Energía Hoy edición 148 jul 2016

Pe El Rn Zt

petróleo

Pemex termina de limpiar sus deudas con proveedores para anunciar alianzas con privados.

La cúpula global de ABB se reúne en México para inaugurar el Automation & Power World.

electricidad

La Comisión Federal de Electricidad anunció el aumento de tarifas para los diferentes sectores de clientes.

minería

La aportación de Zacatecas al sector minero fue destacada por los participantes de un encuentro en la especialidad que se celebró en el estado.

El astillero holandés Damen ha surtido más de 60 barcos a empresas mexicanas en los últimos años, pero ahora espera que los precios del petróleo mejoren, para que sus clientes, principalmente del sector de Oil & Gas, inviertan en más navíos.

JULIO 2016

notas de inframundo

En la votación de la 3de3 se vio cómo el PRI escupe en la cara a los ciudadanos.

cavilaciones materiales

El nacionalismo no estaba muerto, andaba de parranda, lo mismo en EU que Inglaterra.

ideas con brío Se esperaban mejoras en el nuevo Prodesen. Pero no: acentúa más la forma y sigue sin cuidar el fondo.

rutas de negocios El Instituto de Investigaciones Eléctricas convocó a un concurso para el diseño de un edificio sustentable.

energía y poder

El Gobierno presume de transparencia en la Reforma Energética, pero no toca la corrupción en México.

En el momento en que empezamos a perder objetividad y perspectiva en la empresa es cuando el libro Salvados in Extremis de Bernardo Quinn puede ser de gran ayuda.

NOTA DE LA REDACCIÓN EH:

zona técnica

Sistema de compensación de potencial con protección contra rayos para el transporte de petróleo y gas también como parte integral de un sistema de protección contra transitorios.

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: FRANCISCO CAÑEDO

DEL 25 AL 27 DE JULIO

EXPO EFICIENCIA ENERGÉTICA

CINTERMEX. MONTERREY, NUEVO LEÓN. www.expoeficienciaenergetica.com

AGENDA

ENCUENTROS… IEEE REUNIÓN INTERNACIONAL DE VERANO

MUNDO IMPERIAL, ACAPULCO GUERRERO. DEL 17 AL 23 DE JULIO. www.ieee.org.mx

EXPO ENERGÍA 2016

CENTRO DE CONVENCIONES. PUEBLA, PUEBLA. DEL 16 AL 18 DE AGOSTO. www.exposolucionesenenergia.com

SIMPOSIUM INTERNACIONAL DE LA ENERGÍA 2016

CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. 17 Y 18 DE AGOSTO. www.caname.org.mx

XL CONVENCIÓN ANUAL Y EXPO ANEAS 2016

BAJA CALIFORNIA CENTER. PLAYAS DE ROSARITO, TIJUANA. DEL 7 AL 11 DE SEPTIEMBRE. www.aneas.com.mx

FORO DE TRANSFORMACIÓN INDUSTRIAL

AUDITORIO INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO. CIUDAD DE MÉXICO. 21 Y 22 DE SEPTIEMBRE. www.imp.mx

XXII FORO DE REFINACIÓN GAS Y PETROQUÍMICA, IMP

AUDITORIO INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO. CIUDAD DE MÉXICO. 21 Y 22 DE SEPTIEMBRE. www.imp.mx

FECHAS A CONSULTAR… MÉXICO

INDICADOR IMEF. 1 de julio. INFLACIÓN. 7 de julio.

CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 8 de julio. ACTIVIDAD INDUSTRIAL. 12 de julio. SECTOR MANUFACTURERO. 20 de julio. ESTABLECIMIENTOS COMERCIALES. 25 de julio. BALANZA COMERCIAL. 26 de julio.

ESTADOS UNIDOS

BALANZA COMERCIAL. 6 de julio. SOLICITUDES DE DESEMPLEO. 7 de julio. PRODUCCIÓN INDUSTRIAL. 15 de julio. PRECIOS AL CONSUMIDOR. 15 de julio. CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 26 de julio.

CONGRESOS Y FERIAS…

MEXICO OIL AND GAS SUMMIT SHERATON MARÍA ISABEL. CIUDAD DE MÉXICO. 20 Y 21 DE JULIO. www.mexicooilandgassummit.com

MÉXICO UP STREAM

HOTEL ST. REGIS. CIUDAD DE MÉXICO. 28 Y 29 DE SEPTIEMBRE. www.cwcmexicooilgas.com

EXPO CIHAC 2016

CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. DEL 11 AL 15 DE OCTUBRE. www.cihac.com.mx

OIL & GAS EXPO PROCURA

PARQUE TABASCO. VILLAHERMOSA, TABASCO. DEL 25 AL 28 DE OCTUBRE. www.ogep.mx

AgCONSEJEROS Santiago Barcón Karla Barbarella Canavan Ramírez Diego Arjona Argüelles

PRIMERA REVISTA EN MÉXICO LIBRE DE CO2

Año 10. No. 148

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

DIRECTOR DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS Ernesto Sánchez Carrillo ADMINISTRACIÓN Mayra Silva Varela

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VENTAS Norma Inocencio Mariana Páramo Annalí Ruiz

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

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Ignacio Martín

gigante de viento

Gamesa y Siemens anunciaron el acuerdo definitivo para crear el mayor fabricante de aerogeneradores del mundo. De esta fusión nacerá un grupo eólico con 69 gigavatios instalados, una cartera de pedidos valorada en 20 mil millones de euros, ingresos de 9 mil 300 millones de euros y un EBIT ajustado de 839 millones de euros. El proyecto de fusión ya ha sido aprobado por el consejo de administración de Gamesa y el administrador único de Siemens Wind HoldCo.

Tras este acuerdo, por el que Siemens se convertirá en el proveedor estratégico de la nueva empresa en detrimento de los actuales suministradores, la cuota de mercado de Gamesa será del 13.5%, según

los datos de FTI Intelligence. Por detrás quedará la china Goldwin (12.6%), que relegó a la danesa Vestas (11.9%) a la segunda posición el año pasado, y General Electric, con el 9.6 por ciento. La operación se espera que genere sinergias por 230 millones de euros en un plazo de cuatro años, aunque más de la mitad de esta cantidad se podría alcanzar en apenas dos ejercicios.

El domicilio social del nuevo gigante permanecerá en España, donde seguirá cotizando y dividirá sus áreas operativas en dos: el negocio terrestre, con cuartel general en el país ibérico, y el negocio marino, que se repartirá entre Alemania (Hamburgo) y Dinamarca (Vejle).

