Energía Hoy edición 144 mar 2016

Pe Mi El Rn Zt

petróleo

La Comisión Federal de Electricidad y Petróleos Mexicanos registraron pérdidas históricas en 2015, según la BMV.

minería

La crisis permitió la recuperación en el precio de los metales y de las acciones de mineras.

electricidad

El Mercado Eléctrico Mayorista atrajo en su primera convocatoria a 103 participantes con 468 ofertas técnicas.

Al

alternativas

En Marruecos se inauguró la primera etapa de la planta termosolar más grande del mundo con una capacidad de 160 MW para más de 135,000 hogares.

A más de dos años de la aprobación de la más grande Reforma Energética en México, Pemex y la naciente industria privada de los hidrocarburos en el país tienen ante sí un panorama difícil: precios a la baja, recortes de presupuesto y dinero más caro.

MARZO 2016

22

cavilaciones materiales

Emilio Lozoya sólo dejó secretos a voces, mientras Pemex o se salva o se hunde.

ideas con brío La colaboración energética entre los países de Norteamérica muestran las grandes diferencias.

energía y poder Emilio Lozoya, elegido “Ejecutivo petrolero del año”. Su mérito: iniciar el cambio de Pemex. Hoy está despedido.

rutas de negocios La infraestructura para recargar autos eléctricos que suma 300 unicades crecerá este año al doble.

columna invitada An issue of reform that recedes into the background in discussions is the national content.

6

zona técnica

Una instalación solar térmica se dimensiona para dar respuesta a unas necesidades de calefacción, agua caliente sanitaria y/o calentamiento del agua de una alberca.

Harold Hamm, CEO de Continental Resources, hizo la diferencia en el sector energético al tener éxito en la fracturación de gas esquisto y llevó a Estados Unidos a la autosuficiencia.

NOTA DE LA REDACCIÓN EH:

Las opiniones vertidas en el espacio de Opinión son de exclusiva responsabilidad de quienes las emiten, y no representan necesariamente el pensamiento ni la línea editorial de Energía Hoy.

FOTO: ARCHIVO ENERGÍA HOY

DEL 4 AL 6 DE MAYO

COATECH

CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. www.coatechmexico.com

AGENDA

ENCUENTROS…

CECC MÉXICO 2016

WESTIN SANTA FE. CIUDAD DE MÉXICO 17 Y 18 DE MARZO. www.fcbilatam.com/cecc/

BI-NATIONAL GREEN ENERGY FORUM

THE PEARL STABLE. SAN ANTONIO, TEXAS. 2 DE JUNIO. www.binationalgreenenergyforum.com

MEXICO SHALE SUMMIT 2016

HILTON PALACIO DEL RIO. SAN ANTONIO, TEXAS. 13 Y 14 DE ABRIL. www.mexicoshalesummit.com

MIREC WEEK

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

FECHAS A CONSULTAR…

MÉXICO

FINANZAS PÚBLICAS. 1 de marzo.

CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 7 de marzo. INFLACIÓN. 9 de marzo.

ACTIVIDAD INDUSTRIAL. 11 de marzo. SECTOR MANUFACTURERO. 18 de marzo.

ESTABLECIMIENTOS COMERCIALES. 22 de marzo. BALANZA COMERCIAL. 28 de marzo.

ESTADOS UNIDOS

BALANZA COMERCIAL. 4 de marzo. CRÉDITO AL CONSUMO. 7 de marzo. SOLICITUDES DE DESEMPLEO. 10 de marzo. PRODUCCIÓN INDUSTRIAL. 16 de marzo. PRECIOS AL CONSUMIDOR. 16 de marzo. CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 29 de marzo.

AgCONSEJEROS Santiago Barcón Karla Barbarella Canavan Ramírez Diego Arjona Argüelles

PRIMERA REVISTA EN MÉXICO LIBRE DE CO2

Año 10. No. 144

DIRECTORA EDITORIAL Rita Varela Mayorga

COEDITOR EDITORIAL Pablo Alatriste Galván

EDITOR DE ARTE Y DISEÑO Omar D. Vargas Rodríguez

EDITOR DE MEDIDOR Pedro Mentado Contreras

ADMINISTRACIÓN Mayra Silva Varela

DIRECTORA COMERCIAL Luz María López VENTAS Norma Inocencio Mariana Páramo Annalí Ruiz

CONSEJO EDITORIAL Miriam Grunstein Dickter Carlos Murrieta Cummings Hugo Gómez Sierra Jorge Zarco Casillas José María Trillas

CONGRESOS

Y FERIAS… EXPO ELÉCTRICA OCCIDENTE

CENTRO DE EXPOSICIONES, EXPO GUADALAJARA. DEL 8 AL 10 DE MARZO. http://expoelectrica.com.mx/Occidente/

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

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Harold Hamm

RESOURCES

El Rey del fracking

El magnate petrolero estadounidense Harold Hamm, quien es considerado el pionero de la revolución del crudo de esquisto, ha sido protagonistas de polémicas memorables: desde un divorcio millonario, hasta debates interminables por su defensa del fracking y, más recientemente, por enfrentar la posición de Arabia Saudita en la actual crisis de los petroprecios.

En una reciente entrevista con el diario The Wall Street Journal, el director de la compañía Continental Resources afirmó que el precio del petróleo cerrará este año en un promedio de 60 dólares por barril, debido a la notable reducción de producción de petróleo por parte de las empresas líderes de Estados Unidos en

Dakota del Norte, Texas y otros estados productores de crudo de ese país.

Hamm cree que el sector energético tiene un gran potencial, pero también reconoce que será necesario que los inversores demuestren su coraje para volver a entrar en el mercado. A su juicio, actualmente las acciones de las empresas de energía han tocado fondo, pero el estado de ánimo en los mercados puede cambiar rápidamente.

En la entrevista con el diario neoyorquino, Hamm también señaló que la estrategia de los árabes para presionar a EU y elevar los precios del crudo resultó ser perdedora. Según él, la acción de Riad llevó al Go-

CEO DE CONTINENTAL

FOTO: ARCHIVO ENERGÍA HOY

bierno estadounidense a levantar la prohibición de la exportación de petróleo.

El magnate petrolero también criticó en declaraciones a CNBC la actitud del Gobierno saudita, al asegurar que “Arabia Saudita ha aumentado su producción en 1.8 millones de barriles, y su objetivo principal era ahogarnos. Sin embargo, no han tenido éxito y este terrible error les costará un billón de dólares”.

¿QUIÉN ES HAROLD HAMM?

La controvertida técnica del fracking propició una verdadera revolución energética en Estados Unidos, quizá sólo comparable con la primera de John D. Rockefeller. Disparó la producción de petróleo a niveles insospechados haciendo multimillonarios a unos cuantos wildcatters.

El más representativo de ellos es Harold Hamm, quien con algunas salvedades puede ser, a sus 70 años, el equivalente de J.R., aquel texano protagonista de una de las serie más populares en los años 80: “Dallas”.

Hamm es de origen muy humilde. Es el menor de 13 hijos de una familia de Lexington, Oklahoma, que pasó su niñez viajando de un campo de algodón a otro, donde su padre era jornalero; vivió en una casa con un solo cuarto.

En su juventud trabajó como recolector de algodón, despachador de gasolina y reparador de llantas.

Cuando Hamm estaba en la high school, su familia se trasladó a un pueblo que era el campamento de Champlin Petroleum… y el campo petrolero lo atrapó.

Él mismo dice que ahí empezó a soñar con ser un explorador de petróleo, ese tema también fue el que empleó para graduarse de la preparatorio, donde obtuvo su título escolar más alto.

Con el diploma en la mano comenzó a trabajar en el campo petrolero en el último eslabón de la compañía de servicios, manejando los camiones cisterna.

Hoy, convertido en un reconocido multimillonario, Hamm no olvida a quienes le enseñaron todos los secretos del petróleo. Floyd Harrington de Chris Well Service le descubrió la industria de los servicios; Rocky Rockhold, capataz de Texaco, era “una fortuna de conocimiento”; Don Longdon, de la Western Company, quien era el mejor desarrollador de pozos, le habló de estimulación y del fracking.

Hamm fundó su primera empresa, la Harold Hamm Tank Trucks, en 1966. Tenía 20 años. Después llegaría la perforación del primer pozo petrolero en una empresa que llamó Shelly Dean Oil y quince años de trabajo con los altibajos de la industria y 17 pozos secos que por poco lo dejan en bancarrota.

Sin embargo, Harold Hamm recuerda que “el comienzo no fue de home run”, pero por su cabeza ya empezaba a rondar la idea de extraer el petróleo de esas rocas porosas y profundas que había en el fondo de los pozos que re perforaba.

En Texas, George Mitchell se empeñó en su empresa Energy & Development para lograr que la fracturación hidráulica –conocida desde los cuarenta del siglo pasado– fuese comercialmente viable. En 1997, uno de los pozos logró el éxito. La combinación de la perforación horizontal con la fracturación hidráulica dio resultados. Fundó así una era de la energía.

Hamm estaba convencido que el futuro de la extracción estaba en esa técnica y de inmediato dio instrucciones para que su empresa, que desde 1967 llamó Continental Resources, arrendara miles de acres en Dakota del Norte, donde se hacían pruebas.

Todos lo miraban como si estuviera loco, recuerda. Su apuesta se centró en Bakken, una franja de tierra de unos 100 metros de espesor situada a unos dos kilómetros de profundidad, en un territorio que es una estepa desolada en el extremo norte de EU.

La famosa Formación Bakken, donde Hamm estima que hay unos 24 mil millones de barriles, se convirtió en la mejor posición de todas las que tiene actualmente en su empresa.

Bakken se volvió una mina de oro negro cuando el entonces presidente George W. Bush solucionó el grave problema de la enorme cantidad de agua que requiere el fracking. De un plumazo borró todas las normas medioambientales que lo afectaban en la Energy Policy Act de 2005.

Así, en medio de un debate entre crecimiento económico y medio ambiente que aún no termina, Hamm se convertió en multimillonario y Estados Unidos en el mayor productor de petróleo.

El chico que montaba las llantas acumuló la mayor cantidad de petróleo del mundo. Continental Resourses, con reservas probadas de mil millones de barriles, se hizo pública en 2007 y el valor de la acción subió 600 por ciento. Hamm, con 68% de ellas, se convirtió en uno de los más grandes magnates estadounidenses.

En una publicación de 2011, el diario The Wall Street Journal tituló una entrevista con Hamm de la siguiente manera: “Cómo Dakota del Norte se convirtió en Arabia Saudita”. En tanto, Time lo incluyó entre los 100 más influyentes, en su edición del 18 de abril del 2012. Forbes le dio la portada del 5 de mayo del 2014 con el título: “Harold Hamm; el petrolero multimillonario que está impulsando la recuperación de América”.

Pero la superproducción de petróleo en el mundo encendió las alarmas en Arabia Saudita, que perdía el mercado estadounidense, cada vez más cercano de la autosuficiencia. Por ello, el líder de la OPEP decidió atacar el mercado del fracking haciendo inviable la operación mediante la caída de los precios. Tras la fuerte caída en los petropetróleo dijo: “He visto esto seis o siete veces en mi vida”. Ahora, asegura, que el crudo cerrará 2016 en un promedio de 60 dólares y se da el lujo de criticar, siempre con ironía, a los sauditas, otroras amos y señores del oro negro.

PePETRÓLEO Reportan CFE y Pemex pérdidas históricas

Las pérdidas históricas que registraron la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (Pemex) el año pasado de 100% y 97.7%, respectivamente, duplican los números del 2014, según los reportes financieros que entregaron a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV).

Así, la CFE informó que la pérdida neta del periodo enero-diciembre de 2015 fue de 93 mil 912 millones de pesos, retroceso mayor en más de 47 mil millones de pesos respecto al registrado en el año inmediato anterior.

EN NÚMEROS

Pemex perdió 521 mil 607 millones en 2015

POSPONE PEMEX

INVERSIONES POR RECORTE

La empresa productiva del Estado Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció una estrategia para diferir 3 mil 600 millones de dólares en inversiones como parte de un recorte presupuestal propuesto por el gobierno federal para hacer frente al desplome de los precios internacionales del crudo. Esta estrategia, que forma parte de un plan de recorte total de 5 mil 500 millones de dólares, intenta frenar la caída de producción de Pemex, aseguró el director general de la empresa, José Antonio González Anaya. Informó que el mayor recorte de la petrolera será en proyectos de exploración y producción, así como proyectos para modernizar las refinerías.

Por su parte, Pemex reportó una pérdida anual de 521 mil 607 millones en 2015 frente a los 263 mil 819 millones en 2014, un 96.4% más que el año previo, esto según su reporte a la BMV.

El año pasado, el resultado bruto de CFE, es decir, aquel que se obtiene al calcular las ventas menos los costos, fue positivo por 86 mil 461 millones de pesos.

Lo anterior significa que los ingresos de la Comisión Federal por la venta de energía eléctrica fueron mayores a los costos de la empresa asociados directamente con la producción y venta de electricidad, de acuerdo con un comunicado de la empresa productiva del Estado.

Cuando a este resultado se le restan componentes no asociados directamente con el despacho de la energía, como lo son el costo del pasivo laboral, que en 2015 fue de 68 mil 564 millones de pesos, el de la depreciación, que fue de 45 mil 252 millones, y los gastos administrativos, por siete

mil 999 millones, se obtiene un resultado negativo, llamado resultado de operación, por 35 mil 354 millones.

En tanto, Pemex informó que la pérdida que registró se debió a la depreciación del peso frente al dólar, pues las pérdidas por tipo de cambio se duplicaron respecto a 2014, así como al rendimiento de operación, intereses y costos por derivados financieros.

El mes pasado, la Secretaría de Energía (Sener) emitió los términos para la separación legal de la CFE en filiales de generación, transmisión, distribución y comercialización.

La nueva apuesta del Gobierno Federal para impulsar el sector eléctrico es la apertura de un mercado mayorista, que pretende la participación de empresas público-privadas donde la CFE aún se mantendrá como suministrador, pero lo hará junto a otras compañías.

La petrolera indicó que la caída se debe al rendimiento de operación, intereses, costos por derivados financieros, así como una pérdida cambiaría de 154 mil millones, aunado a impuestos y derechos.

EL ADELANTO

En la Reforma Energética se tenía contemplado importar gasolina hasta 2017.

A quién seguir:

CAINTRA Nuevo León @caintra_nl Organismo de representación industrial en Nuevo León.

Peña apura importación de gasolina medio año

El presidente Enrique Peña Nieto adelantó para el 1 de abril la importación de gasolina y diesel por parte de empresas privadas. En Houston, Texas, dijo que el propósito es impulsar la inversión y abaratar los costos de los combustibles en México.

Ante ello, la Organización Nacional de Expendedores de Petróleo (Onexpo) en Juárez informó que están a la espera de que dicho anuncio se publique en el Diario Oficial de la Federación, pues hay muchas lagunas sobre la logística del combustible.

Fernando Carbajal Flores, representante de la Onexpo, indicó que Petróleos Mexicanos (Pemex) sigue siendo el dueño de los ductos que se podrían usar para importar el combustible, pero que aún hay permisos de importación para las gasolineras.

De acuerdo con la Reforma Energética, la importación de los combustibles sin la intermediación de Pemex, estaba prevista para el 2017.

Carbajal Flores, aseguró que pese a la apertura del mercado anunciada, aún privan muchas barreras para la importación del combustible, de acuerdo con información de El Diario

Dijo que para empezar todos los ductos que hay hasta ahora son de Pemex, así que finalmente hay que tratar con la paraestatal para poder importar el combustible, sea diesel o gasolina.

“La negociación es con Petróleos Mexicanos, porque es el que tiene la infraestructura, tubería,

todo sería a través de ellos, no se va a poder expedir una pipa allá y traerla por el puente”, dijo.

Además, añadió Carbajal Flores, no se han fijado aranceles ni permisos de importación, por lo que es imposible empezar a estimar costos o conseguir proveedores de los hidrocarburos.

“Sí se podría hacer, pero hay que ver todavía el costo para importar y luego empezar a negociar con los proveedores y con Pemex para poder traer el combustible por sus ductos”, dijo el representante de la Onexpo.

El Colegio de Fiscalistas de Ciudad Juárez dio a conocer a finales de 2015 que a nivel nacional ya se estaban estableciendo muchas negociaciones para asociaciones y compras de grupos gasolineros en el país, algunos de ellos con presencia en Juárez.

El anuncio se realizó dentro del CERAWeek, donde el mandatario recibió el “Premio a la Trayectoria IHS Global Energy CERAWeek” por la aprobación de la Reforma Energética.

El presidente de México también dijo que en el segundo trimestre de este año la Comisión Federal de Electricidad hará la convocatoria para la licitación de la primera gran línea de transmisión de energía con participación privada.

En diciembre, además, se realizará la cuarta licitación de la Fase Uno, para extraer hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México.

PEMEX CESA A 10,533 TRABAJADORES Y CANCELA LAS PLAZAS Petróleos Mexicanos despedirá a 10 mil 533 trabajadores petroleros y sus plazas serán canceladas de manera definitiva, revelan documentos oficiales. De acuerdo con el oficio fechado el 19 de enero por el entonces director general de la petrolera, Emilio Lozoya, y que tiene como destinatario al subdirector de Presupuesto de Pemex, Mario Govea, el recorte de personal tiene vigencia desde el 16 de diciembre de 2015. En su primer párrafo el documento señala: “Hago referencia al folio 1820150134 registrado en el módulo de servicios personales del portal aplicativo de la Secretaría de Hacienda, mediante el cual Pemex solicita la cancelación de 10 mil 553 plazas presupuestarias de carácter permanente, a fin de alinear la estructura organizacional y ocupacional con el monto de recursos presupuestarios autorizados”

MINERÍA Mi

Crisis hace atractivas a mineras en la BMV

El ajuste de tasas de la FED, la volatilidad en los mercados financieros y la incertidumbre sobre el crecimiento de China, convirtieron a los metales preciosos en un refugio para los inversionistas, lo que ha permitido una recuperación en sus cotizaciones y una revaluación de empresas mineras con vetas en México como Frisco, Peñoles, Goldcorp y First Majestic.

Información de Bloomberg muestra que a mediados de febrero, el oro cerró con un valor de mil 200.45 dólares por onza, lo que representa un alza de 13% en lo que va de 2016 y su mejor nivel de los últimos 10 meses.

Por su parte, la plata llegó en esa fecha a 15.33 dólares la onza, un incremento de 11% en el presente año y su cotización más alta desde principios de noviembre pasado.

Esto ha influido en las empresas mineras mexicanas que tienen en estos metales a su principal fuente de ingresos como son los casos de Industrias Peñoles, que se ha revaluado 12.70% durante el presente año en la Bolsa Mexicana de Valores (BMV), mientras que Minera Frisco se apreció 3.3 por ciento.

“A pesar de que aparece como una mercancía, el oro sigue desempeñando un papel fundamental en la economía mundial. Los diversos usos del oro se han convertido en un elemento esencial

PRECIADOS

En los primero 45 días del año, el oro recuperó 15% de su valor y la plata 11 por ciento.

para las personas, el comercio minorista y los inversores institucionales, así como los bancos centrales de todo el mundo”, dice un análisis de Bankmed, uno de los cinco principales bancos en el Líbano.

Otras mineras con presencia en México pero que cotizan en Canadá, como Goldcorp y First Majestic, también han visto incrementar el valor de sus acciones en 28 y 27%, respectivamente, en el presente año.

Jean Baptiste Bruny, analista en minería de BBVA Research consultado por El Financiero, estimó que la extracción de oro podría presentar su primera reducción en México después de cuatro años en que inició la baja del precio del metal, todo por la estabilidad y una posible apreciación en los mercados internacionales.

El experto destacó que el exceso de inventarios y el efecto de una próxima crisis de China en la economía global hacen que el oro se vuelva otra vez en un refugio para inversionistas.

GBM Casa de Bolsa considera que Estados Unidos es el principal comprador de oro como reserva económica, al representar 72.2% de sus existencias totales, seguido por Alemania con 66.3 por ciento, Italia reporta 64%, Francia 60.1% y China cuenta con 1.8 por ciento.

GAS Ga

Gas Natural Fenosa invertirá 2,300 mdp

Gas Natural Fenosa invertirá 2,600 millones de pesos en México durante 2016, con la finalidad de ampliar su red de distribución y llegar a entidades en las que aún no tiene presencia, declaró Ángel Larraga Palacios, director de la empresa en México.

“El monto se destinará a las redes de distribución, pero no incluye los segmentos de generación y cogeneración”, precisó el directivo tras su participación en el Congreso México WindPower.

Larraga explicó que el grupo multinacional español enfocará sus esfuerzos en ampliar su red, con el objetivo de comenzar a distribuir gas natural en el mercado doméstico de Sonora y Sinaloa.

Asimismo, espera que se consolide el proyecto en Zacatecas, en donde ya proveen de gas a los consumidores industriales, como las fábricas de envases y tapas de Grupo Modelo.

El mercado de gas en México está integrado por aproximadamente 2 millones de consumidores, de los cuales 1.6 son clientes de Gas Natural Fenosa.

La empresa llegó a 145,000 clientes al cierre de 2015 y para este año prevén alcanzar los 165,000 nuevos clientes.

Respecto al sector de cogeneración, Larraga declaró que la empresa española ha comenzado a analizar el potencial que existe

CRECIMIENTO

La empresa espera llegar a 165,000 clientes al finalizar 2016.

en diferentes áreas del segmento, no solamente a grandes escalas, en las que tradicionalmente ya ha trabajado con Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

“Hay un nicho de mercado en el industrial y en el comercial que es muy importante. Por ejemplo, las cogeneraciones en el sector hospitalario, hotelero y terciario tienen un gran potencial de desarrollo”, precisó el director de Gas Natural Fenosa en México, de acuerdo con la revista Forbes

Apertura en el mercado de gas

Pemex deberá entregar a más tardar el próximo 11 de marzo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) una relación con todos los contratos que posee para la venta de gas en México.

Este es el primer paso para que la empresa petrolera ceda 70% del mercado de gas natural en un periodo a cuatro años.

Al respecto, Larraga Palacios dijo que la apertura en el mercado de gas en México será una oportunidad que la empresa española no desaprovechará.

“Estamos estudiando con mucho interés qué parte del mercado va a quedar libre para poder no sólo vender gas, sino también hacer y desarrollar procesos de cogeneración en el sector terciario e industrial”, expuso el empresario.

México, principal consumidor de gas natural producido en EU

México es el principal cliente de gas natural de Estados Unidos, de acuerdo con información de los departamentos de Comercio y de Energía de ese país, de este modo, las compras que realiza el mercado mexicano desplazaron a las canadienses que por mucho tiempo estuvieron a la cabeza.

El Universal informa que la Energy Information Administration (EIA, por sus siglas en inglés) destacó que México captó 60% de las exportaciones totales que realizan las empresas productoras de gas natural que operan en la Unión Americana.

Ese volumen llega a México vía gasoductos y se espera aumente en los próximos años con la ampliación de la red de ductos en la que trabajan tanto la Comisión Federal de Electricidad como Petróleos Mexicanos.

Canadá, según cifras oficiales del gobierno de EU, compra 37.8% del gas de exportación estadounidense. Los registros del comercio de gas natural de EU revelan que Canadá llegó a impor-

tar hasta 970 millones de pies cúbicos diarios en 2012, el máximo nivel en la historia de las relaciones comerciales del hidrocarburo entre ambas economías.

A partir de ese año, el mercado canadiense empezó a depender menos del hidrocarburo de EU. Para 2014, sus compras cayeron 20.7 por ciento.

En 2015, el volumen de exportaciones mensuales de gas natural estadounidense, realizado a través de gasoductos, promedió 151 millones 924 mil pies cúbicos (cifra a noviembre del año pasado) con un volumen para Canadá de 57 millones 446 mil pies cúbicos, mientras que México recibió 91 millones 490 mil pies cúbicos.

