

Número de proyectos

Factor

Precio

0.75

Producción

0.75

Egresos

1.25

Tasa de descuento

13%

Tiempo

FUENTE:

Elaborado por la Auditoría Superior de la Federación con base en los resultados obtenidos en cada proyecto analizado mediante el modelo de simulación.

En relación con estos resultados cabe reiterar que aun cuando en todos los escenarios los proyectos de la CFE aparecen como medios o robustos en su gran mayoría, la evaluación se hizo con base en la información presentada que es insuficiente por no incluir los cronogramas de ingresos y egresos por separado, reportando únicamente las diferencias bajo la denominación de beneficios netos de operación que en todos los casos son positivos.

Esta limitación de la información impidió llevar a cabo pruebas de fragilidad completas. Las evaluaciones, en el mejor de los casos, sólo examinan la resistencia de los proyectos frente a cambios en la estructura del financiamiento. Los resultados se reportan con el propósito de dar un tratamiento homogéneo a todos los proyectos.

En lo que respecta a los proyectos de PEMEX, los resultados indican que dos proyectos (Cantarelll y Delta del Grijalva) sólo arrojarían un VPN negativo si enfrentasen escenarios extremadamente adversos; mientras que los proyectos de Burgos y la Planta Criogénica pueden presentar dificultades aún si los cambios son sólo moderadamente adversos.

Finalmente cabe apuntar que la importancia de estas pruebas de fragilidad o sensibilidad y la necesidad de realizarlas en distintos escenarios y con variaciones de factores múltiples reside en que de un solo escenario o cálculo del VPN no es posible determinar la fragilidad real de un proyecto; lo que se hace evidente al analizar el VPN de dos proyectos de PEMEX, con un VPN esperado muy similar que son los de Burgos y Delta del Grijalva cuyo VPN esperado es de 3,090 y 3,221 millones de dólares, respectivamente, siendo su diferencia de sólo 4.2%; aunque con los análisis de sensibilidad se comprueba que Delta del Grijalva es un proyecto medio, mientras que Burgos es frágil. Sin un análisis de riesgo o sensibilidad, ambos proyectos se considerarían iguales en función de su VPN, aunque no lo son.

La aplicación de los escenarios descritos y los resultados cuantitativos y gráficos por proyecto, así como una breve descripción de cada proyecto se presentan a continuación, para cada una de las entidades responsables.

Resultado

PEMEX

Exploración y Producción

Cuenca de Burgos

El proyecto integral se localiza en el norte de los estados de Tamaulipas y Nuevo León abarcando los siguientes municipios: Mier, Reynosa, Miguel Alemán, Nuevo Laredo, San Fernando, Méndez, Valle Hermoso y Camargo, en Tamaulipas; y Dr. Cross y General Bravo, en Nuevo León.

Proyecto aprobado en 1997, el cual tiene como objetivo incrementar el potencial productivo de la Cuenca, maximizando su valor económico, a través de eficientar los campos petroleros, ejecutar un plan agresivo de exploración, llevar a cabo un ambicioso programa para la realización de 59 estudios de yacimientos, implementar un programa de certificación de la reserva de los campos principales y, continuar con la operación y mantenimiento de los campos de exploración.

Para la ejecución del proyecto, en 1997 se aprobaron 19,370.80 millones de pesos (28,117.8 millones de pesos de 2000), monto que en 2000 ascendió a 69,312.1 millones de pesos. La contratación del proyecto se llevó a cabo por la modalidad directa bajo el esquema de OPF, y en 2000 se encontraba parcialmente concluido aunque ya se encontraba en operación.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por PEMEX en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto Integral Cuenca de Burgos, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 44 y 45

ESCENARIO “A”

PROYECTO BURGOS

Gráficas Núms. 46 y 47

ESCENARIO “B”

PROYECTO BURGOS

Gráficas Núms. 48 y 49

ESCENARIO “C”

PROYECTO BURGOS

Gráficas Núms. 50 y 51

ESCENARIO “D”

PROYECTO BURGOS

Gráficas Núms. 52 y 53

ESCENARIO “E”

PROYECTO BURGOS

Cantarell

Proyecto aprobado en 1997, mediante el cual se prevé dotar al Activo Cantarell de la infraestructura necesaria para incrementar su producción y manejo. El proyecto está ubicado dentro de aguas territoriales, aproximadamente a 80 km al noroeste de Cd. del Carmen, Campeche y se integra por los campos Akal, Nohoch, Chac y Kutz.

Los objetivos del proyecto son: maximizar el valor económico de los yacimientos del complejo Cantarell en el largo plazo, mediante una aplicación eficiente de los recursos de inversión, incrementando el potencial de producción de los campos y acelerando el ritmo de extracción de las reservas para incrementar el valor del proyecto; desarrollar un sistema de mantenimiento de presión en los yacimientos del complejo, para contrarrestar la pérdida paulatina de presión derivada de la explotación histórica de los mismos; incrementar la producción promedio de petróleo crudo para optimizar la explotación del campo y eliminar el envío de gas natural a la atmósfera; dar mayor flexibilidad operativa y aumentar la confiabilidad productiva del complejo; garantizar el mantenimiento de la infraestructura productiva de los yacimientos.

Para el cumplimiento de los objetivos el proyecto integra las obras siguientes: construcción de 26 plataformas, 4 complejos, 12 pozos y 1,619.0 km de ductos; aumento de la capacidad de separación en 1,380.0 millones de barriles diarios (mmbd), de bombeo en 2,003.0 mmbd, de compresión en alta presión en 1,430.0 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) y de alojamiento en 1,150 personas; capacidad de procesamiento (endulzamiento) 900.0 mmpcd, capacidad de procesamiento (deshidratador) 2,070 mmpcd, capacidad de inyección de gas 450.0 mmpcd, inyección de nitrógeno 1,200.0 mmpcd, almacenamiento de aceite 2.3 mmbd.

