Energía Hoy edición 140 nov 2015

SÍGUENOS

petróleo

En el tercer trimestre del año los ingresos de Pemex cayeron 180% respecto al mismo periodo de 2014.

gas

Pemex transfirió al Cenagas los 9,000 km de ductos pertenecientes al Sistema Nacional.

electricidad

La CFE adjudicó a la empresa TransCanada la construcción del ducto Tuxpan-Tula de 250 kilómetros.

alternativas

Enel Green Power anunció que construirá un nuevo parque eólico en México. Ahora en el municipio de Ojuelos, Jalisco.

rutas de negocios

PriceWaterhouseCoopers presentó un informe sobre el crecimiento constante de la explotación de shale.

General Electric, GE, renovó su planta en Mebane, Carolina del Norte, para ofrecer a sus clientes el desarrollo de productos a la medida gracias a su laboratorio en el que hacen prototipos impresos en 3D lo que agiliza el proceso de creación de nuevos productos.

NOVIEMBRE 2015

22 notas de inframundo

La mejoría de la Fase 2 es sustancial, pero insuficientes sus 90 mil barriles diarios.

28

cavilaciones

materiales

¿Por qué no permitir también la deducción de las inversiones en eficiencia energética?

ideas con brío El Nobel de Literatura 2015 nos presentó a una gran escritora que nos retrató la desgracia de Chernóbil.

energía y poder La administración federal se aparta de las promesas que hizo sobre la Reforma Energética.

36

Los integrantes de la Comisión Nacional de Hidrocarburos platican sobre los retos que siginifica una Ronda Uno poco atractiva, además de otras inquietudes que trae consigo la Reforma Energética.

zona técnica

Un sistema de producción de agua caliente sanitaria, no se basa sólo en seleccionar un sistema de preparación eficaz, requiere de considerar aspectos de instalación como de uso y seguridad.

13 Y 14 DE ABRIL

MEXICO SHALE SUMMIT 2016

HILTON PALACIO DEL RIO. SAN ANTONIO, TEXAS. www.mexicoshalesummit.com

Ag

AGENDA

CONSEJEROS

Karla Barbarella Canavan Ramírez

Diego Arjona Argüelles

PRIMERA REVISTA EN MÉXICO LIBRE DE CO2

Año 10. No. 140

DIRECTORA EDITORIAL

Rita Varela Mayorga

COEDITOR EDITORIAL

Pablo Alatriste Galván

ENCUENTROS…

CUMBRE DE CONSTRUCCIÓN DE GASODUCTOS

HOTEL MARQUÍS REFORMA, CIUDAD DE MÉXICO

8 Y 9 DE DICIEMBRE. http://events.fc-gi.com/

4TH MEXICO ELECTRIC POWER SUMMIT CIUDAD DE MÉXICO.

10 Y 11 DE FEBRERO www.mexicoenergysummit.com

MIREC WEEK

HILTON REFORMA. CIUDAD DE MÉXICO. DEL 16 AL 20 DE MAYO. www.mirecweek.com

FECHAS A CONSULTAR…

MÉXICO

RECEPCIÓN DE REMESAS. 1 de diciembre.

CONFIANZA DEL CONSUMIDOR (NOVIEMBRE).

4 de diciembre.

INFLACIÓN (NOVIEMBRE). 9 de diciembre.

AFILIADOS AL IMSS. 7 de diciembre.

ACTIVIDAD INDUSTRIAL (OCTUBRE).

11 de diciembre.

DECISIÓN DE POLÍTICA MONETARIA.

17 de diciembre.

SECTOR MANUFACTURERO (OCTUBRE).

18 de diciembre.

OCUPACIÓN Y EMPLEO (NOVIEMBRE).

24 de diciembre.

BALANZA COMERCIAL (NOVIEMBRE).

24 de diciembre.

ESTADOS UNIDOS

SOLICITUDES DE DESEMPLEO. 3 de diciembre. BALANZA COMERCIAL. 4 de diciembre. CRÉDITO AL CONSUMO. 7 de diciembre. PRECIOS AL CONSUMIDOR. 15 de diciembre. PRODUCCIÓN INDUSTRIAL. 16 de diciembre. CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 29 de diciembre.

CONGRESOS Y FERIAS…

RENOVAMEX 2015

HOTEL SHERATON SANTA FE. CIUDAD DE MÉXICO.

1 Y 2 DE DICIEMBRE. www.windenergyupdate.com

MEXICO WINDPOWER 2016

CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. 24 Y 25 DE FEBRERO. www.mexicowindpower.com.mx

PECOM 2016

PARQUE TABASCO, VILLAHERMOSA. DEL 5 AL 7 DE ABRIL. www.pecomexpo.com

EXPO ECO BAJA 2016

CENTRO DE CONVENCIONES BAJA CENTER. ROSARITO, BC. 27 Y 28 DE ABRIL. www.expoecobaja.com

EDITOR DE ARTE Y DISEÑO

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Nicolás Maduro

PRESIDENTE DE VENEZUELA

Medidas desesperadas

TEXTO:

REDACCIÓN ENERGÍA HOY

Nicolás Maduro es, probablemente en todo el mundo, el hombre más preocupado por el precio del crudo. La economía de su país y las políticas asistencialistas que se aplicaban desde el gobierno de Hugo Chávez se basaban en la riqueza generada por el petróleo.

De pronto todo se desvaneció, más rápido y efectivo que cualquier plan que hayan denunciado de la CIA estadounidense para desestabilizar al gobierno de Caracas. Tras la caída de los petroprecios que ya lleva un año haciendo estragos en las finanzas públicas bolivarianas y en toda la sociedad venezolana, Maduro sigue buscando la forma de recuperar el valor al llamado oro negro.

Sin embargo, sus socios de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) no le han hecho caso para fijar un precio base por barril que para

sus cálculos debe estar en 88 dólares. Sin embargo, para que suceda sólo le queda aprovechar cualquier foro internacional donde lo escuchen y le ayuden a salvar su pellejo.

El drama

El petróleo proporciona a Venezuela, el país con las mayores reservas en todo el mundo, más de 90% de las divisas que recibe y la mitad de los ingresos del presupuesto fiscal, calculado para 2015 sobre un precio del barril de 60 dólares.

Sin embargo, el crudo caribeño se ha mantenido por debajo de los 45 dólares por barril en promedio. Esa cifra está por debajo de los 88.42 dólares del año pasado y de los 98.08 de 2013.

FOTO: ARCHIVO ENERGÍA HOY

Esta situación ha obligado al gobierno venezolano a aplicar medidas económicas para aminorar el impacto por la pérdida de ingresos y actualizar costos que en México podrían parecer inverosímiles. De acuerdo con CNN, la gasolina en Venezuela es la más barata del mundo, cuyo subsidio le costaba al Estado 12,500 millones de dólares anuales.

Gracias a estas prebendas, en el mercado interno, con 13 dólares se podía comprar el contenido integral de un camión cisterna de 25,000 litros de gasolina, suficiente para que un automovilista ruede durante cinco años. Lujos que al ser eliminados molestarán a más de uno.

Sin embargo, las repercusiones de estas políticas descobijaban a otros sectores de la sociedad y ahora sólo se hacen remedos para aliviar el malestar social. Por ejemplo, a mediados de octubre, Nicolás Maduro, anunció el aumento de 30% del salario mínimo y la modificación de la base de cálculo de 0.75% a 1.5% para el bono de alimentación de los trabajadores.

De acuerdo con el sitio de TeleSur, el aumento total del salario sería de 67% “con el fin de combatir la guerra económica, la inflación especulativa y brindarle una mejor calidad de vida a los trabajadores venezolanos”.

Asimismo, aprobó un incremento de 134% para médicos del sistema de salud pública “para hacer justicia a quienes atienden de forma directa a millones de venezolanos y venezolanas en los ambulatorios, clínicas populares y hospitales públicos”. Cifras y porcentajes que sólo revelan que la situación en el país está fuera de control para el mandatario sudamericano.

La realidad

El Fondo Monetario Internacional (FMI), a finales de enero, previó una contracción de 7% para Venezuela en 2015 por la abrupta caída de los precios internacionales del crudo, su principal fuente de divisas.

El barril de petróleo, de cuyas exportaciones provienen nueve de cada 10 dólares que entran a la economía venezolana, retrocedió más de 50% en los últimos meses de 2014 y en 2015 la tendencia tampoco fue favorable.

Maduro no tuvo otra opción que aumentar el precio de la gasolina en el país, según transmitió entonces en su mensaje de rendición de cuentas ante el Legislativo. “Llegó el momento”.

Los esfuerzos

En lo que va de año el Gobierno venezolano ha realizado diferentes giras, tanto presidenciales como las encabezadas por la canciller Delcy Rodríguez tanto en países de la OPEP como en naciones productoras

ajenas a este organismo para impulsar acuerdos que detengan la caída de los precios petroleros y la regresen a niveles más dignos.

En una de ellas, Maduro dirigió a varios de sus ministros a países como Rusia, China y Qatar para buscar los acuerdos que regresen el barril de petróleo a un precio de entre 70 y 80 dólares, una cifra por debajo de los 100 dólares que defendía el presidente venezolano a principios de año, pero que permitiría alentar los gastos comprometidos por su gobierno.

Para mediados de noviembre, se espera que Maduro lleve su mensaje una vez más, ahora a Arabia Saudita ante los participantes de la cumbre de Jefes de Estado de América del Sur y Países Árabes (ASPA), donde dicen los especialistas, es el país más duró de la OPEP que rechaza algún control de los precios.

“Venezuela, el país con las mayores reservas petroleras del mundo, ha intentado que la OPEP -del que es miembro fundador- decida un recorte de la producción, lo que ha sido rechazado por Arabia Saudita, embarcada en una estrategia de saturación del mercado que deprima los precios y afecte las economías de la producción de petróleo de esquisto como la de Estados Unidos”, explica el sitio EconomíaHoy.mx sobre el encuentro.

Oídos sordos

En ese evento, Maduro repetirá el mensaje que ha compartido durante los últimos meses, que se basa en un control de precios del combustible en vez del mercado. “Tenemos grandes expectativas, somos optimistas de que en corto plazo podamos avanzar hacia una nueva fórmula que nos permita crear políticas de estabilidad y de precio justo”, ha dicho el mandatario venezolano.

Sin embargo la OPEP, encabezada por Arabia Saudita no ha mostrado señales de comprender ese mensaje. A finales de octubre, cuando se realizó la reunión técnica de la OPEP con productores externos al cartel, no se abordó la cuestión de los precios ni de un eventual recorte de la producción de crudo, indicó una fuente rusa a la agencia Bloomberg.

Contrario a las intenciones de Maduro, los participantes “no hablaron de restringir la producción de crudo o de fijar objetivos de precios”, declaró el responsable, que pidió el anonimato.

El presidente venezolano Nicolás Maduro anunció previo a ese encuentro que su país abogaría en Viena por un “precio promedio necesario para garantizar las inversiones de los próximos 5 o 10 años”, que “debe ser de 88 dólares el barril”.

Sin embargo, nadie le hace caso.

Pe

PETRÓLEO

Ingresos de Pemex caen 180%

Petróleos Mexicanos (Pemex) reportó que al cierre del tercer trimestre de 2015 registró una pérdida neta de 167 mil 566 millones de pesos frente a los 59 mil 650 millones de pesos del mismo periodo del año pasado. El repunte de esta caída de ingresos es de 180 por ciento.

Los resultados de Pemex son efecto de una baja en la producción y el precio de la mezcla mexicana (por debajo de 40 dólares). Las cifras “reflejan las condiciones presentes en el entorno al verse afectados principalmente por los precios de referencia de los hidrocarburos, así como por la apreciación del dólar de Estados Unidos contra el peso mexicano y otras divisas”, explicó la paraestatal en un mensaje enviado a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV).

Las ventas totales del periodo julio-septiembre ascendieron a 313 mil millones de pesos, el costo de ventas fue de 231 mil millones, el EBITDA (ingresos antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) fue de 119 mil millones y la pérdida neta del periodo fue de 167 mil millones de pesos.

Las variables operativas se mantienen relativamente estables con una producción de crudo que alcanzó 2 millones 260 mil barriles diarios y gas natural por 5 mil 501 millones de pies cúbicos diarios, que representan incrementos de 1.8% cada una, contra el segundo trimestre de 2015.

Pemex, agregó en el informe, ha emprendido una serie de acciones que ayudarán a mejorar su estructura de capital, entre ellas, el ajuste al presupuesto y gasto autorizados por el Consejo de Administración en febrero de este año, con ahorros relevantes en el gasto de operación por más de 11 mil millones de pesos a la fecha; el proceso de renegociaciones con la cadena de proveeduría; la monetización de activos considerados no estratégicos, y el aprovechamiento de nuevos instrumentos de fondeo que permitan mejorar los indicadores financieros hacia adelante.

Asimismo, se ha llegado a un acuerdo con el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) en materia de pensiones, “el cual también será aplicable a los trabajadores de confianza, y que se anunciará de manera conjunta en los siguientes días”.

EN PESOS

La pérdida en el periodo fue de 167 mil millones de pesos.

En septiembre pasado, Pemex reportó que en los primeros ocho meses del año su promedio de producción de petróleo crudo fue de 2 millones 263 mil barriles diarios, menos que los 2 millones 460 mil barriles diarios producidos en el mismo periodo del año pasado.

La mayoría de la producción de petróleo y la de gas natural provino del mar. “El 77.5% de nuestra producción total de petróleo provino del mar; 17.5% de la región sur del país y 5% de la región norte”, detalló en su cuenta de Twitter.

El total de la producción de gas natural de enero a agosto, agregó la paraestatal, fue de 6 mil 424 millones de pies cúbicos diarios, dos por ciento menos que en el 2014.

El desplome de las exportaciones petroleras arrastró al total de las exportaciones de México a una caída de 6.8%, la mayor baja desde 2008, informó el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (Inegi).

La caída de 44.4% de los precios del petróleo impactó a Petróleos Mexicanos (Pemex) con una revisión a la baja de su calificación: la firma Moody’s de México anticipó que el descenso de los precios propició que la empresa genere menos ingresos y en consecuencia aumente su necesidad de endeudamiento para continuar con su operación.

A quién seguir:

PRONASGEn @PRONASGEn Cuenta del Programa Nacional para Sistemas de Gestión de la Energía.

Entra en funciones Pemex Logística

La Empresa Productiva Subsidiaria (EPS) Pemex Logística inició hoy formalmente funciones. En su primera sesión el Consejo de Administración de esta empresa aprobó su estatuto orgánico de conformidad con el acuerdo de creación publicado el pasado 1 de octubre en el Diario Oficial de la Federación.

El director general de la nueva EPS, Francisco Fuentes Saldaña, dijo que la constitución de Pemex Logística es de gran trascendencia ya que integra las actividades de transporte, almacenamiento y

CONSEJO APRUEBA NOMBRAMIENTOS

El Consejo de Administración de Pemex Logística aprobó los nombramientos de los nuevos subdirectores:

Luis Sánchez Graciano, subdirector de Transporte. Es ingeniero mecánico electricista por la Universidad de Guadalajara con maestría en administración de empresas por la UNAM. Se ha desempeñado durante 28 años en Pemex, ocupando diversos cargos. Fungía a la fecha como subdirector de Ductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Luis Alberto Núñez Santander, subdirector de Operaciones. Ingeniero en Electrónica y Comunicaciones por la UANL, ha laborado en Pemex durante 31 años y se desempeñaba a la fecha como gerente de Coordinación de Operaciones de Pemex Refinación.

Adrián Brígido Moral Piñeyro, subdirector de Almacenamiento y Despacho. Cursó la carrera de Ingeniería en Administración de Sistemas por la Universidad Hispanoamericana. Posee una trayectoria de 33 años en Pemex y fungía como gerente de Reparto, Medición y Servicios de Pemex Refinación.

distribución en una sola empresa que incluirá los sectores de ductos de gas y refinados, las terminales de almacenamiento y reparto, así como las de gas LP, las terminales marítimas y todos los servicios de transporte marítimo y terrestre.

Precisó que sus principales clientes son actualmente Pemex Exploración y Producción y Pemex Transformación Industrial, y manifestó que la empresa está en condiciones de atender a terceros.

Como lo establece la Reforma Energética, las actividades de Pemex Logística serán supervisadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Su objetivo será también participar en asociaciones y alianzas para fortalecer la prestación del servicio de transporte y almacenamiento de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, a fin de generar valor económico.

Esta nueva EPS abarcará una red de 35 mil kilómetros de ductos y una capacidad de almacenamiento de más de 50 millones de barriles de más de 30 productos, lo que la convierte en una de las cinco principales empresas logísticas del mundo.

Fuentes Saldaña transmitió el exhorto del director general de Pemex y presidente del Consejo de Administración de Pemex Logística, Emilio Lozoya, para renovar la capacidad de transformación y tener una nueva actitud de innovación para enfrentar los retos de un mercado abierto y competitivo.

RECIBE PEMEX LICENCIA PARA INTERCAMBIO DE PETRÓLEO CRUDO CON ESTADOS UNIDOS

El gobierno estadounidense emitió una licencia para Pemex Comercio Internacional (PMI) a fin de realizar el intercambio propuesto para importar petróleo crudo ligero para su proceso en el Sistema Nacional de Refinación a cambio de la exportación de crudos mexicanos pesados para las refinerías de alta conversión de la costa norte del Golfo de México en EU. Esta licencia brinda a México la oportunidad de beneficiarse de las condiciones que presenta actualmente Norteamérica como región, en el ámbito energético mundial. De este modo, Pemex podrá importar crudos ligeros durante un año a partir de octubre y por un monto de hasta 75 mil barriles diarios. La utilización de estos crudos en México permitirá reducir la producción de combustóleo y favorecer la obtención de combustibles de mayor valor.

MINERÍA Mi

Empresas mineras suecas se interesan en Sonora

Una delegación comercial de minería proveniente de Suecia visita Sonora para conocer de cerca ese sector en la entidad, y para analizar oportunidades de inversión en la zona.

El agregado comercial de la Embajada de Suecia en México, Olof Hällerman, expuso que la misión empresarial está conformada por seis compañías suecas y una institución de educación, que también visitará el estado de Zacatecas y la Ciudad de México.

La presencia de los integrantes de la delegación comercial extranjera inició con su participación en el Seminario Experiencias Suecas en Minería, organizado por el Clúster Minero de Sonora, en las instalaciones de la Universidad Estatal de Sonora (UES).

Hällerman explicó que la visita de los empresarios suecos a México obedece a la necesidad de desarrollar una industria minera más sustentable. Refirió que “en una economía global es necesario incrementar proyectos sustentables y renovar esfuerzos para fortalecer las relaciones comerciales, diversificar la proveeduría y aumentar las inversiones entre países”.

Planteó que eventos como el Seminario Experiencias Suecas en Minería ayudan a construir un puente que acerque a dos países geográficamente remotos, para dar paso hacia la cooperación industrial y económica entre México y Suecia en esta área. El agregado comercial de la Embajada de Suecia en México, comentó que ambos países tienen en común una tradición antigua de industria

AUTLÁN INCURSIONA EN EXTRACCIÓN DE ORO

La minería aporta 4% del PIB.

metalúrgica y minera.

Señaló que la legislación minera en Suecia se ha desarrollado con el fin de fomentar la exploración sustentable y hoy día ese país destaca como el mayor productor de hierro, el segundo de plata, oro, plomo y zinc, así como el tercero de cobre de la Unión Europea.

En México, abundó, la minería representa una industria imprescindible para el desarrollo, contribuye con 4% del Producto Interno Bruto (PIB), genera más de 350 mil empleos directos y 1.6 millones indirectos; así como la tercera industria que más creció en inversión extranjera directa. Reconoció que la situación general de los minerales a nivel mundial no es tan positiva, pues la crisis en los precios de los metales preciosos ha dificultado las

Compañía Minera Autlán adquirió una participación mínima en una mina de oro ubicada en Sonora; asimismo realizó una inversión minoritaria en fondos de barita, mineral utilizado en la industria petrolera. A través de un comunicado difundido en la Bolsa Mexicana de Valores, la empresa con experiencia en la extracción de ferroaleaciones detalló que as minas fueron adquiridas en alianza con otras empresas. Desde 2013, Compañía Minera ha concretado acciones para reducir costos operativos y expandir su crecimiento, la adquisición de la mina de oro es “el primer paso con el que incursionamos en metales preciosos y otros minerales industriales”, informó la empresa listada en la Bolsa Mexicana de Valores. La empresa con

POTENCIAL

GAS Ga

Pemex transfiere a Cenagas 9,000 km de gasoductos

Petróleos Mexicanos y el Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) firmaron un convenio marco y el contrato de transferencia de los activos que conforman los Sistemas Nacional de Gasoductos y Naco-Hermosillo.

Ante la presencia del director general de Petróleos Mexicanos, Emilio Lozoya, suscribieron el acuerdo el director general de Pemex Transformación Industrial, Alejandro Martínez Sibaja, y el director general del Cenagas, David Madero.

Lozoya indicó que, juntos, Pemex y Cenagas, con la mayor colaboración lograrán la transferencia de activos para que tenga beneficios en nuestro país. De esta forma, reiteró, es que hito tras hito el Gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto va materializando la Reforma Energética.

Con la firma de este convenio, Pemex refrenda su compromiso de cumplir eficazmente con los principios de la Reforma Energética, al transferir al Cenagas alrededor de 9 mil kilómetros de ductos, con una capacidad de más de 5 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas natural, al Cenagas.

Cenagas, como gestor independiente, garantizará condiciones efectivas y equitativas de competencia en el mercado que transporta y almacena la mayor proporción de gas natural del país e impulsará la participación de terceros.

David Madero señaló que la transferencia de activos al Cenagas es un claro ejemplo de la trasformación del sector energético a partir de la reforma impulsada por el Gobierno de la República y agradeció el interés genuino del titular de Pemex para que en conjunto se cumplan con los preceptos de dicha reforma. Asimismo, reiteró el apoyo de Cenagas para colaborar juntos e impulsar el éxito de Petróleos Mexicanos.