México ha venido incrementado sus compras de gas natural estadounidense, sobre todo a partir de 2010.

En los últimos cinco años, las importaciones de gas estadounidense (vía ductos) aumentaron de 333.2 millones a 728.5 millones de pies cúbicos diarios, un crecimiento de 118%.

LA SEGURIDAD, PARTE FUNDAMENTAL PARA GNF

El servicio de distribución de gas natural de Gas Natural Fenosa en México destaca por ser moderno, económico, por su flujo ininterrumpido de abastecimiento y, sobre todo, por la seguridad.

La red de distribución de gas natural cuenta con diversas instalaciones y dispositivos de seguridad: válvulas para controlar el flujo de gas, válvulas de corte automático que accionan en caso de variaciones en la presión, y estaciones de regulación y medición, que transmiten vía celular o satelital, datos sobre presión, temperatura y caudal al Centro de Control y Distribución (CCD). En el CCD se monitorea, en tiempo real, toda la red de gasoductos de alta presión que operan a nivel nacional, lo cual garantiza la seguridad de los ductos las 24 horas

del día, los 365 días del año. Además, el Centro recibe información, en tiempo real, del Sistema de Alarma Sísmica, de tal modo que en caso de sismo, puede evaluar su impacto, las zonas posiblemente afectadas y actuar de manera inmediata.

De igual forma, el Centro de Control de Atención a Urgencias (CCAU) trabaja conjuntamente con el Centro de Control de Distribución, pues es el primer contacto con nuestros clientes cuando se presenta una emergencia.

El CCAU se encarga de atender todas las llamadas de nuestros clientes relacionadas con cualquier incidente con el servicio de distribución de gas natural.

ElELECTRICIDAD

Mercado eléctrico atrae a 103 empresas en su debut

El viernes 12 de febrero terminó el plazo para ingresar las ofertas técnicas para la primera subasta de largo plazo a la que convocó el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) el 19 de noviembre del año pasado.

Fueron 103 los licitantes que presentaron solicitudes de precalificación, que incluyen en total 468 ofertas técnicas. A partir de ahora, se revisarán las solicitudes de precalificación y el 28 de marzo se presentarán las ofertas económicas. La definición de las ofertas ganadoras será el 31 de marzo de 2016.

Las subastas de contratos de largo plazo son el primer instrumento del nuevo mercado eléctrico traído por la reforma y serán clave para detonar múltiples proyec-

CONVOCATORIA

La siguiente subasta de largo plazo se emitirá en el segundo trimestre de este año.

tos de energías limpias en el país, de acuerdo con la Secretaría de Energía (Sener).

La Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su papel de Suministrador de Servicios Básicos, juega un papel central para detonar los proyectos de energías limpias. Su oferta de compra, que se dio a conocer el pasado 26 de enero de 2016, consiste en 500 MW de potencia, 6.3 millones de MWh de energía y 6.3 millones de Certificados de Energías Limpias (CEL). A través de esta subasta, podrá cubrir sus necesidades en cuanto a energías limpias, proyectadas para los siguientes 15 o 20 años.

Las solicitudes de precalificación ascienden a 830 MW de potencia, 102 millones MWh de energía y 109 millones de CEL. Las tecnologías propuestas incluyen energía solar fotovoltaica, eólica, hidráulica, ciclo combinado, geotermia y cogeneración eficiente.

El Cenace revisará las ofertas técnicas recibidas y emitirá la constancia de precalificación correspondiente si cumplen con lo establecido en las bases de la subasta. Para las ofertas amparadas por una constancia de precalificación, los licitantes podrán presentar la respectiva oferta económica el 28 marzo de 2016.

A fin de maximizar el excedente económico, se prevé la posibilidad de implementar un procedimiento de iteración, para que los licitantes puedan bajar sucesivamente sus ofertas económicas.

La subasta concluirá con la asignación de contratos de largo plazo, de 15 o 20 años, entre los generadores de energías limpias y el Suministrador de Servicios Básicos. Dichos contratos garantizan que el Suministrador de Servicios Básicos adquiera potencia, energía eléctrica y CEL en los mejores términos, y que los generadores tengan una fuente estable de pagos, que les permita financiar el desarrollo o la repotenciación de más centrales eléctricas. Además, el Suministrador de Servicios Básicos podrá cubrir la meta de 5% de su consumo en CEL para 2018, establecida por la Secretaría de Energía.

Crecerá 50% infraestructura de recarga de autos eléctricos en México

El crecimiento del mercado de autos eléctricos en México tiene grandes expectativas, con 300 cargadores instalados al cierre de 2015 y proyecciones para la instalación de más de 200 unidades durante el 2016.

Este número será impulsado por inversiones de cerca de 200 millones de pesos para una nueva línea de negocio con gasolineras que venderán diesel, gasolina y ahora también electricidad, teniendo estaciones de carga rápida que puedan recuperar hasta 80% de la batería en sólo 30 minutos.

Las alianzas entre productores, empresas automotrices y organismos federales han impulsado la movilidad eléctrica y permitido la creación de corredores públicos de carga para los autos eléctricos. Tan sólo el año pasado, Schneider Electric instaló un total de 150 estaciones de recarga, tanto públicas como privadas, y se inauguraron estaciones en distintas plazas comerciales y universidades en estados como Guadalajara, Nuevo León, Tamaulipas, el Estado de México y la Ciudad de México.

Para Schneider Electric la infraestructura de carga de autos eléctricos y los servicios de supervisión forman parte del enfoque de movilidad inteligente, uno de los elementos clave para el desarrollo de infraestructura de ciudades inteligentes.

“La intención de este proyecto es lograr una mejor y mayor conectividad para los vehículos eléctricos. Es por ello que se están desarrollando nuevas ‘electrolineras’ en distintos puntos estratégicos del país para facilitar a los usuarios el acceso y alcance a nuevos caminos”, mencionó Tania Cerda, Gerente de Soluciones de Energía para Schneider Electric México.

Para 2016 se están desarrollando proyectos de corredores eléctricos en Toluca, Querétaro, Puebla y Mérida, entre otras ciudades, que buscarán estrechar la conectividad entre los puntos más importantes del país. Un esfuerzo que se lleva en conjunto con los gobiernos estatales, las armadoras, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Schneider Electric.

A quién seguir:

COP22 - Marrakech

@ cop22ma

Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático a celebrarse en Marrakech.

Medidores inteligentes y sus ventajas para el consumidor

En 2015, la Comisión Federal de Electricidad inició la instalación de medidores inteligentes en México, pero el camino aún es largo. Se planean instalar más de 2 millones conforme se actualizan las redes eléctricas con el fin de mejorar la confiabilidad de la transmisión, reducir las pérdidas y los costos.

Estos medidores brindan a los proveedores de electricidad, o utilities, la infraestructura para ofrecer nuevos servicios como la gestión personal de la electricidad en el hogar, oficina e industrias; o programas de respuesta inmediata ante reclamaciones o fallas. Sin embargo, conforme aumenta la adopción de estos sistemas, la especulación del consumidor también crece.

Muchos propietarios son precavidos con la tecnología y no confían del todo en sus beneficios potenciales. En la experiencia de Schneider Electric, las preguntas comunes de los usuarios son si los medidores inteligentes los ayudarán a reducir costos y a ahorrar dinero, cómo se usará la información personal que recopile el dispositivo y si estarán en riesgo de ser robados.

Para resolver la primera pregunta, hay que recordar que en los últimos 100 años, los consumidores han aprendido a pensar en su uso de la electricidad de una manera simple: como el monto de su recibo de luz. Pero con la llegada de los medidores inteligentes, esta forma de pensar está cambiando.

Estos dispositivos pueden informar a los consumidores sobre la cantidad de electricidad que usan cada hora del día y la forma en la que las empresas proveedoras, como la CFE, calculan el cobro por tiempo de uso. Este factor brinda a los consumidores un verdadero poder sobre el costo de su recibo.

Con los medidores inteligentes, los consumidores pueden decisiones sobre su uso eléctrico. Pero este enfoque toma tiempo y los proveedores de energía tendrán que enseñar a los consumidores la manera en cómo podrían tomar el control.

En México, la oferta de medidores inteligentes se concentra en el sector industrial, en construcciones o desarrollos residenciales. En 2015, estos sectores fueron los que más se beneficiaron por la disminución de las tarifas eléctricas (26% para grandes empresas, 22% para medianas y 11% para uso comercial), de acuerdo a datos de Bank of America Merrill Lynch. En hogares, la tarifa sólo se redujo 3%, pero con la implementación de estos sistemas se podría traer mayores beneficios.

Al respecto de la segunda pregunta sobre seguridad y privacidad, muchos clientes tienen la impresión de que cuando se instala un medidor inteligente le abren la puerta a los hackers, temiendo que se ponga en riesgo su privacidad.

En realidad, las utilities tienen algunas de las medidas de seguridad más estrictas integradas en su infraestructura de red, lo que dificulta el acceso a la información y datos del consumidor a los hackers.

Con los medidores inteligentes, el riesgo de comprometer la información es mínimo, porque básicamente los datos están alojados en una infraestructura robusta que tiene toda la intención de proteger. Es importante que las utilities comuniquen las medidas que toman para reforzar la seguridad.

Cortés Es VP de la División Partner Retail en Schneider Electric México

Hay que ver esto como si se tratara del km/litro en un coche. Cuando los consumidores saben cuántos kilómetros les rinde su tanque de gasolina, toman decisiones sobre sus hábitos de conducción. Pueden presupuestar sus costos según la frecuencia de uso, distancia, velocidad, e incluso el uso de vías rápidas o calles. Algunos automóviles ya entregan estos datos en tiempo real.

Inclusive, deberían explicar cómo se usará la información recopilada, por ejemplo al hacer una facturación o al ayudar a ahorrar energía. Y aunque pareciera obvio, las utilities deberían recordar a los consumidores que sus datos no se venderán a terceros que podrían acosarlos con cientos de ofertas.

Los medidores inteligentes presentan una gran oportunidad para que los servicios cambien la conducta del cliente, relativa al uso que hacen de la electricidad. Pero esto no sucederá sin una comunicación eficaz que resuelva las preguntas válidas de los clientes sobre la tecnología.

Jorge

TEXTO: JORGE CORTÉS

Siemens confía en crecimiento de infraestuctura en México

Al cierre del año fiscal 2015, Siemens aumentó 41% la entrada de pedidos de las divisiones Power Generation y Energy Management, obteniendo así un ingreso de 20%, con lo que la empresa nuevamente centra sus apuestas de inversión en el mercado mexicano, al considerarlo un país con un crecimiento económico muy acelerado. “Definitivamente supera el de otros países latinoamericanos y grandes potencias” aseguró Louise K. Goeser, CEO de Siemens para la región de Mesoamérica.

“Estos resultados integran México y países de Centroamérica, pero en general, alrededor del 90% de los resultados provienen de México”, detalló Julio Serrano, CFO de Siemens.

Los resultados mencionados, hicieron que Siemens fuera acreedor al Werner von Siemens Excellence Award, “con lo que mostramos las grandes expectativas de lo que esta región y en especial lo que México puede hacer para la compañía, así que esperamos un fuerte rendimiento para este año”, recalcó Goeser.

De acuerdo con Serrano, estas oportunidades son resultado de las recientes reformas energéticas y financieras.

“Creemos que todo esto propiciará el aumento de la inversión extranjera en el país; y este tipo de reformas están creando un crecimiento que ya se ve reflejado, ya que de acuerdo al índice de competitividad global del World Economic Forum (WEF), México avanzó cuatro posiciones”, mencionó Julio durante la presentación de los resultados anuales de Siemens en 2015.

Por su parte, Louise K. Goeser consideró que estas reformas no sólo impulsarán la economía mexicana, sino que también pondrán al país en una posición líder y se convertirá en una especie de centro de energía entre Norte y Latinoamérica.

“Estamos seguros de que en los próximos 5 años, habrá 50% de capacidad adicional en el mercado y estamos viendo una diversificación de fuentes de energía gracias a la integración de nuevas tecnologías y un aumento en las energías limpias”, agregó Goeser.

AlALTERNATIVAS

Inauguran Noor, la planta termosolar más grande

En Uarzazat, Marruecos, se inauguró la planta solar que será la más grande del mundo. Se trata de la primera fase de esta megaplanta termosolar, construida por un consorcio español y comenzará sus operaciones con una capacidad de 160 Megawatts, para suministrar energía a más de 135,000 hogares.

Permitirá, además, un almacenamiento de energía de tres horas y evitará la emisión de 2.9 millones de toneladas de CO2 en los próximos diez años.

El rey de Marruecos presidió la inauguración, acompañado por el ministro español de Asuntos Exteriores, José Manuel García-Margallo y la ministra francesa de Ecología, Ségoléne Royal.

Se trata del evento económico más relevante del año en Marruecos y permite situar en el mapa de las “energías limpias” a este país magrebí, que en noviembre organizará en Marrakech la cumbre del clima COP22 organizada por la ONU.

España, primer cliente de Marruecos, es el segundo país de Europa en genera-

DIMENSIONES

La planta posee una superficie de 450 hectáreas y un costo de unos 775 millones de euros.

ción de energía eólica y el cuarto a nivel mundial.

La primera fase de la planta (llamada Noor 1, Luz 1, en árabe), tiene una superficie de 450 hectáreas y un costo de 775 millones de euros. Las obras de la segunda y tercera fase de la central (Noor II y Noor III), que ganó en enero de 2015 un consorcio formado por la saudí Acwa Power y la española Sener, ya están en marcha con un proyecto valorado en 1,800 millones de euros.

Su construcción generó una pequeña revolución en Uarzazate, una pequeña ciudad entre el Gran Atlas y el Anti Atlas, al atraer a centenares de técnicos internacionales.

Marruecos tiene un plan de renovables para proveerse en 52 % del total de su consumo en energías limpias en el 2030.

Para alcanzar este objetivo, el país deberá desarrollar entre 2016 y 2030 una capacidad adicional de 10,100 Megawatts generados a partir de renovables y repartidos en 4,60 MW de energía solar, 4,200 de eólica y 1,330 hidroeléctricos.

El plan busca así reducir la extrema dependencia energética del país, actualmente cercana al 94% del total al ser Marruecos un importador absoluto de productos petroleros.

AUTOS ELÉCTRICOS SERÁN35% DE VENTAS GLOBALES EN 2040

La revolución del vehículo eléctrico podría llegar a ser más dramática de lo que los gobiernos y las compañías petroleras se imaginaban. Bloomberg New Energy Finance sugiere que, además, se avecinan fuertes reducciones en los precios de las baterías, y que durante la década de 2020 los vehículos eléctricos se convertirán en una opción más económica contra los automóviles de gasolina o diesel. Según un estudio, se prevé que las ventas de eléctricos alcanzarán 41 millones de unidades en 2040, lo que equivaldrá a 35% de las ventas de vehículos ligeros. Esto sería 90 veces la cifra correspondiente a 2015, que se estima que en 462,000 unidades, 60% más que las registradas en 2014.

NOTAS DEL INFRAMUNDO MIRIAM GRUNSTEIN

Emilio Lozoya... O la banalidad del mal

EMILIO LOZOYA SÓLO NOS DEJÓ UN RICO ANECDOTARIO Y SECRETOS A VOCES DE LOS QUE NOS IREMOS OLVIDANDO MIENTRAS PEMEX O SE SALVA O SE HUNDE CON LAS CONSECUENCIAS QUE TENGA ESTO PARA EL PAÍS. Y NO RENDIRÁ CUENTAS. RENDIRÁ CUENTOS.

No suelo hacer alusiones personales, ni me gusta hacerlas. Digamos que el nombre propio mencionado de esta columna es más bien una sinécdoque. No me importa realmente esta persona sino el conjunto de fenómenos que representa. El Pecoso Vil, como ser humano, me es del todo indiferente. Su trayectoria en Pemex, y su estela viscosa, sí ha manchado el país.

Pero ya se fue. Y con él se lleva una serie de anécdotas apestosas que nadie ha comprobado ni comprobará. Un amigo una vez me contó que, al subirse a un taxi cerca de la torre en Marina Nacional, el conductor le preguntó que quién era un tal Froylán. La pregunta es trágico-cómica porque el taxista, al llevar a unos extranjeros a una reunión con este personaje, mano derecha de Lozoya, se quejaron de la cuota de 5 mil dólares (tal vez eran 10 mil) que les cobró para tener el encuentro con su jefe. Y así miles de cuentos, como su transporte a la Torre de Pemex en helicóptero (a pesar de su estúpida peligrosidad), su resistencia a compartir el elevador con otros colegas (después me dijeron que era porque una vez lo grabaron diciendo quién sabe qué: un chisme ardiente de que en una colecta de la Cruz Roja subastó un desayuno con él y que la puja llego al medio millón de pesos, y centenares de chismes de lavadero que, por banales, no vale la pena ni repetir).

Largo es el anecdotario en torno a Lozoya, a quien personalmente en una conferencia de prensa le oí decir que la perforación de un pozo en aguas profundas costaba alrededor de 2 mil millones de

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

dólares. Digamos, pues, que el conocimiento de los costos de la industria no era lo suyo. La pregunta es: ¿qué era lo suyo?, ¿qué hacía ahí? ¿quién lo mantuvo ahí por tres años? Y más importante es preguntarse: ¿cómo está Pemex después de su gestión? Ya se fue. No rendirá cuentas. Nunca sabremos si, tras entregar la oficina, se ha ido a disfrutar cientos o miles de millones de pesos de los mexicanos. Nunca sabremos si algo tuvo qué ver en la declinación de nuestra producción, en la ruina innegable del segmento de transformación industrial, del porqué de la acumulación de una deuda astronómica a proveedores, de sus renegociaciones opacas con los mismos. De eso nada sabemos con claridad.

¿Qué sabemos? Banalidades. Nada más. De otras cabezas de Pemex y la CFE hemos podido decir: es un truhán pero es listo y ejecuta. Y lo hemos comprobado en proyectos, en inversiones interesantes y productivas. Este personaje sólo nos dejó un rico anecdotario y secretos a voces de los que nos iremos olvidando mientras Pemex o se salva o se hunde con las consecuencias que tenga esto para el país. Y no rendirá cuentas. Rendirá cuentos.

En su lugar, queda un tipo inteligente, con una gran trayectoria académica (sus títulos universitarios harían llorar de emoción a cualquier abuelita), con vocación de servicio público y sin conocimiento alguno de la industria petrolera. Pero eso ya es costumbre. Parece que va a ser muy duro, que va a cortar toda la grasa excedente en Pemex. De hecho, la guillotina comenzó a caer implacable con las renuncias de Martínez Sibaja, de transformación industrial, Marco Antonio de la Peña abogado de Pemex, e Hinojosa, de PEP. ¿Por qué se fueron? ¿Quién sabe? ¿Nos deben algo? ¿Nunca lo sabremos?

Pepe Toño no es un niño bonito como Emilio. De hecho, tiene cara de malo. Mi esperanza es que sea malo, muy malo, con los malos. ¡Que sea un cabrón en serio! Porque la banalidad en el manejo y diagnóstico del deterioro de Pemex ha sido el peor de sus males.

COLUMNA INVITADA ADALBERTO PADILLA LIMÓN

Energy Savings Insurance

eliminando el riesgo en el financiamiento a la eficiencia energética

(ESI):

EL SEGURO/FIANZA DE AHORRO DE ENERGÍA (ESI) ES UN MECANISMO DE “AHORROS GARANTIZADOS”, EN DONDE UNA EMPRESA DE SERVICIOS ENERGÉTICOS O UN PROVEEDOR DE TECNOLOGÍA GARANTIZAN A UNA COMPAÑÍA QUE CON EL PROYECTO OFRECIDO GENERARÁ UN NIVEL MÍNIMO DE AHORROS CON EL QUE REPAGARÁ EL FINANCIAMIENTO.

Pero, ¿cómo funciona este seguro/fianza de ahorro de energía?

Este es un mecanismo conocido en el mundo de la eficiencia energética como “ahorros garantizados”, en donde una empresa de servicios energéticos o un proveedor de tecnología garantizan a una empresa que con el proyecto tecnológico ofrecido pueden generar un nivel mínimo de ahorros con el cual se podría repagar el financiamiento. En caso contrario, es la empresa de servicios energéticos quien deberá de pagar el ahorro no generado y es aquí donde un instrumento de cobertura dará certidumbre que los compromisos de ahorro no logrados sean compensados y respaldados por una tercera organización con fortaleza financiera para hacerlo, como es el caso de una afianzadora o aseguradora.

En los últimos meses he venido comentando las barreras que impiden en la mayoría de los países en desarrollo que la eficiencia energética sea una alternativa económicoambiental usualmente adoptada.

De las barreras mas comúnmente argumentadas está la alta percepción de riesgo de este tipo de proyectos, lo que hace que muchos empresarios y directivos de instituciones públicas y privadas se reserven llevar a cabo proyectos de eficiencia energética.

Por otra parte, existe un gran compromiso de países desarrollados e instituciones multilaterales para apoyar a las economías que están desarrollándose para que, de una manera integral, puedan establecer programas sectoriales de eficiencia energética. Este es el caso del Gobierno danés, que en conjunto con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) han impulsado un mecanismo innovador: el seguro/fianza de ahorro de energía o ESI, por sus siglas en inglés.

Adalberto Padilla. Actualmente es socio de Tecener y consultor en la estructuración de proyectos de eficiencia energética. apadilla@tecener.com.mx

Los antecedentes de este mecanismo son importantes, ya que es un instrumento que en 2014 fue sometido a una selección rigurosa versus otros instrumentos de mitigación al cambio climático por el “Global Innovation Lab for Climate Finance”, en donde su bajo costo de estructuración y su alto potencial de replicabilidad permitió depositar gran expectativa como acelerador del desarrollo del mercado de la eficiencia energética en países en desarrollo. En ese sentido se decidió que México sería un adecuado país para aterrizar los principales instrumentos que servirían como plataforma de conocimiento para replicar el esquema.

Es importante mencionar que “The Lab”, como es conocido también este organismo, es una iniciativa global que apoya la identificación e implementación de mecanismos de financiación en apoyo al cambio climático. Su objetivo es conducir

considerables montos de capital de inversión privada para este fin y su incorporación en países en desarrollo.

Dada la naturaleza de este programa piloto de convertirse en un referente, la estrategia de este programa parte de ser modular y abierto, por lo que podría adoptarse en un futuro fácilmente por otros países e instituciones diferentes a donde fue ejecutado el piloto inicial.

Para poder estructurar este tipo de programas en donde existen diferentes barreras a resolverse, es importante entender bajo un análisis causa-efecto qué instrumentos son necesarios construir para poder soportar mecanismos mas integrales como, en este caso, representaría un seguro de ahorros energéticos. En este caso, la lógica de diseño de este instrumento se muestra en el diagrama que se muestra a continuación (IMAGEN).

La primera capa de este diagrama de bloques se refiere a los instrumentos técnicos y jurídicos que darán andamiaje al diseño de un instrumento de cobertura, ya sea fianza o seguro, que permita de manera específica administrar los riesgos de desempeño de un proyecto. Esta primera capa es fundamental ya que ninguna institución de seguros o fianzas otorgaría garantía sobre una operación que técnicamente no tenga los elementos para asegurarse.

La segunda capa se refiere a los instrumentos de mitigación en donde se busca que el riesgo sea efectivamente distribuido entre diversos actores y no sea quien asume el financiamiento quien se queda con la responsabilidad de hacer frente a un error técnico, por ejemplo.

La tercera capa es el financiamiento. La hipótesis es que con estas dos capas pre-

vias de instrumentos, cualquier institución financiera otorgará financiamiento a las empresas que deseen ejecutar proyectos de EE, creando un historial que permita en un futuro el desarrollo de instrumentos de crédito innovadores y que mejoren las condiciones de otorgamiento como por ejemplo, el reconocimiento del proyecto como garantía del crédito.