PRESIDENTE DE GAMESA

FOTO: ARCHIVO ENERGÍA HOY

La operación planteada consistirá en la absorción del negocio eólico de Siemens por parte de Gamesa mediante una ampliación de capital que se pagará con nuevas acciones de la compañía española. De este modo, la alemana pasará a controlar 59% del capital social y los accionistas de Gamesa tendrán 41% restante, del que el 8.1% estará en manos de Iberdrola –la participación de la compañía presidida por Ignacio Galán asciende a día de hoy al 19 mil 686 por ciento del capital social–.

Los accionistas de Gamesa recibirán como compensación un dividendo extraordinario de 3.75 euros, lo que supone un desembolso de 1,005 millones de euros que saldrán del bolsillo de la alemana.

MARTÍN, EL ROSTRO DE LA GRAN FUSIÓN

Según fuentes consultadas por elEconomista, por el momento no hay una decisión sobre quien ocupará la presidencia del nuevo grupo, pero Iberdrola ha pactado que para el primer periodo de cuatro años sea una persona con conocimiento del castellano. El nombre podría conocerse en abril de 2017. No obstante, en el pacto entre ambas empresas se deja claro que deberá ser una persona distinta al Consejero Delegado.

Iberdrola y Siemens han decidido mantener a Ignacio Martín –actual presidente de Gamesa– como Consejero Delegado aunque, cuando abandone el puesto, la elección de su sustituto recaerá únicamente en la alemana, pero Iberdrola tendrá que ser consultada siempre para la elección del presidente.

Martín ocupa ese cargo desde el 23 de mayo de 2012. Nacido en San Sebastián, es Ingeniero Superior Eléctrico por la Universidad de Navarra y antes de Gamesa ocupó el cargo de vicepresidente ejecutivo de CIE Automotive, empresa en la que también fue Consejero Delegado.

“Asumo la dirección de una empresa que ha sabido gestionar con éxito el ciclo económico alcista”, dijo entonces. “Superada la fase de expansión, es momento de focalizar y hacer más énfasis en la competitividad y la rentabilidad”, expuso en 2012. Hoy tiene en las manos lo que será la empresa constructora de aerogeneradores más grande del mundo.

La nueva Gamesa tendrá un consejo de administración formado, en un primer momento, por dos miembros independientes –Gloria Hernández y

Andoni Cendoya–, más otros dos que se elegirán a propuesta de Siemens y para los que todavía no hay nombres. La compañía alemana tendrá cinco consejeros dominicales, mientras que Iberdrola contará, momentáneamente, con dos consejeros –Sonsoles Rubio y Francisco Javier Villalba–, que se mantendrán durante un año, y habrá dos ejecutivos: el Consejero Delegado Ignacio Martín y el secretario del Consejo, Carlos Rodríguez-Quiroga.

La operación se hará mediante una ampliación de capital, previa aprobación de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), para lo que no se esperan problemas, habida cuenta de que la normativa española lo prevé para aquellos casos en los que no se busca controlar una empresa, sino un objetivo industrial o empresarial.

Los trámites pendientes, como la autorización de las autoridades de Competencia, se prevé que estén completados antes de finales de año.

UNA VEZ CERRADA LA INTEGRACIÓN, PREVISTA PARA EL SEGUNDO SEMESTRE DE 2017, IBERDROLA PERDERÁ UN PUESTO EN EL CONSEJO. CON LA SALIDA DE VILLALBA SE NOMBRARÁ UN CONSEJERO INDEPENDIENTE MÁS, A PROPUESTA DE LA ELÉCTRICA ESPAÑOLA. IBERDROLA, ADEMÁS, MANTENDRÁ EL CONTROL DEL NOMBRAMIENTO DEL SECRETARIO DE CONSEJO, QUE SIEMPRE SERÁ A PROPUESTA DE LA ELÉCTRICA.

Una vez cerrada la integración, prevista para el segundo semestre de 2017, Iberdrola perderá un puesto en el Consejo. Con la salida de Villalba se nombrará un consejero independiente más, a propuesta de la eléctrica española. Iberdrola, además, mantendrá el control del nombramiento del secretario de consejo, que siempre será a propuesta de la eléctrica.

Los negocios de Siemens y Gamesa son altamente complementarios, tanto en presencia geográfica como en cartera de productos y en tecnología.

La compañía resultante tendrá un alcance global en los principales mercados eólicos y presencia industrial en todos los continentes: el negocio de energía eólica de Siemens cuenta con una sólida posición en Norteamérica y el norte de Europa y Gamesa en mercados emergentes de rápido crecimiento como India, Latinoamérica y el sur de Europa.

La cartera de producto cubriría todos los segmentos, dando respuesta a las necesidades de los clientes en todo tipo de emplazamientos y mercados.

PePETRÓLEO

Pemex alista asociaciones con privados para Otoño

Una vez que Petróleos Mexicanos (Pemex) regularice sus adeudos a proveedores, estará listo para negociar las primeras asociaciones con el sector privado bajo el modelo de farm outs, o asociaciones con terceros, con la expectativa de que en otoño ya se den a conocer los primeros y a la par buscará su objetivo enmarcado en la rentabilidad, aseguró este lunes su director general, José Antonio González Anaya.

“En el pago a proveedores de los 95 mil millones restan 30 mil millones y realmente los adeudos a proveedores del año pasado están prácticamente resueltos. La asociaciones estarán este mismo año, estamos trabajando para que se vean en el otoño”, dijo González Anaya entrevistado al final de su presentación en el marco de la Reunión Nacional de Consejeros de BBVA Bancomer 2016.

Asimismo, explicó que dado el tamaño de la empresa petrolera, “es normal que tenga adeudos con proveedores de más de 65 mil millones de dólares. Ya casi los estamos pagando, los 30 mil millones restantes dependen de documentación, no por falta de recursos. También el pago de los adeudos más grandes avanza. Ya a las Pymes se les pagó y restan los adeudos grandes”, comentó.

Durante su participación en el panel sobre la Reforma Energética, el exdirector del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS) y director de Pemex a partir de febrero pasado, comentó que cuando tomó la dirección de la empresa el mandato fue ajustar costos de Pemex a la nueva realidad.

Este objetivo significó un recorte de 100 mil millones de pesos, equivalente a casi 20% del presupuesto de la empresa.

La tercera parte de ese recorte vino de un programa a austeridad que sumó 30 mil millones de pesos y en las otras dos terceras partes entra la reforma energética porque replantea la estrategia de inversión y ajusta la carga fiscal para reducir su endeudamiento en 50 mil

ADAPTACIONES

Pemex tendrá que ajustarse a un recorte de 100 mil millones de pesos.

millones de pesos, explicó el directivo de la empresa.