En 1997, año en que se autorizó el proyecto, la inversión aprobada para su ejecución fue de 38,627.6 millones de pesos (56,070.2 millones de pesos de 2000), y al 2000 dicha inversión aumentó a 129,896.7 millones de pesos. El proyecto se desarrolla por la modalidad directa mediante el esquema OPF e inició operaciones en enero de 1999.

Gráficas Núms. 54 y 55

ESCENARIO “A”

PROYECTO CANTARELL

Gráficas Núms. 56 y 57

ESCENARIO “B”

PROYECTO CANTARELL

Gráficas Núms. 58 y 59

ESCENARIO “C”

PROYECTO CANTARELL

Gráficas Núms. 60 y 61

ESCENARIO “D”

PROYECTO CANTARELL

Gráficas Núms. 62 y 63

ESCENARIO “E”

PROYECTO CANTARELL

Delta del Grijalva

Proyecto aprobado en 1998, con el que se pretende maximizar el valor económico en el largo plazo (1998-2012) de los yacimientos que lo componen (Sen, Luna-Palapa, Caparroso-Escuintle, Pijije, Escarbado, Tizón y Cardo); con una aplicación eficiente de los recursos de inversión, un sostenimiento o incremento de la plataforma de producción y la optimización de los costos de operación, mantenimiento y transporte.

En 1998 la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 3,518.6 millones de pesos (4,306.1 millones de pesos de 2000), monto que a 2000 alcanzó los 7,253.1 millones de pesos. Este proyecto se desarrolla por la modalidad directa, bajo el esquema OPF, y al cierre del ejercicio 2000 se encontró parcialmente concluido (72.0% de avance) y en operación.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por PEMEX en la solicitud de dictamen de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el proyecto Delta del Grijalva, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 64 y 65

ESCENARIO “A”

PROYECTO DELTA DEL GRIJALVA

Gráficas Núms. 66 y 67

ESCENARIO “B”

PROYECTO DELTA DEL GRIJALVA

Gráficas Núms. 68 y 69

ESCENARIO “C”

PROYECTO DELTA DEL GRIJALVA

Gráficas Núms. 70 y 71

ESCENARIO “D”

PROYECTO DELTA DEL GRIJALVA

Gráficas Núms. 72 y 73

ESCENARIO “E”

PROYECTO DELTA DEL GRIJALVA

Refinación

Cadereyta

Proyecto aprobado en 1997, con el cual PEMEX Refinación estima optimizar las mezclas de crudo de la refinería Cadereyta (Ing. Héctor R. Lara Sosa), considerando que se tiene una disponibilidad creciente de crudos pesados y amargos como el maya; cumplir con las normas ecológicas 085 y 086 mediante el incremento en la capacidad de hidrotratamiento de los diferentes destilados, y la introducción de oxigenantes a las gasolinas y reducción de plomo a las mismas; modernizar las unidades en la refinería; e incrementar la infraestructura de distribución y comercialización en el noreste del país.

En 1997 el proyecto se aprobó con una inversión de 9,035.8 millones de pesos (13,116.0 millones de pesos de 2000) y para 2000 se incrementó a 17,728.5 millones de pesos. El proyecto se desarrolló por la modalidad directa, bajo el esquema OPF.

La conclusión del proyecto se programó para julio de 2000; sin embargo, a esa fecha el avance del proyecto fue de 85.0% quedando concluidas sólo las obras internas, debido a que se retrasó la construcción de los ductos (obras externas) por problemas de afectaciones de tierras. Por lo anterior, PEMEX firmó un convenio de diferimiento para concluir el proyecto el 21 de abril de 2001, fecha que se modificó para el 5 de julio de 2001 con la suscripción de otro convenio, en el cual PEMEX dio como concluido el proyecto como PIDIREGA con las obras ejecutadas al cierre del ejercicio 2000, a fin de que contratista entregara las obras.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por PEMEX en la Solicitud de Dictamen de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el proyecto Cadereyta, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 74 y 75

ESCENARIO “A”

PROYECTO CADEREYTA

Gráficas Núms. 76 y 77

ESCENARIO “B”

PROYECTO CADEREYTA

Gráficas Núms. 78 y 79

ESCENARIO “C”

PROYECTO CADEREYTA

Gráficas Núms. 80 y 81

ESCENARIO “D”

PROYECTO CADEREYTA

Gráficas Núms. 82 y 83

ESCENARIO “E”

PROYECTO CADEREYTA

Gas y Petroquímica Básica

Planta Criogénica II

Proyecto autorizado en 1998 mediante el cual se prevé reponer la Planta Criogénica No. II del CPG Cactus, así como aumentar la capacidad de procesamiento de gas en 600.0 mmpcd y con ello aumentar la producción.

En 1998, la inversión autorizada para la ejecución del proyecto fue de 842.8 millones de pesos (1,031.4 millones de pesos de 2000), y para 2000 ascendió a 1,754.4 millones de pesos. La contratación del proyecto se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema OPF y se entregó para su operación en julio de 1999.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por PEMEX en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto Planta Criogénica II, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 84 y 85

ESCENARIO “A”

PROYECTO PLANTA CRIOGÉNICA II

Gráficas Núms. 86 y 87

ESCENARIO “B”

PROYECTO PLANTA CRIOGÉNICA II

Gráficas Núms. 88 y 89

ESCENARIO “C”

PROYECTO PLANTA CRIOGÉNICA II

Gráficas Núms. 90 y 91

ESCENARIO “D”

PROYECTO PLANTA CRIOGÉNICA II

Gráficas Núms. 92 y 93

ESCENARIO “E”

PROYECTO PLANTA CRIOGÉNICA II

Resultado

CFE

Generación de Energía Eléctrica

Inversión Directa

CT Samalayuca II

Proyecto aprobado en 1997, el cual se localiza en el Valle de Samalayuca, municipio de Juárez, Chihuahua, mediante el cual la CFE amplió en 505.8 la capacidad de generación de la central de vapor Samalayuca I, para atender la demanda del servicio eléctrico esperada en diversas ciudades y poblaciones del norte y centro del estado de Chihuahua. El proyecto consta de tres módulos que usan gas como combustible principal suministrado a través de un gasoducto desde San Elizario, Texas, hasta la central.