En México ya existen instituciones de desarrollo que están implementando este mecanismo. Por cuestiones de espacio tendré que dividir este artículo en dos partes, esta primera en donde platico los fundamentos de ESI y dedicaré la segunda parte a comentar las acciones concretas que el BID está desarrollando en México para consolidar el instrumento.

COLUMNA INVITADA ENRIQUE MARTÍNEZ MARTÍNEZ

La transmisión de energía en la Reforma Energética

SI PARTIMOS DE QUE TODA REFORMA PRETENDE MODIFICAR ALGO CON LA INTENCIÓN DE MEJORARLO, RESULTA INTERESANTE CONOCER LOS EFECTOS QUE TENDRÁ LA REFORMA ENERGÉTICA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Entre las nuevas funciones del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) se encuentra la responsabilidad de realizar un despacho económico con la plantilla de generación pública o privada disponible. Evidentemente ésta no es una tarea nueva, pues aun en condiciones críticas de demanda así como de suministro de combustibles, o años de sequías y presas con baja carga, esta función fue desarrollada exitosamente por varias décadas.

Sin embargo, a diferencia de la generación, la red de transmisión es un recurso que una vez instalado sólo requiere de gastos de mantenimiento, ya que sus ingresos dependerán únicamente del porteo. Esto es, de la cargabilidad de los circuitos, de cuánta energía puede manejar y de un adecuado control de pérdidas. Por tanto, hoy más que nunca, es necesario un análisis a fondo de cada inversión en la red de transmisión, ya bien sea de origen público o privado.

No olvidemos que hasta hoy la Comisión Federal de Electricidad (CFE), como empresa del Estado, ha brindado una rápida respuesta en el restablecimiento del sistema ante contingencias, la duda por resolver es si ahora en un circuito privado se tendría la misma celeridad en atender una falla.

Enrique Martínez Martínez. Tiene 30 años de experiencia en el sector eléctrico. Con un Master en Energética, es también especialista en redes inteligentes. enrique.martinez03@yahoo.com.mx

Las políticas ambientales, aunadas a la evolución de la tecnología en la generación de energía, exigen que las redes eléctricas se “adapten” continuamente a nuevas condiciones de despacho y redistribución de los flujos de potencia. En sistemas eléctricos de países en constante crecimiento, como el mexicano, muchos son los casos en que los circuitos han sido seccionados para insertar nuevas subestaciones de industrias o desarrollos poblacionales. Esto ha causado dejar fuera costosos bancos de capacitores serie, que alguna vez “acortaron” las distancias eléctricas o bien reactores diseñados para controlar los voltajes en las terminales de los circuitos. Asimismo, algunas de las viejas prácticas de la planeación y la operación del sistema eléctrico deberán eliminarse. Tal es el caso de operar de circuitos en 230 KV, cuando han sido diseñados para operar en 400 KV, o ya bien mantener energizadas líneas de transmisión en forma radial para efectuar la compensación del sistema. También era frecuente el utilizar capacitores serie con menor capacidad de conducción que los mismos conductores de línea o mantener circuitos fuera de servicio durante largos periodos por la inseguridad de algunas zonas y falta de acceso para su mantenimiento. Muchos de estos ejemplos requieren de conocimiento de energía eléctrica de potencia, pero en términos más generales reflejan la subutilización de los recursos que afectan la confiabilidad del sistema y la continuidad en el suministro.

Hasta ahora la planeación y el desarrollo del sistema eléctrico ha sido frenado muchas veces por la problemática

de los derechos de vía y estratosféricos pagos de indemnizaciones que conducen a la sobreexplotación de los corredores de transmisión, concentrando un gran número de circuitos y transformadores en enormes subestaciones que ponen en riesgo la integridad de todo el sistema ante una posible falla en cascada.

Por otro lado, poco se han utilizado los nuevos diseños de torres de transmisión con varios circuitos y diferentes tensiones para aprovechar los derechos de vía de circuitos existentes de menor tensión, lo cual permitiría la apertura de nuevos corredores, desahogar subestaciones sobrepobladas y robustecer la red de transmisión.

Debemos mencionar que se han postergado el uso de la tecnología FACTS, Flexible AC Transmission Systems, que son técnicas avanzadas de electrónica de potencia y que utilizan capacitores serie controlados por tiristores, a fin de mejorar la cargabilidad, reducir las pérdidas e incrementar el porteo de energía. Contrario es el caso de los Compensadores Estáticos de VARs, que se han instalado en múltiples puntos, y hacen del sistema mexicano el número uno a nivel mundial con este tipo de tecnología, inversiones que podrían haber sido menores si se respetara el principio de “eliminar los reactivos en donde se generan”, instalando capacitores en paralelo en baja tensión y a costo mucho menor.

En la red actual, la inclusión de un circuito de corriente directa sería una aberración, misma que está a punto de aprobarse. Por simples leyes de Física, sólo podría lograrse una buena transmisión desconectando o reduciendo la car-

ga en los circuitos paralelos de corriente alterna, acciones que irían en detrimento del porteo e incremento de pérdidas. Aunemos los bajos factores de planta de las granjas de energía eólica y la existencia de una perfecta coordinación para despachar la energía más barata sin saturar los corredores de transmisión. Por ello la propuesta de la línea de HVDC (Corriente Directa en el Alta Tensión) del sureste de nuestro país a la zona central es un gravísimo error. Se han realizado en la CFE miles de corridas con todos los escenarios posibles y ninguno apuntaba o justificaba el HVDC, ¿porqué ahora sí? No soslayemos que la ubicación del circuito en el sistema energético es estratégico y un corredor de transmisión de tal importancia no puede quedar de por vida a expensas de un proveedor. Que se lo piense la Sener tres veces antes de decidir. Uno de los graves riesgos de la Reforma Energética es que el Cenace sólo despachará la energía y no invierte en instalaciones, por tanto los costos de inversión y su recuperación no son su preocupación.

Es cierto que la rentabilidad de algunos circuitos puede mejorarse mediante el uso tecnología HVDC, especialmente si se utilizan enlaces asíncronos back to back (interconexión) que controlan el flujo de energía y eliminan las oscilaciones de potencia, frecuencia y/o voltaje que desestabilizan los sistemas, tal es el caso de los enlaces del sistema mexicano con el estado de Texas, Estados Unidos.

Por ejemplo en la interconexión entre México y Centroamérica, que por varios años se abrió diariamente para evitar la propagación de oscilaciones entre ambos

sistemas, pues a pesar de estar interconectados por un circuito de 400 KV con dos conductores por fase de 1113 ACSR y contar con una capacidad para transmitir más de 1200 MW, el flujo está limitado por un transformador de 400/230 KV con capacidad de 225 MVAs que interconecta toda la red centroamericana. En pocas palabras: activos subutilizados a un 30% de su capacidad.

Además, si bien es cierto que la interconexión del sistema de Baja California Sur con la red troncal del sistema nacional técnicamente no es viable por la distancia, la profundidad del Mar de Cortés y la falta de excedente de generación en ambos sistemas, también es cierto que la interconexión del sistema Baja California con el sistema interconectado nacional o con EU, sería posible a través de enlaces back to back, a fin de mantener este intercambio de energía y evitar otro colapso del lado mexicano como el acontecido en septiembre de 2011 por causas ajenas a la Comisión Federal.

De igual forma existe una gran cantidad de alternativas de inversión en bancos de transformación, circuitos aéreos y subterráneos con excelentes perspectivas de cargabilidad que pueden ser atractivas para inversionistas y con grandes beneficios para la red eléctrica.

Hay muchas oportunidades para invertir en el sector energético, capacidad intelectual y experiencia laboral. El conocimiento sustentado en las mediciones de cargabilidad y estrés del sistema son los puntos que reclaman una pronta inversión antes del colapso y, por ende, prometen una pronta recuperación del capital sin afectación de cuanto existe.

CAVILACIONES MATERIALES OCTAVIO LARA

¿Cuál es la naturaleza de la obligación a consumir energías limpias?

EN SEMANAS PASADA ME ENCONTRÉ EN VARIAS REUNIONES EN LAS QUE SE ANALIZARON DIFERENTES ASPECTOS DE LA LTE, EN PARTICULAR SE HABLÓ SOBRE LA OBLIGACIÓN DE CONSUMIR 5% DE ENERGÍAS LIMPIAS QUE TODOS LOS USUARIOS TENDREMOS QUE CUMPLIR A TRAVÉS DE LOS SUMINISTRADORES. EN DICHAS JUNTAS ESCUCHÉ QUE ESTA OBLIGACIÓN ERA UN IMPUESTO, Y ME PARECIÓ INTERESANTE CAVILAR AL RESPECTO.

opción múltiple de mis ya lejanos años de escuela.

Amanera de breviario diré que encontramos los antecedentes de esta disposición [la de la consumir 5% de energías limpias] en el transitorio décimo séptimo del decreto de Reforma Constitucional en materia de energía, el artículo 122 de la LIE, el artículo 6 y el transitorio 22 de la LTE, y finalmente el lineamiento 25 que se encuentra actualmente en proceso de revisión en Cofemer.

Después de ubicada en la geografía legal de nuestro país, la pregunta que surge es: ¿cuál es la naturaleza de esta obligación legal? Un impuesto, una contribución, una cuota o ninguna de los anteriores, como decían los exámenes de

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

Ante esta pregunta, el camino metodológico más seguro, considero, es el de empezar por las definiciones que encontramos en el Código Fiscal de la Federación y que define al Impuesto como las contribuciones previstas en Ley que deban pagar las personas físicas o morales que se encuentren en una situación jurídica o de hecho, y que sea diferente de las contribuciones y derechos. Las Contribuciones, que son las que pagan las personas físicas o morales que se benefician directamente de una obra pública, y finalmente los Derechos, que son las contribuciones establecidas en Ley que pagan los contribuyentes por el uso o aprovechamiento de bienes del dominio público o por recibir servicios que presta el Estado en sus funciones de Derecho Público.

En función de lo anterior, y antes de descartar aquellas contribuciones que notoriamente no son aplicables a nuestro caso, quiero resaltar dos características que son común denominador de los tres conceptos arriba citados: a) son pagos que realizan las personas físicas o morales al Estado, y b) por situaciones que se encuentran previstas en una Ley. Como puede ver, estimado lector, la única figura que se puede tratar de aplicar a nuestro caso en estudio es el concepto de Impuesto. Algunos dirán ¿y no puede ser un producto? La respuesta es no, pues el propio Código define a éstos como las contraprestaciones que recibe el Estado por sus funciones de derecho privado o por la venta de bienes o servicios con ese mismo carácter, lo que descarta esta interpretación, ya que en nuestro caso el Estado no recibe dinero

alguno por funciones de derecho público o de derecho privado.

Así, comparando a nuestra obligación con el Impuesto, encontramos discutible el que el supuesto normativo esté en Ley, pues como ya vimos si bien la obligación esta prevista desde la Constitución y en las Leyes reglamentarias, el porcentaje de esta obligación –es decir 5% previsto y sobre el cual el Estado impondrá una sanción en caso de incumplimiento– se encuentra una disposición reglamentaria emitida por el Ejecutivo federal y que incluso no está aún vigente, no obstante estarlo en todas las leyes que lo regulan.

Adicionalmente, el Impuesto es un pago al Estad o, que se encuentra previsto en una Ley y que tiene como destino el gasto público. En este tenor, la obligación en comento no cumple con ninguna de estas tres condiciones, pues no se paga al Estado, no esta previsto en una Ley como lo señalamos en el párrafo anterior y no tiene como destino el gasto público, pues como todos sabemos el pago de esta energía se hará a los generadores de estas energías como incentivo para su desarrollo.

Así, en el caso del Impuesto al Carbono –previsto en la Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios, IEPS pa’ los cuates– sí está claro el origen, el destino y el beneficiario, luego entonces es un Impuesto sin duda. Aunque no me queda claro si es un impuesto al carbono o un impuesto energético, aunque a juzgar por el proceso de acreditamiento que este impuesto tiene contra los certificados de reducción de emisiones a emitirse en el futuro cercano o de los MDL’s, en el marco del Protocolo de Kyoto, me lleva a pensar que es un impuesto a las emisiones de CO2.

En este sentido, y por muchos años ya, se han discutido estos dos tipos de Impuestos, a la energía y a las emisiones de CO2. Los que saben definen a los primeros como aquellos que gravan el proceso de generación de energía eléctrica y por ende incrementan el precio de la factura eléctrica, y los segundos como aquellos que gravan el porcentaje de CO2 que emiten a la atmósfera los diferentes tipos de combustibles fósiles.

La anterior discusión se enriquece con el debate de la conveniencia de establecer mecanismos de reducción de emisiones de GEI a través de generar un sistema de mercado en el cual se intercambien documentos (certificados), que a través del valor que el propio mercado establezca, mediante la oferta y la demanda, incentiven la migración a tecnologías más limpias.

En este tenor, considero que la cuota impuesta por el Gobierno mexicano respecto del 5% descrito en esta entrega, es claramente el mecanismo descrito en el párrafo anterior. Esto es, la legislación mexicana está utilizando los dos modelos desarrollados en el marco internacional, lo cual lo consideramos un acierto. Sin embargo tiene un problema de aplicación práctica, ya que mientras el Impuesto es un concepto ampliamente discutido, evaluado y resuelto por nuestros tribunales, el sistema de mercado que se está desarrollando actualmente en nuestro país, con los CEL’s y los de reducción de emisiones, no tienen un asidero legal que dé certidumbre necesaria, ya que el resultado judicial de estas disposiciones puede ser, como dirían los médicos, de pronóstico reservado. Quizá sea por eso que en el medio, y hasta el día de hoy, hay mucho ruido y pocas nueces.

IDEAS CON BRÍO SANTIAGO BARCÓN

La cooperación de América del Norte en información energética

DESDE DICIEMBRE DEL 2014 SE INICIA UNA LABOR ESTRECHA EN MATERIA DE ENERGÍA ENTRE LOS TRES PAÍSES QUE CONFORMAN AMÉRICA DEL NORTE. SU IMPLEMENTACIÓN Y LOS INVOLUCRADOS NOS DAN UNA LUZ DE LA DIFERENCIA ENTRE NUESTROS VECINOS DEL NORTE Y NOSOTROS.

ría necesita, entre otros datos, saber qué consumo existe, las tendencias futuras, la infraestructura disponible y la que se tendrá en unos años así como las plantas similares como las complementarias. O ya bien, en el caso de una planta de generación el acceso a los combustibles, si es que no es renovable, los nodos del sistema de trasmisión y las capacidades de las subestaciones.

Información es poder. Por ello, en general, los que detentan los cargos superiores ocultan o dan a cuentagotas los datos para seguir en control de la agenda. Adicionalmente crea un aura que ejerce fascinación sobre la población y por ello el que las sociedades secretas ejercen tanto atractivo en la sociedad.

Debemos de reconocer que en la última década hemos avanzado en forma muy importante en México en la transparencia de datos aunque sin duda queda mucho por hacer. Ahora es posible solicitar los informes de ingresos de cualquier funcionario público, aunque falta aún los extras que complementan en forma importante su ingreso. También números de la más diversa índole que permiten una mejor planeación y toma de decisiones.

En un mercado energético la información adecuada es de una altísima relevancia porque permite el tener un mayor grado de certeza en las inversiones que son, en general, muy cuantiosas. Así si un fondo de inversión quiere apostar por una refine -

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

Las decisiones en nuestra área quizás sean de las más complejas que existen. En México, con la Reforma Energética, hay una verdadera burbuja de inversionistas nóveles que se están adentrando en zonas que desconocen y que sufrirán las consecuencias. Como advierto a varias de las empresas que asesoro: si en EU se tuvo el .com aquí vamos a velocidad de crucero a un .energy

Pero regresando a la información energética ésta no puede ser aislada por país ya que las tres economías de América del Norte se encuentran enlazadas, por lo que debe ser vista en forma conjunta. Afortunadamente en el marco de la reunión ministerial energética de los tres países –Canadá, EU y México– celebrada recientemente en Winnipeg con los secretarios de Energía, Pedro Joaquín Coldwell y Ernst Moniz junto con su colega James Carr, ministro de Recursos Naturales del país de la policía montada, lanzaron los sitios de internet de la Cooperación de América del Norte en Información Energética.

El sitio www.nacei.org contiene un cúmulo de información, en las tres lenguas oficiales –español, inglés y francés–

entre los que se encuentran los datos de comercio exterior de energía, mapas de la infraestructura –tanto interactivos como pasivos– y la posibilidad de hacer análisis geoespacial. Adicionalmente incluye prospectivas del sector y una infinidad de descargas con información muy valiosa.

He dedicado varias horas a visitarlo y sin duda el sitio se convertirá en una referencia obligada para los miembros del sector. Felicito a los que han participado.

Pero aquí terminan la buenas noticias. La nota de prensa de la Sener en el lanzamiento del sitio incluye, al final, las Agencias participantes por cada país. En el caso de los vecinos más cercanos del norte tenemos dos: US Energy Information Administration (EIA/DOE) y US Census Bureau. Por Canadá fueron tres: el Department of Natural Resources, Statistics Canada y National Energy Board of Canada. Nosotros involucramos a ocho: Secretaría de Energía, Comisión Reguladora de Energía, Comisión Nacional de Hidrocarburos, Centro Nacional de Control de Energía, Centro Nacional de Control de Gas Natural, Petróleos Mexicanos, Comisión Federal de Electricidad y el Instituto Nacional de Estadística y Geografía.

Esto nos lleva a una profunda reflexión: si energéticamente somos poco relevantes, a comparación de nuestros vecinos, ¿para qué necesitamos tantos organismos involucrados? Esto, por supuesto sólo habla de ineficiencia, de un aparato burocrático inmenso y, por ende, osificado. Cada una de estas ocho dependencias tiene personas

obteniendo la misma información que debería esta centralizada en el Inegi, quizás también en la Sener, y los demás organismos tener acceso a ella.

Esto es tan sólo reflejo de la enorme carga laboral que tenemos que mantener y misma que lastra el crecimiento de México. Da rabia leer que los recortes presupuestales vienen a golpear la inversión en lugar de atacar el cáncer que es, sin duda, el exceso de personal. No tan sólo consiste en el número de funcionarios, sino las personas que los rodean que en ocasiones asemejan cortes imperiales: choferes, mensajeros, secretarias, guardias de seguridad, cocineros y tantos más.

Este sexenio se avienta la puntada de transformar Conaculta, que realizaba una buena labor, en Secretaría de Cultura que sólo la volverá más grande y menos eficiente. Empezarán a crear nuevas direcciones y programas ya que, ¿cómo es posible no apoyar a la cultura? Sin embargo los artistas subvencionados, en todas las épocas, no han trascendido. ¿Qué apoyos recibieron Bach, Mozart o Beethoven? ¿Van Gogh? ¿Cervantes? Y podemos seguir ampliando la lista, pero no es el objetivo.

Necesitamos, en forma acelerada, disminuir el aparato burocrático y utilizar los recursos en inversión en infraestructura y educación. De otra manera la esperanza de tasas de crecimiento de más del 5% anual estarán fuera de nuestro alcance. No faltará algún funcionario público que diga que lo que requerimos es crear una Comisión Especial para estudiar a fondo este problema. Por eso estamos donde estamos.

ENERGÍA Y PODER VÍCTOR RODRÍGUEZ PADILLA

El relevo en Pemex

EMILIO LOZOYA AUSTIN FUE ELEGIDO “EJECUTIVO

PETROLERO

DEL

AÑO”

POR LOS PRINCIPALES CAPITANES DE LA INDUSTRIA PETROLERA MUNDIAL EN 2004. SU MÉRITO: INICIAR LA TRANSFORMACIÓN EMPRESARIAL MÁS IMPORTANTE DE PEMEX EN LOS ÚLTIMOS 75 AÑOS. HOY LOZOYA ESTÁ DESPEDIDO.

Hacienda. Despedir a Lozoya era más difícil por su amistad con el Presidente de la República. Da la impresión que Hacienda manipuló recortes, entregas y autorizaciones para poder justificar que Pemex no hacia lo suficiente. El presidente de la Cámara de Diputados, Jesús Zambrano, pidió al Gobierno federal explicar a detalle la salida de Lozoya, pero su petición nunca fue atendida.

AEmilio Lozoya Austin lo echaron de Petróleos Mexicanos porque no trabajaba lo suficiente en la línea establecida por Luis Videgaray Caso y Pedro Joaquín Coldwell, secretarios de Hacienda y Energía, respectivamente, el duopolio que decide la política energética en México.

Al principio del sexenio Lozoya Austin trabajó con ellos, pero sus visiones sobre el papel y el futuro de Pemex los fueron separando. Los desencuentros se agravaron cuando inició la aplicación de la Reforma Energética y la Sener adoptó una actitud autoritaria frente a todo disenso y resistencia. Era sintomático que los anuncios importantes sobre Pemex salieran de la Secretaría y PJ Coldwell actuara como si él fuera el director de la Empresa Productiva del Estado. También llamaba la atención que Lozoya tuviera que asistir a los actos públicos de la Secretaría de Energía, con la única finalidad de mostrar unidad en torno a la reforma.

El desplome del precio del petróleo abrió un segundo frente de confrontación, esta vez por el manejo de las finanzas, el presupuesto y la administración de Pemex, que Hacienda decidió controlar para sobrellevar la crisis de las finanzas públicas. La autonomía concedida a la empresa del Estado durante la Reforma Energética duró muy poco, se disipó con el primer temporal. Análisis legislativos dan cuenta de un manejo presupuestal muy nebuloso durante 2015. Al parecer Hacienda estuvo exprimiendo a Pemex de múltiples maneras hasta que Lozoya dijo basta, porque ir más lejos pondría en riesgo la operación y los derechos laborales legítimos. No extraña que el Director Corporativo de Finanzas haya renunciado hacia finales del año por la presión de

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

Javier Estrada Estrada. Es Consultor en Energía.

A Lozoya lo corrieron porque intentó cumplir con su mandato legal: defender los intereses de Pemex en el contexto de la nueva organización de la industria petrolera. Lozoya reaccionó como empresario en un ambiente de mercado. El gobierno quería lo mismo –una empresa pública competitiva– pero sólo en la retórica oficialista. En la brega de todos los días se le exigía que actuara como funcionario público sumiso, dedicado exclusivamente a ejecutar las órdenes de Hacienda y Energía, casi siempre orientadas a disminuir la presencia, el tamaño, las capacidades y la fuerza de Pemex para favorecer la expansión del sector privado. Lozoya pensaba diferente. En el plano personal no estaba dispuesto a ser el títere de nadie, rechazaba los golpes de fuerza y que le pasaran por encima. Las batallas con la Subsecretaría de Hidrocarburos fueron épicas, cuentan los que las vivieron. Algunas las llevaron a Los Pinos.

Emilio Lozoya no era nacionalista, ni mucho menos de izquierda. Estaba de acuerdo con la apertura y liberalización del sector energético, pero no era un privatizador nato sino más bien un empresario pragmático. Esa actitud moderada lo alejó de los apóstoles del mercado y los ultras de la privatización. Pero el pensamiento único no acepta disidencias. Los mensajes enviados a Lozoya no se prestaban a ninguna confusión: “o te alineas o te vas”. El último provino de Agustín Carstens, gobernador del Banco de México, quien en forma reiterada señaló la urgencia de hacer ajustes en las finanzas públicas, particularmente en Pemex, para mantener la estabilidad macroeconómica amenazada por la caída y el deterioro de las perspectivas del precio del petróleo. Días antes, Videgaray había

expresado la posibilidad de una capitalización con dinero público, pero condicionada a que Pemex hiciera ajustes significativos en gasto, inversiones y asociaciones con el sector privado. Las advertencias públicas sólo sirvieron de preludió a una decisión tomada tiempo atrás: el ajuste incluía el despido del director general.