“Pemex está comprometido a mantener finanzas sanas y solventes para continuar hacia adelante. Debe tomar ventaja de las oportunidades de la reforma energética a través de las asociaciones. Las asociaciones, farm outs están en los planes de Pemex, están en el camino, queremos sacar pronto los planes, el futuro es bueno”.

El directivo destacó el avance que significó para los pasivos de la empresa el ajuste en la edad de retiro a 65 años y lo comparó con los beneficios que durante su gestión logró en el IMSS.

“Vengo del IMSS en donde el componente laboral es mucho más pesado que el de Pemex. Hay que trabajar con el activo para manejar el pasivo, la ventaja es que éste ya no está creciendo, si es grande pero no crece y el objetivo es la rentabilidad”, puntualizó.

A quién seguir:

La Gas @LaGasMX

Cuenta

ABB reitera compromiso de invertir para apoyar la industria

Ulrich Spiesshofer, CEO de ABB a nivel global, encabezó la ceremonia de apertura de la edición 2016 del Automation & Power World (APW), plataforma global de innovación y tecnología, creada por la empresa líder en tecnologías de energía y automatización que permite a los usuarios de servicios públicos e industrias aumentar su eficiencia y productividad, que se presenta por segunda ocasión en México.

Spiesshofer detalló que México es un país prioritario para la empresa helvética, y que busca continuar creciendo en el mercado a través de soluciones tecnológicas de última generación, que contribuyen a que en un amplio rango de industrias y sectores, en las que destacó, el sector energético, industria eléctrica, transporte e infraestructura, empaque y embalaje entre otros, utilicen la energía eléctrica de forma eficiente, para el incremento de su productividad y reduzcan su impacto ambiental de forma sustentable.

“La cadena de valor de la electricidad está enfrentando grandes retos en México y en el mundo, debido al incremento en la demanda de energía, las tecnologías de ABB contribuyen al desarrollo y avance sustentable de las diferentes industrias a nivel mundial, brindado soluciones para aumentar la productividad y rentabilidad de los procesos” señaló el CEO de ABB.

“Anticipamos un crecimiento en el país gracias a las buenas perspectivas en la industria automo-

EXHIBICIÓN

APW 2016 contó con un Technology Solutions Center de 5,400 metros cuadrados.

triz con la llegada de nuevas plantas y un desarrollo importante del sector farmacéutico y de alimentos y bebidas”, agregó Spiesshofer.

Durante la ceremonia, Pierre Comptdaer, director General de ABB para México declaró: “El país representa muchas oportunidades para la empresa a nivel global, el hecho que la sede de la edición 2016 de APW sea nuevamente en México, y que por primera vez asista Ulrich Spiesshofer, CEO global de la compañía, refuerza el interés de ABB por México”.

Un ejemplo de la importancia del país, dijo el ejecutivo durante su discurso, para ABB, es que en San Luis Potosí tenemos un centro que está prestando servicios para todas las unidades de ABB en las Américas. Este recinto es parte de los tres centros tecnológicos de ABB que se encuentran alrededor del mundo.

Además, durante el evento de apertura, se realizó el lanzamiento oficial de YuMi para México, el robot más innovador de ABB, que consiste en un doble brazo robótico de fácil uso y amplios niveles de funcionalidad que abre todo un mundo de posibilidades para la automatización.

DOW PRESENTA SOLUCIONES QUE INCREMENTAN

LA

PRODUCTIVIDAD EN LOS CAMPOS PETROLEROS

Durante el Congreso Mexicano del Petróleo 2016 la compañía presentó su portafolio de soluciones con el enfoque al sector petrolero de nuestro país, para promover un uso más efectivo de los pozos en la industria lo cual generará más sustentabilidad y mejorará la productividad. Dow cuenta con tecnologías apropiadas para las diferentes fases de aplicaciones de inyección de agua en yacimientos terrestres o marinos, para maximizar el control microbiano, proteger el producto desde el tratamiento de superficie, así como el proceso, pasando por la descontaminación del pozo de inyección a largo plazo y así evitar que las bacterias crezcan en las distintas etapas del proceso.

de La Gas México, nueva marca de expendedores de gasolina.

ElELECTRICIDAD

Comisión Federal anuncia alzas en tarifas eléctricas

Después de cumplirse 18 meses consecutivos de reducciones a las tarifas eléctricas para el sector industrial en su comparación interanual, éstas aumentan para julio de este año respecto igual lapso de 2015. De acuerdo con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), las tarifas para el sector industrial se incrementan en julio de 2016, en comparación con julio del 2015, entre 2 y 5%.

En este mismo periodo en el sector comercial, el incremento es entre 5 y 7%, estimó la empresa productiva del Estado en un comunicado. Por otra parte, la tarifa de uso doméstico de alto consumo (tarifa DAC) registra un incremento en julio del 2016 de 6.8% respecto al mismo mes del año pasado.

En cuanto a la tarifa para el sector doméstico de bajo consumo, cuya tarifa subía 4% cada año desde 2006 y hasta 2014, en 2016 no subirá; de hecho, a partir del 1 de enero de 2015, presentó una disminución de 2% respecto a diciembre de 2014. Adicionalmente, a partir del 1 de enero de 2016, bajó 2% respecto a diciembre de 2015.

Cerca de 98% de los usuarios domésticos de la CFE a nivel nacional se encuentran en este tipo de tarifa.

El ajuste de las tarifas en el mes de julio está relacionado con los incrementos de los precios de los combustibles para generar

LOS INCREMENTOS

Las tarifas se incrementarán entre 2 y 5% en sector industrial.

energía eléctrica registrados en junio de 2016 en comparación con mayo de 2016.

En este sentido, en junio de 2016 el precio del combustóleo registró un aumento de 8.4% respecto al mes anterior.

Por su parte, el precio del gas natural que la CFE le compra a Petróleos Mexicanos (Pemex) para generar energía eléctrica, aumentó 18% en junio de 2016 respecto a mayo pasado.

Cabe resaltar que estos precios son los utilizados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) para calcular las tarifas eléctricas.

A pesar de los aumentos en los precios de estos energéticos, el gas natural sigue siendo un combustible 60% más barato que el combustóleo, y más amigable con el medio ambiente.

Debido a este diferencial de precios, la CFE continúa con su estrategia de sustituir progresivamente su consumo de combustóleo y diésel, por fuentes de energía de menor costo y más amigables con el medio ambiente, como el gas natural y la energía hidroeléctrica.