A su vez, Martínez Sibaja señaló que la competencia, rentabilidad, la generación de valor y participación de empresas privadas son fundamentales en la implementación de la Reforma Energé-

CAPACIDAD

La infraestructura de ductos tiene una capacidad de 5 mil millones de pies cúbicos diarios.

tica. El convenio, precisó, establece condiciones de competencia reales que impulsarán la participación pública y privada en el transporte y almacenamiento de gas natural, logrando así conjuntamente formar parte de un motor de desarrollo del país.

En Pemex estamos listos para competir y participar en un mercado energético que demanda mayor eficiencia y productividad, aseveró.

El Sistema Nacional de Gasoductos cuenta con 87 ductos y alcanza una longitud de casi de 9 mil kilómetros, con capacidad de transporte mayor a 5 mil MMpcd. En específico, el Sistema Naco-Hermosillo cuenta con más de 300 kilómetros de longitud, con una capacidad de transporte de 90 MMpcd.

De esta manera Petróleos Mexicanos con la firma de dichos convenios da cumplimiento al decreto por el que se reforman y se adicionan diversas disposiciones de la Constitución en materia de energía, ya que dejará de participar como actor relevante en el mercado del gas natural como transportista.

Plan proyecta 12 gasoductos y 5,000 km en cinco años

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, presentó el Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural 2015-2019, que, dijo, dará certidumbre a las inversiones en ductos para el transporte de gas natural e incluso a las de otros eslabones de la cadena de valor –como la petroquímica y la refinación– o en industrias que utilizan estos insumos para diversos procesos productivos.

El titular de la Secretaría de Energía (Sener) expuso que se prevé la construcción de 12 gasoductos que representan más de 5 mil kilómetros adicionales a la infraestructura existente y cerca de 10 mil millones de dólares de inversión. Además se proyecta una estación de compresión.

Agregó que los gasoductos atravesarán 16 estados: Aguascalientes, Chiapas, Chihuahua, Durango, Guerrero, Hidalgo, Jalisco, Michoacán, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, San Luis Potosí, Sonora, Tamaulipas, Veracruz y Zacatecas, para garantizar el abastecimiento.

Pedro Joaquín Coldwell destacó que entre los gasoductos estratégicos que serán construidos durante los próximos cuatro años, destaca el del Sur de Texas-Tuxpan que será submarino de 800 kilómetros de longitud que rodeará las costas de Tamaulipas y Veracruz, para alimentar centrales de electricidad, industria y a los hogares.

En tanto, la subsecretaria de Hidrocarburos, Lourdes Melgar Palacios, explicó que este Plan es una pieza clave para alcanzar objetivos fundamentales de seguridad energética, bajo reglas claras y transparentes de acceso abierto, que permitirá impulsar el desarrollo económico, la competitividad del país y el bienestar de las familias mexicanas.

Melgar Palacios indicó que a la fecha se construyen importantes proyectos que incrementan la capacidad del sistema, por lo que es prioritario continuar con la planeación como herramienta para propiciar la inversión y la mejora de la infraestructura de transporte y almacenamiento de gas natural.

EL COSTO

Se estima en 10 mil millones de dólares de inversión.

ELECTRICIDAD

Adjudican a TransCanada gasoducto Tuxpan-Tula

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) adjudicó a TransCanada Corporation un contrato para construir y operar el Gasoducto Tuxpan-Tula en México, en el que se invertirán 500 millones de dólares, informa la agencia Notimex.

“El gasoducto demuestra nuestro compromiso continuo con el desarrollo de la infraestructura energética de México para satisfacer la necesidad por un mayor abastecimiento de gas natural”, dijo el presidente y CEO de la empresa, Russ Girling.

TransCanada comenzará la construcción del ducto de 36 pulgadas en 2016, el cual entrará en operación en el último tri-

¿QUIÉN ES TRANSCANADA?

Es una compañía energética norteamericana con sede en Calgary, Alberta. Se dedica al desarrollo y operación de infraestructura energética en América del Norte. Su red de ductos incluye cerca de 3,460 kilómetros de oleoductos, además de aproximadamente 57,000 kilómetros de propiedad total y 11.500 kilómetros de propiedad parcial de gasoductos que conectan las principales cuencas de suministro de gas en América del Norte.

mestre del 2017; además, tendrá aproximadamente 250 kilómetros de largo (155 millas) y una capacidad contratada de 886 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD).

El gasoducto se originará en Tuxpan, en Veracruz, extendiéndose a través de los estados de Puebla e Hidalgo y proveerá de gas natural a las centrales generadoras de electricidad de ciclo combinado de la CFE en Veracruz, Puebla e Hidalgo, así como en las regiones Centro y Occidente del país.

Además, proveerá tanto a nuevas plantas de generación de electricidad, como a aquellas que en la actualidad operan con combustóleo, las cuales serán modificadas para usar gas natural como combustible base.

El Gasoducto Tuxpan-Tula complementará el negocio de TransCanada en México, hoy en día posee y opera los sistemas de ductos de Tamazunchale y Guadalajara, aunado a que completa la construcción de los gasoductos de Topolobampo y Mazatlán. Con el Gasoducto Tuxpan-Tula para 2018 TransCanada contará con cinco sistemas importantes de gasoductos con una inversión de aproximadamente tres mil millones de dólares en México. No obstante, afirmó la firma en un comunicado, continuará en la búsqueda de oportunidades adicionales para nuevos proyectos de infraestructura energética en México en el futuro.

RECONOCEN EFICIENCIA ENERGÉTICA EN LA ADMINISTRACIÓN PÚBLICA

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, y el titular de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (Conuee), Odón de Buen, entregaron reconocimientos a las entidades y dependencias de la Administración Pública Federal que sobresalieron en 2014 en el cumplimiento del Programa de Eficiencia Energética. Durante el acto, el titular de la Sener destacó que las acciones que realiza la Conuee para promover el óptimo aprovechamiento de los recursos energéticos y el cuidado del medio ambiente desde la Administración Pública Federal (APF), se refleja en la disminución del consumo de energía en inmuebles, vehículos e instalaciones industriales.

EL DUCTO Tendrá una longitud de 250 kilómetros.

Schneider abrirá en 2016 planta en Nuevo León

Schneider Electric, el especialista global en gestión energética y automatización, confirmó que en el último trimestre de 2016 abrirá una planta en Nuevo León para el ensamble, la fabricación y los procesos de pintura.

Con esta inversión, Schneider Electric consolida su presencia en el país y refleja el compromiso que la empresa tiene con México. Además, en el marco de su 70 aniversario, la compañía de capital francés está cambiando su estrategia para enfocarse en utilizar la conectividad para dirigir la sostenibilidad, la confiabilidad y la seguridad para los clientes.

Basados en el enfoque de inteligencia operativa de Schneider Electric que ha traído el Internet Industrial de las Cosas (IIoT), y a través de su campaña corporativa “Life is On”, la empresa pretende transformar la manera en que las personas y empresas utilizan la energía, promoviendo la automatización de los procesos indus-

triales, mejorando la calidad de las decisiones de negocios, la sustentabilidad en las operaciones y mejorando la vida en los hogares.

“La empresa tiene algo valioso que ofrecer a sus clientes, por ello estamos dispuestos a apostarle al éxito. Así hemos competido durante 70 años de operaciones en México y el resultado es alentador. Estamos construyendo un nuevo paradigma de la eficiencia energética, en el cual el crecimiento económico no depende de un aumento en el consumo de energía, sino de la implementación de soluciones que permitan una administración inteligente a través de la automatización y monitoreo. Estamos listos para seguir construyendo la mejor ruta hacia un futuro energético seguro para todos en México comprometiéndonos a crecer e invertir en el país”, aseguró el Presidente y Director General de Schneider Electric para México y Centroamérica, Enrique González Haas. Los detalles del proyecto y su avance serán revelados durante el primer semestre de 2016.

A quién seguir:

Comunidad PyME

@PymesConuee

Cuenta de la Conuee dirigida a la Pequeña y Mediana Empresa (PyME) para difundir el uso eficiente de la energía.

Prácticas para cuidar racks y gabinetes en datacenters

Los racks y gabinetes son equipos complementarios que hospedan de forma segura servidores, sistemas de almacenamiento, sistemas UPS, switches, entre otros, es decir, protegen el corazón de la operación de las empresas y permiten el fácil acceso a los administradores del site para mantener control del mismo. En este sentido, lo fundamental que no se ocasionen daños tanto en el hardware o software, ni en la información, considerada como el valor más importante para la operación de las organizaciones.

A continuación expertos de Tripp Lite ofrecen algunas prácticas para mejorar la protección y administración de equipos en el Centro de Datos:

• Existen dos líneas de productos: gabinetes y racks; los gabinetes alojan equipos de manera segura ya sea para comunicaciones, servidores, voz, sistemas de energía etc., montados en piso o en pared (en lugares fuera del Centro de Datos, cuarto de control o donde no hay suficiente espacio).

• Los racks abiertos son una forma económica de montaje, cuando existe una marcada distancia entre el lugar donde se encuentran los equipos y las personas (puede ser una sucursal bancaria donde el lugar no sea de acceso público y cuente con control de acceso al site), éstos se fabrican en 2 y 4 postes también para montaje en piso o pared.

• Los racks abiertos se encuentran disponibles con un marco abierto de dos y cuatro postes con medidas estándares de 13U, 25U y 45U, y una estructura de aluminio o acero capaz de soportar hasta media tonelada de peso. Actualmente, los nuevos modelos están diseñados con un bastidor de montaje que permiten su instalación en la pared.

• Estas soluciones pueden ser utilizadas para tener un manejo eficiente del sistema de aire acondicionado del centro de datos. Por ejemplo, en el caso de los gabinetes, al ser cerrados, con paneles laterales y puertas con orificios fomentan el correcto flujo de aire frío por el frente y salida de aire caliente por la parte trasera del mismo.

• En sitios donde los gabinetes no forman pasi-

llos, una buena práctica la constituye tener al frente entrada de aire acondicionado cancelando la parte trasera de ventilación y sustituyéndola por un ducto en la parte superior que se integre al sistema de extracción de aire caliente. Este ejemplo es una muestra sobre cómo los clientes pueden optimizar el uso del aire acondicionado al no reciclar el aire caliente y mezclarlo con el frío, así como el ahorro en el consumo de energía.

• Los gabinetes se conforman por modelos cerrados o abiertos y tienen también la facilidad de unirse para crear bahías dentro del Centro de Datos; lo que facilita adecuarse a las necesidades del cliente al permitir la instalación de otros accesorios adicionales como sistemas de circulación de aire, administración de cable, PDUs, monitoreo, etcétera.

• Existen gabinetes pequeños de piso de 12U o hasta 48U y cumple la norma EIA 310D (el cual establece cuales son las características físicas de los equipos a montarse en rack), por lo que ofrecen profundidad estándar o profundidad extendida, ancho estándar y extendido y soportan hasta 1.3 toneladas de peso.

• Adquirir equipos que se integren a las soluciones y satisfagan normas internacionales aplicables a gabinetes y racks, de tal manera que mientras un producto de terceros también cumpla con estas normatividades pueda ser integrado a la solución.

• Brindar capacitación al distribuidor para que conozca claramente las especificaciones de los productos y le ofrezca una mejor solución al cliente.

• Asesorar al cliente en la selección de productos para proyectos, asesoría en instalaciones, configuración de productos, soporte técnico y postventa, de manera que el usuario esté respaldado al comprar el equipo correcto a sus requerimientos.

• Es importante integrar dispositivos adicionales de detección de puertas abiertas que envían un e-mail de alarma al administrador; así como aquellos que miden la temperatura y humedad en el gabinete con la finalidad de mantener el site en condiciones óptimas de funcionamiento.

ABB y Microsoft lanzan plataforma para cargadores

ABB y Microsoft anunciaron al mundo la nueva plataforma de servicios de recarga rápida para vehículos eléctricos (EV). Combinando las estaciones de carga para vehículos eléctricos de ABB con los servicios basados en la nube Azure de Microsoft, se garantizará la estabilidad, escalabilidad global y funciones de gestión avanzadas para clientes de ABB. La unión tomará como ventaja el aprendizaje automático y capacidades analíticas predictivas para impulsar innovaciones futuras.

“El desempeño y estabilidad de la plataforma son diferenciadores críticos para el éxito en la operación de una moderna estación de carga para EV dependiente de datos. Al asociarse con Microsoft, ABB podrá ofrecer mejores operaciones, así como innovadores servicios avanzados, lo que llamamos el Internet de las Cosas, Servicios y Personas “, dijo Pekka Tiitinen, presidente de la División Discrete Automation and Motion (DM) de ABB.

“Esta asociación nos da la solución, escalabilidad y agilidad global para apoyar la demanda e infraestructura de la expansión global en cargadores para EV en los principales mercados automotrices del mundo, lo cual es un elemento clave de nuestra estrategia de crecimiento del Siguiente Nivel”, agregó.

Muchas empresas automotrices están invirtiendo en el mercado de vehículos “full electric”, con lanzamiento de nuevos modelos para el próximo año. De acuerdo con el informe Hybrid Cars, el número total de vehículos eléctricos vendidos alrededor del mundo ha superado 1 millón, siendo más de la mitad comprados durante los últimos 14 meses.

El rápido aumento de vehículos eléctricos en el mundo, va de la mano con una fuerte infraestructura de carga y energía. Actualmente sólo existen 106,000 estaciones de carga para vehículos eléctricos con acceso público en el mundo.

Al

ALTERNATIVAS Enel construye nuevo parque eólico en México

Enel Green Power (EGP) inició la construcción del nuevo parque eólico Palo Alto en el estado de Jalisco, en México.

“Este nuevo parque eólico es un paso importante hacia la consolidación de la presencia de EGP en México, un mercado que tiene un gran potencial de desarrollo. Una vez que Palo Alto esté completado, nuestro portafolio en el país alcanzará una capacidad instalada de más de 600 MW,” dijo el CEO de EGP.

Francesco Venturini agregó: “En línea con nuestra estrategia de crecimiento en América Latina, México es, junto con Chile y Brasil, uno de los países en los que hemos decidido concentrar nuestras inversiones para los siguientes cinco años, con el objetivo de potenciar energía sostenible al mismo tiempo que diversificamos el mix energético del país y apoyamos a la economía local.”

El parque eólico, ubicado en el municipio de Ojuelos, y propiedad de Energía Limpia de Palo Alto, una filial de Enel Green Power México, tendrá una capaci-

LO DESTACADO

- Palo Alto tendrá una capacidad instalada de 129 MW y generará más de 350 GWh por año.

- EGP invertirá aproximadamente 250 millones de dólares en la construcción del nuevo parque.

dad total instalada de 129 MW. Una vez en operación, Palo Alto, que consta de 43 aerogeneradores de 3 MW cada uno, será capaz de generar más de 350 GWh por año, equivalente a las necesidades anuales de consumo de energía de alrededor de 200,000 hogares mexicanos, evitando la emisión anual de cerca de 200,000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

Al parque eólico, que se espera sea completado y puesto en marcha en la segunda mitad de 2016, están asociados contratos de compraventa de la energía producida a largo plazo (Power Purchase Agreement- PPA).

EGP invertirá aproximadamente 250 millones de dólares, en línea con los objetivos de crecimiento establecidos en el actual plan estratégico de la compañía. La inversión será financiada a través de recursos del Grupo Enel Green Power. En México, tiene una capacidad instalada total de alrededor de 500 MW.

ALISTAN EL HUERTO SOLAR TAI DURANGO

Con más de 100 hectáreas y 216 mil páneles con capacidad para generar 49.7 Megawatts, el huerto solar TAI Durango, será el más grande de México y América Latina, sostuvo Oscar Bernal, director general del consorcio español Eosol Energy, al realizar un recorrido por este proyecto de energías renovables que se construye en Durango. De acuerdo a la programación, este diciembre estará en operación la ampliación del huerto solar TAI Durango, apuntó Bernal. Agregó que gracias al trabajo de promoción económica y la construcción de nueva infraestructura realizada por el gobierno del estado, como es el caso de este centro fotovoltaico.

Conuee implementa sistemas de gestión energética en PyMEs

Con el apoyo técnico del Instituto de Metrología de Alemania (PTB), la Conuee puso en marcha el proyecto piloto para la Introducción a la eficiencia energética y la implementación de sistemas de gestión de la energía en PyMEs de México, el primero en su tipo en la presente administración.

Este esfuerzo de cooperación internacional, al que se han integrado 22 PyMEs mexicanas, se suma al proyecto que se está llevando a cabo con otras 12 organizaciones grandes y medianas, con el respaldo de la Cooperación Alemana (GIZ, por sus siglas en alemán) y otro con la Agencia Danesa de Energía, enfocado a tres grandes consorcios (Bimbo, Herdez y Alpura), así como el programa que se ha implantado en Pemex.

Lo anterior significa que son ya cerca de 40 empresas que están trabajando para implantar sistemas de gestión de la energía (SGEn), a partir de un proceso de capacitación con expertos europeos y de consultores nacionales que los apoyan y aprenden, para convertirse en facilitadores de dichos sistemas.

Asimismo, estos esfuerzos cuentan con el apoyo de organizaciones de certificación, como ANCE, y otros que pueden ser fuente de financiamiento para estos proyectos, como el FIDE, para las inversiones requeridas en su posterior etapa de implementación.

En general, el establecimiento de sistemas de gestión de la energía requiere, en primer lugar, la identificación de los patrones actuales de consumo

PARTICIPANTES

Al momento trabajan en el proyecto piloto 40 empresas mexicanas.

de energéticos en las empresas y, luego, la detección de los potenciales de ahorro para derivar en acciones de mejora en operación y/o inversiones en equipos más eficientes.

Se prevé que hacia principios del próximo año se empiecen a ver los primeros reportes de resultados, ya que durante el proceso de recopilación de datos sobre consumo de energía se detectan oportunidades de cambios operativos que resultan en ahorros.

En la ceremonia de inauguración del proyecto participaron, entre otras personas: Santiago Creuheras, director General de Eficiencia Energética e Innovación Tecnológica de la Secretaría de Energía; el titular de la Conuee, Odón de Buen, quien dio la bienvenida a los representantes de las PyMEs participantes y agradeció el apoyo de las organizaciones internacionales y nacionales para poner en marcha el citado piloto, así como Susanne Wendt, coordinadora de Proyectos de la Cooperación Técnica de América Latina y el Caribe, en representación del Instituto de Metrología de Alemania.

MITIGAR EFECTO INVERNADERO TAMBIÉN ES UN BUEN NEGOCIO

Al menos 5 mil millones de toneladas de emisiones de carbono en el mundo pueden ser reducidas sin costo y, mejor aún, haciendo negocio, pues dentro del portafolio de proyectos para mitigar el efecto invernadero el más rentable se relaciona con temas de bioclimática ligados a la arquitectura de los edificios, dijo el doctor Alejandro Guevara Sanginés, vicerrector Académico de la Universidad Iberoamericana Ciudad de México. La reducción de emisiones de carbono, equivalentes a 25 mil millones de toneladas, se debe hacer para que no siga subiendo la temperatura, porque “literalmente el mundo se está derritiendo”, destacó Guevara, economista especializado en temas medio ambientales, durante la inauguración del “1er. Coloquio Internacional: la bioclimática en AUSJAL!”, en la Ibero.

NOTAS DEL INFRAMUNDO MIRIAM GRUNSTEIN

Fase Tres de la Ronda Uno. El “Triple Crown” en México

LA MEJORÍA DE LA FASE 2 RESPECTO DE LA 1 ES SUSTANCIAL PERO INSUFICIENTE. LOS 90 MIL BARRILES DIARIOS QUE SE PRODUCIRÁN EN GRAN PARTE POR EMPRESAS PEQUEÑAS O PRIMERIZAS NO REPRESENTAN UN AVANCE SUSTANCIAL HACIA LA SEGURIDAD ENERGÉTICA

Que no se me acuse que soy la Grinch que se roba todas las licitaciones. La licitación 3, de la Ronda Uno, fue de mucha emoción. Aficionada ecuestre que soy, no había sentido mi corazón palpitar a esa velocidad desde que American Pharaoh se llevó la “Triple Corona” después de 38 años sin ganador. Fue una sorpresa pues llegué a la sede donde se emitiría el fallo de la tercera licitación de la Ronda Uno sin anticipar ni pena ni gloria.

Como calcular el valor de los campos no es cosa sencilla, pregunté a quienes se dedican seriamente a estas cosas cuál era su predicción sobre los resultados de esta subasta de contratos de exploración y extracción. Una de las personas que más respeto, cuyo nombre me guardaré por respeto, reconoció que la predicción era incierta y que mejor era que tomáramos asiento para ver los resultados.

Así las cosas, nos sentamos en una de las últimas filas, donde es posible ver lo mismo y puedes hacer comentarios procaces lejos de las oídos sensibles de los funcionarios y empresas directamente interesadas. Acto seguido, iniciaron las solemnidades que también vemos cuando en México alguien rifa algo así como un centro de lavado. México es rico en rituales y menos en transparencia y sencillez. Pero, en fin, sin duda de nuevo la CNH

Miriam Grunstein. Es criatura del inframundo, donde escribe libros y artículos sobre el sector energético, y además es consultora de empresas energéticas chicas, medianas y gigantes, públicas y privadas. De igual forma es académica asociada del Centro México del James Baker III de Rice University y profesora externa del Centro de Investigación y Docencia Económicas. El tiempo que le queda libre, si les es posible, anda con sus perras y a caballo.

mgrunstein@brilliantenergy.com.mx

y la Sener cumplían con un cometido a marchas forzadas, con pocos recursos, un mercado muy apretado y sin mácula visible en sus procedimientos licitatorios. La primera subasta, que a mi juicio fue tan triste que Neruda hubiera podido escribir versos sobre ella, fue defendida, no tanto por sus resultados, sino por ser transparente. Cuando inició este procedimiento muchos anhelábamos que esta segunda, que ya gozaba con un precedente nutrido de lecciones de la anterior, tuviera resultados adicionales a la tan mentada transparencia. Y los tuvo, notablemente.