En 1997 la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 3,878.3 millones de pesos (5,629.6 millones de pesos de 2000) y en 2000 aumentó a 7,592.3 millones de pesos, para liquidarse en 20 años. Su contratación se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema CAT e inició operaciones en diciembre de 1998.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, en base a la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CT Samalayuca II, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 94 y 95

ESCENARIO “A”

PROYECTO CT SAMALAYUCA II

Gráficas Núms. 96 y 97

ESCENARIO “B”

PROYECTO SAMALAYUCA II

Gráficas Núms. 98 y 99

ESCENARIO “C”

PROYECTO SAMALAYUCA II

Gráficas Núms. 100 y 101

ESCENARIO “D”

PROYECTO SAMALAYUCA II

Gráficas Núms. 102 y 103

ESCENARIO “E”

PROYECTO SAMALAYUCA II

CC Chihuahua (1ª. Etapa)

Proyecto aprobado en 1997, con el cual la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica, para satisfacer la demanda del servicio esperada en la zona comprendida por las ciudades de Chihuahua, Cuahutémoc, Delicias, Camargo y Santiago en el estado de Chihuahua. El alcance del proyecto comprende la instalación de dos módulos de 225.0 MW que utilizan gas natural como combustible base.

En 1997 la inversión aprobada para el proyecto fue de 2,860.3 millones de pesos (4,151.9 millones de pesos de 2000) y en 2000 se autorizaron 2,868.7 millones de pesos. El proyecto se contrató por la modalidad directa bajo el esquema CAT y se concluyó en mayo de 2001 para pagar su financiamiento en 15 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CC Chihuahua, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 104 y 105

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC CHIHUAHUA (1ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 106 y 107

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC CHIHUAHUA (1ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 108 y 109

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC CHIHUAHUA (1ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 110 y 111

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC CHIHUAHUA (1ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 112 y 113

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC CHIHUAHUA (1ª. ETAPA)

Central de Combustión Interna Guerrero Negro II

Proyecto aprobado en 1997, con el cual la CFE incrementará en 9.0 MW la capacidad de generación de energía eléctrica, para satisfacer la demanda del servicio esperada en la zona de Guerrero Negro y Valle Vizcaíno en el municipio de Mulegé en el estado de Baja California Sur. El alcance del proyecto comprende la instalación de tres maquinas de 3 MW cada una que operan con una mezcla de combustóleo y diesel (90%/10%).

En 1997 la inversión aprobada para el proyecto fue de 159.0 millones de pesos (230.8 millones de pesos de 2000) y en 2000 se autorizaron 192.1 millones de pesos. El proyecto se realizó por la modalidad directa bajo el esquema CAT y su conclusión se reprogramó para enero de 2004.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CCI Guerrero Negro II, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 114 y 115

ESCENARIO “A”

PROYECTO CCI GUERRERO NEGRO II

Gráficas Núms. 116 y 117

ESCENARIO “B”

PROYECTO CCI GUERRERO NEGRO II

Gráficas Núms. 118 y 119

ESCENARIO “C”

PROYECTO CCI GUERRERO NEGRO II

Gráficas Núms. 120 y 121

ESCENARIO “D”

PROYECTO CCI GUERRERO NEGRO II

Gráficas Núms. 122 y 123

ESCENARIO “E”

PROYECTO CCI GUERRERO NEGRO II

CC Monterrey II

Proyecto aprobado en 1997, con el que la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio eléctrico esperada en diversas ciudades de los estados de Nuevo León, Coahuila y Tamaulipas (Región Noreste). La central construida utiliza gas natural como combustible base.

En 1997, la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 3,097.8 millones de pesos (4,496.6 millones de pesos de 2000) y en 2000 se autorizaron 3,456.5 millones de pesos. La contratación del proyecto se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema CAT, e inició operaciones en septiembre de 2000 para liquidar su financiamiento en 16 años.

Gráficas Núms. 124 y 125

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC MONTERREY II

Gráficas Núms. 126 y 127

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC MONTERREY II

Gráficas Núms. 128 y 129

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC MONTERREY II

Gráficas Núms. 130 y 131

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC MONTERREY II

Gráficas Núms. 132 y 133

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC MONTERREY II

CC Rosarito III

Proyecto aprobado en 1997, mediante el cual la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio eléctrico esperada en diversas ciudades y poblaciones del estado de Baja California. Las obras comprendieron la instalación de dos ciclos combinados de 225.0 MW cada uno que utilizan gas natural como combustible base y combustible diesel como respaldo.

La inversión aprobada para el proyecto en 1997 fue de 2,936.6 millones de pesos (4,262.6 millones de pesos a precios de 2000) y en 2000 aumentó a 3,488.2 millones de pesos. Su contratación se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema CAT e inició su operación en julio de 2001 para cubrir el costo de su financiamiento en 16 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CC Rosarito III, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 134 y 135

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC ROSARITO III

Gráficas Núms. 136 y 137

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC ROSARITO III

Gráficas Núms. 138 y 139

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC ROSARITO III

Gráficas Núms. 140 y 141

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC ROSARITO III

Gráficas Núms. 142 y 143

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC ROSARITO III

Central Diesel Puerto San Carlos II (1ª. Etapa)

Proyecto aprobado en 1997 con el que la CFE incrementará en 37.5 MW la capacidad de generación de energía eléctrica, con objeto de satisfacer la demanda del servicio eléctrico esperada en diversas ciudades y poblaciones del estado de Baja California Sur. El proyecto comprendió la construcción de la central generadora que utiliza combustóleo como combustible base.