Así es que la CFE ha reducido su consumo de combustóleo para los procesos degeneración de energía eléctrica en 48% del 2012 al cierre del 2015.

Por otra partem licitado, licita y licitará 26 gasoductos con una inversión total de 15,200 millones de dólares; la empresa, además, participa en temporadas abiertasde transporte de gas natural. Mediante estas dos estrategias, el sector privado tanto nacional como internacional será propietario, construirá, operará y dará mantenimiento a estos gasoductos.

A quién seguir:

Eaton ofrece soluciones para proteger circuitos con fusibles

Eaton, la compañía de administración de energía, ahora proporciona ingeniería personalizada de producto para dar a sus clientes soluciones en protección de circuitos con fusibles Bussmann® series en aplicaciones especiales o demandantes. El equipo de ingeniería personalizada de producto de Eaton es un grupo de ingenieros dedicados al diseño y manufactura, que pueden ayudar a los clientes con adaptaciones específicas a productos existentes.

Con más de 70 mil productos estándar de Bussmann® series, Eaton ofrece soluciones para aplicaciones industriales, comerciales, de energía alternativa, para vehículos eléctricos y de misión crítica. Sin embargo, los diseños de equipos y distribución de energía pueden requerir, en algunos casos, productos no estándar para resolver los retos de protección de circuitos contra sobretensión y sobrecorriente.

“En colaboración con nuestro equipo de ingeniería personalizada de producto para desarrollar un producto modificado o incluso una solución totalmente única, los clientes podrán entrar al mercado más rápido que por medio del desarrollo convencional de productos nuevos”, declaró Vini Petroni, gerente de Línea de Producto, de Fusibles Bussmann® Series, en Eaton. El equipo de ingeniería de Eaton puede adaptar los productos para

ayudar en las limitaciones de espacio, requerimientos de montaje, configuración de terminales, o en las necesidades de acabado, empacado o etiquetado. Eaton también puede satisfacer requerimientos adicionales de clasificación de corriente y voltaje, así como realizar pruebas para satisfacer los estándares adicionales de las agencias certificadoras.

Para conocer más acerca de las soluciones Eaton en protección de circuitos por fusibles y de ingeniería personalizada de producto, visite E aton.com/ Bussmannseries

Eaton desarrolla y fabrica productos Bussmann series para protección de circuitos con fusibles, para administración de energía y para seguridad eléctrica, diseñados con el fin de proporcionar innovadoras soluciones contra sobrecorriente y sobretensión. Estos productos dan servicio a clientes en ámbitos industriales, comerciales, de energía alternativa, para vehículos eléctricos, y en otras aplicaciones críticas.

En el sector eléctrico, Eaton es líder mundial con experiencia especializada en protección de circuitos y distribución de energía; protección de energía de respaldo; control y automatización; iluminación y seguridad; soluciones estructurales y dispositivos de cableado; soluciones para entornos hostiles y peligrosos; y servicios de ingeniería.

UTILIZARÁ AGUA TRATADA PLANTA ELÉCTRICA DE CFE

El director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Enrique Ochoa Reza, y el gobernador de Morelos y revisaron los avances de la Central de Ciclo Combinado Centro, ubicada en Yecapixtla, la cual forma parte del Proyecto Integral Morelos. Ochoa Reza informó que esta nueva infraestructura de generación de energía eléctrica incluye obras específicas para asegurar el suministro de agua a los habitantes de la zona, además de que se han desarrollado acciones puntuales para mejorar el abasto del vital líquido a los habitantes de los municipios cercanos. Asimismo, se dio a conocer que se trabaja en un plan rector para que en la ciudad de Cuautla haya mejor distribución del agua potable y más redes de drenaje, lo cual permitirá incrementar el caudal que recibe la planta de tratamiento de aguas residuales de la ciudad, de donde se tomará la necesaria para abastecer a la nueva Central de Ciclo Combinado, según informa el periódico El Sol de México

José Antonio González Anaya www.facebook.com/JoseAntonioGonzalezAnaya Perfil de José Antonio González Anaya, director general de Pemex.

MINERÍA Mi

Reconocen a Zacatecas en encuentro internacional

Al iniciar la Reunión Internacional de Minería (RIM), los líderes nacionales de esa industria coincidieron en destacar el papel protagónico de Zacatecas en la extracción de metales a nivel mundial.

Poco antes de que el gobernador, Miguel Alonso inaugurara el evento, el director de la Cámara Minera de México (Camimex), Sergio Almazan Esqueda destacó que Zacatecas tiene el primer lugar nacional en producción de plata, zinc y plomo, así como el segundo en oro y cobre.

Ante más de 120 empresarios expositores, así como científicos y estudiantes, el líder del sector mencionó que Zacatecas cuenta con yacimientos de calidad mundial, formación de profesionistas y una gran historia minera.

“La minería es la respuesta al crecimiento que merece nuestro país”, recalcó al señalar que es el sexto sector que más divisas genera, por encima de 14 mil millones de dólares al año, lo que supera a la industria automotriz y las remesas.

Miguel Alonso detalló que en Zacatecas se produce casi la mitad de la plata del país, lo que permite que México sea el principal productor mundial de este metal.

Tras destacar su interés por la minería sustentable y socialmente responsable, el mandatario recordó que desde Zacatecas se impulsó la creación del Fondo Minero, mediante el cual se extienden los beneficios de desarrollo de la industria, hasta las comunidades mineras.

IMPORTANCIA

La minería aporta divisas por 14 mil millones de dólares al año.

El gobernador mencionó que los recursos del 2014 obtenidos por tal impuesto de 7.5% a las utilidades de las minas, ya comenzó a aplicarse en comunidades del estado. El presidente de la Asociación de Ingenieros de Minas, Metalurgistas y Geólogos de México (AIMMGM), Manuel Reyes Cortés mencionó que la minería es para Zacatecas uno de los cinco sectores estratégicos.

En el evento se firmó un convenio de colaboración técnica y científica con el rector de la Universidad Autónoma de Zacatecas (UAZ), Armando Silva Cháirez.

La RIM, que se desarrolló del 8 al 11 de junio, buscó fomentar el intercambio de conocimiento, estrechar lazos comerciales entre las empresas del sector, fomentar las innovaciones tecnológicas.