La subasta del primer área contractual arrancó bien y desde la primera oferta había ganador potencial. DEA Deutsche ofreció sobradamente lo pedido por Hacienda. Sin embargo, conforme fueron llegando las ofertas subió la adrenalina a todo galope. Ya para el tercer o cuarto ofertante el primer contrato parecía la pista del Triple Crown, con un caballo que rebasaba al otro a veces por una cabeza pero de repente con el cuerpo entero.

Ya en los últimos minutos de la carrera, se vio la avanzada del corcel italiano, que como rayo, rebasó a todos los demás. Aquí la carrera se ganaba, no 38 años después de la última victoria, sino meses después de una competencia deslucida y deprimente para muchos. Al menos para mí en particular, el corazón de la reforma petrolera volvía a bombear sangre.

En comparación con la primer área contractual, la segunda no brindó mayores emociones. Ni por mucho tan competida como la primera, aquí el área se la llevó Pan American Energy LLC en consorcio con with E&P Hidrocarburos y Servicios SA de CV, cuyos nombres resuenan mucho menos que ENI, lo cual podría no ser importante si demuestran la capacidad sustantiva para cumplir con sus metas de inversión y producción. Como fuera, la competencia por la primer área contrac-

tual fue tal que hubiera difícil mantener la emoción.

El punto aquí es que México, por primera vez de la historia de la explotación de sus hidrocarburos, sintió el dinamismo, la fuerza, la puja de la competencia del mercado. Quienes estábamos fatigados de la cotidianidad de nuestro “pan con lo mismo” sentimos una transfusión de sangre nueva, hasta que se frenó con el área contractual tres, la cual quedó desierta. Los ánimos decayeron un poco pero había que guardar la calma.

El caso del área contractual 4 es, sin ánimo de vulgarizar, fue para la Araña. Ahí nadie ofertó nada salvo el consorcio Fieldwood Energy y Petrobal. Quienes petroleros somos, y en el subsuelo andamos, sabemos que el liderazgo de la segunda, que es parte del Grupo Bailleres, lo tiene el ex director general de Pemex Exploración y Producción, el legendario Carlos Morales Gil, quien presentó su renuncia a PEP a inicios de 2014, recién aprobada la Reforma Energética.

De la renuncia de Morales Gil y de su transición a Petrobal hay poco que reprochar jurídicamente. Morales, por haber trabajado en Pemex desde tiempos inmemoriales y por tener tatuado el mapa petrolero en su cerebro, no está impedido para trabajar en el sector privado porque cumplió su término legal de inhabilitación. Las demás imputaciones que se le puedan hacer, de no haber sido resueltas y sancionadas por los tribunales, no trascienden los lavaderos.

El área 5 terminó en frío. Nadie propuso ni se llevó nada. Algunos dijeron que era muy rica en gas; otros culparon la falta de infraestructura. Ya el gobierno evaluará por qué tanto la tres como la cinco se quedaron como novias de pueblo. Eso pasa y se supera, aquí y en China.

Sin embargo, la Grinch que llevo dentro, que a veces farfulla con mayor inten-

sidad, como en la fase 1, y a veces menos, como en ésta no resiste preguntar respecto del área 4: ¿qué vio Carlos Morales Gil que no pudo ver ninguna otra empresa?; ¿qué tiene en la cabeza el Güero Morales que es tan superior al cuarto de datos en la CNH?; y todo esto para llegar a la pregunta más importante: ¿la concentración de conocimientos del subsuelo petrolero en una sola o un puñado de personas representa una amenaza para la competencia?

Si es así, el gobierno tendrá que hacer algo para que los datos que fueron obtenidos de Pemex puedan competir contra las cabezas de los grandes petroleros mexicanos, como el legendario Güero Morales.

Y ya que el Grinch anda suelto pues hay que dejarlo hablar un poco, de lo contrario ésta no podría ser una columna de la pluma de la Doctora Grinchstein. La mejoría de la fase 2 respecto de la fase 1 es sustancial pero no es suficiente. Los 90 mil barriles diarios que se van a producir en gran parte por empresas pequeñas o primerizas no representan un avance sustancial hacia nuestra seguridad energética.

Eso podría atribuirse a que la CNH y la Sener están en una fase en que están midiendo sus fuerzas contra las presiones del mercado, que ahora tiene un pulso débil lo cual, aun a juicio de una Grinch, no es mala idea. Repito las ideas de Stiglitz: el gobierno se puede tomar las cosas con cierta calma porque el crudo no desaparece.

Sin embargo, llegará el día en que tengamos que entrar a las grandes ligas, donde los barriles ofrecidos sean de interés nacional e internacional.

Solamente así podremos pasar de lo que se sintió durante la “Triple Corona” a lo que realmente es una carrera donde vuelan, con alas de pegaso, las grandes empresas petroleras.

Sólo entonces sabremos lo que es correr contra la fuerza y la potencia de Secretariat y de American Pharaoh.

COLUMNA INVITADA ADALBERTO PADILLA LIMÓN

Esto de la eficiencia energética suena bien pero, ¿cómo

carlo?: Auditorías Energéticas

LAS AUDITORÍAS ENERGÉTICAS DIAGNOSTICAN Y PONEN NÚMEROS CONCRETOS AL POTENCIAL DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Y, CON ELLO, LAS EMPRESAS PUEDEN ARMAR UNA LÍNEA ESTRATÉGICA CON DATOS CONCRETOS PARA TOMAR DECISIONES INFORMADAS.

En diferentes artículos hemos platicado la importancia de la eficiencia energética para la economía de las empresas y el bienestar del planeta. Hemos tocado estrategias y esquemas financieros para apoyar las medidas de ahorro de energía y otros temas que eran necesarios para ir desarrollando el mapa y poder dar información a industriales, empresarios e ingenieros sobre las implicaciones de iniciar una iniciativa en este rubro.

Ahora es importante dar otra pieza en el rompecabezas y hablar de las auditorías energéticas, que no es otra cosa más que diagnosticar y poner números concretos al potencial de eficiencia energética y, con ello, poder armar una línea estratégica con datos concretos para tomar decisiones informadas.

Una auditoría energética es la materia prima para cuatro actividades que son fundamentales en la ejecución de eficiencia energética:

1. El análisis técnico de la situación energética integral que se presenta en este momento en la empresa.

2. El dimensionamiento económico de la oportunidad de ahorro energético de las acciones individuales y el potencial de la suma de cada una de ellas.

3. El análisis detallado e individual de las oportunidades que se presentan hacia el ahorro energético y la productividad por eficiencia de los equipos vinculados a energía.

4. El plan de acciones concretas para lograr los objetivos de eficiencia conociendo el potencial real de cada oportunidad.

Ejecutar una correcta auditoría energética implica dos factores críticos :

a) Por un lado, el compromiso de la empresa para realizar esta tarea, poniendo a disponibilidad tiempo de empleados, acceso a instalaciones e información y una actitud proactiva para apoyar en la identificación de problemas y áreas de oportunidad.

b) Por el otro, es fundamental contar con un grupo de ingenieros competentes en la gestión de energía, con capacidad de identificar puntos relevantes a indagar, que cuenten con equipo de medición completo y que tengan dominio y experiencia en el tipo de equipos que usa la empresa en términos de consumo de la energía.

1. La auditoría energética se compone de diferentes grupos de actividades que van desde :

apadilla@tecener.com.mx

2. Entender la situación general de la empresa: tipos de procesos, antigüedad de las instalaciones.

cuantifi-

Adalberto Padilla. Actualmente es socio de Tecener y consultor en la estructuración de proyectos de eficiencia energética.

3. Obtener información del consumo de energía, normalmente representado en las factura de energéticos primarios como electricidad, gas natura, combustóleo, etcétera.

4. Desarrollar y/o analizar el reparto de estos consumos en los principales equipos usuarios de energía.

5. Ejecutar las mediciones pertinentes a los equipos relevantes para conocer las variables críticas de consumo, uso y operación de los mismos.

6. Realizar un análisis de la información disponible y en algunos casos desarrollo de ingeniería y simulaciones que ayuden a soportar los hallazgos realizados.

Desarrollar un reporte en donde se documente la información obtenida producto del análisis energético así como las áreas de oportunidad en donde la alta dirección tendría que detenerse a reflexionar si se justifica declarar un proyecto de eficiencia energética.

Asimismo, la auditoría conlleva una etapa de planeación en donde los ingenieros de la planta, en conjunto con los auditores de energía deben tener clara la ruta de equipos a verificar con base a los propios procesos industriales, horarios críticos de la planta e intensidad de uso y consumo de energía. Antes de iniciar la auditoría debe existir un plan de trabajo claro y acordado entre las partes.

Al respecto de lo que hemos comentado sobre los sistemas de gestión de la energía, ISO 50001, proyectos tipo ESCO, etcétera; una correcta auditoría energética es la herramienta indispensable para poder iniciar un esfuerzo con altas probabilida-

des de éxito. La auditoría energética será el visor para lo que los tomadores de decisión, especialmente el equipo técnico, de la información que deben saber para dar pie a esfuerzos integrales de eficiencia energética.

El tiempo, costo y esfuerzo de una auditoría energética, como es de esperarse, depende de:

–Tamaño y complejidad de la industria.

–Nivel de cobertura de equipos por auditarse.

–Nivel de profundidad y grado de detalle con el que se desea realizar las mediciones.

–Grado de exactitud deseado que implique inclusive garantía en la medición (normalmente para empresas tipo ESCO).

Con estos parámetros se puede esperar que un diagnóstico energético básico implique de tres a ocho días, una auditoría energética tome de 15 a 20 días y una auditoría en donde se comprometa garantía de resultados tome hasta 30 días.

En conclusión:

–La auditoría energética es la forma de dar claridad cuantitativa a cualquier iniciativa de eficiencia energética.

–En todo momento el personal de la empresa debe mostrar una actitud cooperativa y de disponibilidad para dar acceso a información y espacios de la industria al auditor.

–Se debe determinar el grado de profundidad de la auditoría y realizar la planeación que asegure el éxito de las actividades. –Es indispensable que el auditor tenga la formación, pericia, experiencia y equipamiento necesarios para realizar el trabajo.

COLUMNA INVITADA MARÍA ORTIZ ALONSO

Proyectos petroleros y el impacto de la regulación en ellos

LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS EMITIDAS POR LA CRE TIENEN COMO FIN DETERMINAR CRITERIOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIOS A LOS QUE ESTÁN SUJETOS LOS PERMISIONARIOS DE TRANSPORTE POR DUCTO Y DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS.

El Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) es la autoridad encargada del proceso de licitación para la adjudicación de Contratos para la Extracción de Hidrocarburos. Estos contratos le otorgan a las empresas ganadoras la autoridad para que en el área adjudicada pueda hacer las actividades de extracción de petrolero y se le de un porcentaje de lo que se extraiga.

Para que las empresas ganadoras fueran exitosas debieron llevar a cabo un proceso de alta sensibilidad, ya que un grupo interdisciplinario evaluó desde los aspectos geofísicos, geológicos, petroleros, económicos, financieros, legales, y fiscales, para que la oferta que realizaran fuera atractiva y posteriormente que cumpliera con un alto grado de competitividad con las otras empresas.

Las empresas ganadoras tienen como siguiente paso cumplir con un marco regulatorio robusto: desde preparar con la CNH la cesión y cambio de control del área por Pemex, obtener los seguros, presentar el plan de evaluación (estándares ambientales, de seguridad industrial, y salud en el trabajo), emitir las garantías, entre otras, para comenzar sus actividades.

Ciertamente, la dinámica regulatoria de la Reforma Energética continúa y a estos retos se deben también enfrentar las empresas ga-

María Guadalupe Ortiz Alonso. Es Maestra en Medio Ambiente y Energía por la Universidad de Tulane, en Estados Unidos. Es abogada del Instituto Tecnológico Autónomo de México, y experta en Derecho Regulatorio Energético, específicamente en petróleo, gas natural y electricidad, con mas de 15 anos de experiencia tanto en el sector público, como privado. En septiembre del 2014 fue nominada como candidata por el Presidente Enrique Peña Nieto para participar en la designación para ocupar el puesto de Comisionada en la CRE para el periodo 2014-2019. Actualmente es Socia Fundadora de Legal Energy México, consultora de despachos nacionales e internacionales, empresas del sector energético y consultorías expertas en energía. legalenergymexico@hotmail.com

nadoras. Para el caso concreto, unas semanas después del fallo de la Segunda Licitación, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) emitió las Disposiciones Administrativas de carácter general aplicables a la prestación de los servicios de transporte por ducto y almacenamiento de hidrocarburos.

Estas Disposiciones tienen como fin determinar criterios y procedimientos para la prestación de servicios a los que se encuentran sujetos los permisionarios de transporte por ducto y de almacenamiento de hidrocarburos.

Este tema es de vital importancia para los Contratos que se han adjudicado en la Ronda Uno, específicamente para la Licitación Segunda, ya que el contenido de estos lineamientos si bien excluye la infraestructura vinculada a la recolección y al desplazamiento de hidrocarburos objeto del Contrato adjudicado en la licitación, impacta en el área inmediata contigua y determinara la forma en qué las empresas ganadoras podrían desplazar los hidrocarburos fuera de la zona contractual adjudicada en la Licitación.

Cabe mencionar que el desplazamiento, el cobro, el uso de la infraestructura, la disponibilidad, la capacidad, las condiciones de acceso de estos hidrocarburos antes de la Reforma estaban bajo el monopolio de Pemex, por lo que estas reglas podrán o no ser una barrera para las empresas ganadoras.

En la industria esta pregunta ha sido fuente de discusión ya que se debe garantizar por parte del Estado, entre otros, que las reglas sean suficientemente robustas para que se tenga la certeza legal de que: (i) el hidrocarburo entregado en un punto inicial sea recolectado en un punto distinto del sistema con las mismas características; (ii) la guarda para su depósito o resguardo, así como su medición y entrega en un punto determinado del mismo sistema no sufra mermas; (iii) las reglas que sujetan los porcentajes a ser asignados de la capacidad operativa de los sistemas de transporte por ducto y almacenamiento sean asignados sin mediar error, y (iv) las tarifas están sujetas a un criterio internacional de competitividad, entre otros.

De alguna manera la CRE señaló que los términos y condiciones para la prestación del servicio deberán reflejar las prácticas comunes bajo principios que permitan el desarrollo competitivo de sus mercados, así como la eficiencia los servicios y que sea uniforme, homogénea, regular, segura, continua y de calidad.

Sin embargo, varios temas son de preocupación del sector, dentro de los que se encuentran las llamadas “características y alcances de la prestación del servicio”, ya que éstas según las nuevas Disposiciones comprenderán aspectos, que para algunos siguen siendo vagos, por ejemplo: (i) las condiciones de acceso abierto ya que éstas están sujetas a principios que eviten con-

diciones de poder dominante del permisionario, (ii) la capacidad de uso común se limita al 10% de la capacidad total, lo que hace que no haya un mecanismo de incentivo a la competencia, (iii) las temporadas abiertas, como mecanismo obligatorio para que, entre otros, se amplíe la infraestructura, bajo la demanda que fija la CNH.

Ciertamente las Disposiciones prevén nuevos mecanismos, por ejemplo que existan boletines electrónicos (que indiquen entre otros saturación de la capacidad), mismos que auspiciara cada permisionario y Pemex. Asimismo, se prevé que se hagan publicas las especificaciones de calidad y desbalances. Se dota para que haya: (i) mecanismos de bonificaciones y penali-

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zaciones autorizados, y (ii) transparencia en la nominación (determinar a quien se le asigna una capacidad, que es la práctica común en la industria internacional observando los principios de homogeneidad, continuidad y no indebida discriminación en la prestación del servicio), programación y confirmación.

Siendo que las tres Áreas Contractuales de la Segunda Licitación están ubicadas en las costas de Tabasco y Campeche, donde es la mayor afluencia de hidrocarburos en el país, para que las empresas ganadoras puedan transportar por ducto o almacenar hidrocarburos fuera del área licitada deberán sujetarse a estas nuevas Disposiciones, siendo en su momento las pioneras en su aplicación.

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LA CUFIN REN ES UNA REGLA QUE LIMITA EL BENEFICIO A LAS EMPRESAS DE PROPÓSITO ESPECÍFICO, PUES NO SE ALCANZA A VER NINGÚN OTRO SUPUESTO AL QUE LE APLIQUE EL CANDADO DE QUE EL 90% DE SUS INGRESOS PROVENGAN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA

Inicio reconociendo un error del que me percaté al leer mi artículo del mes pasado. En él señalo que el supuesto de deducción inmediata previsto en que la fracción XIII del artículo 34 le es aplicable a las energías renovables, siendo que éste le aplica a las energías limpias; es decir, en el 2014 se adiciona a las renovables la cogeneración eficiente.

Para efectos de esta participación, le pido estimado lector que conserve en mente el concepto de cogeneración eficiente, al cual volveremos al final de esta entrega por el impacto fiscal en las inversiones que puede tener su modificación.

Sin ser el tema de esta entrega la LTE, por los tiempos que corren dedicaré unas palabras. En breve varias Cámaras expresarán su posición al respecto, las que si bien tienen diferencias, coinciden en que la implementación de ésta no debe implicar un costo desproporcionado o inequitativo para la industria nacional. A mayor razón, cuando las metas del país ya están previstas en el INDC (siglas en inglés) para los cuates. La Intención Nacional de Contribuciones Determinadas fue presentada en marzo pasado ante

Octavio Lara. Es un libre pensador, buzo apasionado que en su actividad profesional es Abogado de la Facultad de Derecho de la UNAM, con estudios de Maestría tanto de la misma universidad como por la George Washington University, en donde se especializó en Impuestos Internacionales. Su hiperactividad lo llevó a participar desde hace varios años en proyectos de energía principalmente en materia de renovables, siendo a la fecha asesor legal tanto del sector privado como público.

olara@laranavarrete.com.mx

el Secretariado Técnico de la Convención Marco de la Organización de las Naciones Unidas en Materia de Cambio Climático; es el documento con el que cada país se compromete a participar en la reducción de emisiones de CO2, a negociarse en la COP 21 en diciembre próximo. Así, dicen las empresas, que pueden diferirse los tiempos de aplicación de la Ley sin que las metas se vean afectadas. Por cierto, cabe resaltar que el modelo mexicano de INDC es el que ha adoptado la ONU como el modelo para los países en desarrollo.

Pero volvamos al punto que me comprometí en mi entrega anterior. Ofrecerle una explicación coherente –dentro de lo que cabe– de las disposiciones fiscales que vienen, contempladas en la Miscelánea Fiscal 2016 en materia de energía. Por cierto, ésta acaba de ser aprobada por el pleno de la Cámara de Diputados y enviada al Senado junto con el resto del paquete económico el pasado 20 de octubre.

La referida miscelánea contempla tres disposiciones específicas que inciden en inversiones en energía, a decir:

1) Una deducción inmediata de las inversiones que realicen medianas empresas en materia de transporte o infraestructura energética. Deducción que será aplicable a una tasa de descuento progresiva, las que se realicen durante 2016 y 2017en un freno de mano-onvirtícreo la Lisposicion a deudas contra disposici.

2) La eliminación de la aplicación de la capitalización delgada a las inversiones que se realicen en el sector eléctrico. A manera de breve explicación, estimado lector, existe en la Ley del Impuesto Sobre la Renta una disposición que establece en términos generales que no serán deducibles para un contribuyente en México, los

Efectos fiscales de las energías renovables y la cogeneración eficiente

intereses que pague por deudas contraías que sean tres veces mayores que su capital social. Esta disposición que ha estado vigente por muchos años en la Ley del Impuesto sobre la Renta, se convirtió en un freno de mano a las inversiones en el sector eléctrico con la entrada en vigor de la reforma. Mientras que la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos sí previó la no aplicación de la disposición a las inversiones en ese sector, no se previó una regla semejante para el sector eléctrico que, como todos sabemos, también es intensivo en capital. Así, la referida miscelánea viene a eliminar este impedimento, buscando acelerar las inversiones en el sector eléctrico, y

3) La mal llamada –por mí– CUFIN REN, en honor a aquella CUFINRE que existió no hace muchos ayeres en la propia Ley del ISR, y que aquellos de ustedes que nacieron antes de los ochenta seguramente la recordarán.

Esta CUFIN REN, lo que busca es ser un complemento a la deducibilidad del 100% en el ejercicio en el que se realiza la inversión en maquinaria y equipo para la generación eléctrica con energía renovable, o sistemas de cogeneración eficiente. Lo anterior, es un reconocimiento expreso de que este beneficio en la práctica era muy difícil de aplicar por el tiempo de retorno de la inversión en este tipo de proyectos.

Así, lo que se establece en la disposición que de no tener modificaciones por el Senado entrará en vigor al mismo tiempo que el mercado eléctrico, coincidencia irrelevante pero coincidencia al fin, es que el contribuyente que realice la inversión llevará un registro contable de esa inversión calculando en lugar de la inversión al 100% multicitada, la de 5% prevista en la Fracción I del Artículo 35; es decir, el

5% anual por el tiempo de vida útil de los bienes y hasta el tiempo que la inversión genere una utilidad fiscal neta.

Al resultado fiscal, es decir el monto resultante de disminuir a los ingresos del ejercicio las deducciones aplicables y en su caso las pérdidas fiscales de ejercicios anteriores, se le aplicará la tasa del 30%, siendo éste el número que se restará a la utilidad sujeta a impuestos en el ejercicio. Se creará así una cuenta adicional a la CUFIN, por la que no se pagará impuesto sobre dividendos distribuidos en estos años y hasta el año en que se genere finalmente una CUFIN.