Durante la toma de protesta de José Antonio González Anaya, el presidente Enrique Peña Nieto señaló dos retos fundamentales: por un lado, acelerar la transformación de la empresa pública para aprovechar al máximo las oportunidades que le brinda la reforma energética y, al mismo tiempo, lograr su fortalecimiento financiero y productivo en un contexto de bajos precios internacionales del petróleo. El flamante director tenía que dar prioridad a la eficiencia, la rentabilidad y la competitividad internacional, en la tarea de ajustar la estructura de costos, revisar el programa de gasto y fortalecer los procesos de inversión, haciendo uso de los nuevos esquemas de asociación e inversión con el sector privado. Peña Nieto añadió que en ese proceso el nuevo director de Pemex contaría con todo el “apoyo técnico” de las secretarías de Hacienda y Energía. Quedó muy claro cuál era la misión y quién daría las órdenes.

El cambio de mando no ha sido terso, ha estado acompañado de una campaña de linchamiento mediático. A Lozoya Austin se le indilga la responsabilidad del endeudamiento, las pérdidas, la caída de la producción, la degradación crediticia, el mal funcionamiento de las refinerías, el aumento en el robo de combustible, los accidentes en las plataformas y una infinidad de ineficiencias. Las acusaciones no sólo incluyen ineptitud sino también presuntos actos de corrupción que en su momento tendrá que investigar la Procuraduría General de la República. Es claro que algunos problemas venían de tiempo atrás y que Lozoya no era el único culpable, sin embargo el gobierno decidió cargarle toda la responsabilidad y sacrificarlo con estruendo.

En el fondo, lo que Videgaray y Coldwell le reclamaban a Lozoya era su escaso

entusiasmo para aplicar la Reforma Energética en un sentido que permitiera la rápida expansión de la iniciativa privada en la industria petrolera. Lozoya se convirtió en un obstáculo en la visión conservadora de transformar a Pemex en un cascaron vacío, carente de contenido después de haber vendido activos y transferido actividades. La Reforma Energética no se hizo para fortalecer a Pemex sino para permitir la inversión extranjera y el desarrollo de una industria petrolera privada. Durante la fase actual de aplicación se busca reducir y debilitar la posición de la empresa dominante. La campaña de desprestigio alrededor de Emilio Lozoya ha sido aprovechada al mismo tiempo para evadir responsabilidades con respecto al pésimo desempeño gubernamental al frente de la industria petrolera, la cual está a cargo de la actual administración desde diciembre de 2012. Las secretarías de Hacienda y Energía son corresponsables del desempeño operativo y financiero de Pemex. Videgaray y Coldwell son miembros del Consejo de Administración de Pemex con la obligación de velar por el buen desempeño de la empresa del Estado. Evidentemente no lo han hecho porque se encuentran inmersos en un serio conflicto de intereses: no se puede hundir y salvar a Pemex al mismo tiempo. Ahora que llevan tres años hundiendo a la empresa y ya se les pasó la mano se dicen dispuestos a rescatarla, pero la pregunta es para qué. ¿Sólo porque es una empresa emblemática, como dice Enrique Peña Nieto?

La difícil coyuntura por la que atraviesa Pemex es aprovechada por los altos mando del gobierno federal para justificar el proceso de reestructuración en puerta, que incluye despidos masivos, transferencia de actividades y privatización de activos. A eso se refiere el Ejecutivo cuando le ordena a González Anaya utilizar al máximo los mecanismos creados por la Reforma Energética (farmouts, alianzas, asociaciones, fibras E, asociaciones público privadas, monetizaciones, desinversiones, fideicomisos, contratos e inversión financiada directa y condicionada). Emilio

Lozoya había iniciado preparativos para utilizar esos mecanismos pero renegaba y se tardaba demasiado, por eso lo corrieron.

El rescate de Pemex consistirá en achicar, adelgazar y especializar a la empresa, bajo el argumento de que así conseguirá “incrementar la creación de valor en beneficio de todos los mexicanos”. El argumento parece creíble y convincente pero es teórico, el objeto real de esa transformación es reducir la geometría de Pemex para hacer espacio a la industria petrolera privada; el riesgo es que el proceso de reducción termine cuando ya no quede nada. En un tono menos pesimista, el salvamento no significa necesariamente la transformación de Pemex en una empresa petrolera internacional, moderna y poderosa. El rescate podría limitarse a salvar los intereses de los acreedores.

De lo que podemos estar ciertos es que habrá un rescate porque el Gobierno federal dejó ir la cosas demasiado lejos y no previó el derrumbe del precio del petróleo. El agravamiento de la situación de Pemex se salió de control y está afectando seriamente a proveedores y pone en riesgo el reembolso de los créditos contratados. Las calificadoras ya dieron la señal de alarma. En unas semanas la US Securities and Exchange Commission tendrá que pronunciarse. El problema escaló de nivel y las circunstancias económicas y financieras no son nada favorables para un rescate rápido y exitoso.

Algunos ven al veracruzano como un hitman, un liquidador que hará el trabajo que Emilio Lozoya Austin no pudo o no quiso hacer: despojar a Pemex de sus propiedades y sus nichos de mercado para entregarlos al sector privado a precio de regalo. José Antonio González Anaya pasará a la historia como el hombre que destruyó a Pemex por encargo de Enrique Peña Nieto, pero tal vez se le recuerde como el genio financiero que salvó a la Empresa Productiva del Estado a punto del naufragio. El tiempo lo dirá… y ya lo tiene encima. Por lo pronto, Luis Videgaray le impuso un recorte de 100 mil millones de pesos para que lo aplique.

COLUMNA INVITADA MARY BETH NODGRASS

National Content in Mexico: Time is of the Essence

A MEXICO ENERGY REFORM TOPIC THAT OFTEN TAKES A BACK SEAT IN THE DISCUSSIONS ON BIDDING ROUNDS AND INTERNATIONAL INVESTORS IS NATIONAL CONTENT. REFERRED TO AS LOCAL CONTENT IN OTHER PARTS OF THE WORLD, NATIONAL CONTENT WILL BE AN ESSENTIAL POLICY TOOL FOR ENSURING THAT THE ENERGY REFORM BENEFITS THE PEOPLE AND BUSINESSES OF MEXICO, AS WELL AS THE NEW INTERNATIONAL INVESTORS.

Bank and Gates Foundation report on Creating Local Content for Human Development. Considering that approximately 80% of upstream O&G spend is on suppliers, and local content targets range from 5% to 80% around the world, the potential socioeconomic impact in local content regimes is significant.

Job creation: As clearly evidenced by research findings from Schlumberger Business Consulting (SBC), shown below, and confirmed by various industry experts, the most significant opportunities for job creation are among O&G suppliers.

The International Association for Impact Assessment (IAIA) defines local content as the “requirement, expectation or commitment of a company to ensure that value is retained locally through employment and/or procurement.” Emerging market countries like Mexico are increasingly establishing local content requirements because of its success and promise of sustainable economic development and foreign direct investment.

From a social or public good perspective, why is local content important?

Socioeconomic impact: Oil and gas project spend on local content – including employment, procurement, and infrastructure - is at least as much as and typically more than government earnings via taxes and royalties, according to a recent African Development

Mary Beth Snodgrass. Founder and CEO of Local Contenect. Leading the overall strategy and implementation, Mary Beth manages platform design and quality, business development, partnership development, local content policy research and general team management, budget and legal aspects. Local Contenect is a platform for sourcing and developing local content suppliers in the global oil and gas (O&G) industry. In beta, Local Contenect is currently focused on Mexico and Nigeria and differentiates itself through its supplier scoring system, targeted focus on solving local content challenges in O&G and its partnership model. www.localcontenect.com

Community expectations and social license to operate: Oil and gas companies rate local content among the most significant expectations in the communities where they operate. If companies are able to satisfy community stakeholders key expectations around local content, they will be able to earn the sometimes elusive social license to operate. (IMAGEN 01)

On October 28th and 29th in Mexico D.F., the National Content Congress brought together key stakeholders advocating, designing and, likely, implementing national content in Mexico’s emerging oil and gas private sector.

Regulatory authorities from the Ministry of Economy (Secretaria de Economia) explained the policy requirements, including the national content formula, and its role in recommending local content targets to the Ministry of Energy (Secretaria de Energia or SENER), which includes the targets in licensing contracts. Global operators described their national content priorities and approaches, while service companies explained their focus and local strengths. Global and local professional services firms shared insights and research

findings on local content in other markets, while highlighting local implementation opportunities and challenges.

Throughout the two days, there were some insights and new information shared. For example, the representative from the Ministry of Economy shared the local content targets established in the contracts signed during the first two bidding rounds. (IMAGEN 02)

To provide guidance to license holders, the Ministry of Economy will be publishing examples of National Content Compliance Plans in the coming weeks. The four types of Compliance Plan examples to be published are:

1) Individual Compliance Plans for Contractors and Signatories

2) Supplier Development Plans for Tier 1 suppliers

3) Supplier Development Plans for States and Municipalities

4) Supplier Technology Development Plans

In order to ensure suppliers have access to funding to develop capacity and competency to serve the O&G industry, the Ministry of Economy is establishing a public fund (fideicomiso). As of September 2015, the Fund to Promote Supplier Development (Fideicomiso para Promover el Desarrollo de Proveedores)

Imagen 01. Source: Schlumberger Business Consulting (SBC), 2014.

Imagen 02.

had just over US$27 million (448 million pesos) available in grants or investment for qualifying local companies.

Chevron and Shell representatives both spoke about their priorities and efforts related to local content in Mexico. Setting an example for many of its peers, Shell discussed its extensive groundwork in assessing local content opportunities in Mexico over the past several years. Key criteria for selecting local content suppliers that the operator representatives mentioned include: compliance with legal requirements, business ethics, health, safety and environment (HSE) standards and performance, financial capacity, technical capacity and protection of sensitive client information.

Industrial safety, as a practice in the O&G industry in Mexico, is a new regulatory arena. Only recently was a new regulatory entity established (Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente, ASEA) to develop and monitor HSE compliance requirements. Highlighting the importance of HSE for the O&G industry, many O&G representatives at various conferences over the past several months have noted that, despite forced cutbacks throughout O&G companies due to the economic downturn, safety is an area that will not be compromised, for any project. Considering the nascence of HSE in Mexico and importance to the industry, it is likely to be a major determinant of whether and how many local content suppliers are contracted by global investors.

The National Hydrocarbons Commission (Comision Nacional de Hidrocarburos, CNH) described the global fall in oil prices as beneficial to Mexican oil and gas (O&G) companies. With fewer interna-

tional companies bidding, smaller, less experienced companies are able to enter the market without fierce competition.

Given the history of O&G in Mexico, a panelist emphasized the risk and desire to avoid developing an ‘oligarchy’ of suppliers. Since PEMEX, the national oil company, had a long-standing proclivity for selecting suppliers based on relationships and other factors that may not satisfy requirements in laws like the Foreign Corrupt Practices Act (FCPA), certain measures should be put in place to help facilitate meritocratic and democratic supplier sourcing and development.

During the last panel session of the conference, “Overcoming barriers to drive national content development,” the diverse group of legal, regulatory and economic panelists all supported the claim that the social risk and impact management and community engagement, particularly of Indigenous groups, will be among the most critical factors to overcoming barriers to national content development. Although not mentioned during this panel, Mexico’s mining sector has many local content implementation lessons learned that could be shared with onshore O&G project implementers. And chief among them are the issues of security, including the risk of criminal elements in communities and supplier companies, which can eclipse many of the other local content challenges typically experienced in other countries.

A reporter from El Daily Post, who participated in the last panel discussion, provides his take-aways and commentary on key risks for global industry operators in this article: The yellow brick road to national content development.

In general, there was a common opinion among attendees that national content is moving forwards slowly in Mexico. According to some insiders, it is moving much more slowly than other aspects of the energy reform.

Additionally, while Mexico has established a local content methodology for ensuring compliance, officially; informally, there are on-going discussions about the best way to structure and implement national content in Mexico. Side discussions and pointed calls for more incentives, as opposed to penalties for non-compliance, highlighted some of the on-going incertitude and the need for even greater collaboration and incentive-based policy-making.

Mexico is at a critical time in establishing a strong foundation for national content. Energy reforms open opportunities not only to invest in the natural resources of Mexico but also the people, businesses and the future of Mexico. To do so, both the O&G industry and government must start early to assess opportunities for local content, evaluate the local content resources available and start to develop local content providers well in advance. Starting late and lack of cross-sectoral collaboration are among the key reasons that local content has not reached its full potential in many other countries around the world.

1 Meaning, the first level of suppliers that multinational O&G companies contract with directly, as opposed to the suppliers that contract with these suppliers

LA CRISIS DEL PETRÓLEO EN EL MUNDO DIFICULTA EL PARTO DE LA NUEVA INDUSTRIA PETROLERA MEXICANA

A más de dos años de la aprobación de la más grande Reforma Energética en México desde 1938, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la naciente industria privada de los hidrocarburos en el país tiene ante sí un panorama difícil: precios a la baja, recortes de presupuesto y un escenario de encarecimiento del dinero, lo que hace temer al peor de los escenarios con cotizaciones del crudo cercanas a los 20 dólares el barril.

TEXTO: PEDRO MENTADO CONTRERAS

Las vacas gordas se acabaron y México no guardó para las vacas flacas. El Fondo Mexicano del Petróleo (FMP), creado a partir de la reforma, se ve pequeño para el tamaño de la crisis que se vive por la caída de los petroprecios y en escasos 12 meses los recortes presupuestales del Gobierno federal suman más de 250 mil millones de pesos, de los cuales 162 mil millones de pesos fueron con cargo a Pemex. Ahora la propia administración federal, Pemex y, sin tenerla ni deberla, la incipiente industria nacional, tendrá que pasar meses dolorosos de ajuste.

Y aunque parece que la Reforma Energética llegó en mal momento ha impuesto un revulsivo para Pemex, la empresa eje de la industria que necesita una cirugía mayor. Las condiciones actuales le exigen renacer como un nuevo Pemex adelgazado, eficiente, financieramente fuerte y que empiece a operar con altos estándares.

Los mexicanos nos tenemos que hacer a la idea que el Pemex de 1938 ya no existe, pero tampoco el de las últimas décadas del siglo pasado, ni siquiera el del sexenio pasado. Ahora hay una empresa obligada a adecuarse a una nueva realidad, pero sin perder su peso específico nacional, que sea además el contrapeso de la inversión extranjera en un país que todavía es abundante en recursos petroleros.

En el nuevo juego, el Gobierno federal también tendrá que aprender: dejar de actuar como dueño y permitir que Pemex sea una verdadera empresa; debe tomar decisiones económicas y no políticas, que contravengan a la viabilidad de la petrolera, una tarea realmente difícil visto por el peso político que ésta tiene.

También se acabó la “caja chica” o la “caja grande”, como se quiera llamar, el Gobierno mexicano debe, ahora sí y con urgencia, despetrolizar las finanzas públicas.

Pero el entorno de crisis trae implícitas más contrariedades. Por ejemplo: se prevén menores costos por la sobreoferta de servicios y mano de obra, y hasta el momento se habla de 12 mil trabajadores de Pemex fuera de la empresa, aunque se espera otro recorte importante. En la visión positiva, pierde el sentido de la urgencia la falta de capital humano, pues las empresas tendrán acceso a los ingenieros calificados que salieron o saldrán de Pemex, lo que da un espacio para preparar los futuros petroleros.

Dice un dicho que no hay mal que dure 100 años, y aunque en el escenario no se observa un recuperación de precios en el corto plazo, sí se aguarda un rebote técnico de precios hacia finales del 2016 o principios de 2017. El ciclo del shale oil, el fortalecimiento del dólar y el alza de las tasas de interés anticipan un cambio en el precio del petróleo, pero en esto nada está escrito con sangre, y hay que estar muy pendientes.

La nueva industria y el hermano mayor, Pemex, tienen el reto de construir un sector petrolero mexicano que sea el eje de la economía nacional, aprovechar las oportunidades que ofrece una de las peores crisis globales del petróleo en la historia y aprender a competir con las empresas extranjeras que ya se empiezan a incorporar al mercado. Los riesgos son muchos, pero no hay opción: deben asumirse.

BAJO UN ENTORNO NEGATIVO

El nuevo esquema de regulación de la Reforma Energética se ha implementado de forma efectiva y se puede destacar la transparencia y el éxito creciente de las tres licitaciones de la Ronda Uno; hubo interés de empresas nacionales y extranjeras en el proceso, desde pequeñas hasta las más grandes de Norteamérica, Europa, Sudamérica y de Asia. Todos estuvieron pendientes de México, dice Benjamín Torres Barrón, socio de Baker & McKenzie.

Hubo temas finos en la parte contractual que no tuvieron incidencia en el proceso, pero que, incluso, el gobierno corrigió. Un ejemplo, plantea, fue el cambio que se hizo en la publicación del valor mínimo que pide la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y que ahora se conoce con anticipación, pues con ello se evita anular a empresas del proceso.

En la Fase Uno se tuvieron dos asignaciones de 14 bloques, lo que se calificó como desangelado. Pero sí se hubiera tenido el valor mínimo, expone Torres Barrón, seguramente se hubieran dado dos ganadores más. En el otro proceso se tuvieron tres de cinco y en el último 25 de 25, “todo un éxito”, considera el especialista del sector energético.

“Desafortunadamente, el contexto internacional de los precios del petróleo es la piedra en el zapato y esa piedra la tenemos en cada paso y causa malestar. Ahora las empresas restringen la inversión, algunas cortan sus presupuestos, no pueden tener planes tan ambiciosos y los yacimientos mexicanos compiten con los de otros países petroleros”, describe.

En la ecuación de la Reforma Energética no estaba contemplada una caída de los precios del crudo tan agresiva, dice por su parte Pablo López Sarabia, coordinador de Estudios Económicos de Banamex. Todo mundo sabía de la revolución energética que empezó en Estados Unidos y que lo convirtió en uno de los productores de petróleo más importantes, a la altura de Arabia Saudita y Rusia, pero nadie esperaba que los productores de shale oil pudieran producir en niveles por debajo de los 50 dólares, explica.

“La sorpresa no es que Estados Unidos esté jugando en estos niveles, la sorpresa es cómo los productores de petróleo no convencional –shale oil y shale gas– puedan tener costos de producción en niveles tan bajos, lo que se podría explicar por el desarrollo de tecnología que pueden encontrar puntos de quiebre menores, pueden producir a costos más bajos y pueden aguantar la actual caída de precios”, plabntea López Sarabia.

“Hay otro factor que jugo a su favor: la alta liquidez del sistema financiero internacional. El mercado estaba inundado por los programas de laxitud monetaria a nivel global, y aunque en EU hay una expectativa de subir las tasas, en Europa y Japón sigue habiendo dinero barato. La liquidez de los mercados financieros aumentó la capacidad de fondeo a tasas baratas en proyectos que cada vez son más rentables tecnológicamente”, añade.

Para el especialista, nadie sabía hasta qué nivel podían aguantar estos productores y todo el mundo estimaba que era alrededor de 50 dólares el punto de quiebre, por lo que deberían empezar a tronar. Pero muchas compañías que producen en Eagle Ford, agrega, tienen un punto break even más abajo y siguen en el mercado o aún tienen la posibilidad de salir a fondearse a tasas baratas.

La brecha de producción del shale oil es de un año para alcanzar su producción máxima y, de acuerdo con el coordinador de Estudios Económicos de Banamex, todo hace suponer que estamos viendo proyectos que los echaron andar hacia la mitad del año pasado y que siguen produciendo en su fase más intensa de su decaimiento, cuando se esperaba que el mercado limpiara esa sobreoferta al quebrar empresas. Eso es lo que se esperaba desde año pasado y se ha ido difiriendo, y eso mismo ha provocado el desastre de precios, detalla.

CRISIS REVELA VICIOS Y DEBILIDADES

La Reforma Energética llegó en un mal momento de la economía global por el conocido exceso de oferta y de inventarios, que son resultado de dos factores: el alza de la producción petrolera de EU y los países del Medio Oriente, y la baja en la demanda de crudo de países como China, que reporta una marcada desaceleración en el crecimiento y que también contribuye al debilitamiento de los precios, considera Jorge Ramírez Mata, coordinador de Proyectos en el Centro de Investigación para el Desarrollo AC (CIDAC).

“En los tiempos que se planeó y aprobó la Reforma Energética el crudo estaba entre 100 y 120 dólares por barril; ahora se ubica en niveles cercanos a 20 dólares, y esto ya afectó el atractivo de los yacimientos de crudo mexicano para la inversión extranjera”, comenta el especialista.

Pero la situación crítica del sector petrolero nacional no se explica sólo por la situación internacional. Ramírez Mata dice que si bien hay una caída en la producción por un agotamiento natural de los yacimientos, hay temas endógenos que tienen un impacto y son responsabilidad del Gobierno federal, aunque no sólo atañen a la actual administración.

Por ejemplo, Pemex es una empresa que durante décadas tuvo un esquema laboral diseñado para el fracaso, con prestaciones que permitían que un trabajador jubilarse a los 55 años, sin ni siquiera tener que contribuir a su pensión. Al cierre de 2014, el pasivo de largo plazo de la petrolera llegó a 2.56 billones de pesos, un monto equivalente al 15% del Producto Interno Bruto (PIB) de México, pero alrededor del 50% de este pasivo era para pagar pensiones y jubilaciones de los empleados, acumuladas además por el esquema de beneficios especiales para los trabajadores.

Sin embargo, el problema del pasivo de Pemex dista de ser una novedad, destaca Jorge Ramírez en entrevista. Por años la empresa petrolera ha solventado su ineficiente gestión mediante la contratación de deuda: en tan sólo cinco años, el pasivo total aumentó 107 por ciento.

Hoy Pemex es una empresa con una deuda colosal, que además está todavía sujeta a un régimen fiscal que no le permite tener un ahorro para invertir en mayor o mejor tecnología, y esto no lo solucionó la Reforma Energética, pero todo se deriva de décadas como monopolio estatal, malas gestiones y corrupción; todo esto convirtió a la joya de la corona en la caja chica del Gobierno federal y también de los gobiernos estatales, y es ese abuso el que hoy no le permite ser una empresa competitiva.

No obstante que la Reforma Energética y la Reforma Fiscal introdujeron un nuevo esquema tributario para Pemex –que en teoría le permitiría ser más competitiva–, la tasa impositiva permaneció demasiado alta. La tasa aumentó de 1.16 a 2.12 veces su utilidad operativa, lo que aunado a la caída en la producción y el precio del petróleo internacional aumentaron la pérdida integral de la empresa energética.

Incluso a pesar de la caída en el monto de la recaudación de los derechos e impuestos, este ingreso sigue siendo significativo para las finanzas públicas. Por ejemplo, en 2014 estos conceptos significaron poco más de 700 mil millones de pesos, casi siete veces el presupuesto de la Secretaría de Desarrollo Social (Sedesol). La importancia de Pemex para las finanzas públicas inhibe los incentivos para que el Gobierno federal reestructure el esquema fiscal y aumente la base gravable y la

eficiencia tributaria, una oportunidad que fue desperdiciada por la Reforma Fiscal de 2014.

No es un secreto que Pemex siempre ha sido un instrumento muy atractivo en términos de certidumbre recaudatoria para el Gobierno. Por ejemplo, sólo entre 2014 y 2015 el aumento de más de 200% del Impuesto Especial Sobre Producción y Servicios (IEPS) permitió que los ingresos tributarios crecieran y se convirtieran en una de las principales fuentes de financiamiento para el ejercicio fiscal de 2015.

Entre los problemas también se destaca el descuido del capital humano. Hoy se tiene ya una Reforma Energética, pero hay muy pocas universidades que ofrecen la carrera de Ingeniería Petrolera, por ejemplo; no se tiene realmente ni el capital humano ni la oferta educativa suficiente para cubrir la demanda de especialistas en petróleo y, en general, en todas las especialidades que requiere el sector energético.