OCUPA OAXACA EL SÉPTIMO LUGAR NACIONAL EN PRODUCCIÓN MINERA

Oaxaca escaló de la posición 22 al séptimo lugar nacional respecto a la producción minera, lo que generó una inversión privada durante el periodo 2011-2015 por 6 mil 382 millones de pesos. Al respecto el gobernador de Oaxaca, Gabino Cué, indicó que la industria minera constituye uno de los principales motores económicos de la entidad, toda vez que a través de esta importante actividad se generan empleos, inversiones, beneficios sociales, pero sobre todo, el crecimiento económico de la entidad oaxaqueña. A través de un comunicado de prensa Cué Monteagudo precisó que con base a los estándares ambientales y de seguridad establecidos por las normas mexicanas, en Oaxaca se desarrollan dos de los proyectos mineros más importantes de su historia: las Unidades Minero-Metalúrgicas, en cuya ejecución se destina una inversión de 2 mil millones de pesos, para la producción de concentrados de oro y plata.

Advierte minera retirar inversiones

EL PESO

325 millones de dólares ha invertido la empresa en Sinaloa y Durango.

Debido al litigio que mantiene con el Servicio de Administración Tributaria (SAT), la minera canadiense Primero Mining abandonaría sus proyectos en México.

“Si se permite que el SAT proceda de forma retroactiva revocar su acuerdo, vamos a tener que reconsiderar nuestra inversión en México”, indicó Tamara Brown, vicepresidenta de Desarrollo Corporativo de Primero Mining por escrito.

A la fecha, agregó la representante de la minera, Primero Mining ha invertido más de 325 millones de dólares en los proyectos de San Dimas y Cerro del Gallo, en Sinaloa y Durango, contratando a mil 100 personas.

Hace 4 años se autorizó a la empresa vender plata a precios muy inferiores a los del mercado, con lo que el SAT tuvo que devolver impuestos, sin embargo, en agosto del año pasado la autoridad fiscal se autodemandó y anuló este acuerdo.

Brown indicó que las acciones del SAT generarán graves repercusiones para la confianza de los socios del Tratado de Libre Comercio de América del Norte y para el resto de los inversionistas extranjeros en México.

“Creemos que sienta un precedente peligroso para cualquier inversión extranjera en México, el cambio de régimen político no debe permitir el cambio de reglas retroactivo”, indicó la vicepresidenta por escrito.

Relató que cuando compraron la mina San Dimas, en Durango, heredaron una serie de condiciones a su negocio, incluyendo el acuerdo de compra de plata existente que determina cómo pueden vender su producción de plata.

Subrayó que el SAT ha sido siempre plenamente consciente de las condiciones bajo las cuales opera San Dimas y calificó de injusto que ahora la autoridad fiscal desconozca el acuerdo, previamente signado.

Como parte de su defensa, la minera emitió un aviso de intención de someter una reclamación en Arbitraje Internacional contra México bao el amparo del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN). Además, presentó una queja ante la Prodecon.

GAS Ga

California exporta más gas natural a México

Operadores de California advirtieron que podrían producirse faltantes de gas y apagones este verano, a raíz de una fuga muy importante cerca de Los Ángeles. Entretanto, está enviando a México volúmenes cada vez más grandes del combustible, para alimentar centrales eléctricas, informa El Financiero.

Las entregas al sistema de gasoductos North Baja de México desde California aumentaron 45% respecto a dos semana atrás, a 441 millones de pies cúbicos (12.5 millones de metros cúbicos), según datos que reunió Bloomberg New Energy Finance. Es un aumento de 6% con relación a meses anteriores, muestran los datos.

El gas que fluye a través de California y hacia México pone de relieve cómo una pérdida sin precedentes en un complejo de almacenamiento de gas de los alrededores de Los Angeles está limitando la capacidad del estado de acumular el suministro que necesita cuando el calor del verano hace que todas las máquinas de aire acondicionado se prendan y la demanda de energía aumente.

Un operador (Pacific Gas & Electric) de la red eléctrica de la región exhortó a los consumidores la semana pasada a conservar energía, en momentos en que una ola de calor se extiende por el sur de California. Las altas temperatura hicieron que los precios mayoristas de la energía y el gas se dispararan.

“El gas no necesariamente fluye donde está el mejor precio”, dijo Jacob Fericy, analista de Bloomberg New Energy Finance.

“El almacenamiento está casi completo, de modo que, en lo que hace al sistema de California, quizá sólo se pueda tomar lo que se necesita día a día. O sea que ni siquiera hay garantías de que el gas pueda llegar a California”.

Limitaciones

La posibilidad de almacenar gas excedente en el sur de California se ve limitada después que una pérdida de gas natural de casi cuatro meses en las instalaciones de Sempra Energy en Aliso Canyon dejó el yacimiento fuera de servicio.

AUMENTO

Fue la pérdida más grande de la historia estadounidense, según la Administración Nacional del Océano y la Atmósfera y la Universidad de California en Davis.

Debido a los problemas de Aliso Canyon, los funcionarios de California han anunciado que el estado podría sufrir apagones en el corto plazo de hasta catorce días durante el verano ya que las centrales eléctricas podrían quedarse sin combustible en los períodos de mayor demanda.

La Comisión de Empresas de Servicios Públicos de California indicó en un informe difundido que había ordenado a la empresa Southern California Gas de Sempra que hallara la manera de aumentar la capacidad de extracción de Aliso Canyon para evitar el riesgo de restricciones a los generadores eléctricos.

En cuanto a México, el país tiene una mayor demanda de gas debido a las centrales eléctricas utilizan más ese tipo de combustible que el petróleo o combustóleo, dijo Fericy. “Hay más demanda de generación de energía que el año pasado”, añadió el especialista.

Hasta un incremento de 6% en las importaciones mensuales.

El Gas Natural Vehicular entra en escena

Una gran urbe que no se “mueve” lo suficiente y de manera fluida vive en riesgo de no producir y generar un caos en su economía, y si a esto le agregamos las restricciones ambientales aplicadas por las autoridades recientemente, el panorama se torna complicado.

El objetivo no es parar el flujo de movilidad en una ciudad por los altos índices de contaminación; las autoridades saben que las consecuencias de esto serían catastróficas. Actualmente, en el Valle de México existe una flota que excede los 5 millones de vehículos, además de cerca de 300 mil camiones y autobuses de placa federal, lo que explica en buena medida el congestionamiento que se padece en la ciudad, y que se ha agravado de manera persistente, incrementando la contaminación y afectando la productividad de la región (1).

Y datos de la Cámara de Comercio Servicios y Turismo en Pequeño de la Ciudad de México (Canacope-CDMX), el costo acumulado por las medidas ante la contaminación, es de alrededor de 5 mil 400 millones de pesos.