Lo anterior, no elimina el impuesto de 10% que le tendrá que retener una empresa al dividendo que sea pagado a una persona física. Esta regla limita el beneficio a las empresas de propósito específico, pues no alcanzo a ver ningún otro supuesto al que le aplique el candado de que el 90% de sus ingresos provengan de la generación de energía. Finalmente, y por si no lo he confundido lo suficiente estimado lector, lo dejo con un par de ideas: ¿Si esta regla aplica a la cogeneración eficiente, qué sucederá si como consecuencia de el avance en la tecnología la CRE modifica la fórmula una vez que el contribuyente se encuentre en el supuesto y los años previstos en el régimen? ¿Por qué no permitir también la deducción de las inversiones en eficiencia energética y no sólo la cogeneración? Digo, si lo que se busca como meta es contribuir a la reducción de emisiones según el mencionado INDC. Un negawatt no sólo cumple a cabalidad ese principio sino que además, dicen los que saben, cuesta una tercera parte de un kilowatt verde, lo que resultaría un menor sacrificio a la hacienda pública.

IDEAS CON BRÍO SANTIAGO BARCÓN

Voces de Chernóbil de Svetlana Alexievich

CUANDO SE ANUNCIÓ A LA GANADORA DEL PREMIO NOBEL DE LITERATURA 2015 EL NOMBRE RESULTÓ TOTALMENTE DESCONOCIDO. LA FUNDACIÓN SUECA NOS HA AYUDADO A DESCUBRIR A UNA GRAN ESCRITORA Y, POR PRIMERA OCASIÓN, UN PERIODISTA OBTIENE EL GALARDÓN.

Soy muy poco propenso a comprar las obras del Premio Nobel de Literatura del año. Sin embargo, en el caso de la bielorrusa Svetlana Alexievich al leer su biografía, conocer su enfrentamiento a las autoridades soviéticas, aunado al abordar un tema relacionado con la energía, el accidente de la central nuclear de Chernóbil, lo adquirí de inmediato.

Sabía que se trataba de entrevistas a personas que vivieron los terribles efectos del accidente nuclear, ya bien en carne propia o a través de sus familiares o conocidos, por lo que esperaba una obra cruda, dura y de lectura profunda. Me quedé corto.

En una veintena de pequeños capítulos, Alexievich nos lleva a visitar lo más profundo del desprecio a la vida humana, por parte de las autoridades, mezclado con un sentido del deber y la bondad de los que tuvieron que enfrentar la catástrofe. Le tomó cuatro lustros terminar la obra y logra el que nos sintamos que estamos junto a ella al momento de realizar las pláticas algo que habla de una pluma privilegiada.

Santiago Barcón Es ingeniero eléctrico. Coautor del libro Calidad de la Energía. Socio de APQ en EUA www.apqpower.com y del Grupo Arteche. Presidente de la AMESCO. Combina su afición al vino con la comercialización en Vinsanto www.vinsanto.com.mx

En todos los capítulos hay un hilo conductor que los une y éste es la dualidad entre los que detentan el poder y lo indefensos. Las historias de las personas que repararon el domo, a los que se le enviaba sin protección y con medidores de radiación que no funcionaban o, pero aún, calibrados para dar lecturas falsas así como su muerte por los efectos de las radiaciones son desgarrantes. Con certeza algunos de ellos, quizás la mayoría, lo hubiera llevado a cabo por su sentido del deber, como lo hicieron recientemente algunos japoneses en Fukushima, pero aquí se les mintió abiertamente.

Perder a un familiar nunca es fácil, pero el verlo como se degrada en un hospital sin poderse acercar por ser, literalmente, material radioactivo supera nuestra capacidad de comprensión.

Resulta interesante que la maquinaria soviética vendía el accidente como: “Japón tuvo Hiroshima y se fortalecieron después de ello”, así como la filosofía de que electrificación equivale a progreso; esto sin mencionar las teorías de complot occidental y sabotajes por los enemigos de la URSS. Los soviéticos veían a la energía atómica como una señal inequívoca del poderío soviético y una muestra de cómo mejorarían en el futuro.

Al ocurrir el accidente no se avisó a la población del grave peligro, de hecho muchos se acercaban a la planta para ver como brillaba en la noche. Una gran parte de los habitantes bielorrusos pensaban que al estar en Ucrania la planta se encontrarían con un riesgo bajo, pero el viento llevó a

Bielorrusia la mayor parte del daño: 20% del territorio ha sido afectado. Los pobladores se extrañaron al ver que las abejas no salían de sus panales y que los animales salvajes se alejaban. Posteriormente los que estuvieron en cautiverio, como vacas, perros, gatos y ovejas, tuvieron que ser sacrificados al convertirse en una fuente de radiación. Resulta interesante como para muchos de ellos la pérdida de sus mascotas representó la parte más difícil. Quizás como estaban acostumbrados a la guerra y a sufrir el terror de Stalin, los animales representaban esa unión con el mundo que ahora también se perdía.

Estos accidentes tienen consecuencias inesperadas, por ejemplo gran parte de la población bielorrusa se convirtió, sin saberlo, en cajas negras para las siguientes generaciones: las enfermedades y mutaciones que sufrirán están siendo estudiadas y documentadas. No sólo su pueblo, sino su medio ambiente también. El uranio 238 tarda mil millones de años en degradarse y el torio 14 veces más. Estas dimensiones de tiempo sobrepasan nuestra capacidad de comprensión, que equivale a no poder dimensionar correctamente el daño que se creó.

A pesar de los horrores que han vivido, incluyendo los campos de concentración en Kolymá (Gulag), este evento sobrepasó todo lo imaginable. Ante la tragedia viene el refugio en el chiste; uno de los breves que se contaban: “Que buen pueblo fue el bielorruso”.

Cuando visité Rusia, hace unos siete años, me encontré con enormes similaridades con México. La primera reacción es

negarlo: somos demasiado diferentes, pero mientras más observaba más me convencía y regresé sin duda alguna. Al leer la obra sólo pude reconfirmar mi convicción. Algunas frases nos describen, a ambos pueblos, perfectamente: “Un pueblo elemental libre. Soñando no con la libertad sino con hacer lo que se le antoje”, “Personas para quien la disciplina es un elemento represor”, y “… una falta absoluta de miedo a la propia vida”.

Aunemos que la descripción del manejo del accidente por parte del Kremlin resulta una réplica del que se hizo del terremoto de 1985 en la Ciudad de México: negación de los hechos, no enviar al ejército de inmediato a tomar control, los que tenían poder usando los recursos –por ejemplo sacar un refrigerador en lugar de llevarse mujeres y niños– robarse la ayuda internacional y, más importante, no adentrarse a aprender del problema. Los científicos rusos recuerdan con pesadumbre que ni un solo dirigente le preguntó sobre los efectos, lo importante era callar a la opinión internacional. En México recuerdo que la población civil tomó el control y se puso a cargo a tan solo unas horas del 19 de septiembre. Resulta interesante que después de Chernóbil la URSS de colapsó en dos años y el PRI, una dictadura mejor manejada aún, perdió el poder 15 años después.

Voces de Chernóbil resulta una lectura obligada para cualquier persona que quiera aprender de la naturaleza humana en todo su espectro. Lo tomarán en sus manos y no lo soltarán.

ENERGÍA Y PODER VÍCTOR RODRÍGUEZ PADILLA

La reforma de la reforma

¿QUÉ INDICIOS LLEVAN A CONCLUIR QUE SE ESTÁ CAMBIANDO DE RUMBO EN LAS PREMISAS FUNDACIONALES DE LA REFORMA ENERGÉTICA? EL AUTOR PRESENTA AL MENOS CINCO ELEMENTOS QUE REFORMAN LA REFORMA

fertilizantes y electricidad. El generoso incentivo propuesto por el Gobierno federal no significa otra cosa que darle la vuelta a la reforma energética para favorecer al sector privado más de lo que ya se hecho. Con esa medida el Estado mexicano no sólo asume el financiamiento sino también los riesgos, tal como sucedía antes de la reforma, sólo que ahora en beneficio de unos cuantos.

El nuevo marco jurídico ofrece una amplia gama de posibilidades para organizar y regular los mercados de la energía. Lo discutible es lo que está haciendo la administración federal: está llevando al sector hacia un escenario que se aparta radicalmente no sólo de las premisas fundacionales, sino también de las promesas que hizo para convencer al Congreso y a la sociedad de lo bien fundado de su propuesta de Reforma Energética, cuya finalidad, aseguró, no era otra que rescatar, modernizar y propulsar a Petróleos Mexicanos (Pemex) y a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en un ambiente mercado. ¿Qué indicios nos llevan a concluir que se está cambiando de rumbo? Permítame el lector presentarle cinco elementos que reforman la reforma. Primero. La Secretaría de Hacienda incluyó en el paquete económico 2016 la deducibilidad inmediata de inversiones en el sector energético. El estímulo entrará en vigor en 2015 con el ánimo de adelantar los proyectos. Esa medida parece fuera de lugar porque México no está en medio de una crisis energética y porque la deducción inmediata es equivalente a otorgar un financiamiento a las empresas. El Secretario de Hacienda, Luis Videgaray, ha reconocido en un artículo de su autoría, que la deducibilidad inmediata es equivalente a un financiamiento que otorga el fisco sacrificando ingresos públicos. Ese estímulo contradice la tesis de la apertura para dejar entrar un enorme flujo de inversiones privadas, que sólo estaban esperando la autorización para ayudar a México a encarar los retos del desarrollo. También se dijo que el capital privado vendría a liberar a las finanzas públicas de la pesada carga de invertir en petróleo, gas natural, petroquímicos,

Víctor Rodríguez Padilla. Es profesor de la UNAM. Estudió Física en la Facultad de Ciencias de la UNAM y la maestría en Ingeniería Energética en la Facultad de Ingeniería de la misma universidad. Realizó el Doctorado en Economía de la Energía, en la Universidad de Grenoble, Francia, y realizó posdoctorados en Francia y Quebec.

www.energia.org.mx

energia123@hotmail.com

Segundo. Hace unos días, Luis Videgaray acudió a la Bolsa Mexicana de Valores para dar el banderazo de salida a la Fibra E. Ese mismo día CFE anunció que “capitalizaría” mediante ese instrumento un total de 10 mil millones de pesos en torres y activos de transmisión en 2016. Pemex hará lo propio pero a mayor escala. Recordemos que una Fibra E es un fideicomiso de inversión que albergar en su seno un conjunto de activos que una empresa –en este caso Pemex y la CFE– vende en la bolsa de valores. Se trata de activos que proveen un servicio, generan flujos estables de ingresos y tienen clientes fijos, por ejemplo, ductos de transporte de hidrocarburos y sus derivados, terminales de reparto y almacenamiento, plantas eléctricas y redes de transmisión. Es infraestructura que seguirá siendo necesaria y valiosas en el sistema de suministro energético; se excluyen por lo tanto, instalaciones en mal estado, obsoletas, improductivas o a punto de retiro. Una vez transferida la propiedad, la empresa que vendió los activos seguirán operando las instalaciones mediante una concesión o un contrato de servicios, o los nuevos dueños contratarán a una empresa distinta. En cualquier caso las ganancias se destinan prioritariamente a estos últimos. La ventaja que obtienen las empresas que liquidan activos en la bolsa es financiara y fiscal: la obtención de recursos frescos libres de impuestos para invertir, pagar deudas o cubrir otras necesidades.

La Fibra E es un instrumento importado de los Estados Unidos y tropicalizado como un traje a la medida. Con ese mecanismo se quiere canalizar “el apetito” que existe entre los inversionista institucionales por el sector energético mexicano (Videga-

ray dixit). El gobierno de Enrique Peña Nieto, por un lado, les brinda a los inversores la oportunidad de adquirir activos que hoy son del Estado, para hacer un negocio lucrativo y sin riesgo; por otro lado, ha preferido vender a Pemex y a la CFE por tramos de infraestructura, en lugar de colocar el conjunto de activos en la bolsa de valores manteniendo el control estatal como en el caso de Statoil, Petrobras, Gazprom, Sianopec y otras empresas públicas bursatilizadas. El desmantelamiento y privatización por pedazos lleva a la extinción y es totalmente contrario al objetivo de la Reforma Energética de rescatar y modernizar a Pemex y a la CFE. “Fibra E”, “farm outs”, “monetización de activos”, “capitalización”… Son nuevos instrumentos de privatización que echan por tierra la promesa de que no se vendería ni un tornillo, expresada reiteradamente por el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell y, en su momento, los presidentes de los partidos Revolucionario Institucional y Acción Nacional, César Camacho y Gustavo Madero, respectivamente. Tercero. Durante la segunda convocatoria de la Ronda Uno se licitaron cinco áreas de producción en aguas someras. El gobierno calificó la licitación como un éxito porque se adjudicaron tres bloques, pero también porque se tuvieron, según Luis Videgaray, “los más altos estándares de transparencia en un proceso…que inspira confianza”. Esos auto-elogios no eliminan las sospechas de corrupción. El área 4 la ganó la compañía petrolera de Alberto Baillère (dueño de grupo Peñoles) en consorcio con una firma estadounidense (Fieldwood Energy), en un proceso en el que todos los licitantes se disculparon.

¿Petrobal se equivocó haciendo una propuesta sobre un bloque de geología dudosa donde empresas de la talla de BP, Statoil, ENI, CNOOC y Lukoil no vieron rentabilidad? ¿Acaso Petrobal contaba con información privilegiada al tener como piloto al Ingeniero Carlos Morales, ex director de Pemex Exploración y Producción? ¿Hubo colusión al más alto nivel para dejarle el camino libre a la empresa mexicana? La

transparencia limita los caminos de la corrupción pero no los elimina. Uno de los objetivos de la reforma energética fue precisamente acabar con ella. ¿Pero no es acaso corrupción favorecer a un pequeño grupo de privilegiados que harán su agosto con los recursos naturales propiedad de la Nación? ¿Estamos frente a una versión actualizada del “capitalismo de cuates”? Pero esto apenas empieza. La tercera convocatoria de la ronda uno tendrá dedicatoria especial para empresas nacionales, cuya inmensa mayoría no saben nada de petróleo, pero que ven la oportunidad de hacer negocio. La reforma energética se justificó en la necesidad de incorporar en el proceso de producción a las mejores compañía mundiales, las que sí contaban con la tecnología, la experiencia, los conocimientos y el capital que no tenía Pemex y que le impedía afrontar los retos de una geología más complicada, de un petróleo más difícil, de trabajos en ambientes más hostiles y de costos más elevado. Ahora resulta que el gobierno está dispuesto a depositar toda su confianza en compañías sin experiencia con la esperanza de que se pondrán las pilas y serán más eficientes y efectivas que una empresa que produce más de dos millones de barriles diarios. ¿No es acaso corrupción entregar campos petroleros de la nación a empresarios inexpertos para que jueguen y aprendan echando a perder, recibiendo además generosos estímulos fiscales? Desde cierto ángulo se puede ver como “promoción del desarrollo”, pero desde otra perspectiva se ve como un reparto pragmático de pastel para que nadie se queje y le sigan aplaudiendo al presidente. Con ese giro hacia la baja gama del espectro empresarial se reformó la reforma.

Cuarto. La función de un contrato petrolero consiste en repartir la renta petrolera entre el propietario del recurso natural y el productor; el reparto se pacta en función de las responsabilidades y riesgos que asume cada una de las partes, así como de su poder de negociación, la cual depende a la correlación de fuerzas en el momento de la firma. Esa naturale-

za de los contratos petroleros fue negada por las Secretarías de Energía y Hacienda para justificar que la entrada de las compañías petroleras internacionales le saldría muy económica al país, porque, dijeron, ellas no recibirían ni un céntimo de renta petrolera, la cual sería acaparada integralmente por el Estado mexicano. Fue una premisa y una promesa de la reforma. Ahora resulta que la renta sí se está compartiendo, aunque la palabra “renta” haya desapareció del lenguaje oficial y ahora la llamen utilidades. Según la Secretaría de Energía, considerando el marco fiscal en su totalidad, el Estado recibirá entre el 74% y el 83% de las utilidades en los contratos de la primera convocatoria; ello significa que los contratistas se quedan con el 17 y 26% de la renta petrolera; en el caso de la segunda convocatoria el Estado recibirá entre 82 y 90% y el resto se lo quedará las compañías. Sea poco o sea mucho lo cierto es que la renta está siendo compartida, lo cual significa que durante la implementación de la reforma se está cambiando el sentido original de la misma.

Quinto. En días recientes concluyeron las negociaciones del Acuerdo de Asociación Transpacífico (TPP, por sus siglas en inglés) en las cuales participó el Gobierno de Enrique Peña Nieto sin consultar a la ciudadanía. Las negociaciones fueron secretas y el texto final del mismo es guardado celosamente. Por filtraciones se ha logrado conocer algunas de las barbaridades a las que se comprometieron los firmantes presionados por Estados Unidos, entre ellas numerosas protecciones a los intereses de grandes empresas transnacionales, por ejemplo, que éstas podrían demandar a los gobiernos en tribunales internacionales si los actos de autoridad disminuyen las ganancias que las compañías esperaban. Esa posibilidad no se prevé en el marco jurídico derivado de la Reforma Energética, ni en los nuevos contratos petroleros. Es otro ejemplo de la reforma de la reforma, sólo que esta vez lo que está en juego es el control de la economía por parte de las empresas multinacionales.

Rn

EN UNA NUEVA

INDUSTRIA EN MÉXICO, PEMEX ESTÁ OBLIGADO A LA EFICIENCIA: CNH

sin modificar los fundamentos para ser más eficientes la colocación de bloques.

A casi un año y meses de la Reforma Energética, los claroscuros de los resultados del Ronda Uno en un entorno de bajos precios internacionales del petróleo, la caída en la producción nacional de crudo y un panorama negativo en términos económicos, entretejen un escenario de incertidumbre. Sin embargo, a la luz de lo que las autoridades consideran buenos resultados de la segunda licitación, se prende una luz para un futuro menos negativo.

En ese contexto cobra relevancia la operación del Órgano de Control de la Comisión Nacional de Hidrocarburos –conformado por un economista, dos ingenieros y dos abogados– para tratar de aclarar dudas y detalles de las próximas licitaciones de la Ronda Uno, las farmaouts de Petróleos Mexicanos (Pemex) y las perspectivas del sector hidrocarburos.

La expectativa de los Comisionados es alta para la tercera y cuarta licitacitaciones; sin embargo, prevén cambios para la quinta obligados por los bajos precios internacionales de crudo. Aun así, consideran, los precios se situarán en un rango de entre 60 y 70 dólares el barril en un escenario de largo plazo, niveles suficientes para hacer atractivo a México para los negocios.

En el grupo de los cinco, que encabeza Juan Carlos Zepeda Molina, se trabaja en las reglas que todavía faltan para completar el marco legal, pero incluso ya se discuten cambios en la forma de hacer licitaciones,

La CNH junto con la Secretaría de Energía (Sener) y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) ya pusieron las condiciones para el surgimiento de empresas mexicanas que utilizarán la experiencia de ingenieros mexicanos, que conocen los yacimientos desde hace décadas y a quienes ahora toca aprovechar la oportunidad en el nuevo mercado. Los comisionados están conscientes de qué la supervisión será piedra angular de su trabajo y, dicho por ellos mismos, ponen énfasis en la aprobación de los planes de exploración y extracción, que serán claves en los procesos de eficiencia y reconocimientos de costos, factores importantes para evitar que se diluya la renta petrolera en los contratos de producción compartida.

Sin dejar de asumir la responsabilidad que les corresponde en la implementación de la Reforma Energética, reconocen que Pemex o se transforma hacia una empresa eficiente y productiva o, aunque no lo mencionaron textualmente, ésta podría ser su última oportunidad para permanecer.

Para nadie es una sorpresa que la reforma era urgente, pero por más se apriete el paso los primeros resultados de ésta no se verán antes de 2018 o 2019. Quien diga lo contrario mentiría, dicen, pues la realidad es que Pemex tiene la llave para revertir la caída de la producción y le faltan recursos económicos, financieros y humanos. Por eso, las farmaouts toman relevancia y urge ponerlas en marcha.

TEXTO: PEDRO MENTADO CONTRERAS

“Los países petroleros salimos a competir actualmente con una capacidad de inversión más reducida, eso sin duda afecta; ahí el doble mérito que ha tenido el Gobierno de México con los cambios que hizo la Secretaría de Hacienda, la Sener, la propia CNH, es que se haya logrado una segunda licitación exitosa en este contexto”.

JUAN CARLOS ZEPEDA, COMISIONADO PRESIDENTE DE LA CNH

FOTO: FRANCISCO CAÑEDO

A continuación las respuestas de los cinco comisionados de la CNH sobre lo que esperan para el sector petrolero en México para los próximos años.

Las licitaciones y sus cambios : Queremos hacer un resumen de las dos licitaciones de la ronda uno y su perspectiva de la tercera para diciembre ¿cómo ven el mercado y las respuestas? mucho se habló de un fracaso en la primera, una recuperación en la segunda pero, ¿cuál es la realidad?

SERGIO PIMENTEL VARGAS, COMISIONADO:

Sí en efecto, se dijo eso de la primera y la segunda licitaciones: que habían sido un fracaso y, luego, un buen resultado. Para mí la primera y la segunda dejaron en claro que el diseño institucional de la Reforma Energética, que es una nueva forma de adjudicar contratos de exploración y extracción de hidrocarburos en México que antes solamente hacía Petróleos Mexicanos, abrió la posibilidad de que el sector privado pueda invertir en estas actividades y lo hará a través de un proceso competitivo.

Una licitación que toca conducir a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), cuyos lineamientos técnicos son establecidos por la Secretaría de Energía y las condiciones económicas y fiscales son dispuestas por la Secretaría de Hacienda, tiene todo un diseño institucional. Las licitaciones uno y dos dejaron en claro que funciona, las empresas tuvieron confianza en ese diseño y vinieron a México a presentar propuestas económicas, luego ya hubo otros factores en los que, en efecto, el resultado cuantitativo no fue lo esperado.