En 1997 la inversión aprobada para el proyecto fue de 1,212.3 millones de pesos (1,759.7 millones de pesos de 2000) y en 2000 fue de 584.2 millones de pesos. La contratación del proyecto se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema CAT e inició operaciones en enero de 2002, para cubrir su financiamiento en 10 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CD Puerto San Carlos II, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 144 y 145

ESCENARIO “A”

PROYECTO CD PUERTO SAN CARLOS II

Gráficas Núms. 146 y 147

ESCENARIO “B”

PROYECTO CD PUERTO SAN CARLOS II

Gráficas Núms. 148 y 149

ESCENARIO “C”

PROYECTO CD PUERTO SAN CARLOS II

Gráficas Núms. 150 y 151

ESCENARIO “D”

PROYECTO CD PUERTO SAN CARLOS II

Gráficas Núms. 152 y 153

ESCENARIO “E”

PROYECTO CD PUERTO SAN CARLOS II

CG Cerro Prieto IV

Proyecto aprobado en 1997, a efecto de que la CFE incrementara en 100 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio esperada en la región fronteriza de Mexicali y Tijuana. La central construida comprendió la instalación de 4 módulos de 25 MW cada uno, los cuales utilizan vapor del campo geotérmico de Cerro Prieto como combustible base.

La inversión aprobada para la ejecución del proyecto en 1997 fue de 1,124.0 millones de pesos (1,631.6 millones de pesos a precios de 2000) y en 2000 ascendió a 1,125.9 millones de pesos. Su contratación se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema CAT e inició operaciones en julio de 2000 para cubrir su financiamiento en 15 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CG Cerro Prieto IV, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 154 y 155

ESCENARIO “A”

PROYECTO CG CERRO PRIETO IV

Gráficas Núms. 156 y 157

ESCENARIO “B”

PROYECTO CG CERRO PRIETO IV

Gráficas Núms. 158 y 159

ESCENARIO “C”

PROYECTO CG CERRO PRIETO IV

Gráficas Núms. 160 y 161

ESCENARIO “D”

PROYECTO CG CERRO PRIETO IV

Gráficas Núms. 162 y 163

ESCENARIO “E”

PROYECTO CG CERRO PRIETO IV

CG Tres Vírgenes

Proyecto aprobado en 1997, con el que la CFE estima incrementar en 10 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio esperada en la zona de Santa Rosalía en el estado de Baja California Sur. La central generadora construida emplea vapor geotérmico de la zona como fuente energética.

En 1997 la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 134.2 millones de pesos (194.8 millones de pesos de 2000) y en 2000 aumentó a 190.0 millones de pesos. La contratación del proyecto se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema CAT e inició operaciones en junio de 2001, para cubrir su financiamiento en 10 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CG Tres Vírgenes, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 164 y 165

ESCENARIO “A”

PROYECTO CG TRES VÍRGENES

Gráficas Núms. 166 y 167

ESCENARIO “B”

PROYECTO CG TRES VÍRGENES

Gráficas Núms. 168 y 169

ESCENARIO “C”

PROYECTO CG TRES VÍRGENES

Gráficas Núms. 170 y 171

ESCENARIO “D”

PROYECTO CG TRES VÍRGENES

Gráficas Núms. 172 y 173

ESCENARIO “E”

PROYECTO CG TRES VÍRGENES

CG Los Azufres II y Campo Geotérmico

Proyecto aprobado en 1999, mediante el cual la CFE incrementará en 100 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio eléctrico esperada en diversas ciudades y poblaciones de los estados de Michoacán y Guanajuato. La central generadora construida comprendió la instalación de cuatro unidades de 25 MW cada una; de vaporductos para transportar el vapor de los pozos a las unidades; y de líneas de inyección para llevar agua recuperada en los separadores de humedad a los pozos inyectores.

En 1999 para la ejecución del proyecto se aprobaron 693.3 millones de pesos (755.4 millones de pesos a precios de 2000) y en 2000 dicha inversión aumentó a 1,358.2 millones de pesos. Su contratación se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema OPF y su entrada en operación se prevé en enero de 2003.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Sictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CG Los Azufres II y Campo Geotérmico, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 174 y 175

ESCENARIO “A”

PROYECTO CG LOS AZUFRES II Y CAMPO GEOTÉRMICO

Gráficas Núms. 176 y 177

ESCENARIO “B”

PROYECTO CG LOS AZUFRES II Y CAMPO GEOTÉRMICO

Gráficas Núms. 178 y 179

ESCENARIO “C”

PROYECTO CG LOS AZUFRES II Y CAMPO GEOTÉRMICO

Gráficas Núms. 180 y 181

ESCENARIO “D”

PROYECTO CG LOS AZUFRES II Y CAMPO GEOTÉRMICO

Gráficas Núms. 182 y 183

ESCENARIO “E”

PROYECTO CG LOS AZUFRES II Y CAMPO GEOTÉRMICO

CH Manuel Moreno Torres ( 2ª. Etapa)

Proyecto aprobado en 1999, mediante el cual la CFE incrementará en 900 MW la capacidad de generación de energía eléctrica a efecto de satisfacer la demanda del servicio eléctrico esperada en diversas poblaciones del estado de Chiapas así como en la zona centro del país. El alcance del proyecto incluye la construcción de tres unidades generadoras de 300 MW cada una.

La inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 1,907.7 millones de pesos (2,078.6 millones de pesos de 2000) y en 2000 dicha inversión se incrementó a 2,550.8 millones de pesos. La contratación del proyecto se efectuó por la modalidad directa bajo el esquema OPF y se tiene previsto que inicie su operación en abril de 2004.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CH Manuel Moreno Torres, 2ª. Etapa, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 184 y 185

ESCENARIO “A”

PROYECTO CH MANUEL MORENO TORRES (2ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 186 y 187

ESCENARIO “B”

PROYECTO CH MANUEL MORENO TORRES (2ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 188 y 189

ESCENARIO “C”

PROYECTO CH MANUEL MORENO TORRES (2ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 190 y 191

ESCENARIO “D”

PROYECTO CH MANUEL MORENO TORRES (2ª. ETAPA)

Gráficas Núms. 192 y 193

ESCENARIO “E”

PROYECTO CH MANUEL MORENO TORRES (2ª. ETAPA)

CC El Sauz Conversión de TG A CC

Proyecto aprobado en 2000, mediante el cual la CFE tiene como objetivo satisfacer parte de los requerimientos de energía eléctrica esperada en el área central, a costos menores que en 1999, incrementando en 267 MW la capacidad de generación del fluido eléctrico. El proyecto consiste en completar la unidad turbogas existente en El Sauz a un ciclo combinado.

La inversión aprobada en 2000 para el proyecto fue de 2,254.0 millones de pesos y su contratación se realizó por la modalidad directa en el esquema OPF, y su entrada en operación se previó para octubre del 2003.

Gráficas Núms. 194 y 195

ESCENARIO “A”

PROYECTO EL SAUZ CONVERSIÓN DE TG A CC

Gráficas Núms. 196 y 197

ESCENARIO “B”

PROYECTO EL SAUZ CONVERSIÓN DE TG A CC

Gráficas Núms. 198 y 199

ESCENARIO “C”

PROYECTO EL SAUZ CONVERSIÓN DE TG A CC

Gráficas Núms. 200 y 201

ESCENARIO “D”

PROYECTO EL SAUZ CONVERSIÓN DE TG A CC

Gráficas Núms. 202 y 203

ESCENARIO “E”

PROYECTO EL SAUZ CONVERSIÓN DE TG A CC

Inversión Condicionada

Terminal de Carbón Petacalco

Proyecto aprobado en 1997, mediante el cual CFE pretende aprovechar el diferencial de precios entre el combustible actualmente utilizado (combustóleo importado) y el carbón, lo que significará un ahorro de 10 millones de dólares anuales. El proyecto consiste en la realización de una terminal para el manejo de carbón con una capacidad de 6 millones de toneladas, y se ubica en el Puerto Industrial Lázaro Cárdenas.

En 1997 la inversión aprobada para el proyecto fue de 1,894.8 millones de pesos (2,750.1 millones de pesos de 2000), y para 2000 aumentó a 4,169.1 millones de pesos. El proyecto se ejecutó por la modalidad condicionada bajo el esquema de PEE y entró en operación en abril de 1999.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto Terminal de Carbón Petacalco, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 204 y 205

ESCENARIO “A”

PROYECTO REMINAL DE CARBÓN PETACALCO

Gráficas Núms. 206 y 207

ESCENARIO “B”

PROYECTO TERMINAL DE CARBÓN PETACALCO

Gráficas Núms. 208 y 209

ESCENARIO “C”

PROYECTO TERMINAL DE CARBÓN PETACALCO

Gráficas Núms. 210 y 211

ESCENARIO “D”

PROYECTO TERMINAL DE CARBÓN PETACALCO

Gráficas Núms. 212 y 213

ESCENARIO “E”

PROYECTO TERMINAL DE CARBÓN PETACALCO

CC Rosarito IV (Unidades 10 y 11)

Proyecto aprobado en 1998, con el que la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio esperada en la zona norte del estado de Baja California. La central construida comprendió la instalación de dos módulos de 225.0 MW cada uno que utilizan gas natural como combustible base.

En 1998, la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 1,993.1 millones de pesos (2,439.2 millones de pesos de 2000) y en 2000 se incrementó a 2,933.5 millones de pesos. La contratación se efectuó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE e iniciará operaciones en diciembre de 2002.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la Solicitud de Dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto CC Rosarito IV, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 214 y 215

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC ROSARITO IV (UNIDADES 10 Y 11)

Gráficas Núms. 216 y 217

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC ROSARITO IV (UNIDADES 10 Y11)

Gráficas Núms. 218 y 219

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC ROSARITO IV (UNIDADES 10 Y 11)

Gráficas Núms. 220 y 221

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC ROSARITO IV (UNIDADES 10 Y 11)

Gráficas Núms. 222 y 223

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC ROSARITO IV (UNIDADES 10 Y 11)

CC Altamira II

Proyecto aprobado en 1998, mediante el cual la CFE incrementará en 225 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio esperada en el área occidental del Sistema Interconectado Nacional, utilizando gas natural como combustible base.

La inversión aprobada en 1998 para la ejecución del proyecto fue de 2,056.9 millones de pesos (2,439.2 millones de pesos de 2000), y en 2000 se incrementó a 3,410.2 millones de pesos. Su contratación se realizó por la modalidad condicionada, bajo el esquema PIE y su entrada en operación se prevé para mayo de 2002.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el proyecto Central Ciclo Combinado Altamira II, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 224 y 225

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC ALTAMIRA II

Gráficas Núms. 226 y 227

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC ALTAMIRA II

Gráficas Núms. 228 y 229

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC ALTAMIRA II

Gráficas Núms. 230 y 231

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC ALTAMIRA II

Gráficas Núms. 232 y 233

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC ALTAMIRA II

CC Campeche

Proyecto aprobado en 1998, mediante el cual CFE incrementará en 225 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio eléctrico esperada en la región peninsular, utilizando gas natural como combustible base.