La tarea es entonces buscar combustibles más amigables con el medio ambiente y que permitan la circulación. El Gas Natural Vehicular aparece como una de las opciones más recomendables para mantener el libre tránsito del transporte público y de las flotillas empresariales que lo usan.

El Gas Natural Vehicular reduce el 90% de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) que genera el parque vehicular actual. Además aporta beneficios económicos. Permite ahorros de hasta 50% comparado con otras opciones de combustible (gasolina o diésel).

Por ejemplo, para reducir en 35 mil toneladas al año las emisiones contaminantes de una gran urbe como la CDMX, cuyo parque vehicular suma 5.5

millones de vehículos, se necesitan poner en marcha 10 estaciones de servicio dando abastecimiento diario a 10 mil vehículos (1,000 en cada una).

En línea con lo anterior, el plan de negocios de Gas Natural Fenosa 2016-2020 contempla la construcción de 10 estaciones en la Ciudad de México en su primera etapa. De manera simultánea será ampliar la red de talleres certificados; pues hasta el momento se tienen sólo dos talleres certificados para realizar las conversiones de los vehículos. Insuficientes ante una posible demanda creciente.

Para facilitar las conversiones de vehículos existe un esquema de financiamiento para los interesados; tiene un costo aproximado de 30 mil pesos para un auto ligero, como un taxi. En este caso, el monto es recuperable de entre 6 a 12 meses en recorridos diarios efectivos de 200 kilómetros.

Los ahorros para un vehículo ligero (consumo taxi, 15 LEG/día) son de aproximadamente 40 mil pesos por año. Para un vehículo pesado (autobús, 150 LEG por día) éstos serían de 335 mil pesos por año aproximadamente.

Es así que los automovilistas que elijan el Gas Natural Vehicular no tienen de qué preocuparse en cuanto al rendimiento de su motor; el auto responderá igual que si se usa cualquier otro combustible (gasolina o diésel). Lo interesante del GNV es que rinde lo mismo, pero con la mitad de precio.

Si quiere tener más detalles sobre el Gas Natural Vehicular lo invitamos a consultar: http:// observatoriodelgas.com/newsletter-gas-naturalvehicular/

1 ( “Soluciones de Fondo para Mejorar la Calidad del Aire del Valle de México”. Centro Mario Molina, mayo 2016.

Texto patrocinado: Gas Natural Fenosa

ALTERNATIVAS

Norteamérica producirá 50% de energía verde

Los presidentes de México, Enrique Peña Nieto, y Estados Unidos, Barack Obama, y el primer ministro de Canadá, Justin Trudeau, acordaron hoy una alianza histórica para lograr la meta de producir 50% de su energía eléctrica a través de fuentes limpias para 2025.

La meta, que representa un incremento del nivel actual de 37%, será alcanzada por medio del desarrollo e implementación de proyectos de energía limpia, innovaciones y una mayor eficiencia en los sectores energéticos de los tres países.

“Estimamos que el desarrollo de los proyectos actuales y futuros, así como de las políticas para lograr la meta, creará miles de empleos limpios y apoyará nuestra visión de una economía de crecimiento limpio”, señalaron en una declaración en medio de su encuentro.

El Plan de Acción trilateral divulgado por la Casa Blanca está contenido en la Alianza Norteamericana sobre Clima, Energía y Medio Ambiente, pactada en el marco de la Cumbre de Líderes de América del Norte que se celebra este miércoles en la capital canadiense.

México se incorporó además a Estados Unidos y Canadá en el compromiso de reducir las emisiones de metano, de los sectores de petróleo y gas, en 40 a 45% para el año 2025, a fin de contribuir en las metas nacionales de reducción de los gases que producen el efecto invernadero.

Los tres países se comprometieron por ello a delinear nuevas regulaciones federales para reducir las emisiones de fuentes actuales y nuevas en petróleo y gas, así como una estrategia regional en petróleo, gas, agricultura y en manejo de desperdicios.

México, Estados Unidos y Canadá se comprometieron asimismo a reducir las emisiones procedentes de vehículos ligeros y pesados alineando los estándares de eficiencia de combustible y/o de gases para los años 2025 y 2027, respectivamente.

Para alentar un sistema de transportes de fletes más limpio, Estados Unidos y Canadá expandirán el programa SmartWay a México.

“Reconocemos las contribuciones de nuestras industrias automotrices y las urgimos a continuar jugando un papel líder en el desarrollo de vehículos conectados limpios e innovando hacia una visión compartida de un futuro con transportación verde”, indicaron.

Los acuerdos alcanzados en la Cumbre de Líderes de América del Norte generaron reacciones positivas de organizaciones ambientalistas de Estados Unidos.

Igualmente reafirmaron el compromiso de adoptar la enmienda de desfase del Protocolo de Montreal sobre Hidrofluorocarbonos (HFC) este año y reducir las emisiones de HFC mediante acciones domésticas. “Hacemos un llamado a todas las naciones a apoyar esta meta”, puntualizaron los líderes.

Gamesa y Siemens consiguen fusionar negocio eólico

Gamesa y Siemens llegaron a un acuerdo para fusionar el negocio eólico de Siemens con el grupo español en una operación que dará lugar a “un líder eólico mundial”.

La operación se ejecutará mediante una fusión por absorción de una sociedad filial española de Siemens (como sociedad absorbida) por parte de Gamesa (como sociedad absorbente). Siemens consolidará en sus cuentas las sociedad resultante.

De acuerdo con la ecuación de canje, el grupo alemán controlará un 59% de la nueva sociedad, mientras que los actuales accionistas de Gamesa tendrán el 41% restante y percibirán un pago en efectivo de 3.75 euros por acción (equivalente a un 26% del precio de cierre de su acción el pasado 28 de enero).

El principal accionista de Gamesa es Iberdrola, con una participación cercana a 20 por ciento. La eléctrica presidida por Ignacio Sánchez Galán se ha comprometido a apoyar la fusión y tendría alrededor de 8% de la nueva Gamesa, según informa Expansión.

En un comunicado conjunto remitido a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), Gamesa y Siemens han explicado que prevén sinergias estimadas en 230 millones de euros anuales en términos de beneficio operativo (EBIT) cuatro años después del cierre de la operación.

Ambas compañía han explicado que sus negocios son “altamente complementarios tanto en presencia geográfica como en cartera de productos y en tecnología”.