A nivel nacional, sólo 13 universidades públicas y 10 privadas ofrecen la carrera de Ingeniería Petrolera, especialidad que no ha podido atraer a los jóvenes. Los estudiantes de Ingeniería Petrolera representan 11.2% de los alumnos de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y sólo son 0.67% de los 197 mil estudiantes de licenciatura en la Máxima Casa de Estudios, aun cuando se trata de un sector al que el Gobierno federal le está apostando fuerte.

POLÍTICA ECONÓMICA

EN LA RUTA EQUIVOCADA

A la luz de los números y los resultados “no estoy de acuerdo en aquella narrativa de que se ha despetrolizado la economía. Si bien los datos demuestran que hemos pasado de una participación de los ingresos petroleros de alrededor del 35 al 20%, esto se atribuye a la baja en los precios y no a un cambio en la estructura fiscal del país, explica el especialista del CIDAC.

En esa perspectiva, dice, vemos un gran problema en la estrategia del sector en términos de lo que ésta diseñando el Gobierno federal, sobre todo no vemos una racionalidad económica.

“A pesar de las marcadas y millonarias pérdidas en el sector de refinación se anunció una millonaria inversión en tres distintas refinerías, inclusive retomando el proyecto que se había marcado como poco redituable, el de la refinería de Tula, Hidalgo, denotando una estrategia política más no económica al anunciar las nuevas inversiones”, añade.

Al analizar los números, el negocio no es invertir en refinerías, es una estrategia que se presenta riesgosa, porque históricamente Pemex ha sido ineficiente en esa actividad y ha tenido pérdidas millonarias, explica Jorge Ramírez Mata.

No es una ventaja comparativa del país, contrario a lo que pasa en exploración y producción, en estos temas sí se podría apostar a futuro siempre y cuando esté dentro de las capacidades financieras de la empresa, considera.

Además, agrega, en una estrategia de negocio las tres nuevas refinerías no están en el marco de las prioridades de la empresa, pero sí habría que hacer un análisis financiero y, por ejemplo, no habría que incentivar el nivel de deuda cuando ya es excesivo.

Un par de meses antes de anunciar el último recorte presupuestal preventivo, el Gobierno federal dio a conocer que le iba a inyectar capital a Pemex, una señal que revela que se quiere continuar con la estrategia equivocada: la contratación de deuda de mediano plazo, dice el director de Proyectos del CIDAC.

Lo que Pemex realmente necesita con urgencia, destaca, es tener una estrategia fiscal para sanear sus finanzas, porque ya no puede continuar siendo la “caja chica” del gobierno, el nuevo esquema ya no lo permite, y bajo ese nuevo esquema tiene que ser capaz de solventar su deuda.

Pero las señales no solamente son contradictorias en el sector petrolero, también lo son en las finanzas públicas nacionales. Ahí, dice el especialista, no se ha mostrado una congruencia entre ingresos y egresos, y se ha aumentado –por razones políticas– la colocación de bonos en el exterior y el nivel de deuda para incurrir en un déficit del 3% en las finanzas públicas. Esto, afirma Ramírez Mata, ya nos situó con una deuda neta de 45% del PIB.

Pemex: recorte, reestructuración e inversión

El desplome de los precios del petróleo en el mercado internacional ha provocado que, en menos de un año, el Gobierno federal anuncie dos recortes al presupuesto de Petróleos Mexicanos por 162 mil millones pesos, ajustes que redujeron su capacidad operativa y tienen en vilo al sector.

Sin embargo, la maltrecha situación de la empresa ha provocado a su vez el anuncio de una inversión de 23 mil millones de dólares para el área de refinación y un programa de reestructuración que incluye una capitalización para sanear las finanzas de la ahora Empresa Productiva del Estado, medidas que parecen enviar señales encontradas con los ajustes al presupuesto.

Hace un año, el 30 de enero de 2015, cuando los precios del crudo rebasaron el piso de los 50 dólares el barril, Luis Videgaray Caso, Secretario de Hacienda, anunció un recorte presupuestal “preventivo” por 124 mil 300 millones de pesos. El recorte incluyó ajustes al presupuesto de Pemex por 62 mil millones de pesos, 10 mil millones de pesos a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y 52 mil millones de pesos a la Administración Pública Federal –65% a gasto corriente y 35% a gasto de inversión–.

En ese 2015, el recorte presupuestal junto con la baja en la producción y la caída en el precio de la mezcla mexicana de petróleo pusieron a Pemex en la peor de las situaciones: al cierre del tercer del trimestre reportó una pérdida integral de 147 mil 966 millones de pesos.

Al final de septiembre pasado, el patrimonio de la empresa reportó una cañida de 767 mil 721 millones de pesos, con un pasivo total de 2 billones 896 mil 089 millones de pesos.

Pero eso no fue todo: la falta de liquidez de la empresa llevó al Consejo de Administración a aprobar en sesión extraordinaria una extensión en la política de pagos a proveedores de 7, 15 ó 20 días naturales hasta los 180 días naturales después de la recepción de la factura, resolución que se aplicó en forma retroactiva y que tuvo un efecto negativo para las empresas contratistas de la industria que operan principalmente en Campeche, Tabasco y Veracruz.

De acuerdo con la Asociación Mexicana de la Industria del Petróleo (AMIPE), Pemex tenía adeudos cercanos a los 60 mil millones de pesos, pero el nuevo director general de la empresa, José Antonio González Anaya, aseguró que ya suman 150 mil millones de pesos.

A la situación complicada de la empresa se sumó la negociación del nuevo contrato colectivo de trabajo, el cual debería de haberse firmado para finales del mes de julio, y que se terminó cerrando en noviembre; en él estaba en juego el pasivo laboral de la empresa, uno de los lastres históricos de Pemex.

Ante la situación de apremio que vive la petrolera mexicana, en agosto pasado, el Presidente Enrique Peña Nieto anunció inversiones –con la participación del sector privado– por 23 mil millones de dólares, casi 400 mil millones de pesos para la modernización productiva de Pemex durante los siguientes tres años.

Las inversiones tienen como destino el aprovechamiento de residuales mediante la reconfiguración de las plantas de refinación de Tula, Salamanca y Salina Cruz, a fin de poder refinar con mayor capacidad cada barril de petróleo y que Pemex produzca gasolinas limpias y diésel de ultra bajo azufre.

Hacia finales del 2015, el Congreso de la Unión aprobó la Ley de Ingresos de la Federación 2016 con un precio de petróleo a 50 dólares, apoyado con coberturas a un precio de 49 dólares –que cubren 212 millones de barriles–, nivel ya muy por debajo de la negociación del periodo anterior: 77 dólares, para cubrir 228 millones de barriles.

Pero el entorno no mejoró, al contrario. Apenas en 45 días de 2016, el precio del Brent en los mercados internacionales reportó un promedio de 32 dólares el barril, el WTI se situó en 31.06 dólares y la mezcla mexicana en 23.37 dólares el barril, por lo que el precio del crudo mexicano se ubicó a menos de la mitad del presupuesto y la cobertura.

Ante esa difícil coyuntura en los mercados del petróleo, la Secretaría de Hacienda en conjunto con el Banco de México (Banxico) anunciaron recortes al presupuesto del Gobierno federal por 132.3 mil millones de pesos, de los cuales 100 mil le correspondieron a Pemex.

Los otros 32.3 millones de pesos (0.2% del PIB) se reparten entre el Gobierno federal y la CFE. El 91% del ajuste corresponde a las Dependencias del Gobierno Federal –el 60% es gasto corriente y el 40% gasto de inversión–. La CFE corrió con una reducción de 2.5 mil millones de pesos.

En este panorama, el nuevo director de Pemex, José Antonio González Anaya, aseguró que el ajuste a la baja de 100 mil millones de pesos ó 20% de su presupuesto para el 2016 obligará a la empresa a realizar recortes de personal.

En 2015 habían salido de la empresa cerca de 12 mil trabajadores por el primer recorte, y en 2016 aún no se sabe con exactitud; sin embargo, es claro que serán otros miles considerando que el recorte se aplicará reduciendo gastos corporativos y administrativos.

Ronda 1 / Licitación 3 / Terrestres 15 de diciembre de 2015 Extracción de hidrocarburos La tercera etapa se licitaron 3 áreas con 25 bloques para extraer gas y petróleo, se asignaron los 25 licitados

País

Area contractual: Burgos Reservas

Nuevo León Bloque 1p 2p

México Benavides-Primavera 172 km2 3.3 4.1

México

Calibrador 16 km2 1 1.8 México Carretas 89 km2 1.5 3 México Duna 37 km2 2.4 3 México Mareógrafo 30 km2 3.3 3.8 México Peña Blanca 26 km2 1.1 1.4 México San Bernado 28 km2 1.7 2.3

Tamaulipas

México Ricos 24 km2 1.1 1.9

Area contractual: Norte México Tamaulipas

Borcodón 11 km2 0.5 0.6

Veracruz

México La Laja 10 km2 0 0 México Paso Oro A 23 km2 0 0 México Pontón 12 km2 0 0 México Tecolutla 7 km2 0 0

Area contractual: Sur Chiapas

México Catedral 58 km2 0.9 0.9 Canadá Malva 21 km2 0.5 0.5 Canadá Nuevo Mundo 28 km2 1.4 1.4 México Secadero 10 km2 0.1 0.1

Canadá

Topén 25 km2 0.9 0.9

Tabasco

Calicanto 11 km2 0.1 0.1 México Fortuna Nacional 22 km2 0 0.1 México Mayacaste 22 km2 4.1 8.5 EU-México Paraíso 17 km2 0 14.1

México

México Tajón 28 Km2 1.2 3.7

Veracruz

México Cuichapa 42 KM2 0.7 1.4 Holanda-México Moloacán 46 km2 1.6 1.6

Recursos

3p

Empresa

Propuesta

Sistemas Integrales de Compesión 130.546 Gas Offshore Nuvoil Constructora Marusa 2.5 Consorcio Manufacturero Mexicano 136.57 Gas 4.7 Strata Campos Maduros 165.208 Gas 3.3 Construcciones y Servicios Ind 67.942 Gas 5.1 Consorcio Manufacturero Mexicano 112.882 Gas 2.5 Strata Campos Maduros 165.208 Gas 2.9 Sarreal 37.736 Gas 6.1 Strata Campos Maduros 135.724 Gas 0.8 Diavaz Offshore 208.174 Aceite-gas 0.1 Geo Estratos 213.844

4.8

Aceite-gas 0.1 Geo Estratos 215.705 Aceite-gas 0.1 Geo Estratos 198.724 Aceite-gas 0.1 Geo Estratos 220.459 Aceite-gas

0.9

Diavaz Offshore 201.285

Aceite-gas 0.5 Renaissance Oil Corp 185.773 Aceite-gas 1.4 Renaissance Oil Corp 256.669 Aceite-gas 0.1 Grupo R Exploración y Producción 196.33

Aceite-gas Constructora y Arrendadora México 0.9 Renaissance Oil Corp 250.684

Aceite-gas 0.1

Grupo Diarqroo 258.405

Aceite-gas 0.1 Cía. Petrolera Persus 121.171 Aceite-gas 8.5 Grupo Diarqroo 190.134 Aceite-gas 15.9 Roma Energy Holdings 118.363 Aceite-gas Tubular Technology Gx Geoscience Corporation 3.7 Cía. Petrolera Persus 196.77

Aceite-gas 1.4

Petrolera Lifting de México 196.557 Aceite-gas 1.6 Canamex Dutch 269.919 Aceite-gas Perfolat de México American Oil Tools

“Luis Videgaray Caso, secretario de Hacienda, está aplicando la misma estrategia de Hacienda en las finanzas de Pemex, que es simplemente aumentar y solventar un mayor gasto. Esto nos habla de que eventualmente, al final del sexenio, vamos a tener que solventar ese endeudamiento con una reducción de gastos, nuevos impuestos o no sé cómo, pero ese problema se tendrá que pagar en el futuro. Entonces, sólo se ésta tapando el hoyo en el corto plazo a través de mayores préstamos.

¿Cuál es la posible soluCión?

Definitivamente nos ha pasado en otros periodos de la economía mexicana, en donde se intenta revivir una industria cuando, en ese momento, la economía internacional no es viable para el sector. Sucedió en el sexenio de José López Portillo, cuando se le inyectó una cantidad importante de recursos a la industria, pero que después no fueron redituables en el mediano plazo y, además, causaron una crisis económica.

Actualmente no es el momento de las grandes inversiones. La historia nos enseña que en la época de López Portillo se invirtió en un contexto de altos inventarios, de alta oferta y baja demanda, lo que después no fue redituable en el mediano plazo y se cayó en una crisis. Hoy no es prudente inyectar recursos, sobre todo si provienen de deuda y en una empresa que está financieramente en quiebra. No se presenta como racional.

UN PARTO DE ALTO RIESGO

Los beneficios de la Reforma Energética se ven mermados por el contexto económico de los precios del petróleo, dice Benjamín Torres Barrón. En ese entorno, agrega, la industria de servicios petroleros en México ésta en crisis y pone una ruta difícil en su incipiente construcción de cara a lo que resta del 2016. Mientras que Pemex, el gran referente del sector, se encuentra en una situación muy delicada.

“El entorno de crisis va provocar que muchas empresas se hagan más pequeñas, otras cerrarán y otras más serán adquiridas por las más grandes. Vamos a ver una industria petrolera a la baja este año y posiblemente el próximo, y Pemex no va ser la excepción.

“Vamos a ver mucha menos actividad, muchas embarcaciones y plataformas ociosas, muchas se irán de aquí, pero lo malo es a dónde se las llevarán, la crisis del sector petrolero es mundial… vienen meses muy complicados para todos”, explica el especialista de Baker & Mckenzie.

También alerta que con los recortes empiezan los ajustes en las empresas y muchas veces se descuidan los temas de seguridad,

debido a una menor planta laboral se tienesn menos supervisores, no se pagan los procesos de seguridad, y eso vuelve riesgoso el entorno de seguridad en la industria.

Pero aún en ese entorno complicado hay oportunidades, porque hay más competencia, las empresas van a bajar sus costos, buscarán más eficiencias, se volverán más creativas, dice. “Como empresa vas a tener que competir y ser muy flexible, pero a la vez puedes allegarte de proyectos, recursos humanos y tecnologías”.

“Como empresa más grande puedes comprar a otra, es la oportunidad para contratar capacidad ociosa de prestadores de servicios a más bajo costo, aquellos que no tienen trabajo y ahí surje una ventaja. No es tan relevante como en la industria de manufactura, pero el tipo de cambio también de alguna manera hace atractiva la inversión en México”.

En el horizonte se observa un proceso de consolidación de muchas empresas nacionales que quizás apenas se estaban empezado a caminar, coincide Pablo López Sarabia.

“Aunque estamos en una situación complicada, en el 2016 se tienen la coberturas petroleras, el Gobierno federal ya hizo los ajustes necesarios; lo más complicado viene en el 2017, lo que quiere decir que las empresas que están operando ahora seguramente harán alianzas estratégicas, algunas se fusionaran para operar en los proyectos más complejos.

“Las empresas chiquitas que tengan un buen manejo financiero y que sepan aprovechar las condiciones de diferenciación de México en los mercado emergentes, van a salir posicionadas, mientras que a los jugadores que tengan una curva de aprendizaje lenta les costará más trabajo”, considera el especialista del área de análisis e investigación de Banamex.

En algunos casos, la única forma de sobrevivir será una fusión con aquellos que muestren mayor habilidad, se va observar una limpieza “normal” de un mercado incipiente, agrega.

Los jugadores que no hicieron planeación, que les llegó de sorpresa el entorno internacional complejo, saldrán de la jugada y se retirarán. “A veces es mejor tomar una pérdida conocida que seguir invirtiendo en algo que, al desconocerlo, te traiga mayores complicaciones”, dice.

PEMEX, CIRUGÍA MAYOR O EXTINCIÓN

Hay voces que dicen que la reforma llegó en el peor momento para Pemex, comenta Pablo López Sarabia, pero lo peor es no haber hecho la reforma, porque si no se hubiera realizado estuviéramos

en una situación más complicada: con un Gobierno federal con menos músculo que estaría buscando la forma de inyectar capital a la hoy llamada Empresa Productiva del Estado.

Pemex está en el mejor de los escenarios y el gobierno está en una situación diferente: no es lo mismo que la Empresa Productiva del Estado salga a buscar cómo limpiarse, hacerse más productiva, buscar una asociación y conseguir fondeo con otros operadores del sector a que el gobierno lo tuviera que hacer, eso sí cambia radicalmente el panorama, destaca López Sarabia.

¿Y es un momento de alto riesgo?

Sin duda que es el peor momento para Pemex, porque en muchos años no se tenía un entorno donde se alineaban todos los elementos en el terreno negativo: precios desplomados, que hacen difícil observar que su recuperación sea en el corto plazo; costos incrementándose; una revolución energética del principal comprador de petróleo [EU], que conforman el peor de los mundos y, además, tiene la presión de ir generando energías más limpias que son tecnologías más caras y que representan un reto.

Me parece que si lo ves desde esa perspectiva, sí es el peor momento para Pemex porque además se agrega el haber estado cerrado durante 70 años. Hoy estamos viendo los efectos de esto: una empresa poco productiva, un pasivo laboral abrumante, un endeudamiento brutal, que cuando tratas de abrirla se nota que no se operaba como una empresa, operaba como un monopolio que tenía detrás un Estado que daba las garantías.

Ahora entra en un nuevo contexto. Antes, financiar a Pemex era como financiar al gobierno, ahora ya no necesariamente, porque el riesgo de la calificación riesgo-país no necesariamente va ser la calificación de Pemex, es a lo que los inversionistas deben acostumbrarse y la calificadora Moody’s ya lo hizo: recortó la calificación de Petróleos Mexicanos.

Sobre el pasivo laboral consideró que es imposible que una empresa pueda tener esa deuda; aun las nuevas generaciones que se contratan como empleados tendrán que sufrir un recorte en sus prestaciones, y eso va generar la nostalgia del pasado. Las nuevas contrataciones ya no serán ni con las prestaciones ni con los salarios del pasado.

Hacia adelante, Pemex será una empresa más delgada, una empresa más productiva, y por el lado del pasivo se requiere de una reingeniería financiera y un equipo experto de financieros.

Pemex podría aprovechar el diferenciador de nuestro país con otros mercados emergentes. México se ve mucho mejor que Bra-

sil, Ecuador, Colombia y Turquía, y podría darse el marco propicio para que los inversionistas vean que se hizo la tarea en materia de reformas estructurales, que le den un voto de confianza para que pueda reestructurar los pasivos, ése es el reto de la nueva administración que llega a Pemex: formar un equipo técnico financieramente que permita hacer una reingeniería que fortalezca a la empresa.

En la parte productiva de la empresa se tiene la Ronda Cero, donde Pemex tiene que hacer una planeación que le permita optimizar su producción. Me parece que Pemex vive momentos difíciles, pero tiene una escenario diferente: tiene los instrumentos que le permiten y le permitirán moverse.

Si no se hubiera hecho la reforma estaríamos viendo un Pemex con una situación prácticamente condenada a la muerte; tenemos un enfermo en una situación muy complicada, pero que tiene la posibilidad no sólo de estabilizarse sino de recuperarse para que en el mediano plazo sea un empresa robusta, competitiva. Viene de un mal estructural y crónico, y no será fácil su recuperación, pero tiene los elementos para salir a flote.

Sí es un entorno complicado para Pemex, pero nunca había tenido tantos instrumentos a la mano y un escenario de posibilidades que le dan mayor flexibilidad, y esa es la clave: flexibilidad para cuando quieres hacer ajustes importantes.

Muchos sentirán añoranza por esa empresa todopoderosa que administraba la abundancia; dirán que Pemex se habrá perdido, pero yo diría que se habrá transformado en una empresa real, que tiene que ser como cualquier otra de sus dimensiones e importancia: eficiente y productiva. Hoy no existe una empresa del ramo que pueda dar los beneficios que tenían los empleados de Pemex, actuarialmente no te dan los números para que se permita fondear a empleados con los beneficios que se tenían.

Pemex se tiene que ubicar en una nueva realidad y va ser un trago amargo, va ser una empresa donde se van fusionar algunas áreas –ya hemos visto una reestructura al interior de Pemex–, pero seguramente vamos a ver un adelgazamiento mucho mayor, ya no se podrá operar de la manera tradicional y eso siempre va generar una discusión.

Actualmente se requiere un Pemex que se adecue a las nuevas condiciones, y en ese sentido podemos decir que se cierra una etapa y hay una refundación hacia una nueva empresa. Ser una Empresa Productiva del Estado implica nuevas condiciones que debemos entender: no es que haya muerto una empresa, tenemos una nueva empresa, el Pemex de hoy

es completamente diferente al que teníamos hace tres años al borde de la muerte.

Al respecto, Benjamín Torres Barrón, de Baker & McKenzie, destaca la situación difícil de la petrolera pero también la oportunidad de que se reinvente de verdad, que más allá del proceso de reforma regulatoria se reflexione sobre las oportunidades que tiene en el nuevo mercado mexicano. “Pemex tiene que actuar como un verdadero competidor del mercado, evolucionar a una cultura más competitiva”, insiste.

Que Pemex se reinvente, dice Torres Barrón, y añade que los mexicanos debemos apoyar a la empresa petrolera estatal, porque también le da un balance a la industria mexicana. “Debemos tener un equilibrio entre la inversión extranjera y la inversión local, sabiendo que tenemos una empresa que puede hacer las cosas”, dice.

–¿la Consigna entonCes es reinventarse o morir?

–Pemex tiene muchas alternativas todavía, son difíciles, ásperas, dolorosas, pero están ahí… Pemex no está desahuciado.

PASIVO QUE SE TRANSFORMA EN FORTALEZA

En un escenario normal, el gran reto estaría en el capital humano porque no se desarrolló cuando Pemex era un monopolio y no se esperaría que las empresas lo generen, es algo que el sistema educativo mexicano tendría que proveer, si no sería demasiado costoso para las empresas, porque ese es un ingrediente mínimo que necesitan las compañías petroleras nacionales y extranjeras para poder invertir en México, dice sobre el tema Jorge Ramírez.

“Si no existe el capital humano, si no lo desarrollamos en el mediano plazo, no podremos implementar la Reforma Energética, sería casi imposible. Un ingeniero petrolero se capacita en cinco años. Es una estrategia que queda para el mediano plazo”, explica.

Sin embargo, agrega, la coyuntura actual da el tiempo para preparar los nuevos ingenieros. Actualmente no se tiene un mercado que te demande las grandes inversiones, todavía se tiene espacio para preparar el capital humano esperando que la industria pueda recuperar su ritmo y como país tener el capital humano listo, ese sería el escenario optimista.

Pero hoy, en lugar de existir una demanda de trabajadores hay mucha gente desempleada en el sector, gente que busca trabajo y a la mejor en México, con esa capacidad, se va contratar por la mitad o el 70% de lo que cobraba antes y que con el tipo de cambio se vuelve más atractivo, dice Torres Barrón.

Al respecto, López Sarabia plantea que seguramente vamos a ver mucha gente con un expertise importante que será liquidada en Pemex. Pero ese capital humano, prevé, puede llegar a las nuevas empresas que empezará a operar con las recientes adjudicaciones; habrá mercado para la gente que ésta en el sector petrolero, que se ha jubilado y que ya participa en algunos proyectos. También habrá espacio para los ingenieros con experiencia, los que conocen las entrañas de Pemex, dice.

El capital humano, insiste, es lo más difícil de conseguir y es el reto de las empresas extranjeras que llegarán a México: encontrar capital humano que entienda cómo se opera en el país.