En 1998 la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 1,207.8 millones de pesos (1,478.1 millones de pesos de 2000), para 2000 se autorizaron 1,363.2 millones de pesos. Su contratación se efectuó como de inversión financiada condicionada bajo el esquema PIE y su entrada en operación se prevé para marzo de 2003.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el proyecto Central de Ciclo Combinado Campeche, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 234 y 235

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC CAMPECHE

Gráficas Núms. 236 y 237

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC CAMPECHE

Gráficas Núms. 238 y 239

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC CAMPECHE

Gráficas Núms. 240 y 241

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC CAMPECHE

Gráficas Núms. 242 y 243

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC CAMPECHE

CC El Sauz (Bajío)

Proyecto aprobado en 1998, a través del cual la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer parte de la demanda de energía eléctrica esperada en el área central, utilizando gas natural como combustible base.

En 1998 la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 2,303.0 millones de pesos (2,818.4 millones de pesos de 2000) y en 2000 se autorizaron 3,677.3 millones de pesos. El proyecto se contrató por la modalidad condicionada bajo el esquema PEE y su entrada en operación se prevé para noviembre del 2001.

Gráficas Núms. 244 y 245

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC EL SAUZ (BAJÍO)

Gráficas Núms. 246 y 247

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC EL SAUZ (BAJÍO)

Gráficas Núms. 248 y 249

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC EL SAUZ (BAJÍO)

Gráficas Núms. 250 y 251

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC EL SAUZ (BAJÍO)

Gráficas Núms. 252 y 253

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC EL SAUZ (BAJÍO)

CC Hermosillo

Proyecto aprobado en 1998, a efecto de que la CFE incremente en 225 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio esperada en el área noroeste del Sistema Interconectado Nacional, utilizando gas natural como combustible base.

En 1998 se aprobaron para la ejecución del proyecto 952.0 millones de pesos (1,165.1 millones de pesos de 2000) y en 2000 se autorizaron 1,799.4 millones de pesos. Este proyecto se realizó por la modalidad condicionada, bajo el esquema PEE y su entrada en operación se prevé para octubre del 2001.

Gráficas Núms. 254 y 255

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC HERMOSILLO

Gráficas Núms. 256 y 257

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC HERMOSILLO

Gráficas Núms. 258 y 259

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC HERMOSILLO

Gráficas Núms. 260 y 261

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC HERMOSILLO

Gráficas Núms. 262 y 263

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC HERMOSILLO

CC Monterrey III

Proyecto aprobado en 1998, con el cual la CFE incrementará en 225 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicios eléctrico esperada en el área noreste del Sistema Interconectado Nacional, utilizando gas natural como combustible base.

En 1998 la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 1,993.1 millones de pesos ( 2,439.2 millones de pesos de 2000) y en 2000 de 3,131.4 millones de pesos. Su contratación se realizó por la ,modalidad condicionada, bajo el esquema PIE y su entrada en operación se prevé para abril del 2002.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen de la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el proyecto Central Ciclo Combinado Monterrey III, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 264 y 265

Escenario “A”

Proyecto CC Monterrey III

Gráficas Núms. 266 y 267

Escenario “B”

Proyecto CC Monterrey IIi

Gráficas Núms. 268 y 269

Escenario “C”

Proyecto CC Monterrey III

Gráficas Núms. 270 y 271

Escenario “D”

Proyecto CC Monterrey III

Gráficas Núms. 272 y 273

Escenario “E”

Proyecto CC Monterrey III

CC Naco-Nogales

Proyecto aprobado en 1998, mediante el cual la CFE aumentará en 225 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio esperada en la zona norte del estado de Sonora, utilizando gas natural como combustible base.

La inversión aprobada para la ejecución del proyecto en 1998 fue de 996.6 millones de pesos (1,219.7 millones de pesos a precios de 2000) y en 2000 1,493.4 millones de pesos. Su contratación se efectuó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE y se prevé que su operación inicie en abril de 2003.

Gráficas Núms. 274 y 275

Escenario “A”

Proyecto CC Naco-Nogales

Gráficas Núms. 276 y 277

Escenario “B”

Proyecto CC Naco-Nogales

Gráficas Núms. 278 y 279

Escenario “C”

Proyecto CC Naco-Nogales

Gráficas Núms. 280 y 281

Escenario “D”

Proyecto CC Naco-Nogales

Gráficas Núms. 282 y 283

Escenario “E”

Proyecto CC Naco-Nogales

CC Río Bravo II

Proyecto aprobado en 1998, con el cual la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica parta satisfacer la demanda del servicio esperada en la zona fronteriza del estado de Tamaulipas. El proyecto comprende la instalación de dos módulos de 225 MW cada uno utilizando gas natural como combustible base.

En 1998 la inversión aprobada en la ejecución para la ejecución del proyecto fue 1,854.0 millones de pesos (2,269.0 millones de pesos de 2000) y en 2000 aumentó a 2,456.9 millones de pesos. Su contratación se efectuó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE e inició operaciones en octubre de 2001, pactándose en el contrato el suministro de la energía durante 25 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto C.C. Río Bravo II, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 284 y 285

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC RÍO BRAVO II

Gráficas Núms. 286 y 287

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC RÍO BRAVO II

Gráficas Núms. 288 y 289

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC RÍO BRAVO II

Gráficas Núms. 290 y 291

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC RÍO BRAVO II

Gráficas Núms. 292 y 293

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC RÍO BRAVO II

CC Saltillo

Proyecto aprobado en 1998, con el cual la CFE incrementará en 225 MW la capacidad de generación de energía eléctrica, que permita satisfacer la demanda del servicio estimada en diversas ciudades y poblaciones del estado de Coahuila, utilizando gas natural como combustible base.