Sin embargo, deja mucha expectativa hacia el futuro –pienso en años, de que el diseño funciona, las empresas tienen confianza que seguiremos conduciendo otros procesos competitivos con transparencia, que es el mandato fundamental que tenemos y ese sí es un éxito de la reforma: que la gente haya visto un proceso en tiempo real por Internet, que las empresas hayan puesto ofertas económicas atractivas en términos económicos para el Estado, esa es la buena noticia.

: para la tercera, ¿Qué están esperado, sobre todo se habla mucho de aguas profundas Que es donde está la gran expectativa?

EDGAR RANGEL GERMÁN, C OMISIONADO:

La tercera licitación es la de campos terrestres y esperamos una gran interés de empresas mexicanas, compañías que se han establecido en los últimos seis meses y que incluso están conformadas por ex empleados de Pemex, del IMP [Instituto Mexicano del Petróleo], de empresas de servicios, que conocen estos campos desde hace décadas, que tienen el conocimiento técnico y que sin duda presentarán ofertas.

¿Cuántas ofertas? Demasiado temprano para saberlo, pero lo que hay que resaltar es que vamos en un proceso en crecimiento. La licitación uno –que era la que teníamos que usar para ensayos o pruebas que se requirieran– probó un modelo de apertura que no se había tenido, es la primera vez que se firman este tipo de contratos.

La dos fue mejor, y el contraste que dejan la una y la dos es la materialidad, el tamaño de empresa para esa categoría; es decir, las empresas que trabajan en la categoría de aguas someras tienen que ver un volumen de materialidad suficientemente atractivo para ser un caso de negocio, situación que se vio en la licitación dos.

En la licitación tres son empresas mucho más pequeñas que requieren un nivel de materialidad menor, pero donde también debe existir un nivel mínimo de materialidad para que sea un caso de negocio y sea atractivo.

En la cuarta licitación estamos hablando de la categoría más grande: aguas profundas y ultra-profundas. Ahí se necesita un nivel de materialidad suficientemente importante para que las empresas, que van invertir 10 mil millones de dólares, estén dispuesta a invertir en México. Entonces tenemos que hacer el modelo de contrato suficientemente interesante, con criterios de precalificación, garantías y todos los conceptos necesarios para que la cuatro sea exitosa.

En el escenario hacia delante veo éxito en la licitación tres y la licitación cuatro. ¿Qué es o cuál es la métrica de éxito? El monto de inversión que logre capturar el Estado mexicano y en menos de un año vamos a tener entre 15 y 20 nuevas empresas operadoras en México, no es lo mismo una a tener 15 o 20 empresas.

: en la tercera licitación hay empresas de reciente creación por la expectativa de la reforma energética, ¿hay alguna condición o exigencia de la cnh para este tipo de compañías Que no tienen la experiencia suficiente?

NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO:

Es una pregunta puntual para explicar por qué la tercera licitación es para los mexicanos. Los requisitos de preselección en la primera y segunda convocatorias requerían por fuerza tener un operador, un operador que tuviera producción, para lo cual también hay mexicanos en estas rondas –ex trabajadores de Pemex y del IMP–. Pero tuvieron que ir al extranjero a traer operadores, porque no estaba permitido dentro de los lineamientos que ellos pudieran, a través de la experiencia personal o de un grupo, entrar a las licitaciones.

En la tercera licitación sí, en ésta lo que se está calificando es la experiencia de la gente para poder formar esas empresas. No quiere decir que todas vayan a ser mexicanas o de mexicanos con mexicanos, posiblemente haya algunos mexicanos que se asocien con operadores internacionales, pero me parece que la licitación tres es el parteaguas en donde las empresas mexicanas sin el apoyo de un operador externo pudieran empezar a trabajar. Esto tiene una relevancia para el país porque si volteamos a ver a Estados Unidos

“Estamos trabajando en dos vertientes: una escuchando a la industria para efecto de saber cuáles cosas pudieran ser muy onerosas en un contexto internacional y tomar decisiones de forma razonable comparándonos con otras rondas que se están dando en el mundo. Pero más importante que eso es que hay algunos procedimientos –sin que se flexibilicen las condiciones del contrato ni tampoco se puedan dar condiciones distintas para efectos de la ejecución de trabajos–que pueden ayudar al éxito de las licitaciones”.

HÉCTOR ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO DE LA CNH.

FOTO: FRANCISCO CAÑEDO

PERFIL DE LOS COMISIONADOS DE LA CNH

JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, PRESIDENTE COMISIONADO

Economista por el ITAM y Maestro de Economía de Finanzas por la Universidad Warwick. Con experiencia en la industria petrolera dentro de Hacienda y la Sener. Responsable de la evaluación de proyectos de inversión de Pemex, del diseño del régimen fiscal de Pemex, de la evaluación y seguimiento del presupuesto y finanzas de Pemex y diseño de política de precios de la industria petrolera. El 30 de abril 2014 fue designado Presidente Comisionado por cinco años.

o Canadá hay muchos pequeños, y la suma de todos estos pequeños generan un buen impulso para el país.

Ojalá y en la convocatoria tres tengamos muchas de estas empresas, que van a tener que competir con empresas internacionales, aunque no quiere decir que sean para mexicanos exclusivamente. El que puede con más, puede con menos, entonces si hay alguna empresa internacional que entró en la primera y la segunda, bien puede entrar en la tercera, pero las empresas lo que buscan es la rentabilidad dentro de los proyectos.

La caída de los precios y su impacto : en ese entorno de nuevo proyectos está el shale gas, el shale oil, aguas profundas, chicontepec, retos importantes en un entorno de precios a la baja, Que fue la variable Que obligó a cambiar las reglas del juego en las licitaciones. ¿cómo juega este factor en las próximas licitaciones?

EDGAR RANGEL GERMÁN, COMISIONADO:

La licitación dos demostró que el precio no fue factor de decisión. Las empresas buscan rentabilidad, tú puedes tener precios de 100 dólares y costos de 60 dólares por barril, y si le restan 60 dólares eventualmente los costos se tienen que ajustar, porque las empresas buscan rentabilidad. El precio estaba deprimido y más en la fecha de la licitación –30 de septiembre pasado–, y los mínimos establecidos por Hacienda buscaban las mejores condiciones, pero las ofertas estuvieron por arriba del doble; es decir, las empresas no se vieron afectadas por el precio, porque son proyectos de entre 20 y 30 años, de largo plazo, y ellos vieron rentabilidad. Los bloques que se colocaron en la licitación

dos tenían suficiente materialidad para que ellos vieran un caso de negocio que era rentable y pusieron ofertas de 80 por ciento.

: pero los costos en aguas profundas, los shale y chicontepec son costos mucho más altos Que los proyectos ofertados en la licitación dos

EDGAR RANGEL GERMÁN, COMISIONADO:

En eso estoy de acuerdo, en no convencionales; los costos en aguas profundas se están ajustando, pero cuando estábamos en precios de 120 dólares por barril se empiezan a generar muchas ineficiencias, los costos se empiezan a inflar. Entonces, la industria entra en proceso de eficiencia de costos y además también permite impulsar nuevos desarrollos tecnológicos que reducen costos.

En el caso de los campos no convencionales sí puede tener un efecto importante el precio, hay un corte entre los yacimientos que son rentables y los que no lo son, porque no pueden reducir costos; pero hay players en EU que producen a 25 dólares por barril en shale.

SERGIO PIMENTEL, COMISIONADO:

Otro factor que hay que considerar es el tiempo de producción y costos más altos de producción, pero en shale la producción se tiene más rápido que en aguas profundas. Entonces, el precio que ves hoy en aguas profundas puede ser menos significativo porque la producción va iniciar en los próximos 10 años, pero en shale la producción se va tener más rápido.

JUAN CARLOS ZEPEDA, COMISIONADO PRESIDENTE:

Quien te diga que puede pronosticar los precios del petróleo te está mintiendo. El efecto del precio se da en dos sentidos: uno cuando caen los precios y cambia la expectativa del precio, pero no deja de ser esta una planeación de largo plazo; es decir, por el momento nadie tiene en sus evaluaciones precios de 100 dólares, pero si se mantienen en las evaluaciones económicas para los proyectos escenarios de alrededor de 70 dólares como precio de largo plazo, que es con el que se está evaluando los proyectos petroleros, y se empieza desarrollar un campo la producción va estar activa al menos 25 años.

Cuando las empresas evalúan los proyectos voltean a ver la curva de futuros y los precios que más o menos se prevén por el mercado

a largo plazo son de alrededor de 70 dólares. Ese es un punto, en el momento que caen los precios hay un cambio de expectativas pero se mantiene la visión de largo plazo.

El otro tema que es relevante para la industria y para nosotros es que en el momento que caen los precios si se reduce fuertemente la capacidad de inversión, porque todas las empresas independientemente de su giro prefieren financiarse con su propio flujo de efectivo –su caja–, todo mundo prefiere financiarse con su flujo de efectivo, es lo más barato, y en el momento que caen los precios los flujos de efectivo se contraen y eso le pega a la capacidad de inversión de las empresas, entonces sí vemos un mercado y una industria petrolera con menor capacidad de inversión a nivel mundial. Entonces, los países petroleros salimos a competir con una capacidad de inversión más reducida, eso sin duda afecta; ahí el doble mérito que ha tenido el Gobierno de México con los cambios que hizo la Secretaría de Hacienda, la Sener, la propia CNH, es que se haya logrado una segunda licitación exitosa en este contexto.

: ¿esto cómo pega hacia los no convencionales?

En los no convencionales, como saben la Ronda Uno tiene cinco licitaciones, se terminó la segunda vamos al 15 de diciembre con la tercera, con campos en tierra donde hay muchas empresas participando y de ellas una proporción elevada de empresas mexicanas.

Luego vamos a la cuarta, que son dos, y si me apuran son cuatro, porque en la cuarta licitación vienen aguas profundas y crudos extra pesados, prácticamente son dos licitaciones, pero en cada una también vamos a meter las asociaciones de Pemex. Cada una se desdobla en áreas nuevas y asociaciones de Pemex, que por Ley también tienen que concursar y licitar la CNH.

Y luego viene la quinta, con no convencionales, que se mantiene en la agenda. Sin duda no en los términos originales, porque en su diseño original la Ronda Uno se hizo con precios mucho más elevados del petróleo y sí va haber un redimensionamiento de la quinta licitación de no convencionales. Pero sí vemos la posibilidad de que se incorporen y en nuestro trabajo de asesores técnicos de la Sener sí identificamos regiones de no convencionales, Chicontepec y campos de rocas lutitas, sobre todo de aceite, que sean atractivos. Sí vemos que aún en estos precios y una expectativa que va ir convergiendo hacia los 60 o 70 dólares el barril, sí vemos posibilidades de encontrar inversionistas.

EDGAR RENÉ RANGEL GERMÁN COMISIONADO

Ingeniero por la UNAM y Doctor en Ingeniería Petrolera en Stanford. Con experiencia en la evaluación técnica, económica y ambiental de los programas y proyectos de inversión de Pemex, en los sectores eléctricos, en aguas y medio ambiente. En el sector petrolero ha sido investigador en la Universidad de Stanford, Coordinador de Asesores del Sector Hidrocarburos en la Sener.

El 30 de mayo 2013 fue designado Comisionado por cinco años.

Los cambios y ajustes en las licitaciones : la reforma energética está caminando, ya se tuvieron dos licitaciones, hay varias reglas Que se están publicando a la luz de esas experiencias, ¿Qué ajustes o Qué cambios se necesitan para ser más eficientes?

HÉCTOR ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO:

Estamos trabajando en dos vertientes: una escuchando a la industria para efecto de saber cuáles cosas pudieran ser muy onerosas en un contexto internacional y tomar decisiones de forma razonable comparándonos con otras rondas que se están dando en el mundo.

Pero más importante que eso es que hay algunos procedimientos –sin que se flexibilicen las condiciones del contrato ni tampoco se puedan dar condiciones distintas para efectos de la ejecución de trabajos– que pueden ayudar al éxito de las licitaciones.

Una de ellas es que cambiemos la forma en la que hemos venido llevando del concurso, la mecánica que hemos llevado la licitación en donde se presentan y se abren las ofertas. Estamos buscando que en la tercera exista la posibilidad de que abramos bloque por bloque, de tal manera que si una empresa trae dos opciones, si no se gana el primer bloque, pueda seguir participando en el tercero, cuarto o hasta que se ganen los dos que quería o estaba proyectando adjudicarse.

Esto permitiría que una vez abiertos todos los sobres, pudiéramos tener la oportunidad de darle a quién no ganó otra nueva oportunidad de que participe en los siguientes bloques. Creo que esta fórmula sin haber flexibilizado ningún tipo de requisito legal o en el mecanismo, nos lleva a colocar más bloques de los que tuvimos en la primera

PERFIL DE LOS COMISIONADOS DE LA CNH

NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO COMISIONADO

Ingeniero, Maestro y Doctor en ingeniería petrolera por la UNAM. Con experiencia en áreas operativa, técnica y administrativa de investigación científica y regulación técnica, con un enfoque en asegurar la explotación óptima de los yacimientos petroleros para maximizar el valor económico. En Pemex ocupó puestos directivos en las áreas técnicas y administrativas.

Es Comisionado desde 2012.

y la segunda licitaciones. Necesitamos ser creativos para efectos de, sin modificar condiciones, lograr mayor colocación.

: en los cambios Que se han hecho, ¿hasta dónde se puede apretar la tuerca y hacer ajustes para hacerlos más atractivos y no caer en una incertidumbre para el estado? porQue en cualQuier controversia se va a tribunales internacionales

HÉCTOR ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO:

Los límites tienen que ser tales que no comprometan el mandato principal que tenemos, que es darle un mejor aprovechamiento a los recursos de hidrocarburos del país.

Cuando nosotros salimos a decir, y esto lo hace la Secretaría de Hacienda, el porcentaje mínimo que el Estado consideraría que sus recursos, nos damos cuenta que están siendo suficientes para efecto de la proyección de ingresos. Aunque hemos oscilado entre 35 y 40% del porcentaje mínimo de aceptación de participación estatal en la utilidad de los proyectos, en todos los casos hemos obtenido ofertas muy por arriba de esos: en la primera licitación se obtuvieron 60 o 70%; en la segunda licitación se obtuvo un 70 u 80%, en todos los casos resultamos ser el socio con mayores ventajas en el negocio en el cual el riesgo lo tiene el productor.

Nosotros creemos que lo que podemos hacer es estirar la cuerda, siempre y cuando la forma que la estamos estirando no pueda comprometer los intereses del Estado. La reforma no puede llevarnos a tener ingresos en condiciones por lo menos semejantes a las que Pemex está trabajando, también que los recursos que tenemos y las inversiones que sean mayores y obtengamos mayores rendimientos. Si no, la reforma no hubiera tenido sentido.

La supervisión y las reglas del juego : hay tres temas con los yacimientos Que ya se asignaron, la supervisión, la tecnología y los costos eficientes. ¿cómo enfrentar ese reto hacia adelante?

NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO:

La transparencia es una de las características fundamentales que la Comisión debe tener y no hay discusión acerca de eso. Pero lo que tenemos que hacer es asegurar es que se maximice el valor de los recursos naturales –los hidrocarburos–, para lo cual se asignan los contratos. Tenemos que revisar los planes de exploración y extracción que los operadores nos vayan a plantear y es ahí donde tenemos que tener mucho cuidado en generar el mejor programa de tal forma que realmente maximice el valor con ese operador ganador.

Más adelante habrá que ver cómo modificamos las licitaciones para asegurar que el que ganó realmente era el que iba agregar el mayor valor en volumen, no en porcentaje. Entonces los planes de explotación y exploración van a ser unas de las actividades fundamentales, la validación de esos planes dentro de la CNH.

EDGAR RANGEL GERMÁN, COMISIONADO:

En el mes de octubre se publicaron los lineamientos para la aprobación de los planes de exploración y desarrollo en sus diferentes categorías: exploración, extracción, no convencionales, gas en vetas de carbón, hidratos de metano. En esos lineamientos se establece la forma en que las empresas tienen que presentar de los bloques de exploración o extracción asignados lo que se pretende hacer, y es atribución de la CNH aprobar esos planes.

Hablar de la mejor tecnología no es hablar de lo último de la moda, sino cuál es la mejor tecnología para esa categoría, para ese tipo de bloque. Por ejemplo, los campos maduros que se van a licitar en diciembre, muchos de ellos van a requerir inyección de agua, reparaciones mayores, cosas que la industria ha hecho desde hace 70 años, esa puede ser la mejor tecnología, esa es la atribución de la CNH de aprobarlos.

En esos lineamientos establecemos métricas con las que vamos a revisar que no se estén saliendo de lo que prometieron; es decir, no voy a variar más de 15% la inversión de lo que pretendo hacer; lo mismo para el venteo de gas, el diseño de los pozos, cuántos pozos realmente necesito, por qué necesitas tantos pozos. Recordemos que

SERGIO PIMENTEL VARGAS COMISIONADO

Abogado por la Escuela Libre de Derecho. Fue encargado de la Regulación Jurídica de Hidrocarburos y director de Asuntos Jurídicos en la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Participó en los equipos técnicos que elaboraron las reformas constitucionales en materia energética, así como los instrumentos base de la legislación secundaria del sector hidrocarburos.

Fue nombrado Comisionado del 18 de septiembre de 2014 al 31 de diciembre de 2020.

en las primeros dos licitaciones se plantearon contratos de producción compartida y es con reconocimientos de costos, por qué necesitas tantos pozos, por qué no usas pozos más esbeltos u otros tipo cemento, en fin todo ese tipo de cosas vienen aprobadas en el plan.

Energía Hoy . Esos lineamientos, sobre todo para las empresas mexicanas y extranjeras, se darán conforme al tamaño del proyecto. Pero, en un momento dado, ¿no puede ser una traba para algunas que digan que está demasiado regulado?

EDGAR RANGEL GERMÁN, COMISIONADO:

La respuesta corta es no. En todos los países mundo existe está figura del lineamiento en el que se tiene que presentar un plan de trabajo y el Gobierno anfitrión es quien aprueba el proyectos. Efectivamente es proporcional al tamaño, está establecido en la Ley la figura del Consejo Consultivo y ese Consejo está conformado por el Colegio de Ingenieros Petroleros, la Asociación de Geólogos y Geofísicos de Petróleo, la Asociación Nacional de Operadores, tenemos que trabajar con ellos, tenemos que socializar el documento para recibir comentarios de ellos, que sea llevado a ese Consejo Consultivo, después se tiene que llevar a Cofemer, Cofece; es decir, el documento tiene que estar observado por la sociedad antes de ser aprobado.

NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO:

Está la UNAM, el IPN, la Academia de Ingeniería, están todos, está también la parte financiera involucrada. La postura es que se le dé la posibilidad a todos los que tengan algún comentario en relación a algún lineamiento, para que no lo hagan saber y

nosotros podamos analizar al interior de la CNH si las posturas que están planteando las podemos aceptar o no, porque al final como organismo independiente necesitamos asegurar que las cosas salgan bien: con la maximización del valor correspondiente, además del cuidado al medio ambiente, la seguridad industrial y las cuestiones sociales.

Todos han estado involucrados y la sociedad en general, porque del Consejo Consultivo pasa a Cofemer y cualquiera en la página de la Cofemer puede hacer comentarios en relación a lo que piense que pudiera generar algún obstáculo para la operación futura de las compañías. Y eso obviamente nos va llegar a nosotros, lo analizaremos. Creo que hay una actitud y un espíritu muy abierto de parte de todos los comisionados de oír y discutirlo al interior y llegar a una definición que todos los lineamientos cuiden todo lo que comenté y sean los menos invasivos posible.

SERGIO PIMENTEL VARGAS, COMISIONADO:

La ventaja de que la Reforma Energética llegó tarde a México, y me refiero al contexto internacional, es que no estamos inventando nada nuevo. Es decir, la ventaja de haber hecho la reforma con 15 o 20 años de diferencia es que ya sabemos cómo se regula en buena parte del mundo y a eso es lo que nos hemos estado ciñendo.

Probamos con tener una regulación que se adapte a lo que las operadoras petroleras ya están acostumbradas a operar en el mundo. En México no estamos inventando el agua tibia, nos estamos ciñendo a lo que la industria está acostumbrada.

NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO:

Los lineamientos son aplicables para todos los proyectos, los chicos, los grandes, los nacionales, los de Empresas Productivas del Estado, son iguales para todos.

: en materia ambiental, ¿hasta dónde les toca intervenir?

NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO:

En los Consejos Consultivos la ASEA está involucrada y pueden darnos sus comentarios. Obviamente cada institución tiene sus atribuciones y recordemos que en algún momento la CNH tiene las de seguridad industrial y de protección al medio ambiente.

PERFIL DE LOS COMISIONADOS DE LA CNH

Toda la regulación que generamos la tiene la ASEA, tenemos una comunicación muy estrecha, hay muy buena relación institucional y eso es fundamental, porque en otros países lo que ha sucedido que las instituciones no se hablan. Entonces mientras que una definió que se puede empezar a operar la otra dice que no tiene los permisos ambientales.

Se ha tomado mucha conciencia de la importancia de la interrelación efectiva entre instituciones y la tenemos con la ASEA, la Semarnat, la Conagua, la Sener, y tendrán que generarse los mecanismos adecuados para que todo fluya de manera eficiente para todos. Si los operadores lo pueden hacer bien, al país le va ir bien, si no hay una estructura adecuada va haber muchos retrasos.

Pemex y su futuro en el nuevo entorno

: en materia de los retos, ¿cómo administrar la explotación y la producción de una empresa cómo pemex, Que arrastra muchas situaciones negativas, ya sea por falta de tecnología, de recursos financieros e incluso vicios y corrupción?