Petróleos Mexicanos fue un monopolio por más de 70 años y los únicos que la conocen son esos ingenieros que están en lugares como Tabasco, Campeche o Veracruz… incluso esos ingenieros se pueden juntar y crear empresas para ofrecer servicios de asesoría en campos que conocen.

“Lejos de que veamos dificultades en el mercado laboral de la industria se puede crear un círculo virtuoso, que este ajuste de personal, sobre todo la gente con mayores competencias, vean un área de oportunidad para poder generar sus propias empresas y proveer servicios a ese mercado que se va formar, sobre todo los que se adjudicaron en la Licitación 3, que son empresas con capital nacional”, destaca.

La construcción de las empresas mexicanas será dolorosa, pero va a tener la fortuna de tener capital humano que va estar disponible y aquellos que logren entender que habrá muchos ingenieros con expertise, obtendrán un valor sustancial para competir, afirma el especialista de Banamex.

“Soy optimista, porque en ese sector se requiere de dos músculos: capital financiero y capital humano; el capital humano es lo más difícil de conseguir, porque el capital financiero se puede traer de fuera, pero el humano es un proceso más largo de formación”, dice López Sarabia.

NEGOCIO DE RIESGO MEDIDO

Hoy el momento es de retos y oportunidades. En la palabra crisis vienen también implícitas las oportunidades y el sector petrolero por definición es un sector de riesgo. Es, dice López Sarabia, como si le preguntaras a un banquero si le da miedo el riesgo, cuando es algo implícito en su actividad; el negocio de un banco es administrar riesgos y tomarlos, y el sector petrolero también es un sector de riesgos: cuando se empieza a taladrar nada garantiza que ahí va estar el petró -

leo, es una probabilidad que se basa en estudios técnicos y también fallan.

Bajo esa premisa, comenta, el sector está acostumbrado a los riesgos. Lo que se tiene que hacer ahora es un balance de riesgorendimiento para saber precisamente si el riesgo que se está dispuesto asumir es compensado no necesariamente por el beneficio actual. Se puede calcular con el beneficio futuro y se puede calcular con la técnica. Son opciones reales que toman en cuenta los flujos posibles y el valor de proyecto con la posibilidad de abandonar sin penalización.

El reto de Pemex es reinventarse, hay que reinventar una empresa y las tareas son muy claras y concretas, dice el especialista de Banamex. Reinventarse en generar una planta que tenga mayor productividad, que sea más pequeña y eficiente, reducir el nivel de apalancamiento y el del endeudamiento, estabilizar la producción, aprovechar los instrumentos de las Rondas Cero y Uno, y en este sentido la reinvención de Pemex va ser uno de los grandes retos para hacerla realmente una Empresa Productiva del Estado.

En ese sentido, comenta, los jugadores nacionales se deben adecuar el entorno de volatilidad para estar en un sector que por definición es riesgoso y que no les debe intimidar. Un sector de riesgo tienes dos variables: el riesgo propio y el del sector financiero, y al combinar éstos se necesitan equipos que tengan mayor conocimiento, más capacidad de análisis para neutralizar esos riesgos; además se debe aprovechar el capital humano que quedará disponible en el mercado, y también leer las condiciones financieras para financiar de manera ordenada sin que genere un escenario adverso en el largo plazo.

“Una prudente administración de riesgos al interior de Pemex y de las nuevas empresas es clave; recordemos a Petrobras y Brasil. Hace un par de años decíamos que eran la revolución, que era una empresa que salía fondearse en los mercados y sí se financió con recursos importantes, pero lo que faltó fue Gobierno corporativo, reglas que evitarán la corrupción, que impidieron la transparencia y un buen marco financiero”, expone.

Para Jorge Ramírez, del CIDAC, en el corto plazo es vital la transparencia de los contratos, sobre todo considerando la historia económica más reciente y lo que ocurre cuando se liberan los monopolios estatales. pues no necesariamente se ha beneficiado a la industria sino a ciertos individuos; por ejemplo, de la forma en que se asignen y se redacten los contratos petroleros en el corto plazo dependerá la credibilidad y la transparencia, y ahí hay que tener cuidado especial.

¿Y el preCio del petróleo?

El precio del petróleo no es un riesgo, es una problemática actual que llegó para quedarse por lo menos en el corto plazo. Irán se incorpora al mercado internacional y eso incrementa los inventarios en el corto y mediano plazos. En el escenario no se observa un cambio en la coyuntura como para modificar o elevar el precio del petróleo en el futuro, con la entrada de Irán al mercado aumenta la oferta y se propiciará una baja en el precio, y no se observa un factor que pueda impulsar el precio en el corto plazo.

Sin embargo, hay algo a lo que hay que ponerle mucha atención: si en el corto plazo, con ese precio internacional del petróleo, no son atractivas las inversiones, tampoco es eficiente otorgar concesiones extraordinarias a los inversionistas extranjeros para que vengan y esas licitaciones no sean desiertas. No es del todo irracional esperar y no regalar estos yacimientos a los inversionistas, esperando que mejoren las condiciones en el futuro.

urge, pero tampoCo haY que regalar Es un acervo que el país tiene que administrar y si en el corto plazo el precio no es favorable y no le otorga un alto ingreso al Estado, ¿para qué se licitan esos bloques? Quizá no sea el momento para otorgarlos y se podría esperar para un cambio en las condiciones en el mercado.

Pero esto es lo que se tiene que evaluar en términos económicos y no políticos, y no simplemente hacerlo para continuar con el mismo nivel de gasto en el corto plazo. Lo tiene que haber es una valuación de largo plazo para ver qué es lo que económicamente es más rentable para el país. No para el beneficio político del gobierno actual.

Hay que diversificar la estrategia porque el sector energético no es el que va ocasionar un alza en el crecimiento económico del país en el corto plazo, no es una situación que sólo tañe a México; actualmente en Latinoamérica, con el precio de los commodities, ya no se puede basar un crecimiento en la economía internacional.

En los factores exógenos, es tiempo de reestructurar las finanzas públicas, para hacernos más autosuficientes y menos dependientes de estas volatilidades; le pasa a Chile con el precio del cobre, con la menor demanda de commodities de China, y Brasil también se ve afectado, toda la región de Latinoamérica está en crisis.

Entonces, no es el momento para pensar que el sector generará el crecimiento económico que esperábamos cuando se implementó la Reforma Energética, esa es nuestra realidad en este momento.

MEDIDOR

Análisis

Primera subasta del mercado eléctrico atrae a 103 empresas

El viernes 12 de febrero terminó el plazo para ingresar las ofertas técnicas para la primera subasta de largo plazo a la que convocó el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) el 19 de noviembre del año pasado. Fueron 103 los licitantes que presentaron solicitudes de precalificación, que incluyen en total 468 ofertas técnicas. A partir de ahora, se revisarán las solicitudes de precalificación y el 28 de marzo se presentarán las ofertas económicas. La definición de las ofertas ganadoras será el 31 de marzo de 2016.

Las subastas de contratos de largo plazo son el primer instrumento del nuevo mercado eléctrico traído por la reforma del Presidente Enrique Peña Nieto y serán clave para detonar múltiples proyectos de energías limpias en el país, de acuerdo con la Secretaría de Energía (Sener).

La Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su papel de Suministrador de Servicios Básicos, juega un papel central para detonar los proyectos de energías limpias. Su oferta de compra, que se dio a conocer el pasado 26 de enero de 2016, consiste en 500 MW de potencia, 6.3 millones de MWh de energía y 6.3 millones de Certificados de Energías Limpias (CEL). A través de esta subasta, podrá cubrir sus necesidades en cuanto a energías limpias, proyectadas para los siguientes 15 ó 20 años.

Las solicitudes de precalificación ascienden a 830 MW de potencia, 102 millones MWh de energía y 109 millones de CEL. Las tecnologías propuestas incluyen energía solar fotovoltaica, eólica, hidráulica, ciclo combinado, geotermia y cogeneración eficiente.

SPOTS

PRODUCTO 10-MAR-16 05-FEB-15 VAR. %

West Texas 37.90 31.62 19.86

Brent Blend 39.02 32.45 20.25 Maya 36.02 30.07 19.79 Istmo 41.25 35.02 17.79

OPEP 48.32 45.16 7.00

Gas natural / residencial (Pesos /Gjoules) 36.019 36.019 0.00 Gasolina

Magna 13.16 13.57 -3.02 Premium 13.98 14.38 -2.78

Diesel Pemex 13.77 14.20 -3.03 Turbosina 5.92 6.53 -9.34 Combustóleo 2.81 3.37 -16.62

FUTUROS

PRODUCTO 10-MAR-16 05-FEB-15 VAR. %

Light Sweet NY-Jun 16 40.32 35.94 12.19

Brent Londres-Jun 16 41.24 35.59 15.88 Etanol NY-Jun 16 1.441 1.438 0.24

Gas Natural NY-Jun 16 1.989 2.260 -11.99

Aceite de Calefacción NY-Jun 16 1.2368 1.1051 11.92

Certificados de emisiones NY-Jun 16 4.88 5.55 -12.07

Electricidad NY-Jun 16 30.07 30.67 -1.96 Gasolina NY-Jun 16 1.480 1.249 18.49

BALANZA COMERCIAL PETRÓLEO (MDD) PERIODO DATO ANTERIOR

Exportaciones ene-16 925.50 1,034.50

Importaciones ene-16 1,346.50 1,531.50 Saldo ene-16 (421.00) (497.00)

VENTAS INTERNAS (MDP) PERIODO DATO ANTERIOR

Petrolíferos ene-16 45,503.0 52,979.1

Petroquímicos ene-16 2,703.8 2,144.2

ene-16 7,375.0 7,439.2

Fuente: Agencia Internacional de Energía

ENERGÍA EN MÉXICO

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Pesado 1,138 0.3 -5.9 1,209 Ligero 847 -0.4 -2.9 872 Superligero 289 -0.7 6.3 272

Por región

Marinas 1,777 0.1 -3.1 1,834 Norte 385 -0.8 -4.7 404 Sur 113 0.0 -2.6 116

TOTAL 2,578 -0.1 -4.7 2,705

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS)

POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Asociado 3,840 -1.8 -6.3 4,100 Nitrógeno 949 -0.3 19.1 797 No asociado 1,447 -0.3 -18.8 1,781

Por región

Marinas 3,242 -1.9 -2.6 3,327 Sur 1,382 -0.6 -1.9 1,409 Norte 1,612 -0.6 -17.0 1,942

TOTAL 6,236 -1.3 -6.6 6,678

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Gas licuado 158 4.6 -20.7 199.5 Gasolinas 380 10.7 -1.7 387.0 Querosenos 50 2.5 2.9 48.3

Diesel 295 15.5 16.2 254.2 Combustóleo 242 -3.6 9.5 220.6 Otros 157 19.7 -2.4 161.0

TOTAL 1,283 8.6 0.9 1,270.6

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (MILES DE TONELADAS)

POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Dicloroetano 0.0 - - 0.0 Amoníaco 58.0 70.6 -12.1 66.0 Benceno 3.0 - -70.0 10.0 Cloruro de vinilio 0.0 - - 0.0 Etireno 5.0 - -54.5 11.0 Etileno 75.0 97.4 -19.4 93.0 Oxido de etileno 29.0 141.7 -17.1 35.0

Polietileno AD 7.0 - -50.0 14.0 Polietileno BD 12.0 -25.0 -36.8 19.0 Polietileno lineal BD 23.0 360.0 9.5 21.0 Propileno 36.0 28.6 2.9 35.0 Tolueno 5.0 - -44.4 9.0 Otros 533.0 46.4 -14.4 623.0

TOTAL 787.0 58.0 -15.8 935.0

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MEGAWATTS / HORA)

POR

TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Termoeléctrica 14,144,278 -1.2 11.9 12,640,605

Carboeléctrica 2,360,987 1.1 105.5 1,148,875

Geotérmica 530,668 3.7 4.9 505,706 Nucleoeléctrica 576,560 2.4 -42.0 994,729 Eólica 208,784 -29.7 -19.8 260,471 Hidroeléctrica 1,317,249 -16.6 -38.2 2,130,765 Fotovoltaica 711 -15.2 9.4 650

TOTAL 19,139,240 -2.4 0.4 19,060,349

GENERACIÓN DE ENERGÍA POR REGIÓN (MEGAWATTS / HORA) POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Baja California 894,666 -3.7 -0.3 897,789

Chiapas 443,460 2.5 -57.9 1,053,594

Chihuahua 1,121,092 -2.8 -5.7 1,189,131

Coahuila 1,533,649 -5.1 17.2 1,308,768

Colima 1,401,818 15.8 79.2 782,359

Durango 694,518 -2.7 -6.6 743,869

Guerrero 1,169,240 -1.5 -30.3 1,676,571

Hidalgo 1,074,118 -9.5 44.9 741,422

Nuevo León 836,156 11.8 65.6 504,798

San Luis Potosí 632,793 -20.6 2.5 617,137

Sonora 698,329 -5.5 -3.1 720,584

Tamaulipas 2,707,667 -3.3 -3.7 2,810,774

Veracruz 2,199,506 -9.1 -1.8 2,240,158

Otros 3,701,008 2.4 -1.5 3,756,554

Plantas Móviles 1,033 -89.7 -93.9 16,841.0

TOTAL 19,109,053 -2.3 0.3 19,060,349

VENTAS INTERNAS

DE

ELECTRICIDAD

(MEGAWATTS / HORA) POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Aguascalientes 208,817 -4.5 5.2 198,542

Baja California 648,095 -20.3 2.1 634,994 Chuhuahua 690,769 -9.6 2.6 673,433 Coahuila 714,079 -9.9 -5.3 754,143

Distrito Federal 1,186,244 -4.1 -2.4 1,215,609

Edo de México 1,530,325 -0.7 4.6 1,463,182

Guanajuato 912,883 -3.6 5.9 862,318

Jalisco 912,883 -16.9 -8.5 997,271 Michoacán 469,074 6.2 -16.6 562,454

Nuevo León 1,225,688 -9.4 2.6 1,194,685

Puebla 609,537 -3.5 1.6 600,016

Querétaro 387,652 -6.8 6.6 363,541

San Luis Potosí 409,090 -9.3 -7.7 443,022 Sinaloa 470,323 -23.2 3.9 452,472

Sonora 594,736 -25.6 -4.0 619,211 Tamaulipas 593,660 -22.3 3.1 575,858 Veracruz 863,987 -7.8 2.7 841,068

EXPORTACIONES

DE PETROLÍFEROS (MBD)

POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Gas licuado 0.00 - - 100.0 0.20

Gasolinas 55.50 - 3.3 - 21.4 70.60

Turbosina 0.00 - - 0.00

Diesel 0.00 - - 0.00

Combustóleo 150.40 71.3 4.6 143.80

Otros 0.00 - 100.0 - 100.0 5.80

Gas natural 2.20 - 24.1 - 3.20

Petroquímicos 18.10 - 45.0 - 29.3 25.60

TOTAL 205.90 38.5 - 6.6 220.50

IMPORTACIONES

DE PETROLÍFEROS (MBD)

POR TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Gas licuado 128.50 - 0.5 - 1.5 130.50

Gasolinas 451.90 10.6 - 7.1 486.20

Diesel 185.20 11.3 79.3 103.30

Combustóleo 9.50 17.3 41.8 6.70

Otros 51.30 55.0 50.4 34.10

Gas natural 1,171.20 4.6 2.5 1,142.60

Petroquímicos 1.80 - 75.0 5.9 1.70

TOTAL 826.40 10.9 8.6 760.80

PRECIOS DE ENERGÉTICOS EN MÉXICO

GAS NATURAL

TIPO FEB-16 % MES % ANUAL FEB-15

Residencial / Referencia (Pesos / GJoules) 36.019 - 1.68 - 4.46 37.701

GAS NATURAL POR REGION (DLS / GJOULES)

TIPO FEB-16 %

MES % ANUAL FEB-15

Bajío: Distribuidora de Gas Natural Bajío

Residencial 153.88 -0.34 -0.68 154.93 Comercial 82.08 -0.64 -1.26 83.13 Industrial 61.23 -0.84 -1.69 62.28

Chihuahua: ECOGAS México

Residencial 182.36 - 0.28 - 0.51 183.29 Comercial 75.48 - 0.68 - 1.22 76.41 Industrial 61.67 - 0.85 - 1.50 62.61

DF: Metrogas

Residencial 158.35 - 0.33 - 0.66 159.41

Comercial 80.63 - 0.64 - 1.29 81.68 Industrial 58.49 - 0.88 - 1.76 59.54

Jalisco: Tractebel DGJ

Residencial 143.32 - 0.36 5.55 135.79

Comercial 94.29 - 0.55 3.32 91.26 Industrial 80.22 - 0.64 2.23 78.47

Monterrey: Gas Natural México

Residencial 175.86 - 0.30 - 0.54 176.81 Comercial 82.79 - 0.64 - 1.13 83.74 Industrial 53.38 - 0.98 - 1.75 54.33

Puebla-Tlaxcala: Natgasmex

Residencial 153.91 - 0.34 3.95 148.06 Comercial 63.23 - 0.82 - 0.11 63.30 Industrial 58.91 - 0.89 - 0.61 59.27

Querétaro: Tractebel Digaqro

Residencial 117.93 - 0.44 3.59 113.84 Comercial 98.80 - 0.52 2.75 96.16 Industrial 97.76 - 0.53 2.70 95.19

Toluca: Gas Natural Residencial 174.04 3.95 - 0.62 175.12 Comercial 93.48 7.60 - 1.14 94.56 Industrial 64.67 11.38 - 1.64 65.75

* precios incluyen costo de transporte

GAS LICUADO (PESOS

/ KG)

TIPO FEB-16 % MES % ANUAL DIC-14

Norte

Mexicali, Baja Cal. 14.3700 nd nd nd

Monterrey, N.L. 14.4700 nd nd nd

Hermosillo, Sonora 15.3400 nd nd nd

Saltillo, Coahuila 14.6500 nd nd nd Centro

Zacatecas, Zacatecas 15.0300 nd nd nd

Guadalajara, Jal. 14.5500 nd nd nd

San Luis Potosí, SLP 14.9800 nd nd nd

Morelia, Michoacán 14.7400 nd nd nd

Guanajuato, Gto 14.6000 nd nd nd Sur

Xalapa, Veracruz 14.6900 nd nd nd

Puebla, Pue 14.3600 nd nd nd

Chetumal, Q Roo 14.1500 nd nd nd

Mérida, Yuc. 15.1600 nd nd nd

* Precios sin IVA

MEDIDOR

PRECIOS DEL CRUDO MEXICANO (DÓLARES POR BARRIL)

TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Mezcla 28.68 -19.48 -43.74 50.98

Istmo 35.69 - 9.32 -38.16 57.71

Maya 27.25 -20.48 -45.70 50.18

Olmeca 40.24 - 6.33 -30.51 57.91

América 30.03 -16.44 -43.96 53.59

Europa 30.21 -18.22 -37.18 48.09

Lejano Oriente 24.31 -26.11 -42.53 42.30

PRECIOS AL PÚBLICO DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (PESOS POR LITRO)

TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Gas licuado 14.49 0.00 1.90 14.22

Gasolinas automotrices

Frontera Magna 12.28 4.16 22.07 10.06

Premium 14.38 0.00 1.91 14.11

Resto Magna 13.57 0.00 1.95 13.31 Premium 14.38 0.00 1.91 14.11

Turbosina 6.53 -11.99 -13.62 7.56

Diesel Pemex 14.20 0.00 1.87 13.94 Combustóleo 3.37 -23.06 -39.06 5.53

PRECIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PESOS / KILOWATT - HORA, CFE)

TIPO DIC-15 DIC-14 DIC-13 DIC-12

Doméstico 1.304 1.299 1.285 1.242

Comercial 2.743 3.003 3.001 2.916 Servicios 2.627 2.452 2.321 2.123 Agrícola 0.807 0.539 0.188 0.574

Industrial 1.212 1.583 1.666 1.562 Mediana empresa 1.325 1.723 1.806 1.714 Gran industria 0.966 1.339 1.419 1.315 PROMEDIO 1.408 1.622 1.648 1.559

VENTAS

INTERNAS DE PETROLÍFEROS (MBD)

TIPO DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

Gas licuado 315.6 11.05 - 2.56 323.9

Gasolinas 847.8 7.64 1.05 839.0

Magna 672.7 7.29 - 1.58 683.5

Premium 175.1 9.03 12.68 155.4

Turbosina 77.9 11.13 6.57 73.1

Pemex diesel 316.8 - 2.76 - 8.09 344.7

Diesel desulfurado 48.4 -10.54 - 6.56 51.8

Combustóleo 143.4 13.99 68.31 85.2

Asfaltos 15.2 7.80 -26.92 20.8

Otros 59.9 49.00 10.72 54.1

TOTAL 1,825.0 7.24 1.81 1,792.5

VOLUMEN DE VENTAS DE PETROQUIMICOS (MBD)

TIPO

Derivados de metano

DIC-15 % MES % ANUAL DIC-14

AmonIaco y metanol 84.50 50.62 6.42 79.4

Otros 17.40 1.16 6.75 16.3

Derivados de etano

Polietilenos 29.20 -17.98 -28.08 40.6

Etilenos y derivados 0.00 -100.00 -100.00 1.1

Oxido etileno y derivados 33.90 150.00 -18.90 41.8

Propileno y derivados

Acrilonitrillo y propileno 31.20 29.46 19.08 26.2

Otros 0.50 150.00 66.67 0.3

Aromáticos y derivados 7.40 -19.57 -63.90 20.5

Otros 86.20 4.23 -15.49 102.0

TOTAL 290.40 22.69 -11.49 328.1

REGIÓN / PAÍS CRUDO API GRAVITY % SULFURO 05

Norteamérica

-FEB-16 2013 2011 2008 2006 2004 2002 1977

Canadá Canadian Par 40 n.d 34.45 35.21 95.42 33.10 55.69 41.49 31.78 n.d

Canadá Heavy Hardisty 22 n.d 33.79 33.57 86.45 23.58 n.d n.d n.d n.d

México Istmo 33 1.3 35.02 35.62 95.68 35.31 48.54 33.87 30.14 13.10

México Maya 22 3.3 30.07 34.13 96.21 29.53 41.87 26.16 26.29 n.d

EU West Texas 40 0.2 31.62 33.20 93.20 38.95 60.85 43.15 31.21 n.d

EU Costo importación n.a n.a 45.16 50.12 103.78 31.76 47.72 32.07 28.52 13.38

Centro y Sudamérica

Colombia Cano Limón 30 0.5 42.31 45.12 115.47 42.83 50.85 35.90 29.07 n.d

Ecuador Oriente 30 1.0 41.78 43.21 116.32 39.31 44.65 24.95 27.32 12.35

Venezuela Tía Juana Ligth 31 1.2 44.65 47.38 115.72 35.42 48.65 33.98 30.25 13.54

Europa

Noruega Ekofisk Blend 42 0.2 50.19 52.17 114.21 37.22 52.67 38.15 31.06 14.20

Reino Unido Brent Blend 38 0.4 32.45 31.66 112.49 34.33 51.82 39.43 31.36 n.d

Rusia Urals 32 1.3 49.66 51.31 122.63 34.20 47.58 33.06 30.31 13.20

Medio Oriente

Abu Dhabi Murban 39 0.8 52.22 55.03 133.51 38.97 57.00 38.16 28.37 13.26

Arabia Saudita Arabian Ligth 34 1.8 54.37 54.99 126.91 35.21 48.78 31.86 27.39 12.70

Arabia SAudita Arabian Medium 31 2.5 54.15 55.05 127.54 32.16 46.83 27.96 26.44 12.32

Arabia Saudita Arabian Heavy 27 2.8 55.99 57.39 125.76 30.16 45.13 25.11 25.69 12.02