El nuevo grupo será un gigante eólico con ingresos de 9,300 millones de euros y un beneficio operativo ajustado de 839 millones de euros (datos proforma de los últimos doce meses hasta marzo de 2016). La compañía tendrá 69 Gigawatts instalados en todo el mundo y una cartera de pedidos valorada en 20,000 millones de euros.

La nueva sociedad tendrá “un alcance global en los principales mercados eólicos y presencia industrial en todos los continentes”.

NOTAS DEL INFRAMUNDO MIRIAM GRUNSTEIN

La 3de3 del PRI-PVEM. Hubris, incongruencia e inconsciencia

EN LA VOTACIÓN DE LA 3DE3, EL PRI VOTÓ SUS MÁSCARAS. SE VIO EL HUBRIS DE UN PARTIDO QUE RECIÉN VIVIÓ UNA DERROTA ELECTORAL Y QUE, NO OBSTANTE, LE ESCUPE EN LA CARA A LOS 600 MIL CIUDADANOS QUE FIRMARON POR UNA INICIATIVA QUE POSICIONARÍA AL PAÍS FUERA DEL PANTANO QUE YA NOS LLEGA HASTA EL CUELLO

de que recuerdo, no he conocido una cabeza de sector que no llegue en blanco “a aprender” de energía, como si su apertura al conocimiento fuera digna de encomio. En otros países más desarrollados, la ignorancia de los altos mandos en la gobernanza de la industria sería motivo de vergüenza. Pero los mexicanos invariablemente decimos: “no sabe nada pero va a aprender”, como si habláramos con ternura de un párvulo aplicado. Pero estos párvulos aplicados son movidos por los intereses de muchos y toman decisiones, para mí, inescrutables.

En asuntos políticos no suelo meterme. Prefiero la técnica donde suelo ser más atinada. Mis predicciones políticas son invariablemente desacertadas y si la vida de alguien dependiera de mis diagnósticos sobre el rumbo en que saltarán los grillos, su destino sería fatal. Por mi natural volatilidad (como el metano) suelo estallar en los ambientes politizados. Suelo decir cosas que parecen ser triviales que, al final, tienen consecuencias infinitas. Cuando de política se trata, mi bocaflojismo ha tenido un efecto singular: tanto me disgustan todos los partidos, que tengo amigos y enemigos igualmente apasionados en todos ellos.

Para su servidora es natural analizar un contrato petrolero, los resultados de una licitación, la arquitectura de las leyes y la funcionalidad de las instituciones; lo que me es inescrutable es la racionalidad (si acaso existe) de los tomadores de decisión del partido que impulsó y está ejecutando la madre de todas las reformas. Y para mi desdicha, me he dedicado a un sector notablemente politizado, donde la técnica parece ser una cuestión marginal. Si las decisiones placen a la tribuna, entonces no se hable más. Habrá leyes, contratos, licitaciones, organizaciones, e infraestructura cuyos motivos son el beneplácito de algunos cuyos intereses no suelen coincidir el mejor interés del país –al menos a mi entender.

Durante ya mi larga residencia en el sector energético he visto pozos políticos, gasoductos políticos, contratos políticos y los nombramientos políticos de cargos de los mandos más altos. Des-

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

La decisión más reciente que me tiene perpleja tiene que ver con la votación de la llamada Ley 3de3, que contó con el apoyo de 600 mil firmas de ciudadanos interesados en el combate a la corrupción. Ciertamente, nadie involucrado en la implementación de la Reforma Energética tenía competencia para votar esta Ley. Pero el partido que ha sido la punta de lanza de la reforma la rechazó con una unanimidad tan burda que pone en tela de juicio la verdadera voluntad de los líderes del sector de tener una industria que, si bien no puede ser inmaculada, al menos puede ser confiable.

El repudio en bloque del PRI y el PVEM a la Ley 3de3, que obliga a los funcionarios de gobierno a hacer públicas sus declaraciones patrimoniales, tributarias y de llevar a cabo una manifestación de ausencia de conflicto de interés, me ha ensordecido a cualquier declaración futura de que ahora hemos transitado a una industria energética transparente y contraria a la corrupción. Por haber apadrinado la reforma energética, la alianza PRI y PVEM, aunque fuera por mera conveniencia política, debió haber batido palmas ante la presentación de esta iniciativa, más que nada, por el bien de quienes van a administrar caudales inusitados de metálico, suponiendo, como es razonable suponer, que la industria superará su crisis. ¿Qué mejor ejemplo hubieran dado el PRI y el PVEM al abrirse el pecho a las balas de la oposición clamando “¡el que nada debe nada teme!”. Sin embargo, unidos en bloque, conformando una estructu-

ra pétrea, inamovible y vertical, diluyeron la iniciativa al eliminar la obligaciones de poner a disposición del público esa información que podría poner el reflector sobre incrementos inexplicables en el patrimonio de los funcionarios del sector energético en el que fluyen y fluirán torrentes masivas de metálico.

Y aquí lo único transparente es que tienen terror a abrir la caja de pandora. Pero, por razones meramente políticas, yo en su lugar (en el que por vocación nunca estaré) hubiera hecho exactamente lo contrario. El PRI ha sido un gran simulador y por eso

Octavio Paz, también Premio Nobel, que por esa frase rompió su relación con él, decía que este país, incluyendo un partido que el llamó hegemónico, era un gran baile de máscaras.

En la votación de la 3de3 votaron sus máscaras. Se vio el Hubris de un partido que recién vivió una derrota sustancial en las elecciones para las gubernaturas y que, no obstante, le escupe en la cara a los 600 mil ciudadanos que estampamos nuestra firma en apoyo a una iniciativa que posicionaría al país fuera del pantano que ya nos llega hasta el cuello. ¿Alguien que se sepa de política me puede decir por qué?

Yo que solo sé de técnica y de palabras, en este instante me resalta una: Hubris, que según Wikipedia es “un concepto griego que puede traducirse como ‘desmesura’ y que en la actualidad alude a un orgullo o confianza en sí mismo muy exagerada, especialmente cuando se ostenta poder”. No sé si los legisladores conozcan esa palabra, que los describe con todas sus letras.

La situación del país es alarmante. Los técnicos se comportan como políticos y el problema es que los políticos ya ni política saben. Ya no son la dictadura perfecta que describió Vargas Llosa. Más bien, ya están desenmascarados como dijo Paz.