EDGAR RANGEL GERMÁN, COMISIONADO:

En matemáticas usamos un término que le llamamos punto crítico, en medicina significa que el paciente está en un punto crítico; lo que significa que habrá un cambio de pendiente. Pemex está en uno de sus puntos críticos más importantes de su historia; es decir, vienen dos años importantes de transformación para Pemex, organizacional en cuanto al manejo del negocio, darse cuenta que en menos de un año vienen 15 competidores, ya no es el único. Este tema de que me están sobrerregulando no va, porque ya lo socializamos y las 20 empresas ya emitieron sus comentario y todo mundo lo ve de otra manera.

Todos han emitido comentarios, dicho sea de paso, sobre los lineamientos. Recibimos más de 450 comentarios a los lineamientos de todo tipo: desde que este término no se entiende muy bien hasta cosas conceptuales importantes.

Estos dos años son importantísimos para Pemex, pero dónde veo que puede resultar el punto crítico hacia la pendiente positiva es en que lo que le dejamos en la Ronda Cero –el Estado le dejo 83% de las reservas 2P y más del 95% de la Reserva 1P– y es un ciclo de la cadena de valor para ver cómo maduran los recursos.

Si tu dejas a la Empresa Productiva del Estado con más del 95% de la Reserva 1P, entonces de ahí tiene que venir la producción, y

HÉCTOR ACOSTA FÉLIX COMISIONADO

Abogado por la Universidad Autónoma de Chihuahua y especialidad en administración en la Panamericana. En el Gobierno federal tiene experiencia en control y vigilancia en dependencias del sector energético. Titular de los órganos de control interno en la Sener, la CRE, la Cofece y Pemex Petroquímica. Fue responsable de coordinar las 215 contralorías de la administración pública federal y los siete sectores de Comisarios Públicos.

Fue nombrado Comisionado del 18 de septiembre de 2014 al 31 de diciembre de 2019.

se le están dejando el 85% de la Reserva 2P. Aquí comentaba el Comisionado Pimentel que tenemos muchos recursos prospectivos en aguas profundas, pero no nos queda claro que eso es para los próximos 7 o 10 años y hacia adelante.

¿Dónde veo tímido a Pemex? En el tema de los farmaouts. La nueva legislación, que se hace por una reforma constitucional y te deja el 83% de las reservas 2P, te deja todo para transformarte en dónde es el punto crítico para volverte una empresa mucho más moderna, mucho más eficiente, y se ha visto en otros casos: está el ejemplo de Petrobras y Ecopetrol, pero es donde se quiere ver a Pemex.

Si no mal recuerdo, tenemos ya 10 campos que Pemex solicitó y la CNH ya dio su opinión favorable, ya se pusieron de acuerdo en el modelo contractual con la Sener, la condiciones fiscales con Hacienda, para poder empezar a subir socios, pero son 10 campos y México tiene 800 campos. A Pemex se le dejaron cerca de 350 campos y ahí se ve un potencial importante no sólo para mantener la plataforma de producción sino para incrementarla.

En el otro tema, Pemex puede participar en las Rondas, estoy seguro que lo vamos a ver en las licitaciones de aguas profundas participando con socios como se hace en el mundo, como se juega el juego petrolero en el mundo, participando con socios e ir aprendiendo.

Ecopetrol pasó de ser una empresa pequeña que sólo operaba en Colombia a operar cerca de 150 bloques, y no sólo operar también participar y haciendo trabajos en EU, porque entraba con 10 o 15%; pero el hecho de estar participando te genera una transferencia de conocimiento y acceso a tecnología. Hoy en día, Ecopetrol participa

en las Rondas de Estados Unidos como operador, va por los bloques solo, ahí es donde tenemos que empujar a Pemex a que vaya moviéndose en esa dirección.

: moviéndose no sólo a ser más grande en términos de los negocios sino más eficiente así como lo dijiste, más grande en negocios y más eficiente

SERGIO PIMENTEL VARGAS, COMISIONADO:

Es una consecuencia natural de la competencia entre empresas: te obliga a ser más eficiente con menos recursos, eso está más allá.

: ¿y si no es?

SERGIO PIMENTEL VARGAS, COMISIONADO:

Hay que preguntarle a Pemex, porque entrar a la competencia es así.

: ¿ustedes han encontrado reticencias o algo por el estilo?

SERGIO PIMENTEL VARGAS, COMISIONADO:

No.

HÉCTOR ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO:

Un factor que va a ser automático, que no lo tiene que hacer la CNH, que va ser público, es cuánto recurso requiere Pemex para extraer un barril y cuántos recursos van estarse involucrando para extraer un barril de empresas privadas. Es decir, ahí es donde se va poner a prueba la Reforma Energética de alguna forma, pues se verá cuánto le costaba al Estado en el modelo anterior y cuánto le está dando con el nuevo esquema.

No lo podemos saber ahora porque no hay todavía la producción del primer barril, pero cuando se empiecen a extraer vamos a tener un comparativo muy claro de lo que era la exploración y extracción a través de una empresa paraestatal en aquel entonces –hoy Empresa Productiva del Estado– y lo que es ahora a través de estos contratos públicos de extracción y exploración.

NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO:

Agregaría que, está muy claro el nombre: Pemex Empresa Productiva del Estado, eso

es una cuestión de competencia, eso es lo que va permitir a Pemex ser más eficiente.

La competencia por las inversiones y las fortalezas de México

: en el mundo tenemos Que competir, ¿cuáles son las variables Qué hacen atractivo a méxico? porQue compite con otros yacimientos, países, marcos jurídicos, ¿Qué es lo atractivo de méxico para el mundo?

JUAN CARLOS ZEPEDA, COMISIONADO PRESIDENTE

Empecemos por su economía estable. Cuando una empresa decide ir a un país evalúa muchas cosas, sin duda, y en nuestro sector evalúa la oportunidad de las áreas de exploración y producción de hidrocarburos. Pero también hay que tomar en cuenta que México es una de las economías más abiertas en materia de comercio internacional, estamos en el Golfo de México que es una zona prolífica de hidrocarburos en un mercado norteamericano integrado, una macro economía estable, un país democrático, y todos eso factores influyen en que México sea un lugar atractivo.

EDGAR RANGEL GERMÁN, COMISIONADO:

El mundo desde el punto de vista geológico está distribuido en regiones muy específicas: el Golfo Pérsico, el Mar Caspio, el Mar del Norte, las provincias de Angola, la cuenca de Santos de Brasil, el Orinoco y otros. El Golfo de México es una de las áreas más prolíficas del planeta, pero del lado mexicano es la provincia geológicas menos explotada, eso es lo que la hace tan atractiva. El petróleo del Mar Caspio, del Golfo Pérsico, del Mar del Norte, ya lo conocemos, aquí todavía falta un potencial por descubrir impresionante.

El otro tema es que las principales empresas, las que refinan en Rotterdam, las que refinan en Pascagoula, traen el crudo de Angola, Mozombique, Yemen, al Golfo de México. La posición geográfica de México es privilegiada, desde el punto de vista negocio. Quien tiene que irse a meter a Libia, Irak, Mosambique, Yemen, Angola, sabe que producir en México, dese el punto de vista de negocio, es mucho más atractivo.

: desde el punto de vista técnico, ¿cuándo empezaremos a rebotar de la caída en la producción de petróleo y cuándo alcanzaremos los 3 mil barriles diarios?

EDGAR RANGEL GERMÁN, COMISIONADO:

Mejor te pronóstico los precios del petróleo (risas). Tenemos que verlo pronto.

JUAN CARLOS ZEPEDA, PRESIDENTE COMISIONADO:

Yo creo que es un escenario, como dice el doctor Rangel, difícil de prever con precisión. Pero lo que veo es que nos vamos a mantener en los rangos actuales para que hacia 2018 o 2019 empecemos a tomar una trayectoria ascendente.

Pemex tiene que compensar, los Farmaouts ayudarán, hay que meter el acelerador para que se mantenga la plataforma y lo que pueda hacer la reforma en sus rondas de licitación, eso ya es para arriba.

GE renueva planta para colocarse, literal, del lado del cliente

La frase que dice “El cliente siempre tiene la razón”, queda obsoleta cuando se conoce la tendencia de trabajo que implementó General Electric, GE como ahora se distingue, al renovar sus instalaciones de más de 40 años que tiene en Mebane, Carolina del Norte.

Así, la compañía, una de las más importante y antiguas del sector energético desde que la electricidad se convirtió en un bien al servicio de la humanidad, ha decidido colocar al cliente del mismo lado de la mesa de trabajo.

En esa planta, reinaugurada en julio, los técnicos de GE escuchan al cliente, oyen sus necesidades y trabajan en ellas. Los clientes no se adaptan a los productos del mercado. Esto se consigue gracias a una nueva área donde los especialistas se apoyan en diseños en 3D para obtener las especificaciones que requiere el cliente.

La ventaja que adquieren sus productos va más allá de poner los colores a los equipos que requieren empresas como Pemex o CFE para sus instalaciones, son soluciones a medida que se entregan con mayor velocidad.

TEXTO: PABLO ALATRISTE GALVÁN

FOTOS: CORTESÍA GE

Renovaciones

En la actualidad, GE se mantiene como una de las compañías que buscan innovar en el complejo negocio de la tecnología eléctrica y para lograrlo invirtió 6 millones de dólares en su antigua planta de Mebane. Estas instalaciones que dependen del área de Industrial Solutions se prepararon para permitir la innovación en sus procesos de desarrollo siguiendo las últimas tendencias colaborativas en la creación y manufactura de productos, claro, con el fin de ayudar a sus clientes.

El gasto que realizó la compañía incluyó un centro de exhibición que le permite a los clientes conocer cómo operan los equipos en tiempo real con simulaciones fidedignas que recrean el desempeño de los aparatos, algo importante al tratarse de soluciones que mantienen en pie las operaciones de un hospital, una planta industrial o de un centro comercial.

“El sitio sirve como un nuevo centro regional para la experiencia del cliente, donde se les invitará a interactuar con la último en equipos de distribución eléctrica de GE, con controles y productos de alimentación críticos y compartir información en tiempo real a lo largo del proceso de desarrollo”, comentó Jeff Blakeman, gerente de la planta y uno de los responsables de la ejecución de todos los cambios.

Esta sala de exposición de producto interactivo incentiva a los clientes en el desarrollo de productos y tecnología además de que aprenden acerca de las soluciones comerciales e industriales. Dicha área sirve de respaldo para los espacios de capacitación que también fueron diseñados para dar servicio y respaldo tanto a clientes como a empleados.

Este Learning Center ofrece conocimiento para que el personal siga aprendiendo sobre los nuevos lanzamientos de productos de GE, las innovaciones

dentro de las líneas de producción eficiente, así como como otros procesos avanzados.

Y para ello, la planta se apoya en un software que permite ver en tiempo real el proceso de cada producto y el trabajo que se desarrolla en las líneas de producción.

La planta

La planta de Mebane es un centro de fabricación de excelencia para el equipo de negocio industrial de GE. En estas instalaciones se fabrican centros de baja y media tensión y control de motores.

Asimismo se manufacturan paneles de iluminación, de control y de poder, así como controles, interruptores de transferencia automática y equipos para la recarga de vehículos eléctricos. Todo este portafolio da servicio a una base global de clientes comerciales, industriales y de misión crítica tales como hospitales, centros de datos, bancos y parques eólicos.

La planta cuenta con más de 3,500 metros cuadrados de laboratorios avanzados y 9 mil metros cuadrados para las salas de exhibición, centros de capacitación y oficinas.

En la renovación de la instalación se contempló un Laboratorio de Certificación de Producto de Baja y Media Tensión de IEEE, es decir, cumple con los requerimientos del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, así como con las normas

de ensayo y equipos internacionales para obtener las aprobaciones de terceros. Esto permite ahorrar tiempo y costos en el proceso de desarrollo, pues está avalado para realizar certificaciones de terceros, tales como UL, TUV y KEMA.

Simple y rápido

Todo ello se complementa con los laboratorios de manufactura especializados en las necesidades del sector de distribución eléctrica, lo que consolida el acercamiento y la colaboración de sus clientes.

Cuenta con un Laboratorio Acelerador de Productos donde puede mejorar los procesos de diseño de productos. La rapidez en los tiempos de desarrollo viene gracias a la impresión 3D pues permite la creación rápida de prototipos. Mediante la incorporación de la metodología FastWorks, el laboratorio une clientes y equipos de ingeniería en un ambiente que permite la retroalimentación de todo el proceso de desarrollo.

“En el Laboratorio de Acelerador de Productos, las cosas emocionantes es que se puede construir a partir de impresiones en 3D, en modelos que ayuden a diseñar en 3D que permiten hacer prototipos significativamente más rápido de cómo lo hacíamos hace 10 años”, comentó el director de la planta

De hecho, la línea de producción está planeada para que haya una reducción de tiempos y sea más eficiente. Hay productos que inician con el embalaje para que al terminar la línea de producción ya esté listo para enviarse al cliente.

Vínculo con México Mebane, como simplemente le llaman a estas instalaciones ubicadas en una zona boscosa a las afueras de Raleigh, Carolina del Norte, es considerada dentro de la organización como una planta hermana de la instalada en Monterrey, Nuevo León.

Sin embargo, las adecuaciones hechas a la planta de Carolina del Norte, la convirtieron en un centro de excelencia en torno al segmento de los equipos de control y distribución de baja y media tensión, explicó Ricardo Moreno, director de GE Energy Industrial.

La sinergia del día a día, comentó el directivo, permite hoy una colaboración muy cercana entre las dos plantas para hacer parte de ingeniería, diseños y manufactura. “Lo que estamos haciendo es traer a nuestros clientes, distribuidores y socios comerciales, para dar un recorrido en la planta recién inaugurada”, agregó.

De hecho, la planta de Mebane sirve en un momento dado para ayudar en los flujos cuando

“El sitio sirve como un nuevo centro regional para la experiencia del cliente, donde se les invitará a interactuar con la último en equipos de distribución eléctrica de GE, con controles y productos de alimentación críticos y compartir información en tiempo real a lo largo del proceso de desarrollo”, Jeff Blakeman, gerente de la planta.

la planta de Monterrey, que tiene la carga de la principal producción se sobrecarga. Sin embargo, la principal labor de la planta renovada es el desarrollo de productos más específicos, costumizados, donde el cliente requiere algo fuera del estándar.

“En ocasiones, cuando existen algunos productos que requieren una especialización mayor se traen para acá. En Monterrey igual tenemos líneas de fabricación continua y tenemos esa versatilidad de poder fabricar en las dos plantas”, comentó Ricardo Moreno.

El cliente

La interacción con el cliente va mucho antes de que realmente tenga un diseño eléctrico como tal. Nosotros trabajamos desde la conceptualización de cuando están haciendo ya la solicitud de inversión en el cual, por ejemplo, quieren abrir un centro comercial.

Nosotros bajamos para entender qué tipo de centro comercial, qué tipo de clientes rentarán los espacios, qué tipo de experiencia quieren dar a los clientes y ahí se empieza a definir toda la especificación. Empezamos a traducid sus necesidades de experiencia o técnicas.

Una vez que se van teniendo las necesidades empezamos a definir qué tipo de equipos y con qué capacidades y de seguridad quieren tener, así hasta tener los dibujos hechos con nuestros ingenieros y hacemos la aplicación, explica Ricardo Moreno.

Cuando vienen ya saben qué definiciones tienen y ya se puede pasar a la ingeniería detalle para producir los equipos.

Dentro de la cadena de suministro los distribuidores juegan un papel importante. Son clientes pero también son aliados y en conjunto vamos por el cliente. Esa interacción de estar con el cliente final, de entender esas necesidades lo hacemos en conjunto con ellos.

FOTO: CORTESÍA GE

FINANCIERO 9 de octubre de 2015

Análisis

Sener lanza Plan Quinquenal de Licitaciones en 96 áreas y

237 campos

El titular de la Secretaría de Energía (Sener), Pedro Joaquín Coldwell, anunció el Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019, que ofrece una perspectiva de mediano plazo y da certidumbre a los particulares para la planificación de acciones e inversiones futuras.

El titular de la dependencia explicó que esta iniciativa está diseñada para trascender este sexenio e indica un camino para que la industria mexicana de hidrocarburos transite hacia el futuro.

El plan incluye 96 áreas para exploración y 237 campos para extracción ubicados en una superficie de 235 mil kilómetros cuadrados, que implican 32 por ciento más que los referidos en la propuesta inicial de la dependencia sometida a consulta.

El documento se revisará durante el tercer trimestre de cada

año y la Secretaría de Energía propondrá cambios y adiciones conforme se modifique la información generada, expuso.

Además, se tomarán en cuenta las experiencias que se obtengan de cada una de las rondas de licitación y las situaciones de coyuntura que se presenten en el mercado internacional.

“Con este plan quinquenal la política energética adquiere un enfoque integral y participativo que responde a los requerimientos de las compañías y a los intereses e inquietudes de la sociedad en general; así como de los gobiernos locales expertos y académicos”, expuso.

Consulte todos los detalles del Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019: http://sener.gob.mx/res/index/ plan/Plan%20Quinquenal.pdf

ENERGÍA EN MÉXICO

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MILES

GENERACIÓN DE ENERGÍA POR REGIÓN

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (MILES DE TONELADAS)

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MEGAWATTS / HORA)

MES %

PRECIOS DE ENERGÉTICOS EN MÉXICO

PRECIOS DEL CRUDO MEXICANO (DÓLARES POR BARRIL)

* precios incluyen costo de transporte

GAS LICUADO (PESOS / KG)

TIPO OCT-15 % MES % ANUAL ABR-14

Norte

Mexicali, Baja California13.9800 nd nd nd

Monterrey, N.L. 14.0700 nd nd nd

Hermosillo, Sonora 14.9400 nd nd nd

Cd Victoria, Tamps 14.2000 nd nd nd

Centro

Zacatecas, Zacatecas 14.6400 nd nd nd

Guadalajara, Jal. 14.1500 nd nd nd

San Luis Potosí, SLP 14.5800 nd nd nd

Morelia, Michoacán 14.3500 nd nd nd

Guanajuato, Gto 14.2100 nd nd nd

Sur Xalapa, Veracruz 14.2900 nd nd nd

Puebla, Pue 13.9700 nd nd nd

Chetumal, Q Roo 14.7600 nd nd nd

Mérida, Yuc. 14.7700 nd nd nd

* Precios sin IVA

PRECIOS INTERNACIONALES DEL CRUDO (DLS. POR BARRIL)

PRODUCCIÓN Y RESERVA MUNDIAL DE CRUDO

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE CRUDO (MBD) REGIÓN/PAÍS AGO-15 2013 2005 2003 %

COMBUSTIBLE DOMÉSTICO (DÓLARES POR MIL LITROS)

DIESEL AUTOMOTRIZ (DÓLARES POR LITRO)

Precios excluyendo impuestos. Fuente: Agencia Internacional de Energía.