La inversión aprobada para la ejecución del proyecto en 1998 fue de 1,123.5 millones de pesos (1,375.0 millones de pesos de 2000) y en 2000 se autorizaron 1,761.5 millones de pesos. La contratación del proyecto se efectuó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE, iniciando operaciones en octubre de 2001 estipulando en el contrato la adquisición de la energía eléctrica durante 25 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto C.C. Saltillo, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 294 y 295

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC SALTILLO

Gráficas Núms. 296 y 297

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC SALTILLO

Gráficas Núms. 298 y 299

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC SALTILLO

Gráficas Núms. 300 y 301

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC SALTILLO

Gráficas Núms. 302 y 303

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC SALTILLO

CC Tuxpan II

Proyecto aprobado en 1998, a efecto de que la CFE incremente en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio esperada en el área central del país. El proyecto comprendió la construcción de dos módulos de ciclo combinado de 225.0 MW cada uno empleando gas natural como combustible base.

En 1998, la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 1,993.1 millones de pesos (2,439.2 millones de pesos a precios de 2000) y en 2000 se incrementó a 3,063.3 millones de pesos. Su contratación se efectuó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE y entró en operación comercial en noviembre de 2001 para adquirir la energía eléctrica por 25 años.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto C.C. Tuxpan II, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 304 y 305

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC TUXPAN II

Gráficas Núms. 306 y 307

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC TUXPAN II

Gráficas Núms. 308 y 309

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC TUXPAN II

Gráficas Núms. 310 y 311

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC TUXPAN II

Gráficas Núms. 312 y 313

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC TUXPAN II

CC Altamira III y IV

Proyecto aprobado en 1999, mediante el cual la CFE incrementará en 9000 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio en el área occidental del país. El proyecto incluye la instalación de dos módulos de generación de 450 MW cada uno, que utilizarán gas natural como combustible base.

En 1999 se aprobaron para la ejecución del proyecto 4,265.9 millones de pesos (4,648.1 millones de pesos de 2000) y en 2000 se autorizaron 5,601.1 millones de pesos. La contratación se realizó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE y el inicio de su operación está programado para octubre de 2003.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto C.C. Altamira III y IV, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 314 y 315

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC ALTAMIRA III Y IV

Gráficas Núms. 316 y 317

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC ALTAMIRA III Y IV

Gráficas Núms. 318 y 319

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC ALTAMIRA III Y IV

Gráficas Núms. 320 y 321

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC ALTAMIRA III Y IV

Gráficas Núms. 322 y 323

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC ALTAMIRA III Y IV

CC Chihuahua III (sustituyó al Proyecto Repotenciación Francisco Villa)

Proyecto aprobado en 1999, mediante el cual la CFE tiene como objetivo satisfacer la demanda de energía eléctrica esperada en el área norte del país, a un costo menor que en 1999, incrementando la capacidad de generación existente en el área norte en 225 MW.

En 1999, la inversión aprobada para el proyecto fue de 1,232.1 millones de pesos, (1,342.5 millones de pesos de 2000) y para 2000 fue de 1,769.0 millones de pesos. Su contratación se realizó por la modalidad condicionada en el esquema PIE y su entrada en operación se prevé para mayo del 2003.

Gráficas Núms. 324 y 325

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC CHIHUAHUA III

Gráficas Núms. 326 y 327

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC CHIHUAHUA III

Gráficas Núms. 328 y 329

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC CHIHUAHUA III

Gráficas Núms. 330 y 331

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC CHIHUAHUA III

Gráficas Núms. 332 y 333

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC CHIHUAHUA III

CC La Laguna II

Proyecto aprobado en 1999, a través del cual la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio esperada en el área norte del país, instalando dos módulos de 225 MW cada uno que utilizarán gas natural como combustible base. El alcance del proyecto comprende: la ingeniería, la construcción integral de la central, suministro de todos los equipos y materiales, partes de repuesto, herramientas especiales, todas las pruebas y puesta en servicio, fletes, seguros, aranceles y manejo aduanal.

La inversión aprobada en 1999 para la ejecución del proyecto fue de 1,112.8 millones de pesos (1,212.5 millones de pesos de 2000), y para 2000 aumentó a 3,339.7 millones de pesos al integrarse en ese año las obras previstas en el proyecto La Laguna I. La contratación del proyecto se realizó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE y su entrada en operación se prevé para abril del 2005.

Gráficas Núms. 334 y 335

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC LA LAGUNA II

Gráficas Núms. 336 y 337

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC LA LAGUNA II

Gráficas Núms. 338 y 339

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC LA LAGUNA II

Gráficas Núms. 340 y 341

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC LA LAGUNA II

Gráficas Núms. 342 y 343

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC LA LAGUNA II

CC Río Bravo III

Proyecto aprobado en 1999, a través del cual la CFE incrementará la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio esperada en el área norte. El alcance del proyecto comprende: la ingeniería, la construcción integral de la central, suministro de todos los equipos y materiales, partes de repuesto, herramientas especiales, todas las pruebas y puesta en servicio, fletes, seguros, aranceles y manejo aduanal.