Dubai Fateh 32 n.d 58.13 60.01 119.38 36.67 52.28 33.38 27.28 12.64

Irán Iranian Ligh 34 1.5 54.67 56.47 120.78 35.31 49.16 33.84 27.85 13.45

Irán Iranian Havy 30 1.8 52.90 54.38 120.62 33.16 47.36 30.79 27.08 12.49

Iraq Kirkuk Blend 36 2.0 60.70 62.54 118.30 35.60 48.61 32.84 27.93 13.17

Kuwait Kuwait Blend 31 2.6 60.35 61.37 124.78 32.86 49.16 30.92 27.30 12.22

Omán Omán Blend 34 1.1 58.67 60.00 125.57 37.14 52.93 35.05 27.71 13.06

Qátar Dukhan 40 32.8 61.38 63.28 117.82 37.13 56.04 37.61 28.03 13.19

Promedio OPEP n.a n.a 65.94 69.92 122.14 35.48 50.75 33.90 28.47 13.03

África

Angola Cabinda 32 0.1 52.41 54.74 127.54 35.04 50.35 32.47 30.60 n.d

Egipto Suez Blend 33 1.6 60.38 61.93 125.81 32.67 46.90 31.96 28.63 12.81

Libia Es Sider 37 0.3 55.61 60.48 122.77 36.66 52.35 38.00 30.40 13.68

Nigeria Bonny Ligth 37 0.1 60.43 62.44 124.26 39.85 55.98 38.21 31.16 15.12 Nigeria Forcados 31 0.3 58.79 60.99 124.96 40.65 55.98 38.21 31.13 13.70

Asia y Oceania

Australia Gippsland 42 0.1 56.40 58.76 125.10 37.04 57.84 38.31 32.22 n.d

China Daquing 33 0.1 60.55 62.51 123.03 35.65 53.65 36.01 34.38 13.73

Indonesia Minas 34 0.1 59.62 61.25 124.08 36.63 56.29 35.86 35.03 13.55

Malasia Tapis Blend 44 0.0 58.66 59.22 124.69 39.83 58.90 38.41 32.54 14.30

PRODUCCIÓN Y RESERVA MUNDIAL DE CRUDO

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE CRUDO (MBD) REGIÓN/PAÍS DIC-15 2013 2005 2003 % MES % 2015

OPEP

Arabia Saudita 10.12 9.56 9.21 8.48 -0.5 5.9

Irán 2.91 2.75 3.85 3.79 1.4 5.8

Irak 4.26 3.07 1.55 1.33 -1.2 38.8

EAU 2.89 2.76 2.56 2.29 0.0 4.7

Kuwait 2.79 2.55 2.22 1.87 0.4 9.4

Zona neutral 0.04 0.52 0.59 0.61 0.0 -92.3

Qatar 0.68 0.72 0.83 0.74 0.0 -5.6

Angola 1.76 1.62 1.40 0.88 1.1 8.6

Nigeria 1.76 1.92 2.46 2.15 -3.3 -8.3

Libia 0.38 0.90 1.65 1.42 0.0 -57.8

Argelia 1.11 1.15 1.37 1.11 0.0 -3.5

Ecuador 0.54 0.53 0.55 0.43 0.0 1.9

Venezuela 2.37 2.44 2.05 2.01 -1.3 -2.9

Total 32.28 29.82 29.26 26.80 1.7 8.2

Total NGLs 6.74 6.42 4.85 3.67 1.5 5.0

Total OPEP 39.02 36.24 34.11 30.47 1.69 7.67

OCDE

Norte América 19.90 18.25 14.13 14.70 -0.1 9.0

EU 12.76 11.08 7.01 7.92 -0.3 15.2

México 2.60 2.89 3.85 3.79 0.0 -10.0 Canadá 4.53 4.28 3.27 2.99 0.7 5.8 Europa 3.49 3.36 5.71 6.32 1.5 3.9

Reino Unido 0.93 0.84 1.85 2.28 -6.1 10.7

Noruega 2.02 1.92 3.05 3.25 5.2 5.2

Otros 0.54 0.60 0.81 0.80 1.9 -10.0

Pacífico 0.47 0.51 0.55 0.65 -4.1 -7.8 Australia 0.38 0.44 0.51 0.61 -5.0 -13.6 Otros 0.09 0.07 0.04 0.05 0.0 28.6

Total OECD 23.87 22.12 20.38 21.67 0.1 7.9

Fuera OCDE

Federación Rusa 13.96 14.01 11.92 10.31 -0.2 -0.4 Rusia 11.16 11.00 9.67 8.49 0.4 1.5 Otros 2.79 3.01 2.24 1.82 -2.8 -7.3 Asia 7.03 7.68 6.45 5.90 -11.0 -8.5 China 4.35 4.23 3.63 3.41 -0.2 2.8

Malasia 0.69 0.64 0.86 0.83 0.0 7.8 India 0.88 0.91 0.75 0.78 0.0 -3.3 Indonesia 0.85 0.80 0.94 1.01 0.0 6.3 Otros 1.10 1.10 1.22 0.88 -2.7 0.0

Europa 0.14 0.14 0.15 0.17 0.0 0.0

América Latina 4.59 4.26 4.32 3.92 5.5 7.7

Brasil 2.56 2.19 2.07 1.77 9.4 16.9

Argentina 0.63 0.62 0.73 0.78 0.0 1.6

Colombia 1.00 1.02 0.52 0.55 1.0 -2.0

Otros 0.39 0.42 0.46 0.39 0.0 -7.1

Medio Oriente 1.19 1.32 1.84 1.99 -0.8 -9.8

Omán 0.96 0.95 0.76 0.83 -1.0 1.1

Siria 0.03 0.03 0.45 0.53 0.0 0.0

Yemen 0.02 0.12 0.42 0.44 0.0 -83.3

África 2.29 2.46 3.94 3.06 0.0 -6.9

Egipto 0.71 0.68 0.68 0.75 -1.4 4.4

Gabón 0.23 0.24 0.24 0.24 0.0 -4.2

Otros 1.35 1.54 1.62 1.20 0.7 -12.3

Total no-OCDE 29.20 29.86 28.63 25.36 -2.2 -2.2

En proceso 2.13 2.20 1.88 1.80 -15.8 -3.2

Total no OPEP 57.44 55.99 50.90 48.84 -1.8 2.6

Producción Total 96.46 92.23 85.00 79.31 -0.4 4.6

DEMANDA MUNDIAL DE CRUDO (ESTIMADOS, MBD)

CAMBIOS ANUALES/ DICIEMBRE 2015 REGIÓN 2014 2015 2016

Norteamérica 0.07 0.29 0.08

América Latina 0.17 0.01 0.03

Europa -0.21 0.30 -0.02 OECD Pacífico -0.34 0.58 0.04 Asia 0.57 1.09 0.84 FSU (Rusia) 0.21 -0.06 -0.02 Medio Oriente 0.15 0.08 0.17 África 0.06 0.09 0.15

TOTAL MUNDIAL 0.84 1.82 1.23

RESERVAS EN LOS PAÍSES DE LA OCDE (MILLONES DE BARRILES, FEBRERO 2015) REGIÓN JUN-15 SEP-15 % DEL TOTAL

Norteamérica

EU 1,972.2 2,002.1 41.8% Canadá 175.6 182.5 4.1% México 50.4 49.5 1.0% Total 2,232.2 2,267.7 47.4% Europa

Alemania 287.2 283.0 6.8% Francia 169.8 166.8 4.6%

Italia 117.1 117.2 3.0% España 132.8 139.4 3.1% Reino Unido 75.6 78.8 2.4%

Otros 626.0 646.8 12.7% Total 1,408.5 1,432.0 32.6% Pacífico

Japón 578.3 589.6 15.1% Corea 224.6 226.0 3.7% Australia 35.9 35.5 0.9% Nueva Zelanda 9.0 8.7 20.0% Total 847.9 859.8 20.0% TOTAL OCDE 4,488.6 4,559.4 100.0%

PRECIOS DE HIDROCARBUROS GASOLINA (DÓLARES POR LITRO) PAÍS DIC-15 % %

MES ANUAL

Francia 1.386 0.2 -16.2

Alemania 1.414 -0.6 -16.6

Italia 1.576 0.9 -18.6 España 1.247 -0.1 -17.5 Reino Unido1.562 -4.2 -14.6 Japón 1.034 -3.5 -19.7 Canadá 0.741 -7.1 -17.4 EU 0.538 -5.6 -19.9

COMBUSTIBLE DOMÉSTICO (DÓLARES POR MIL LITROS) PAÍS DIC-15 % %

MES ANUAL

Francia 0.7 -6.7 -28.3

Alemania 0.6 -11.8 -32.6

Italia 1.2 -3.2 -24.1 España 0.6 -6.9 -32.7 Reino Unido 0.6 -11.2 -30.5

Japón 0.6 -4.4 -29.5 Canadá 0.7 -6.5 -29.9 EU

Precios excluyendo impuestos. Fuente: Agencia Internacional de Energía.

DIESEL AUTOMOTRIZ (DÓLARES POR LITRO) PAÍS DIC-15 % % MES ANUAL

Francia 1.144 -2.9 -19.4

Alemania 1.152 -4.5 -23.4 Italia 1.419 -1.2 -22.3 España 1.093 -3.7 -24.2 Reino Unido1.620 -3.2 -15.6 Japón 0.886 -1.8 -20.7 Canadá 0.733 -7.5 -31.0 EU 0.610 -6.4 -32.3

COMBUSTIBLE INDUSTRIAL (DÓLARES POR TONELADA MÉTRICA)

PAÍS DIC-15 % %

MES ANUAL

Francia 0.290 -14.4 -38.4

Alemania

Italia 0.293 -11.7 -39.1 España 0.300 -4.0 -41.8 Reino Unido Japón Canadá EU

MERCADO DE FUTUROS

NUEVA YORK - NYMEX

PETRÓLEO LIGHT SWEET (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 30.89 29.57 4.46 Abr 2016 32.72 30.67 6.68 May 2016 34.47 31.68 8.81 Jun 2016 35.94 32.57 10.35 Jul 2016 37.10 33.31 11.38 Ago 2016 37.99 - -

ETANOL (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 1.435 1.380 3.99

Abr 2016 1.445 1.396 3.51 May 2016 1.445 1.406 2.77 Jun 2016 1.438 1.408 2.10 Jul 2016 1.429 1.41 1.41 Ago 2016 1.419 - -

ACEITE DE CALEFACCIÓN (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 1.0590 1.0527 0.60 Abr 2016 1.0712 1.2652 -15.33 May 2016 1.0869 1.2798 -15.07 Jun 2016 1.1051 1.2764 -13.42 Jul 2016 1.1285 1.26 -10.61 Ago 2016 1.1518 - -

GAS NATURAL (DÓLARES MMBTU)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 2.063 2.108 -2.13 Abr 2016 2.137 2.177 -1.84 May 2016 2.202 2.247 -2.00 Jun 2016 2.260 2.309 -2.12 Jul 2016 2.323 2.37 -2.11 Ago 2016 2.352 - -

CERTIFICADOS DE EMISIONES (CERS) (DÓLARES)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 5.54 6.86 -19.24 Jun 2016 5.55 6.80 -18.38 Sep 2016 5.56 6.80 -18.24 Dic 2016 5.57 6.88 -19.04 Mar 2017 5.59 6.89 -18.87 Jun 2017 5.60 6.92 -

ELECTRICIDAD (DÓLARES MWH)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 32.15 38.24 -15.93 Abr 2016 33.64 38.28 -12.12 May 2016 30.53 35.23 -13.34 Jun 2016 30.67 35.79 -14.31 Jul 2016 31.26 35.71 -12.46 Ago 2016 31.58 - -

GASOLINA (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 0.993 1.053 -5.70 Abr 2016 1.222 1.265 -3.43 May 2016 1.245 1.280 -2.76 Jun 2016 1.249 1.276 -2.15 Jul 2016 1.244 1.27 -1.78 Ago 2016 1.232 - -

CARBÓN (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 43.55 43.40 0.35

Abr 2016 42.65 42.90 -0.58 May 2016 41.50 42.35 -2.01 Jun 2016 41.50 41.85 -0.84 Jul 2016 40.35 40.95 -1.47 Ago 2016 40.35 - -

LONDRES

BRENT (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 32.54 28.29 15.02 Abr 2016 34.13 29.00 17.69 May 2016 34.80 29.74 17.01 Jun 2016 35.59 30.47 16.80 Jul 2016 36.35 31.14 16.73 Ago 2016 37.15 - -

GASOLEO (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 311.50 270.00 15.37 Abr 2016 318.25 277.25 14.79 May 2016 325.00 281.75 15.35 Jun 2016 331.25 287.00 15.42 Jul 2016 337.50 293.50 14.99 Ago 2016 342.00 - -

GAS NATURAL - ESTACIONES

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

SU16 27.70 28.80 -3.82 WI 16 33.70 32.88 2.49 SU17 30.55 29.37 4.02 WI 17 35.10 33.20 5.72

GAS NATURAL - TRIMESTRAL

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

II-16 27.69 28.80 -3.85 III-16 27.55 28.64 -3.81 Iv-16 30.75 31.75 -3.15 I-17 28.33 29.21 -3.01 II-17 28.15 29.04 -3.06 III-17 27.78 28.94 -

GAS NATURAL MENSUAL (LIBRAS POR TERMIA)

CONTRATOS 05-FEB-16 15-ENE-15 VAR. %

Mar 2016 28.80 30.85 -6.65 Abr 2016 28.51 30.16 -5.47 May 2016 27.69 29.16 -5.04 Jun 2016 26.84 28.00 -4.14 Jul 2016 27.81 29.45 -5.57 Ago 2016 28.59 - -

BRENT EUROPA (DÓLARES POR BARRIL)

37.85 39.66

41.15 42.43

43.43

35.54

Jun-16 Sep-16 Dic-16 Mar-17 Jun-17 Sep-17

ACCIONES DEL SECTOR ENERGÉTICO EN NY

EMISORA/CLAVE DE PIZARRA PAÍS SECTOR PRECIO (DLS) 15-ENE-16 VAR. % MES VAR. % 2015 Norteamérica

AMEREN CORPORATION (AEE) EU Electricidad 46.49 6.8 7.5

Anadarko Petroleum Corporation ( APC ) EU Petróleo y gas 40.77 27.3 -16.1

Apache Corporation (APA) EU Petróleo y gas 39.05 11.3 -11.6

Arch Coal, Inc. ( ACIIQ ) EU Carbón 0.71 255.0 -28.3

Cloud Peak Energy Inc. (CLD) EU Carbón 1.60 19.4 -23.1

Canadian Natural Resources Limited ( CNQ ) Canadá Petróleo y gas 21.73 29.2 -0.5

Chesapeak Energy Corporation (CHK) EU Petróleo 3.06 -14.0 -32.0

Chevron Corporation ( CVX ) EU Petróleo 82.88 -0.9 -7.9

ConocoPhillips ( COP ) EU Petróleo 32.90 -16.4 -29.5

Consol Energy, Inc. ( CNX ) EU Carbón y gas 9.10 82.4 15.2

Devon Energy Corporation ( DVN ) EU Petróleo y gas 24.85 1.5 -22.3

El Paso Corporation (EP-PC) EU Gas y tubería 41.86 4.7 -29.1

EnCana Corporation ( ECA ) Canadá Petróleo 4.45 20.6 -12.6

Enterprise Products Partners, LP ( EPD ) EU Gas 22.93 3.8 -8.8

Exelon Corporation ( EXC ) EU Electricidad 32.90 19.8 18.5

Exxon Mobil Corporation ( XOM ) EU Petróleo 80.08 2.9 2.7

Halliburton Company ( HAL ) EU Construcción y serv. 31.35 1.6 -7.9

Imperial Oil Limited ( IMO ) Canadá Petróleo y gas 31.40 9.4 -3.4

Marathon Oil Coporation ( MRO ) EU Petróleo y gas 8.46 3.9 -32.8

Natural Resource Partners, LP ( NRP ) EU Carbón 1.09 31.3 -10.7

Occidental Petroleum Corporation ( OXY ) EU Petróleo y gas 65.47 4.3 -3.2

Peabody Energy Corporation ( BTU ) EU Carbón 4.24 7.9 -44.8

Penn Virginia Corporation (PVAH) EU Carbón 0.08 0.0 -73.3

PPL Corporation ( PPL ) EU Electricidad 36.16 8.6 5.9

Schlumberger Lmited ( SLB ) EU Servicios 68.81 9.2 -1.3

Southern Company ( SO ) EU Electricidad 48.22 2.2 3.1

Suncor Energy, Inc. ( SU ) Canadá Petróleo y gas 22.95 6.8 -11.0

Sunoco, Inc. ( SLX ) EU Petróleo 18.25 13.5 -6.4

TransCanada Corporation ( TRP ) Canadá Gas y tubería 35.50 20.4 8.9

Transocean Limited ( RIG ) EU Petróleo y gas 10.28 4.3 -17.0

Valero Energy Corporation ( VLO ) EU Petróleo 57.12 -13.2 -18.4

América Latina

Paranaense de Energia ( ELP ) Brasil Electricidad 6.09 30.4 3.7

Ecopetrol, S.A. ( EC ) Colombia Petróleo 6.31 7.1 -10.0

Endesa Chile ( EOC ) Chile Electricidad 39.15 13.8 6.1 Enersis, S.A. ( ENI ) Chile Electricidad 12.18 12.6 1.1

Petroleo Brasileiro - Petrobras ( PBR ) Brasil Petróleo y gas 3.24 -0.9 -24.7

Transportadora de Gas del Sur ( TGS ) Argentina Gas 5.87 5.4 -2.8

Willbross Group, Inc. ( WG ) Panamá Construcción 1.71 -18.2 -36.4 YPF Sociedad Anonima ( YPF ) Argentina Petróleo y gas 17.12 23.8 8.9

Europa

LUKOIL Oil Company ( LUKOY) Rusia Petróleo 33.09 22.1 1.8 BP, PLC ( BP ) Reino Unido Petróleo 30.46 4.5 -2.6 E.ON SE ( EONGY) Alemania Electricidad 10.65 19.7 11.9

Electricite de France - EDF( EDF.PA ) Francia Electricidad 12.01 1.2 -10.9

Energias de Portugal, S.A. ( EDPFY ) Portugal Electricidad 34.46 4.0 -4.7

Areva, S.A. ( ARVCF) Francia Electricidad 4.57 -8.2 -20.9

ENI, S.p.A. ( E ) Italia Petróleo 27.87 1.3 -6.5

IBERDROLA ( IBDRY) España Electricidad 27.84 3.6 0.3

National Grid Transco, PLC ( NGG ) Reino Unido Electricidad 70.14 4.8 0.9

Norsk Hydro ASA ( NHYDY ) Noruega Petróleo y gas 3.50 11.5 -7.2

Repsol YPF, S.A. ( REPYY) España Petróleo 10.63 13.2 -4.5

Royal Dutch Sell, PLC ( RDS-B ) Alemania Petróleo 44.72 14.8 -2.9

Statoil ASA ( STO ) Noruega Petróleo y gas 14.00 23.0 18.3

TOTAL, S.A. ( TOT ) Francia Petróleo y gas 43.47 5.6 -3.3

Yanzhou Coal Mining Company ( YZC ) Rusia Carbón 3.96 0.8 -13.5

Asia

China Petroleum & Chemical Corporation ( SNP ) China Petróleo 55.20 9.1 -8.0

Huaneng Power International, Inc. ( HNP ) China Electricidad 31.60 -0.3 -7.9

PetroChina Company Limited ( PTR ) China Petróleo y gas 59.25 7.7 -9.7

Korea Electric Power Corporation ( KEP ) Corea Electricidad 22.10 6.1 4.4

Dr

DIRECTORIO

SECTOR PRIVADO

ELECTRICIDAD

IBERDROLA

>> EDUARDO JESÚS ANDRADE ITURRIBARRÍA Tel. 8503-4000 eandrade@iberdrola.com

WÄRTSILA NORTH AMERICA

>> TAMARA RIVERA, MARKETING Y COMUNICACIONES Tel: 01(938) 138-1500 tamara.rivera@wartsila.com

HIDROCARBUROS Y PETROQUÍMICA

EXXONMOBIL MÉXICO

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

3M MÉXICO

>> GABRIELA GAONA, RELACIONES PÚBLICAS Tel: 5270 0400 relacionespublicas@3m.com

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

>> DR. MICHAEL STUMPP, PRESIDENTE Tel: 5325-2648 jose-luis.acosta@basf.com

TODAS LAS PERSONALIDADES DEL SECTOR ENERGÉTICO REUNIDAS EN EL DIRECTORIO AZUL DE ENERGÍA HOY

BAYER DE MÉXICO

>> DR. KURT SOLAND, DIRECTOR GENERAL Tel: 5728-3000 relaciones.publicas@bayer. com

BOSTIK FINDLEY

>> 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: (81) 8152 4500 cristina.alvarado@cydsa.com

CROMPTON CORPORATION

>> MARIO DEL ANGEL, RECURSOS HUMANOS Tel. 5010-6500 mario.delangel@chentura.com

CYDSA

>> JESÚS GARCÍA, DIRECTOR GENERAL Tel. 5340- 1813 anayeli.carrillo@cydsa.com

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. 5955 - 1300 consuelo.tejada@dowcorning. com

SIGNA

>> ING. OSCAR VIVANCO, DIRECTOR GENERAL Tel. (722) 22 61100 ext.105 igarcia@signa.mx

DUPONT

>> DOUGLAS MUZYKA, PRESIDENTE Tel: 5722-1210 doug.muzyka@mex.dupont.com

GRUPO IDESA

>> JOSÉ LUIS URIEGA, DIRECTOR 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

SENSIENT COLORS

>> RICARDO SÁNCHEZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 728 285 0569 ext.1111 patricia.velazquez@sensient. com

SHELL MÉXICO

>> ALBERTO DE LA FUENTE, DIRECTOR GENERAL Tel. 5089-5700 shellmex@shell.com

TALOS ENERGY

>>TIMOTHY S. DUNCAN, PRESIDENT AND CEO Tel. (713) 328 3000. vendorhotline@talosenergyllc. com

PREMIER OIL

>>ROBIN ALLAN, DIRECTOR, NORTH SEA AND EXPLORATION

Tel. +44 (0)20 7730 1111 premier@premier-oil.com

FIELDWOOD ENERGY

>>MATT MCCARROLL, PRESIDENT AND CEO Tel. 713 969 1000 fieldwood.mexico@fwellc.com

ENI INTERNATIONAL

>>ELENA BADINI, CORPORATE GOVERNANCE RULES AND SYSTEM Tel. + 44 (0)20 7344 6081 badini_governance@eni.com

GAS LICUADO METROPOLITANO

>> MARLEN ALEGRIA GALICIA , GERENTE Tel. 5715-1464 marlenalegria@grupometropolitano.com.mx

REGIO GAS

>> ANGEL FUENTES, DIRECTOR Tel:5747- 0310 ext.1078 onavarro@regiogas.com.mx

GAS NATURAL

GAS NATURAL FENOSA >> ÁNGEL LARRAGA PALACIOS, PRESIDENTE Tel. 5279-2400 imartines@gasnatural.com

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. 878 782 2400 cenegas3@cenegas.com

MEXIGAS

>> PHILIPPE DELMOTTE, DIRECTOR GENERAL Tel: 5284 4000 elena.mendoza@mx.engie. com

GAS INDUSTRIAL DE MONTERREY

>> MANUEL BERAZALUCE, DIRECTOR GENERAL Tel: 01 (81) 1247 7076 m@gasindustrial.com

PTD SERVICIOS MÚLTIPLES

>> ING. MILTON COSTA, DIRECTOR GENERAL Tel. 5205-0955

REPSOL MÉXICO

>> JAIME CHAHUA D., GERENTE DE OPERACIONES Tel. (051) 215-7530 Anexo 3387 jchahuad@repsol.com

IENOVA MEXICO

>> ING. GERARDO DE SANTIAGO TONA, VICEPRESIDENTE EJECUTIVO Tel. 9138-0100 daguirre@ienova.com.mx

VOPAK MEXICO

>> LIC. DAVID LOZANO DOMÍNGUEZ, MANAGING DIRECTOR Tel: 229 989 7502 david.lozano@vopak.com

TECPETROL, S.A.