COMBUSTIBLE INDUSTRIAL (DÓLARES POR TONELADA MÉTRICA)

MERCADO DE FUTUROS

NUEVA YORK - NYMEX

PETRÓLEO LIGHT SWEET (DÓLARES POR BARRIL)

CARBÓN (DÓLARES POR TONELADA)

(DÓLARES POR GALÓN)

GASOLEO (DÓLARES POR TONELADA)

MENSUAL (LIBRAS POR TERMIA)

ELECTRICIDAD (DÓLARES MWH)

POR GALÓN)

ACCIONES DEL SECTOR ENERGÉTICO EN NY

Dr

DIRECTORIO

SECTOR PRIVADO

ELECTRICIDAD

ELECTRICITÉ DE FRANCE

>> EDUARDO ZENTENO

GARZA GALINDO, DIRECTOR GENERAL PARA MÉXICO

Tel. 5339-0601 edf@edfmexico.com

ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES

Tel: 5540-2592

IBERDROLA >> EDUARDO JESÚS ANDRADE ITURRIBARRÍA

Tel. 5803-4607 eduardo.andrade@iberdrola.com

GAS NATURAL FENOSA

>> ÁNGEL LARRAGA

PALACIOS, PRESIDENTE Y DIRECTOR GENERAL

Tel. 5279-2400

WÄRTSILA NORTH AMERICA

>> JUAN CARLOS QUINTERO. SAMPO SUVISAARI

Tel: 01(938) 105-8487 jeannie.beard@wartsila.com

LUBRICANTES

COMERCIAL ROSHFRANS

>> SERGIO PLATONOFF, DIRECTOR GENERAL

Tel: 5747-5719 sergiopm@roshfrans.com

CASTROL MÉXICO

>> ING. FERNANDO

FERNANDINI, GERENTE GENERAL

Tel: 5063-2000 fernando.fernandini@bp.com

ELF LUBRICANTES DE MÉXICO

>> MICHEL ROMERO, DIRECTOR GENERAL

Tel: 01 (33) 3812-2300 michel.romero@elf-lub-mex. com.mx

TODAS LAS PERSONALIDADES DEL SECTOR

ENERGÉTICO REUNIDAS EN EL DIRECTORIO AZUL DE ENERGÍA HOY

EXXONMOBIL MÉXICO

>> VICENTE LLEDO, DIRECTOR GRAL. Tel: 5354-0500 gerardo.gonzalez@exxonmobil.com

ROSHFRANS Tel: 5747-5700

HIDROCARBUROS Y PETROQUÍMICA

ORO NEGRO

>> MANUEL OLEA VILLANUEVA, DIRECTOR GENERAL ADJUNTO

Tel: 55 5992 8300 molea@oronegro.com.mx

3M MÉXICO

>> GUILLERMO SURRACO, DIRECTOR GENERAL

Tel: 5270 0400 www.3m.com.mx

AGROGEN

Tel: 5596-8911 agrogen@agrogen.com.mx

CANAMEX ESP. QUÍMICAS

>> DIETZ A. KAMINSKI

KROENENTHAL, PRESIDENTE

Tel: 5322-0560 corporativo@canamex.com.mx

COMPAÑIA INTERNACIONAL DE LUBRICANTES

>> ING. DAVID ROSALES, GERENTE GENERAL Tels: 01 (33) 3810 1917, david.rosales@globallub.com

AKZO NOBEL CHEMICALS

>> VÍCTOR CORONADO, GERENTE GENERAL

Tel: 5858-0700 v.coronado@akzonobel.com.mx

BASF MEXICANA Tel: 5325-2600 basf@mpsnet.com.mx

BAYER DE MÉXICO

Tel: 5728-3000 www.bayer.com.mx

INDUSTRIAS RESISTOL Tel: 5078-9900 www.resistol.com.mx

BIP PLASTICS

>> DAVID GALÁN, DIRECTOR GENERAL Tel: 5825-7019 galvan_david@infosel.net.mx bipmexico@infosel.net.mx

BOSTIK FINDLEY MEXICANA

>> ING. SALVADOR SORIA, DIRECTOR GENERAL

Tels: 5576-7644 y 5576-4055 bostik@geoline.net

CELANESE MEXICANA Tel: 5557-2099 y 5480-9100 www.celanese.com.mx

CELULOSA Y DERIVADOS

>> FRANCISCO INDABEREA, DIRECTOR GENERAL Tel: 5557-2099 crysel@foreigner.class.udg.mx

CIBA ESPECIALIDADES QUÍMICAS Tels: 5528-9300 y 5528-9400 claudia.gomez@cibasc.com

CROMPTON CORPORATION

>> MIKE DÚCHENSE, VICEPRESIDENTE REGIONAL Tel. 5010-6500 german_olague@cromptoncorp.com

CYDSA

Tel. 5576-7344 y 5576 7167 www.cydsa.com.mx

DEGUSSA MÉXICO

>> PETER STOESSEL, DIRECTOR GENERAL Tel: 5483-1000 peter.stoessel@degussa.com

DOW CORNING DE MÉXICO

Tel: 5955-1300 www.dowcorning.com

DOW QUÍMICA MEXICANA

>> CHARLY EID NADER, Tel. 52014722 ceid@dow.com

SIGNA

>> ING. OSCAR VIVANCO, DIRECTOR GENERAL ovivanco@signachem.com.mx

DUPONT

>> DOUGLAS MUZYKA, PRESIDENTE

Tel: 5722-1210 doug.muzyka@mex.dupont.com

EASTMAN CHEMICAL COMPANY MÉXICO

Tel. 5662-9962 latinamerica@eastman.com

ICI MÉXICO

Tel. 5615-2959 www.ici.com

GRUPO IDESA

Tel: 2789 2200

INDUSTRIAS NEGROMEX

>> JORGE PELÁEZ LINARES, DIRECTOR GENERAL Tel: 5726-1800 jpelaez@negromex.com

RESINAS SINTÉTICAS

>> FREDO ARIAS, GERENTE GENERAL

Tel: 5286-0211 resinas@resinas.com

RESIRENE

>> ING. NICOLÁS GUTIÉRREZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 5723-2800 ngutierr@mail.girsa.com.mx

REXCEL >> ING. ISAAC WAIZEL, DIRECTOR GENERAL Tel: 5723-2800 iwaizel@mail.girsa.com.mx

ROHM AND HAAS MÉXICO

>> ING. MA. JOSÉ BERMÚDEZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 5081-6666

SENSIENT COLORS

>> ING. ALEJANDRO CHÁVEZ, PRESIDENTE Y DIRECTOR GENERAL alejandro.chavez@ sensient-tech.com

CARGO CRANE

Tel: 8503-9801. Fax: 8503-9800 cargocrane@prodigy.net.mx

GAS LICUADO METROPOLITANO >> ING. MIGUEL TAPIA VELASCO, GERENTE GENERAL

Tel. 5715-1464

www.gasmetropolitano.com.mx

REGIO GAS

>> ING. LUIS LANDEROS M., DIRECTOR GENERAL Tel. 5358-1804

www.regiogas.com.mx

GAS NATURAL

GAS NATURAL FENOSA

>> ING. ÁNGEL LARRAGA PALACIOS, PRESIDENTE

Y DIRECTOR GENERAL

Tels: 5279-2400

COMPAÑÍA MEXICANA DE GAS

>> CP. FRANCISCO VIDAÑA

ESQUIVEL, DIR. GENERAL

Tel: 01 (81) 8125-8600

COMPAÑÍA NACIONAL DE GAS,

>> ING. MORRIS LIBSON VALDÉS, DIRECTOR GENERAL

Tel. (91) 8782 0002

MEXIGAS

>> ING. BERNARD AUZON, DIRECTOR REGIONAL ESTADO DE MÉXICO

Tel: 5202-9430

DISTRIBUIDORA DE GAS DE OCCIDENTE

>> ING. GUILLERMO MORENO DE LEÓN, GERENTE GENERAL

Tel: 01 (645) 332-0085

ENERGÍA MAYAKÁN

>> ING. GERARD MALLET, DIRECTOR GENERAL

Tel: 01 (999) 944-5005

GAS NATURAL INDUSTRIAL

>> ING. FERNANDO

CAMPOS, GERENTE GRAL.

Tel: 01 (871) 717-9461

SHELL MÉXICO

Tel. 5089-5700, Fax. 5089-5790

shellmex@shellus.com

GAS INDUSTRIAL DE MONTERREY

>> ING. JAIME WILLIAMS, DIRECTOR GENERAL

Tel: 01 (81) 1247-7076

GRUPO GDF SUEZ ENERGÍA DE MÉXICO

>> SR. MARK VAN HAVER, DIRECTOR GENERAL

Tel: 5284 4000

GRUPO GDF SUEZ

>> SR. GERMAINE MANCHON, DELEGADO EN MÉXICO

Tel: 5520 1300

NATGASMEX

>> ING. CARLOS GARCÉS, DIRECTOR REGIONAL

PUEBLA-TLAXCALA

Tel: 01 (222) 2295 700

PTD SERVICIOS MÚLTIPLES

S. DE R.L. DE C.V.

>> ING. MILTON COSTA, DIRECTOR GENERAL

Tel. 5205-0955

REPSOL MÉXICO

Tel. 5201-4532

recepcionmex@repsol.com

SEMPRA PIPELINES & STORAGE MÉXICO

>> ING. GERARDO DE SANTIAGO TONA, VICEPRESIDENTE EJECUTIVO

Tel. 9138-0100

TGN DE BAJA CALIFORNIA

>> LIC. DAVID LOZANO DOMÍNGUEZ, DIRECTOR GENERAL

Tel: 01 (664) 635-1600

TRACTEBEL GNP

>> ING. CARLOS BONAMÍN, DIRECTOR GENERAL

Tel: 01 (833) 230-3801

TAURO GAS INSTALADORA Y SERVICIOS

>> SR. MARC ANTOINE DOR, DIRECTOR GENERAL

Tels: 5359-1080 y 5359-1109

TECNÓLOGOS DE GAS

>> ING. JORGE OTERO

MONTERO, DIRECTOR GENERAL

Tels: 5254-5822

TECPETROL, S.A.

>> ING. JULIO VIEIRO, DIRECTOR GENERAL

Tel: (54-11) 4018-5900

TERRANOVA ENERGÍA

>> MICHAEL R. WARD, REPRESENTANTE

Tel: (210) 764 8642

PROVEEDORES

ENDRESS+HAUSSER

>> CARLOS OLVERA, INGENIERO DE VENTAS

Tel. 5321-2080 marketing@mx.endress.com

TUBOS DE ACERO DE MÉXICO (TAMSA)

>> ING. PAOLO ROCCA, DIRECTOR GENERAL

Tel: 01 (229) 989-1141

SCHLUMBERGER DISTRIBUCIÓN

>> ING. ENRIQUE

ZERTUCHE LOZANO, GERENTE GEOQUEST

Tels: 5263-3000 y 5263-3190

VÁLVULAS WORCESTER DE MÉXICO

>> SR. HÉCTOR CUÉLLAR, DIRECTOR GENERAL

Tels: 5670-5155 y 5670-6624

CINERGY MARKETING AND TRADING, L.P.

>> ALFONSO MADRID, DIRECTOR MÉXICO

Tel: 001 (713) 393-6956

R.W. LYALL DE MÉXICO

>> SR. JEFF LYALL, REPRESENTANTE

Tel: 01 (55) 5203-9080.

TN. 37922. USA.

M & A OIL CO. MÉXICO

>> BLANCA HERNÁNDEZ, DIRECTORA COMERCIAL

Tels. 5684-1234, 5679-9753 myaoil@prodigy.net.mx

ALTERNATIVOS COMBUSTIBLES ECOLÓGICOS MEXICANOS

>> ING. LUIS G. MÉNDEZ

CORTÉS, DIR. GENERAL

Tel: 5576-2100, ext: 103 www.ecomex-gnc.com

HELIOCOL Tel. 5250-6100 heliocol@heliocol.com.mx

IMPREMA

Tel. 5277-1568

servicio@imprema.com www.imprema.com

QUIMI CORP.

INTERNACIONAL

>> TERIOSKA GÁMEZ LEAL, GERENTE DE INNOVACIÓN

Y MERCADOTECNIA

Tels. 5598-8266 t_gamez@quimicorp.com

INSTALACIONES TÉCNICAS ESPECIALIZADAS

>> ING. ENRIQUE RAMONEDA, DIRECTOR

Tel: 5260-0573 www.solarite.com.mx

PROVEEDOR DE FUENTES

DE ENERGÍA ECOLÓGICA

Tel: 5245-7534

MÓDULO SOLAR

>> ING. DANIEL GARCÍA VALLADARES

Tel. 01 777 318 0104 www.modulosolar.com.mx

BOSCH TERMOTECNOLOGÍA

>> DIVISIÓN DE TERMOTECNOLOGÍA

Tel. 5284 3089 www.bosch.com.mx buderus.comercial@bosch.com www.buderus.com.mx

CONSULTORÍAS

WOOD MACKENZIE

>> PATRICIA SIMPSON, ASOCIADA

Tel. (55) 5580-2006 patricia.simpson@woodmac.com www.woodmac.com

CO2 SOLUTIONS MÉXICO

>> IVONNE SÁNCHEZ Tel. (81) 8220-9080 isanchez@co2-solutions.com

CANAME

>> ING. ENRIQUE RUSCHKE

GALÁN, DIRECTOR GRAL. Tel: 01 (55) 5280 6775. eruschke@caname.org.mx

CALPRO

Tel. 5362-7431 www.calpro..com.mx

AGREGADOS COMERCIALES

EMBAJADA DE CANADA

>> SR. WAYNE ROBSON

Tel: 57 24 79 00 Wayne.robson@international.gc.ca

EMBAJADA DE BRASIL

>> SYLVIA RUSCHEL DE LEONI RAMOS

Tel: 52 01 72 99 secom@brasil.org.mx

EMBAJADA DE INGLATERRA

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Tel: 52 42 85 00 John.franck@fco.gov.uk

EMBAJADA DE ALEMANIA

>> SR. DAVID SCHMIDT

Tel: 5283-2200 info@mexi.diplo.de

EMBAJADA DE ESPAÑA

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Tel: 9138-6040 mexico@comercio.mityc.es

EMBAJADA DE FRANCIA

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Tel: 9171-9889 Pascal.maccioni@dgtresor. gouv.fr

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Tel: 5281-1073 ecoembachina@gmail.com

EMBAJADA DE NORUEGA

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Tel: 5540-3486 embmexico@mfa.no

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>> PATRIZIA BINDI

Tel: 5596-2582 y 5251-6460 comerciale.messico@esteri.it

EMBAJADA DE RUSIA

>> NICOLAI SHKONYA

Tel: 2502-4906 y 5202-8351 interexpert@dk.ru

EMBAJADA DE JAPÓN

>> MAKOTO IWASHIETA

Tel: 1102-3800 sando@me.mofa.go.jp

EMBAJADA DE ESTADOS UNIDOS

>> JEFF HAMILTON

Tel: 5140-2621 martha.sanchez@trade.gov

ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS ESCO (AMESCO)

ENERSAVE

ING. RAÚL G. ORTEGA

Tel: 2623 0555 Ext. 110 raul@enersave-is.com

DALKIA

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Tel: 5626-5400 ppradanos@dalkia.com.mx

OPTIMA ENERGÍA

ING. ENRIQUE GÓMEZ-JUNCO

Tel: (81) 8000 6113 egomez@optimaenergia.com

EQUILLIBRIUM

ING. MANUEL DE DIEGO

Tel: 5592 6192 mdediego@coenergia.com.mx

IPSE

ING. ALEJANDRO MORALES RODRÍGUEZ

Tel: 5335 1916 amorales@ipseenergia.com

ECOENERGIAS RENOVABLES ING. GERARDO PANDAL RODRÍGUEZ

Tel: 5219 2235 gpandalg@guas-mex.com.mx

SECTOR PÚBLICO

SECRETARÍA DE

ENERGÍA (SENER)

>> PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, SECRETARIO

Tel: 5000-6000 Ext. 1000 y 1062. secretario@energia.gob.mx

>> LOURDES MELGAR PALACIOS, SUBSECRETARIA DE HIDROCARBUROS

Tel: 5000-6012, ext. 1495 lmelgar@energia.gob.mx

>> CÉSAR EMILIANO HERNÁNDEZ OCHOA, SUBSECRETARIO DE ELECTRICIDAD

Tel: 5000-6120 ext. 1200. cehernandez@energia.gob.mx

>> LEONARDO BELTRÁN RODRÍGUEZ, SUBSECRETARIO DE PLANEACIÓN Y TRANSICIÓN ENERGÉTICA

Tel: 5000-6000, ext. 2674 lbeltran@energia.gob.mx

>> JOSÉ LUIS FERNÁNDEZ ZAYAS, DIR. EJECUTIVO DEL INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS

Tel: 01 (777) 318-2424 joseluis.fernandez@iie.org.mx

COMISIÓN DE ENERGÍA DEL SENADO DE LA REPÚBLICA

>> SEN. DAVID PENCHYNA GRUB, PRESIDENTE Tel: 5345 3000 Ext.: 3166. dpenchyna@senado.gob.mx

COMISIÓN DE ENERGÍA DE LA CÁMARA DE DIPUTADOS

>> DIP. ANDRÉS MARCO ANTONIO BERNAL GUTIÉRREZ, PRESIDENTE Tel: 5036 0000 Ext. 5011-1833 marco.antonio@congreso. gob.mx

DIRECTORIO

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)

>> ENRIQUE OCHOA REZA, DIRECTOR GENERAL

Tel: 5553-6537, 5229-4400, ext. 90001 eochoa@cfe.gob.mx

>> RAMÓN DÍAZ DE LEÓN ZAMUDIO, SRIO. PARTICULAR DEL DIR. GRAL.

Tel: 5273-6241 y 5229-4400, ext. 90002 ramón.diazdeleon@cfe.gob.mx

>> JAIME HERNÁNDEZ MARTÍNEZ, DIR. DE FINANZAS

Tel: 5705-0538 jaime.hernandez16@cfe.gob.mx

>> LUIS CARLOS HERNÁNDEZ AYALA, DIR. DE OPERACIÓN 5229-4400, ext. 86900 carlos.hernandez@cfe.gob.mx

>> HÉCTOR DE LA CRUZ OSTOS, DIRECTOR DE ADMINISTRACIÓN

Tels: 5286-0735 ext.94500 hector.delacruz@cfe.gob.mx

>> BENJAMÍN GRANADOS DOMÍNGUEZ, DIRECTOR DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIERA

Tel: 5229-4400, ext. 93500 benjamin.granados@cfe. gob.mx

>> GUILLERMO TURRENT SCHNAAS, DIRECTOR DE MODERNIZACIÓN Y CAMBIO ESTRUCTURAL

Tel: 5229-4400, ext. 90026 guillermo.turrent@cfe.gob.mx

>> DR. FLORENCIO ABOYTES GARCÍA, SUBDIRECTOR DE PROGRAMACIÓN

Tel: 5229-4400, ext.80001 florencio.aboytes@cfe.gob.mx

>> ING. NOÉ PEÑA SILVA, SUBDIRECTOR DE TRANSMISIÓN

Tel: 5490-0400, ext. 31010 noe.pena@cfe.gob.mx

>> ING. FRANCISCO GABREIL DE LA PARRA. SUBDIRECTOR DE GENERACIÓN

Tel: 5490-4030 francisco.delaparra@cfe. gob.mx

>> ROBERTO VIDAL LEÓN, SUBDIRECTOR DE DISTRIBUCIÓN

Tel: 5241-8403 roberto.vidal@cfe.gob.mx

>> ALBERTO RAMOS ELORDUY WOLFLINGSEDER, SUBDIRECTOR DE DESARROLLO DE PROYECTOS

Tel: 5229-4400, ext. 93530 alberto.ramos01@cfe.gob.mx

>> ING. JUAN BAUTISTA FLORES, COORDINADOR DE TRANSMISIÓN

Tels: 5490-0400, ext. 33010 juan.bautista@cfe.gob.mx

COMISIÓN NACIONAL PARA EL USO EFICIENTE DE ENERGÍA (CONUEE)

>> ING. ODÓN DE BUEN RODRÍGUEZ, DIRECTOR GENERAL

Tel: 3000-1000 Ext.-1203 odon.debuen@conuee.gob.mx

>> LIC. LETICIA ACACIO TRUJILLO, SECRETARÍA TÉCNICA

Tel: 3000-1000 Ext.-1030 acaio@conuee.gob.mx

>> ING. FERNANDO HERNÁNDEZ PENSADO, DIRECTOR GRAL. ADJUNTO DE NORMATIVIDAD EN EFICIENCIA ENERGÉTICA

Tel: 3000-1000 Ext.-1112 Fernando.hernandez@conuee. gob.mx

>> ING. GONZALO MONTEMAYOR MEDINA, DIRECTOR GRAL. ADJUNTO DE FOMENTO, DIFUSIÓN E INNOVACIÓN

Tel: 3000-1000 Ext.-1025 Gonzalo.montemayor@ conuee.gob.mx

>> ING. JUAN IGNACIO NAVARRETE BARBOSA, DIR. GENERAL ADJUNTO DE POLÍTICAS Y PROGRAMAS

Tel: 3000-1000 Ext.-1083 juan.navarrete@conuee.gob.mx

>> ING. ISRAEL JÁUREGUI NARES, DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE GESTIÓN PARA LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Tel: 3000-1000 Ext.-1234 israel.jauregui@conuee.gob.mx

FIDEICOMISO PARA EL AHORRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FIDE)

>> RAÚL TALAN RAMÍREZ, DIRECTOR GENERAL

Tel: 1101-0520, ext. 96430 raul.talan@cfe.gob.mx

COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA (CRE)

>> FRANCISCO SALAZAR, PRESIDENTE

Tel: 5283-1500 y 5283-1515 fsalazar@cre.gob.mx

PETRÓLEOS MEXICANOS (PEMEX)

>> EMILIO LOZOYA AUSTIN, DIRECTOR GENERAL Tel. 1944-9419 directorgeneral@pemex.com

PEMEX-PETROQUÍMICA

>> MANUEL SÁNCHEZ GUZMÁN, DIRECCIÓN GENERAL DE PETROQUÍMICA BÁSICA Tel: 1944-8983 manuel.sanchez@pemex.com

>> JOSÉ ANTONIO GÓMEZ URQUIZA, SUBDIRECTOR DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS Tel: 1944-5678 Jose.gomezurquiza@pemex.com

>> MARCELO PARIZOT MURILLO, SUBDIRECTOR DE GAS LICUADO Y PETROQUÍMICOS BÁSICOS Tel: 1944-5252 Juan.marcelo.parizot@pemex.com

>> JORGE DE LA HUERTA MORENO, SUBDIRECTOR DE GAS NATURAL Tel: 1944-5956 jorge.delahuerta@pemex.com

>> ARMANDO ARENAS BRIONES, SUBDIRECTOR DE PRODUCCIÓN Tel: 1944-5114 armando.ricardo.arenas@ pemex.com

PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

>> GUSTAVO HERNÁNDEZ GARCÍA, DIRECTOR GENERAL Tel: 1944-8044 gustavo.hernandez@pemex. com

>> LUIS SERGIO GUASO, SUBDIRECCIÓN DE DESARROLLO DE NEGOCIOS

Tel: 1944-9123 guaso@pemex.com

PEMEX-REFINACIÓN

>> MIGUEL TAME, DOMÍNGUEZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 1944-9176 miguel.tame@pemex.com

>> FELIPE ALBERTO CAREAGA CAMPOS, GTE. DE MANTENIMIENTO DE REFINERÍAS

Tel: 5531-6043 felipe.alberto.careaga@pemex.com

>> LUIS ALBERTO NÚÑEZ SANTANDER, GERENTE DE LA COORDINACIÓN DE OPERACIONES

Tel: 1944-2500 ext. 58290

PEMEX-PETROQUÍMICA

>> RAFAEL BEVERIDO LOMELÍN, DIRECTOR GRAL.

Tel: 1944 2500 Rafael.beverido@pemex.com

>> HORACIO AGUIRRE BACEROT, ADMINISTRADOR GRAL/ COMPLEJO PETROQUÍMICA INDEPENDENCIA

Tel: 01 (248) 484-0199 haguirre@ptq.pemex.com

PEMEX-DIRECCIÓN

CORPORATIVA DE FINANZAS

>> MARIO ALBERTO BEAUREGARD ÁLVAREZ

Tel: 1944-9781 mario.beauregard@pemex.com

PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE ADMINISTRACIÓN

>> VÍCTOR DÍAZ SOLÍS

Tel: 1944-8016 victor.diaz@pemex.com

PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE OPERACIONES

>> CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGS, DIRECTOR CORPORATIVO DE OPERACIONES

Tel: 1944-2500

PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE TECNOLOGÍA DE INFORMACIÓN Y PROCESOS DE NEGOCIO

>> JOSÉ LUIS LUNA CÁRDENAS, Marina Nacional N°329, piso 28. Col. Huasteca. Miguel Hidalgo. C.P. 11311. México, D.F.