La inversión aprobada en 1999 para la ejecución del proyecto fue de 1,912.1 millones de pesos (2,083.4 millones de pesos de 2000), y en 2000 ascendió a 2,868.0 millones de pesos. El financiamiento se contrató por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE y su entrada en operación se prevé para abril del 2004.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto C.C. Río Bravo III, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 344 y 345

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC RÍO BRAVO III

Gráficas Núms. 346 y 347

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC RÍO BRAVO III

Gráficas Núms. 348 y 349

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC RÍO BRAVO III

Gráficas Núms. 350 y 351

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC RÍO BRAVO III

Gráficas Núms. 352 y 353

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC RÍO BRAVO III

CC Tuxpan III y IV

Proyecto aprobado en 1999, con el que la CFE incrementará en 900 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para satisfacer la demanda del servicio esperada en la zona centro del país, mediante la instalación de dos módulos de 450 MW cada uno que utilizarán gas natural como combustible base.

En 1999, la inversión aprobada para la ejecución del proyecto fue de 4,265.8 millones de pesos (4,648.0 millones de pesos de 2000) y en 2000 se incrementó a 5,450.4 millones de pesos. La contratación del proyecto se efectuó por la modalidad condicionada bajo el esquema PIE, y su operación comercial se programó para mayo de 2003.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto C.C. Tuxpan III y IV, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 354 y 355

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC TUXPAN III Y IV

Gráficas Núms. 356 y 357

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC TUXPAN III Y IV

Gráficas Núms. 358 y 359

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC TUXPAN III Y IV

Gráficas Núms. 360 y 361

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC TUXPAN III Y IV

Gráficas Núms. 362 y 363

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC TUXPAN III Y IV

CC Altamira V

Proyecto aprobado en 2000, mediante el cual la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio esperada en el área occidental del Sistema Interconectado Nacional, utilizando gas natural como combustible base.

La inversión aprobada en 2000 para la ejecución del proyecto fue de 2,790.8 millones de pesos y su contratación se realizó por la modalidad condicionada, bajo el esquema PEE y su entrada en operación se prevé para abril del 2005.

Gráficas Núms. 364 y 365

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC ALTAMIRA V

Gráficas Núms. 366 y 367

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC ALTAMIRA V

Gráficas Núms. 368 y 369

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC ALTAMIRA V

Gráficas Núms. 370 y 371

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC ALTAMIRA V

Gráficas Núms. 372 y 373

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC ALTAMIRA V

CC Altamira VI

Proyecto aprobado en 2000, mediante el cual la CFE incrementará en 450 MW la capacidad de generación de energía eléctrica para atender la demanda del servicio esperada en la región occidental del país, empleando gas natural como combustible base.

La inversión aprobada en 2000 para la ejecución del proyecto fue de 2,800.9 millones de pesos y su contratación se llevará a cabo por la modalidad condicionada, bajo el esquema PEE, para concluirse en abril de 2006.

Gráficas Núms. 374 y 375

ESCENARIO “A”

PROYECTO CC ALTAMIRA VI

Gráficas Núms. 376 y 377

ESCENARIO “B”

PROYECTO CC ALTAMIRA VI

Gráficas Núms. 378 y 379

ESCENARIO “C”

PROYECTO CC ALTAMIRA VI

Gráficas Núms. 380 y 381

ESCENARIO “D”

PROYECTO CC ALTAMIRA VI

Gráficas Núms. 382 y 383

ESCENARIO “E”

PROYECTO CC ALTAMIRA VI

Resultado

Transmisión de Energía Eléctrica

LT 211 Cable Submarino Cozumel

Proyecto aprobado en 1997 mediante el cual la CFE prevé incrementar la capacidad de transmisión de energía eléctrica para satisfacer la demanda esperada en la Isla de Cozumel y la zona de Cancún. La obra de transmisión por ejecutar se localizará en Quintana Roo, y comprende la instalación de cuatro circuitos de líneas de transmisión de aproximadamente 88.0 km en conjunto.

En 1997 la inversión aprobada para el proyecto fue de 903.7 millones de pesos (1,311.8 millones de pesos de 2000); monto que en 2000 disminuyó en términos reales a 1,129.7 millones de pesos. La contratación del proyecto se hizo por la modalidad directa bajo el esquema CAT y entró en operación en julio de 1999.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto LT Cable Submarino Cozumel, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 384 y 385

ESCENARIO “A”

PROYECTO LT 211 CABLE SUBMARINO COZUMEL

Gráficas Núms. 386 y 387

ESCENARIO “B”

PROYECTO LT 211 CABLE SUBMARINO COZUMEL

Gráficas Núms. 388 y 389

ESCENARIO “C”

PROYECTO LT 211 CABLE SUBMARINO COZUMEL

Gráficas Núms. 390 y 391

ESCENARIO “D”

PROYECTO LT 211 CABLE SUBMARINO COZUMEL

Gráficas Núms. 392 y 393

ESCENARIO “E”

PROYECTO LT 211 CABLE SUBMARINO COZUMEL

LT 214 y 215 Sureste Peninsular

Proyecto aprobado en 1997, con el cual la CFE transmite la energía eléctrica generada en la central Mérida III a la red troncal del Sistema Interconectado Nacional para satisfacer parte de la demanda de energía eléctrica en la Península de Yucatán. Las obras de transmisión ejecutadas se localizan en Yucatán, Chiapas y Tabasco, y comprendieron la instalación de dos líneas de transmisión, aproximadamente 402.0 km.

En 1997, la inversión aprobada para el proyecto fue de 863.6 millones de pesos (1,253.6 millones de pesos de 2000) y en 2000 dicha inversión se incrementó a 1,390.3 millones de pesos. La contratación del proyecto se hizo por la modalidad directa bajo el esquema CAT y entró en operación en noviembre de 1999.

Las proyecciones financieras realizadas por la ASF, con base en la información presentada por la CFE en la solicitud de dictamen a la Comisión Intersecretarial de Gasto Financiamiento para el Proyecto LT Sureste Peninsular, presentaron los resultados siguientes:

Gráficas Núms. 394 y 395

ESCENARIO “A”