>> RICARDO FERREIRO, DIRECTOR GENERAL Tel: 5281-8334 ricardo.ferreiro@tecpetrol. com

PROVEEDORES

ENDRESS+HAUSSER

>> CARLOS OLVERA, INGENIERO DE VENTAS Tel. 5321-2080 marketing@mx.endress.com

TAMSA

>> ING. PAOLO ROCCA, DIRECTOR GENERAL Tel: 01 (229) 989-1100 tamfull@tamsa.com.mx

SCHLUMBERGER

>> ENRIQUE ZERTUCHE LOZANO, SALES INSTRUCTOR Tel.5263 3000 / 5263 31901 elozano@exchange.slb.com

VÁLVULAS WORCESTER

>> SR. HÉCTOR CUÉLLAR, DIRECTOR GENERAL

Tels: 5670-5155 ext. 156 cuellar@worcester.com.mx

M & A OIL CO. MÉXICO

>> BLANCA HERNÁNDEZ, DIRECTORA COMERCIAL Tels. 5684-1234, 5679-9753 myaoil@prodigy.net.mx

ALTERNATIVOS

COMBUSTIBLES

ECOLÓGICOS MEXICANOS

>> GUSTAVO RODRÍGUEZ CASTAÑEDA, DIRECTOR GENERAL Tel: 9138 4760 claudia.fuentes@terpel.com

HELIOCOL

>> ING. DAVID MEKLER, DIRECTOR GENERAL Tel. 5250-6100 ext,130 david@heliocol.com.mx

QUIMI CORP.

INTERNACIONAL

>> TERIOSKA GÁMEZ LEAL, GERENTE DE INNOVACIÓN

Y MERCADOTECNIA Tels. 5598-8266 t_gamez@quimicorp.com

BOSCH TERMOTECNOLOGÍA

>> DIVISIÓN DE TERMOTECNOLOGÍA Tel. 5284 3089 buderus.comercial@bosch.com www.buderus.com.mx

CONSULTORÍAS

AXIS CAPITAL

>> MANUEL OLEA VILLANUEVA , DIRECTOR Tel. 5980-5490 molea@axiscapital.com.mx

WOOD MACKENZIE

>> PATRICIA SIMPSON, ASOCIADA Tel. (55) 5580-2006 patricia.simpson@woodmac.com www.woodmac.com

EY

>> ALFREDO ALVAREZ, SOCIO LIDER SEGMENTO DE ENERGÍA Tel. 1101-8422 alfredo.alvarez@mx.ey.com

CO2 SOLUTIONS MÉXICO

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

CALPRO

>> LETICIA SUÁREZ,

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ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS ESCO (AMESCO)

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CÁMARAS

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CANAME

>> SALVADOR PADILLA RUMFIAR, DIRECTOR GENERAL Tel: 5280 6775 EXT.48 Y 62 mdelcruz@caname.org.mx

CÁMARA NACIONAL DE LA INDUSTRIA DE TRANSFORMACIÓN (CANACINTRA)

DIRECTORIO

ING. RODRIGO ALPIZAR VALLEJO, PRESIDENTE Tel: 5482 30 00 ralpizarv@canacintra.org.mx

CÁMARA MEXICANA DE LA INDUSTRIA DEL TRANSPORTE MARÍTIMO (CAMEINTRAM) ARMANDO RODRIGUEZ GARCIA, DIRECTOR GENERAL Tel: 5254-3997 / 5254-05660 dir.general@cameintram.org

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

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

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. 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.PEDRO LUNA TOVAR, DIRECTOR DE PROGRAMACIÓN Tel: 5229-4400, ext.80001 pedro.luna06@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

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

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

Tel: 3000-1000 Ext.-1112 fernando.hernandez@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)

>> PENDIENTE, PRESIDENTE Tel: 5283-1500 y 5283-1515

>> MARCELINO MADRIGAL MARTINEZ , COMISIONADO

Tel: 5283 1515 ext.1568 mmadrigal@cre.gob.mx

>> MONTSERRAT RAMIRO XIMÉNEZ, COMISIONADO Tel: 5283 1515 ext.1546 mramiro@cre.gob.mx

>> NOÉ NAVARRETE GONZÁLEZ, COMISIONADO

Tel: 5283 1515 ext. 1574 nnavarrete@cre.gob.mx

>> GUILLERMO ZÚÑIGA MARTÍNEZ, COMISIONADO Tel: 5283 1515 ext. 1572 gzuniga@cre.gob.mx

>> JESÚS SERRANO LANDEROS,

COMISIONADO Tel: 5283 1515 ext. 1571 jserrano@cre.gob.mx

PEMEX-REFINACIÓN

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

>> HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2207 hector.acosta@cnh.gob.mx

>> FEDERICO BALLI GONZALEZ, DIRECTOR GENERAL ADJUNTO Y ADMINISTRACION Y FINANZAS Tel. 5325-6000 ext. 6032 fballi@nafin.gob.mx

NACIONAL DE CONTROL DE GAS NATURAL (CENEGAS)

CENTRO

>> DAVID MADERO SUAREZ , DIRECTOR GENERAL Tel: 8000 66505 dmadero@cenagas.gob.mx

AGENCIA DE SEGURIDAD ENERGÍA Y AMBIENTE (ASEA)

>> ING. CARLOS DE RÉGULES RUIZ FUNES, DIRECTOR EJECUTIVO Tel.9126 0100 ext.13404 direccion.ejecutiva@asea.gob.mx

PETRÓLEOS MEXICANOS (PEMEX)

>> JOSÉ ANTONIO GONZÁLEZ ANAYA, DIRECTOR GENERAL Tel. 1944-9419 directorgeneral@pemex.com

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

>> MARCELO PARIZOT MURILLO, DIRECTOR DE COMERCIALIZACION DE TRANSFORMACION INDUSTRIAL Tel: 1944-5252 Juan.marcelo.parizot@pemex.com

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

>> JOSE MANUEL ALAVARADO DORIA , SUBDIRECTOR DE PROCESOS DE GAS Y PETROQUIMICOS Tel: 1944-5114 jose.manuel.alvarado@pemex. com

PEMEX-EXPLORACIÓN

Y PRODUCCIÓN

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

>> FELIPE ALBERTO CAREAGA CAMPOS, GTE. DE MANTENIMIENTO DE REFINERÍAS Tel: 9138 4685 felipe.alberto.careaga@pemex.com

>> LUIS ALBERTO NÚÑEZ SANTANDER, GERENTE DE LA COORDINACIÓN DE OPERACIONES Tel: 1944-2500 ext. 58290 luis.alberto.nunez@pemez. com

PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE ADMINISTRACIÓN >> VÍCTOR DÍAZ SOLÍS, DIRECTOR CORPORATIVO DE ADMINISTRACION Y SERVICIOS EN PEMEX Tel: 1944 9399 victor.diaz@pemex.com

PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE TECNOLOGÍA DE INFORMACIÓN Y PROCESOS DE NEGOCIO >> JOSÉ LUIS LUNA CÁRDENAS, DIRECTOR CORPORATIVO EN PROCESOS DE NEGOCIO Tel. 1944-8567 joseluis.luna@pemex.com

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

>> GUILLERMO CRUZ DOMÍNGUEZ VARGAS, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2204 guillermo.dominguez@cnh. gob.mx

INSTITUTO

MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP)

>> ERNESTO RÍOS PATRÓN, DIRECTOR GENERAL Tel: 9175-6120 dirgral@imp.mx

>> 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

INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS (IIE)

>> JOSÉ LUIS FERNÁNDEZ ZAYAS, DIRECTOR Tel.777 362 3811 ext.72010 jose luis.fernandez@iie.org.mx

NACIONAL

FINANCIERA (NAFINSA)

>> JACQUES ROGOZINSKI SCHTULMAN, DIRECTOR GENERAL Tel. 5325-6000 jrogozinski@nafin.gob.mx

>> ADRIANA COVARRUBIAS DEL PERAL, COORDINADORA TÉCNICA Tel. 5325-6000 ext. 6403 acovarrubias@nafin.gob.mx

Energía solar térmica (Parte 1) Zt

ZONA TÉCNICA

En este artículo abordaremos las tecnologías existentes en el campo de la energía solar térmica. Considerando la importancia de aportar un correcto descriptivo, vemos necesario abordarlo en dos artículos bien diferenciados. En el de esta edición se reflejará una descripción de las tecnologías de los captadores solares térmicos, rendimiento y montajes de los mismos.

TEXTO: JEROME PENARROYA

Una instalación solar térmica tradicionalmente se dimensiona para dar respuesta a unas necesidades de calefacción, agua caliente sanitaria y/o calentamiento del agua de una alberca. La energía solar producida se sustituye por lo tanto a energías de tipo fósiles, lo que implica la reducción de las emisiones de CO2 al medio ambiente.

La producción de calor a través de captadores solares ofrece una serie de ventajas tal y como se pueden enumerar a continuación:

–Es una fuente de energía utilizada de origen renovable y gratuita, sin variaciones de costos.

–El proceso de calentamiento no tiene impacto ambiental (no existen emisiones de gases a efecto invernadero).

–Tecnologías muy implantadas y probadas permiten disponer de una seguridad en el funcionamiento y ahorros previstos.

Tipos de captadores

Existen básicamente dos familias de captadores:

–Captadores planos y Captadores de tubos de vacío.

CAPTADORES PLANOS:

Dentro de la familia de los captadores planos se distinguen dos tipologías bien diferenciadas y que a continuación se detallan:

Captadores planos tipo moqueta (Amorfo)

Este tipo de captador es uno de los más simples del mercado, ya que se componen de un conjunto de tubos opacos de color oscuro que caliente el fluido que los atraviesa.

Un captador solar plano con caja acristalada se compone de los siguientes elementos:

1. Caja de aluminio que concentra el conjunto de los elementos del panel.

2. Junta de estanqueidad para impedir que el agua de lluvia penetre al interior de la caja.

3. Cristal que aporta el efecto invernadero encima de placa absorbente.

4. Aislamiento térmico que limita las pérdidas de calor por la estructura de la caja.

5. Placa absorbente que transforma la energía solar en energía térmica transmitida al fluido calo portador.

6. Tubos donde circula el fluido calo portador que extrae el calor hasta fuera del captador.

1.Placa absorbente que capta la energía calorífica de la radiación solar.

2.Tubería en el que circula el fluido caloportador.

Este tipo de tecnología no dispone de aislamiento térmico ni de cobertura acristalada, lo que evidentemente reduce el rendimiento global de producción.

CAPTADORES PLANOS CON CRISTAL

Son los paneles más comunes en el mercado de hoy en día, ya que su implantación se ajusta a la mayoría de las necesidades (agua caliente sanitaria, calefacción, albercas, etcétera).

Existen tres tipologías de circulación del agua en los paneles solares con cobertura acristalada:

Captador de tubo de vacío

Los captadores solares de tubo de vacío se caracterizan por recuperar calor a altas temperaturas en vista de su concepción cilíndrica donde el aislamiento es el vacío.

Este tipo de tecnología se utiliza para aplicaciones de calefacción donde se requiere de una temperatura elevada del fluido calo portador.

Se distinguen dos tipologías de captadores solares de tubo de vacío:

1. Tubos de vacío con absorbedor sobre aletas de cobre.

2. Tubos de vacío con absorbedor sobre soporte de cristal (tubo Sydney).

Tubos de vacío con absorbedor sobre aletas de cobre

En este tipo de captador, el absorbedor se sitúa sobre una estructura de cobre ubicada en el interior del tubo. Este tipo de absorbedor sobre cobre dispone de un rendimiento óptico más elevado y puede ser orientado indistintamente de la orientación del soporte, lo cual aporta ventajas para instalaciones en fachadas verticales.

Tubos de vacío con circulación directa

A continuación, se reflejan las características constructivas de los captadores de tubo de vacío existentes sobre cama de cobre.

Tubos de vacío con absorbedor sobre soporte de cristal (tubo Sydney) En este tipo de tubo, el vacío se encuentra entre dos capas de cristal que componen el cilindro. En la parte interna, la presión reinante es la presión atmosférica, y el absorbedor y tuberías evacuan el calor del hueco interior.

Tubos de vacío “Heat Pipe”

Tubo de vacío tipo Sydney

Rendimiento según uso de los captadores

Los paneles solares se diferencian entre ellos por sus características técnicas y en particular por la calidad del absorbedor, del tipo de cristal (rendimiento óptico) y del aislamiento térmico del conjunto. Estas tres características permiten abarcar según las necesidades todo un rango de temperaturas.

La inclinación de los captadores

Los captadores solares entregarán la máxima energía en el caso que la radiación solar logre situarse a 90º del plano del campo solar. Por lo tanto, la inclinación de los captadores será elegida para maximizar el periodo en el que se obtenga la mayor producción.

La integración del captador solar

La integración de los captadores solares en el edificio o recinto debe ser estudiado con precisión de tal forma que se asegure un rendimiento de producción elevado manteniendo una estética arquitectónica y urbanística adecuada.

La instalación de los captadores solares térmicos puede realizarse en:

–Cubierta horizontal.

–Cubierta inclinada.

–Fachada.

–En el suelo.

–Etcétera…

Impacto medioambiental

Las instalaciones solares térmicas permiten la sustitución de las enérgicas convencionales de origen fósil o nuclear que además de representar una fuerte fuente contaminante, están limitadas en el tiempo.

A continuación, se reflejan las emisiones de CO2 de las diversas energías fósiles comúnmente utilizadas:

Tal y como se puede observar en la gráfica adjunta según el rango de temperatura se deberá seleccionar el panel más adaptado y que ofrezca el mayor rendimiento.

Orientación de los captadores solares: La orientación de los captadores solares debe ser hacia al sur ya que se trata de la mayor radiación disponible durante el día. Sin embargo se deben considerar dos aspectos fundamentales para la elección más idónea de la orientación:

• Los obstáculos existentes: si hay presencia de obstáculos entre los paneles y la radiación solar, se debe considerar cambiar la orientación con el fin de aprovechar al máximo la energía disponible.

• La orientación del recinto: los paneles solares suelen ser dispuestos en las fachadas o cubiertas de los recintos, lo cual implica ajustar la orientación de los paneles para disponer de una plena integración del sistema con el aspecto arquitectónico del edificio.

Por lo tanto, cada kwh entregado por una instalación solar implicará una reducción de las emisiones de gases a la atmósfera en base a los ratios anteriormente mencionados.

Montaje de los paneles

En la mayor parte de los casos, se requiere más de un captador solar para cubrir las necesidades térmicas. Por ello, se deben respetar una serie de pautas para evitar posibles problemas de funcionamiento y deterioro prematuro de la instalación.

1. Los paneles en una instalación deben disponer de características constructivas similares. No se recomienda el uso de paneles con metales diferentes, ya que genera un deterioro importante de la instalación.

2. Se debe equilibrar los circuitos y cada panel debe disponer de pérdidas de carga similares para facilitar ese equilibrado.

3. La ubicación de los paneles debe ser cuidadoso. Todos los paneles deben situarse al mismo nivel, asegurándose que los drenajes de los equipos estén en la parte inferior y protegiéndolos de las adversidades climatológicas tales como vientos.

Existen diversas formas de conectar los paneles entre sí, tal y como se reflejan a continuación:

de dos baterías de paneles en serie

Montaje en paralelo

El montaje en serie ofrece la posibilidad de disponer de una elevación de temperatura importante lo que implica mayores pérdidas energéticas. El agua que atraviesa los paneles y va incrementando su temperatura según los recorres, implicando un aumento de las perdidas cuantos más elementos se encuentran conectados. Es recomendable no superar los 6 paneles de 2 m² por conexión en serie.

El montaje en paralelo limita esas pérdidas, pero en muchos casos no puede llevarse a cabo por las distancias entre elementos.

Uno de los elementos a tener en cuenta cuando se asocian diversos paneles es el equilibrado hidráulico, que normalmente es asegurado por válvulas de regulación. Sin embargo, posibles errores de concepción agravan ese desequilibrado hidráulico que no puede ser ajustado por simples válvulas. Por ello, se recomienda la conexión a través del bucle de tichelmann que ajusta las distancias de tubería entre batería de paneles en conexiones paralelas.

Montaje de dos baterías de paneles en paralelo (con bucle de Tichelmann)

Próximo artículo

En la siguiente edición de Energía Hoy se tendrá la segunda parte del artículo abordando ahora las diferentes tipologías de instalaciones con una descripción de los componentes, elementos de control y seguridades.

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

Montaje

Montaje en serie

Familia Laboral. Compañeros de vida (ÓSCAR

RODRÍGUEZ GONZÁLEZ)

TEXTO: BERTHA HERRERÍAS

Si el trabajo ocupa la mayor parte de nuestra vida, si perseguimos objetivos comunes, si sostenemos fuertes relaciones interpersonales, en fin, “si estamos juntos ocho horas diarias, compartimos recursos materiales, económicos, tecnológicos, humanos, intelectuales; compartimos objetivos, similitud de ideas, metas y logros, etc.” de hecho, somos una familia. Este es el planteamiento del que parte Óscar Rodríguez González en su libro Familia Laboral. Compañeros de vida, publicado por Lid Editorial Mexicana.

Empresas, industrias, organizaciones en general, suelen compartir los mismos problemas con su principal recurso: el capital humano. Poca comunicación, falta de identidad, bajo involucramiento, improductividad, desmotivación, alta rotación, liderazgos débiles, deserción, etcétera, convierten al recurso más importante de las organizaciones en un freno y, muchas veces, hasta un obstáculo. Para enfrentar este desafío desde su raíz es necesario un cambio de perspectiva: ver al equipo de trabajo, auténticamente como una familia.

Óscar Rodríguez González, el autor, a lo largo de su vida personal y profesional ha participado y abrevado sus conocimientos y experiencias de dos grandes corporativos mexicanos: Grupo Bal y Grupo Bimbo, que comparten, cada uno con su propia cultura empresarial, el convencimiento del valor que tiene la familia laboral. “La expresión familia en la empresa (Familia Laboral) existe en el vocabulario, pero no había alguna iniciativa de hacerla formal, por lo que felicito a Óscar”, dice en el prólogo Lorenzo Servitje Sendra, socio y fundador de Grupo Bimbo. “Para construir el modelo de país que queremos… es necesario que apliquemos los conceptos de libertad, justicia, solidaridad, subsidiariedad, prosperidad y pluralidad desde nuestras casas…”, propone Alberto Bailléres, presidente del Grupo Bal.

“Fortalecer el concepto de familia puede convertirse en una ventaja competitiva para darle vuelta a nuestra realidad”, plantea el autor y añade: “fundamento la importancia de generar el enfoque de familia en los diferentes grupos en donde nos desarrollamos y en los que podemos contribuir tratando de hablar sobre un mismo tema, mostrando interés por aprender, identificándonos con ciertas ideas y valores, buscando la mutua compañía, sintiéndonos a gusto con nuestro rol en el grupo, por contribuir y competir en un ambiente de colaboración y no de confrontación…” Es decir, ser una familia laboral.

Habla de tres tipos diferentes de familia: la familia consanguínea, la familia social, y la familia laboral; los tres presentes en nuestras vidas. Esta obra se dedica al tercero de estos aspectos, y propone su importancia y la manera de construir en los diversos ámbitos de trabajo familias laborales; al mismo tiempo plantea la necesidad de mantener un sano equilibrio entre la familia, el trabajo y la amistad. Desde aquéllos primeros y lejanos tiempos de los gremios y la Revolución Industrial, el trabajo en grupo ha sido base del crecimiento profesional; las organizaciones, empresas e industrias lo tienen como el supuesto esencial para su desarrollo. Henry Ford decía: “Llegar juntos es el principio. Mantenerse juntos, es el progreso. Trabajar juntos es el éxito”. Convertir al equipo de trabajo en una familia laboral es un paso adelante y una forma de alcanzar ese éxito.

Sobre el Reporte y la Metodología: La Visión de Tecnología de Accenture es desarrollada cada año por los Accenture Technology Labs. Para el informe de 2016, el proceso de investigación incluyó la relevamiento de información del Technology Vision External Advisory Board, grupo que comprende más de dos docenas de personas con vasta experiencia, provenientes de los sectores público y privado, del ámbito académico, firmas de capital de riesgo y compañías emprendedoras. www.accenture. com

Estudiantes boomerang: ¿por qué los

latinoamericanos se están internacionalizando?

Al tiempo que los estudiantes latinoamericanos buscan cada vez más estudiar en el extranjero, el nuevo informe “What Matters to Prospective Studentes in Latin America” , publicado por los expertos en educación superior de QS Quacquarelli Symonds, muestra las razones de este éxodo acelerado. [1]

Plantea que, a diferencia de los europeos, los estudiantes latinoamericanos se muestran más abiertos a nombrar los factores que les disuaden de quedarse en sus países que las razones que les seducen de estudiar fuera cuando nos explican su decisión. Sin embargo, están altamente motivados por las expectativas de regresar a sus países tras sus estudios en el extranjero y poder ser capaces de influir positivamente en el desarrollo de sus propios países.

Entre las motivaciones más destacadas se encuentra el deseo de estudiar un programa de especialización en el exterior, con la idea de regresar con el conocimiento y las habilidades adecuadas. Esto, a menudo, va unido a un fuerte carácter emprendedor, y muchos de ellos con la intención de lanzar sus propias iniciativas como una forma de creación de puestos de trabajo y desarrollo socio-económico. De hecho, 24% de los 544 encuestados buscan crear su propio negocio, un porcentaje más alto que en otras regiones encuestadas por QS.

Uno de los encuestados de Colombia, Daniel, comenta: “No puedo de dejar el desarrollo de mi propio país en manos de otros, por eso el estudiar fuera es con la motivación de volver”. [2]

Este sentimiento se repite con María, otra de las encuestadas en este caso de México: “Quiero irme fuera a aprender cosas nuevas, obtener experiencia internacional y traer ese conocimiento de vuelta a México”.

Además, los estudiantes latinoamericanos están más predispuestos que otros grupos demográficos a citar “progresar en

su actual carrera profesional” como la razón por la que buscan estudiar un máster. Esto subraya el interés que tienen en cursos altamente especializados, que además generalmente no se encuentran disponibles en sus países de origen.

El 61% de los encuestados mexicanos y 65% de los colombianos citan la calidad de la educación como la principal razón por la que buscan estudiar en una institución extranjera de reconocido prestigio internacional. [3]

Otro de los factores que les impulsan es que las oportunidades para investigación son más limitadas localmente. “Mi motivación es la libertad de investigación. Tenemos el problema en mi universidad de que no podemos investigar aquello que queremos y creo que ese no es el caso en otros países”, nos comenta María.

Puesto que las universidades latinoamericanas buscan retener y atraer a los estudiantes con más talento y con la motivación y las habilidades para conducir el progreso educacional, social y económico, el informe de QS Quacquarelli Symonds busca ayudarles en el entendimiento de los factores decisivos clave de los jóvenes talentos latinoamericanos. El informe completo, los resultados de las encuestas y los estudios del caso sobre las prioridades y desafíos, lo pueden encontrar en: http://www.topuniversities.com/ student-info/university-news/what-mattersprospective-students-latin-america

[1]

[2]

[3]

Open Doors data shows that, in 2014/15, the number of Mexican students in the US increased by 15.4% year-on-year, with increases of 1.8% and 78.2% for Colombia and Brazil, respectively.

Note to editors: All participants in our student focus groups were assured that we would maintain their anonymity at all times; as such, only forenames have been included.

Percentages from a survey sample of over 200.