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS (CNH)

>> JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, COMISIONADO PRESIDENTE

Tel: 3626-6086 Ext. 2201 zepedajuancarlos@cnh.gob.mx

>> ALMA AMÉRICA PORRES

LUNA, COMISIONADA

Tel: 1454-8500 Ext. 8587 aporres@cnh.gob.mx

>> SERGIO PIMENTEL VARGAS, COMISIONADO

Tel: 3626-6086 Ext. 2206 sergio.pimentel@cnh.gob.mx

>> EDGAR RENÉ RANGEL GERMÁN, COMISIONADO

Tel: 3626-6086 Ext. 2205 edgar.rangel@cnh.gob.mx

>> NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2203 nestor.martinez@cnh.gob.mx

>> HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO

Tel: 3626-6086 Ext. 2207 hector.acosta@cnh.gob.mx

>> GUILLERMO CRUZ DOMÍNGUEZ VARGAS, COMISIONADO

Tel: 3626-6086 Ext. 2204 guillermo.dominguez@cnh. gob.mx

INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP)

>> VINICIO SURO PÉREZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 9175-6120 vsurop@imp.mx

>> ERNESTO RÍOS PATRÓN, DIR. CORPORATIVO DE PLANEACIÓN Y DESARROLLO Tel: 9175-6085

>> JUAN ARTURO LIM MEDRANO, DIRECTOR CORPORATIVO DE OPERACIÓN Tel: 9175-6150 jalim@imp.mx

>> ESTEBAN CEDILLO PARDO, DIRECTOR DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO Tel: 9175-6246 ecedillo@imp.mx

>> ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, DIRECTOR DE PRODUCCIÓN Y EXPLORACIÓN Tel: 9175-6230 aporres@imp.mx

>> ARTURO RICARDO ROSALES GONZÁLEZ, DIR. DE INGENIERÍA DE PROYECTO Tel: 9175-6103 arosales@imp.mx

AHORRO DE ENERGÍA TÉRMICA

Sistema de preparación de Agua Caliente Sanitaria (I)

Zt

ZONA TÉCNICA

El poder limitar el consumo energético ligado a un sistema de producción de agua caliente sanitaria, no se basa únicamente en seleccionar un sistema de preparación eficaz, pero requiere de considerar aspectos globales tanto de instalación como de uso y seguridad. En este artículo nos basaremos en enunciar una serie de criterios para realizar el diseño y mejora de sistemas de producción de Agua Caliente Sanitaria (ACS).

TEXTO: JEROME PENARROYA

En vista de la complejidad de los sistemas de producción de Agua Caliente Sanitaria (ACS), nos veremos en la necesidad de abarcar este temario en dos artículos. El primero se basa en mencionar la tipología de los sistemas, su funcionamiento y riesgos de un mal diseño, mientras que en el segundo nos enfocaremos en aspectos de diseño y energía, abarcando las mejoras energéticas posibles.

Tipologías de los sistemas de preparación del agua caliente sanitaria Los sistemas de producción de agua caliente sanitaria pueden ser clasificados en tres categorías según su modo de generación que son:

–Producción instantánea.

–Producción por acumulación.

–Producción semi-instantánea.

Producción instantánea:

Este sistema de preparación de agua caliente se basa en calentar el agua fría en el momento que exista demanda por parte del usuario. Su funcionamiento es instantáneo a través de un intercambiador de calor o generador directo.

Producción por acumulación: Estos sistemas de preparación se basan en calentar agua almacenada en uno o varios depósitos, equipados de un intercambiador de calor. Su calentamiento se realiza durante los horarios que no exista demanda y su capacidad de almacenamiento debe hacer frente a las puntas de consumo.

Sistema por acumulación:

Situación 1: Existe demanda de consumo de ACS y el deposito está caliente

Existe demanda de agua caliente en el punto de consumo, por lo que el agua de la red municipal se introduce por la parte inferior del intercamulador y el agua caliente sale por la parte superior. Al disponer de agua caliente almacenada en el interior del interacumulador, el circuito primario se encuentra fuera de servicio.

Producción semi-instantánea o semi-acumulación: En estos sistemas, la preparación del agua caliente sanitaria se realiza durante todo el día, aun en momentos de demanda. Se basa en la mezcla de los dos anteriores sistemas, disponiendo de un intercambiador externo y depósito de acumulación, pudiendo beneficiarse de un volumen de agua para hacer frente a picos de consumo y de un sistema instantáneo.

Situación 2: Existe demanda de consumo de ACS y el depósito se está enfriando

Seguimos en la situación en la que existe demanda por parte del punto de consumo, pero en este caso la temperatura de almacenamiento se sitúa por debajo de la deseada en consigna. Una sonda con un regulador o un termostato mandan una señal al circuito primario para actuar bien sea sobre la bomba de circulación, válvula de tres vías o de dos vías.

La principal diferencia que existe entre estos tres modos de producción se centra en la potencia térmica instalada y volumen de almacenamiento del agua.

Funcionamiento de los diversos sistemas: En este apartado, nos centraremos en explicar el funcionamiento de cada uno de los sistemas en base a las posibles situaciones encontradas.

Sistema instantáneo:

Situación: Existe demanda de consumo de ACS

El sistema se pone en funcionamiento cada vez que existe demanda de agua caliente en el punto de consumo. Una sonda con regulador o termostato de temperatura, mide la temperatura de salida, manteniéndola a un valor preestablecido, actuando sobre la bomba del primario o válvula de regulación (tres vías o dos vías).

Situación 3: No hay demanda de consumo de ACS y el deposito se está enfriando

En este caso, no hay demanda de agua caliente sanitaria en el punto de consumo. Sin embargo, la temperatura del agua en el interior del depósito se sitúa por debajo de la temperatura de consigna.

Sistema semi-instantáneo:

Situación 1: Existe demanda de consumo de ACS y el deposito está caliente

En el depósito de almacenamiento hay un volumen de agua caliente a temperatura de consigna deseada. En cuanto existe demanda de agua por parte del punto de consumo, el agua suministrada por la red pública se introduce por la parte inferior del depósito, implicando el suministro del agua caliente por la parte superior al punto de consumo.

Mejoras hidráulicas para un mayor confort y seguridad

En los tres sistemas, se pueden incorporar mejoras hidráulicas, que aportan un mayor confort al usuario final, además de limitar los riesgos sanitarios y de quemaduras que se abordan en los siguientes apartados. Estas mejoras se detallan a continuación:

Control de la temperatura de suministro

En este caso, se implanta un sistema de mezcla de agua a la salida del depósito de almacenamiento a través de una válvula de tres vías. Esta válvula tiene como objeto mezclar agua de la red municipal con agua caliente para obtener una temperatura de suministro adecuada para limitar la propagación de la legionella y evitar posibles quemaduras al usuario final. Además, este sistema permite almacenar agua por encima de los 60ºC, obteniendo mayor capacidad energética.

Situación 2: Existe demanda de consumo de ACS y el deposito se está enfriando

Según aumenta la demanda de agua caliente sanitaria, el agua almacenada se enfría. Un termostato ubicado en el interior del depósito detecta esa bajada de temperatura y arranca la bomba de carga que vehícula parte del agua al intercambiador de placas. Se produce una mezcla entre el agua de salida del depósito y del intercambiador. Por otro lado, se dispone de un control de la temperatura de salida del intercambiador a través de una sonda y un regulador que manda una señal para mantener las condiciones de temperatura a la salida del intercambiador. Este sistema puede actuar tanto el funcionamiento de la bomba como de una válvula de regulación de dos o tres vías.

Situación 3: No hay demanda de consumo de ACS y el deposito se está enfriando

En este caso, no existe demanda de agua caliente en el punto consumidor. Pero el agua almacenada se sitúa por debajo de la temperatura de consigna, implicando el arranque de la bomba de carga para el calentamiento del volumen de agua almacenada. De igual forma que para la anterior fase de funcionamiento se dispone de un control de la temperatura de salida del intercambiador a través de una sonda y un regulador.

Recirculación de agua para mantener los circuitos a temperatura

Para que el usuario final tenga agua caliente sanitaria en el momento de la apertura de la llave, se incorpora al sistema de preparación un circuito de recirculación de agua equipado de una bomba y elementos de valvulería.

Ilustración 1Sistema semi-instantáneo con circuito de mezcla

Ilustración 2 Sistema de acumulación con circuito de mezcla

Ilustración 3 Sistema semi-instantáneo con circuito de recirculación

Existen tres posibles funcionamientos de la bomba de recirculación: –Funcionamiento continuo, donde la bomba siempre garantiza una mínima recirculación el circuito de distribución. –Funcionamiento por reloj programador, en la que la bomba arranca y para en momentos preestablecidos durante el transcurso del día (por ejemplo, cada 2 horas)

–Funcionamiento con termostato, en el que un termostato arranca la bomba siempre que la temperatura del circuito de retorno descienda por debajo de un valor preestablecido.

Este sistema garantiza la temperatura en todos el circuito arriba de 50ºC, evitando la proliferación de la legionella.

Combinación de ambas mejoras

En este caso, se combinan ambas mejoras para garantizar tanto una temperatura de uso correcta para el usuario final como la disponibilidad del servicio en el momento de la apertura.

Ventajas e inconvenientes de los tres sistemas de preparación

Sistema instantáneo

Este tipo de sistema de preparación de agua caliente sanitaria en instantáneo a través de un sistema de intercambio de calor o generador directo es utilizado cuando las necesidades en agua caliente son relativamente constantes durante el transcurso del día, como por ejemplo en centros deportivos.

Las principales ventajas son:

–La superficie de las instalaciones es reducida.

–Ausencia de perdidas energéticas por almacenamiento del agua caliente (depósitos).

–Menor riesgo sanitario que el resto de los sistemas.

Los inconvenientes a destacar son los siguientes:

–El confort se ve afectado si la demanda no es constante, ya que existen fluctuaciones de temperatura de suministro por el tiempo de suministro en caso de largos recorridos.

–El rendimiento de producción se encuentra afectado de forma importante, considerando que el funcionamiento de este tipo de sistema implica grandes potencias a nivel de producción y por lo tanto rendimientos bajos en caso de poca demanda.

–La potencia del generador es importante considerando que debe estar elevada para cubrir las demandas puntas.

–El funcionamiento del quemador es constante e intermitente con tiempos de uso muy cortos, alterando el rendimiento.

–Las bombas de agua en primario están diseñadas para hacer frente a las máximas demandas de agua caliente sanitaria, implicando una potencia eléctrica importante frente a los otros sistemas.

Sistema en acumulación

La preparación del agua caliente en acumulación consiste en almacenar la integridad del agua solicitada en el día, y calentándola en periodo de no uso (nocturno, por ejemplo).

Este modo de producción es normalmente utilizado cuando la producción es eléctrica con una tarifa preferencial nocturna, y cuando las demandas de agua caliente son importantes durante ciertos periodos del día.

Por lo tanto, las ventajas de este sistema son:

–El confort es elevado ya que se dispone de una instalación sin fluctuaciones importantes de temperatura

–La potencia de los generadores es limitada ya que la demanda global del día se reparte en un gran número de horas de no uso, reduciendo la potencia del equipamiento.

Sin embargo, como inconvenientes podemos resaltar lo siguiente:

–Se requiere de una capacidad de almacenamiento importante lo que representa instalaciones voluminosas

–Presencia de pérdidas de calor en los depósitos que en los sistemas instantáneos no existen.

Sistema semi-instantáneo

En este tipo de sistemas se dispone de intercambiador de calor externo y depósito (s) de almacenamiento, abarcando las cualidades de las anteriores tipologías de producción. Es una de las formas de producción más usadas a la fecha ya que se adapta a la mayoría de

Ilustración 4 Sistema de acumulación con circuito de recirculación

Ilustración 5 Sistema instantáneo con circuito de recirculación.

Ilustración 6 Sistema semi-instantaneo con recirculación y mezcla

Ilustración 7 Sistema acumulación con recirculación y mezcla

las necesidades.

–El confort está garantizado por la existencia de uno o varios depósitos de acumulación evitando tiempos de entrega de agua elevados y fluctuaciones de temperaturas.

–El espacio de las instalaciones es más reducido que el del sistema de acumulación.

–La potencia del generador a instalar es reducida frente a un sistema instantáneo.

–El rendimiento de producción es óptimo permitiendo un funcionamiento constante de los equipos generadores, evitando paros y arranques importantes.

Riesgos del agua caliente sanitaria

Los sistemas de preparación de agua caliente sanitaria deben ser objeto de análisis cuidadoso en el momento de su diseño, para limitar los riesgos sanitarios y de quemadura. A continuación, se mencionará de forma somera los riesgos que existen en los sistemas de agua caliente mal diseñados.

Riesgos sanitarios

Entre los riesgos sanitarios más conocidos en los sistemas de agua caliente sanitaria se destaca el desarrollo de la legionella, aunque no es el único que se debe tener en cuenta en un sistema de preparación de agua caliente sanitaria. Otros microorganismos patógenos (bacterias, virus entre otros) pueden generar igualmente infecciones. La contaminación por este tipo de micro organismos puede ser común por la ingesta o contacto en heridas.

Este tipo de microrganismos y sustancias no deseadas pueden provenir de:

–La red de agua de suministro pública.

–Los materiales de la instalación en contacto con el agua.

–Una contaminación accidental de la instalación (retorno de aguas grises o falta de limpieza tras realizar modificaciones).

–Una contaminación en el punto de uso

Los biofilms son un conjunto de microorganismos microbianos en los que prolifera la legionella. Su crecimiento está ligado a numerosas variables que son la temperatura, nutrientes entre otras. Su espesor oscila entre micrones a milimetros.

Para limitar y controlar la aparición de esos biofilms donde proliferan los microrganismos se deben llevar una serie de medidas que son básicamente:

–Control de la temperatura: es uno de los factores más importantes, ya que el desarrollo y crecimiento de los micro organismos y en particular de la legionella se sitúa en una temperatura entre 25 y 45°C. A partir de los 45°C, este desarrollo se ve ralentizado y por debajo de los 20° se encuentra en fase latente. Para disminuir la cantidad de Legionella pneumophila que se encuentra en suspensión en el agua, se requiere mantener el agua durante aproximadamente 6 horas a 50°C o 45 segundos a una temperatura a 60°C. En el caso de querer eliminar esos microorganismos de la biofilms, se deberá aplicar mayores temperaturas (>70ºC).

–Limitar la corrosión y salitre: la acumulación de salitre y de corrosión forman zonas donde se favorece en gran medida el desarrollo de biofilms. El acero y zinc les aporta sus nutrientes. Por ello, es necesario plantear un tratamiento idóneo del agua.

–Control de la velocidad del agua: el agua estancada o de baja velocidad implica y favorece el crecimiento de las biofilms.

A continuación, se muestra un esquema que agrupa los efectos de la legionella en las personas, así como los efectos de la temperatura del agua en el micro organismo:

Riesgos de quemaduras

Por otra parte, el agua caliente sanitaria también puede ser la causa de quemaduras importantes ligadas a su temperatura de suministro. El agua caliente sanitaria puede ser causa de quemaduras muy graves y suelen producirse en las bañeras. Los usuarios más sensibles a este tipo de accidentes son:

–Los niños y personas de edad avanzada cuya piel es más sensible al calor.

–Las personas con capacidades reducidas que nos les permite reaccionar de forma rápida.

Este riesgo de quemaduras está ligado a la temperatura de suministro del agua caliente sanitaria. Basta para un niño de 5 años una exposición de un segundo a 60°C para tener una quemadura del segundo grado frente a 2 minutos 30 segundos a 50°C.

A continuación se refleja una tabla con los riesgos de quemadura en base a la temperatura del agua y tiempo de exposición.

Conclusiones:

Destaca que uno de los sistemas de agua caliente sanitaria más convenientes en cuanto a confort se basa en el sistema semiinstantáneo. Se resaltó la importancia de los riesgos existentes que pueden afectar a los usuarios finales de forma importante, pues en ciertos casos se produce la muerte por contagio de la legionella.

Jérôme Penarroya. Es Ingeniero con grado de Master en Energía y con más de 20 años de experiencia en el sector energético y de instalaciones técnicas. (Certificado EVO, proyectos europeos I+D).

jerome.penarroya@gmail.com

El hombre de Zara (COVADONGA O’SHEA)

TEXTO: BERTHA HERRERÍAS

El hombre de Zara nueva publicación de LID Editorial Mexicana, que ha vendido más de cien mil copias en España y ha sido traducida al inglés por LID Publishing, permitirá a los lectores entender cuál ha sido la dinámica que ha llevado a Inditex, multinacional de diseño textil, a ser una empresa a la vanguardia tanto de la gestión como en el mundo de la moda. Abrió su primera tienda Zara en 1978 en La Coruña, y para el 2008 inauguró en Tokio su tienda número 4 mil de las nueve marcas con las que ya cuenta.

Covadonga O´Shea, la autora, gran conocedora del mundo de la moda y directora por muchos años de la revista Telva, ha sido una de las pocas personas que ha de platicado y contado con la autorización de Amancio Ortega, creador de Inditex para publicar un libro sobre él y sus empresas. Este hombre discreto e introvertido desde el primer encuentro con la autora, le dejó entrever su “transparencia, su ausencia de sofisticación y su pasión por el trabajo”, en palabras de ella.

Cuenta el libro que el punto de partida de este hombre de trabajo arduo y constante fue cuando en una ocasión acompañó a su madre a una tienda de ultramarinos y el tendero le dijo que no le podía fiar más. “Aquello me dejó destrozado. Yo tenía apenas 12 años… Esto no le volverá a pasar a mi madre nunca más. Lo vi muy claro: a partir de ese día me iba a poner a trabajar para ganar dinero y ayudar en mi casa. Abandoné los estudios, dejé los libros y me coloqué de dependiente de una camisería”. Esta experiencia nunca la ha olvidado y ayudó a forjar el carácter que le ha ayudado a enfrentar las miles de dificultades del día a día.

Después de una serie de negativas por parte de Ortega y gracias a la confianza que la autora inspiró en el empresario este le autorizó escribir y compartir lo que iba conociendo de él en sus encuentros, “no cuentes sólo lo bueno ni digas que esta empresa la he hecho yo. Somos 80 mil personas”. Inditex es ahora un holding con presencia en 70 países y a cuyo presidente nada le es ajeno: está presente en todos los procesos y tomas de decisiones. Son muchas las razones que han llevado a esta compañía al éxito, entre ellas, la capacidad de poner en el mercado la ropa que desea ponerse la gente con buena calidad, a precios accesibles y la renovación del stock que cambia en un 40% todas las semanas. Además de que cada tres días llegan remesas de ropa nueva a todas las tiendas. Ortega comentó lo siguiente con un amigo personal y permite vislumbrar su manera de pensar: “No vale la pena ser empresario sólo para ser rico. El dinero, en esas dimensiones a las que hemos llegado nosotros, no nos va a hacer falta. El dinero sólo tiene un sentido, para mí, si se orienta a conseguir objetivos. Y si tienes éxito, que sirva para ayudar a que lleguen a ser algo en la vida de tantas personas que dependen de nosotros”.

La autora concluye que después de un largo período investigando quién es Amancio Ortega, de escuchar testimonios de personas cercanas a él y, por supuesto, de sus encuentros con el empresario, que cada cierto tiempo surgen personajes geniales que llenan ciertos espacios marcando un antes y un después y que uno de estos puede ser el fundador de Zara.

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KELLY SERVICES

Adiario, la Población Económicamente Activa (PEA) encuentra diversas encrucijadas, que tienen qué ver tanto con los estudios como con el trabajo. El tener un balance para estudiar y trabajar al mismo tiempo para algunos es una elección, pero para otros no es opción, pues de ello depende continuar con sus estudios. Ya sea un estudiante que trabaja o un trabajador que estudia, en México más de la mitad de las personas realizan ambas actividades al mismo tiempo.

EmpleoListo, empresa insignia de Assured Labor, líder a nivel mundial en reclutamiento digital para puestos administrativos, de mandos medios, bajos y operativos, analizó el porcentaje de los encuestados que realizan ambas actividades al lanzar la pregunta: “¿Alguna vez has trabajado y estudiado al mismo tiempo?”, obteniendo respuesta de más de 6 mil participantes.

“El pan de cada día” para los mexicanos es trabajar, ya sea medio tiempo o la jornada completa, para obtener mejores ingresos y mayor bienestar para su familia. Es importante para los ciudadanos generar la mayor cantidad de ingresos, es aquí donde entra la consideración para no dejar los estudios o retomarlos.

De acuerdo con los resultados de la encuesta, un 10% se considera realista y prefiere desarrollarse laboralmente, mientras

que el otro 15% dice que su situación económica no les permite tener una mediación con los estudios. Hay un 16% que se ve optimista, ya que a pesar de no estudiar en la actualidad, no descartan el retomar sus estudios.

En la cima, en la lucha del día a día, se observa al 59% que estudia y trabaja al mismo tiempo: el 28% lo hace actualmente –aunque no es algo que haya hecho siempre–, mientras que el 31% declaró que siempre lo ha hecho.

La situación para muchos mexicanos no es sencilla, gran parte se han enfocado en el ámbito laboral para sacar adelante a su familia, mientras que el otro porcentaje de la población ha tenido que intentar mediar el aspecto económico con el estudio para salir adelante y tener un mejor porvenir.

Para EmpleoListo –empresa que hace cinco años ha acercado a los trabajadores a mejores empleos a través de su tecnología que les permite acceder a trabajos más adecuados a su perfil, cerca de su domicilio y con oportunidad de crecimiento, al hacerles llegar vacantes con mensajes SMS–, siempre existen oportunidades ya sea de medio tiempo o tiempo completo para las personas que desean desarrollarse tanto en la vida laboral como académica y cubrir la brecha para que las personas encuentren un trabajo, de acuerdo a sus necesidades.

¿Trabajar o estudiar? El pan de cada día de los mexicanos