COLUMNA INVITADA ADALBERTO PADILLA LIMÓN

Redes de Aprendizaje: Herramienta para acelerar la implementación de Sistemas de Gestión de la Energía

LAS REDES DE APRENDIZAJE SE DEFINEN COMO ESPACIOS DE ENCUENTRO QUE BUSCAN EL DESARROLLO CONJUNTO DE UN GRUPO DE PARTICIPANTES, EMPRESAS O INSTITUCIONES, BASÁNDOSE EN EL INTERCAMBIO DE EXPERIENCIAS Y TECNOLOGÍA EN FUNCIÓN A UN TEMA ESPECÍFICO

sultores expertos y 11 grandes empresas industriales que se comprometieron a trabajar durante un año colaborando en conjunto e implementando este modelo de aprendizaje colaborativo y aplicando la metodología propuesta, conocida públicamente como LEEN (Learning Energy Efficiency Networks) y que fue desarrollada en Alemania desde el 2002. Cabe destacar que el principal país con empresas e instituciones certificadas en ISO50001 es, precisamente, Alemania.

En artículos anteriores hemos platicado sobre el impulso que la Conuee ha dado a los sistemas de gestión de la energía (SGEn) por medio de su programa PRONASGEn y también hemos analizado la conveniencia de que las empresas se basen en la norma ISO50001 para emprender este esfuerzo.

Después de casi un año de que la Conuee comenzara una iniciativa de implementación de SGEn en un grupo de grandes empresas, hoy se tienen casos de referencia exitosos e historias que contar sobre la gestión de energía. Aún falta mucho, pero la rueda se ha echado a rodar.

Recordando rápidamente, los SGEn adoptan, como sistemas de gestión de otras disciplinas, el ciclo de Deming, que también es conocido como ciclo PDCA (Plan-Do-Check-Act) y que permite tener un control así como una mejora continua de los diferentes recursos energéticos que utilizamos. El estándar más conocido que utiliza este enfoque en nuestros días es la norma ISO9001.

El otro aspecto importante del enfoque metodológico que decidió asumir PRONASGEn para acelerar el aterrizaje de ISO50001 se basó en una herramienta sobre la cual quiero dedicar este espacio en este artículo dado el impacto que tuvo en los resultados del proyecto: redes de aprendizaje.

La aplicación de redes de aprendizaje en este tema surge de la experiencia alemana para la implementación de ISO50001. La agencia para la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ) soportó el PRONASGEn facilitando la participación de con-

Las Redes de Aprendizaje o Comunidades de Aprendizaje en Red se pueden definir como espacios de encuentro que buscan el desarrollo conjunto de un grupo de participantes, empresas o instituciones basándose en la interacción y el intercambio de experiencias, problemáticas, opiniones, recursos y tecnología en función a un tema específico, donde todos son corresponsables de las construcciones de conocimientos de los compañeros, con el apoyo por un lado de un moderador quién colabora en la mediación del proceso y con la participación, por el otro, de un consultor experto que orienta y aclara dudas en el ámbito técnico.

Alemania ya cuenta con más de 30 redes de aprendizaje regionales que agrupan a aproximadamente 370 empresas, de las cuales en promedio redujeron dos veces mas rápido sus costos energéticos que otras empresas. Tres cuartas partes de las inversiones identificadas han sido rentables.

Parte de la dinámica de esta red de aprendizaje es por medio de talleres presenciales colaborativos con el apoyo de moderadores y consultores expertos en las diferentes prácticas. Con ello las empresas se familiarizan con los requerimientos de la norma ISO 50001 y desarrollan cada una de las etapas para su implementación a través de: ejercicios prácticos, visitas a otras plantas, webinars, asesorías específicas, reflexiones, debates y discusiones. Al final se busca llegar a acuerdos y establecer sus propios sistemas de gestión de la energía.

Algunas de las ventajas de las Redes de Aprendizaje para implementar Sistemas de Gestión de la Energía son:

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

–Se reducen los costos de información sobre el tema de interés de las empresas participantes. Por ejemplo: ahorro de energía, eficiencia energética, cogeneración, uso o aplicaciones de energías renovables, proveedores, por mencionar algunos.

–Se reducen los costos de información sobre los temas de interés de las empresas participantes al trabajar en un modelo colaborativo.

–Se promueve y difunde la transferencia de información y experiencias sobre un tema específico, y se aprende a documentar casos de éxito y mejores prácticas.

–Se genera un mayor compromiso y aumenta la motivación de los participantes y sus empresas en los temas energéticos.

–Mejora el desempeño ambiental, al aumentar la eficiencia energética y reducir los impactos ambientales de las empresas.

–Son opciones de bajo costo ya que los servicios tanto del consultor especializado como del moderador de la Red se dividen entre todos los participantes.

–Se generan recursos humanos capacitados y posibles certificaciones de los participantes.

Las redes se han convertido en nuestros días en una nueva forma de interac-

ción de gran importancia, dando un nuevo giro a las diversas actividades que desarrollamos y a la forma en que nos comunicamos. Con ello hay un par de reflexiones de este esfuerzo que quisiera resaltar :

–En virtud de los valiosos resultados obtenidos, sería conveniente seguir utilizando esta metodología en nuevas redes hacia la implementación de SGEn en las empresas mexicanas.

–Esta herramienta se puede aplicar en otros campos como es el caso de energía, innovación, gestión empresarial e infinidad de otras áreas en donde el conocimiento impacte en su desarrollo.

CAVILACIONES MATERIALES OCTAVIO LARA

La Tormenta Perfecta

PARA AQUELLOS QUE LO CREÍAN: EL NACIONALISMO NO ESTABA MUERTO ANDABA DE PARRANDA.

Recientemente, algunos clientes han solicitado mi opinión respecto de nuevas formas de poder garantizar los proyectos de generación de energía eléctrica cuando el suministrado es el municipio. Si bien este tema no tiene nada de novedoso, los mecanismos de garantía sí que se han modificado. Desde aquellos implementados con garantías reconocidas por la legislación mercantil pasando por aquellas que utilizaban al Derecho de Alumbrado Público como mecanismo de pago, hasta la que me acaba de llegar al escritorio en la que tratan de juntar lo mejor de los dos ámbitos de aplicación del Derecho: el Público y el Privado.

En este sentido, estos nuevos contratos buscan incluir en un sólo documento al arbitraje como medio de solución de controversias entre la empresa generadora y el municipio, en aras de ahorrar tiempo y dinero, adicionada con una garantía en caso de incumplimiento de pago, con las participaciones federales correspondientes al municipio. El anterior es uno de esos casos en los que la suma de dos partes perfectamente válidas no necesariamente dan el mismo resultado, por raro que pueda sonar.

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

Me explico: la figura del arbitraje que se encuentra perfectamente regulada en el Título Cuarto de Código de Comercio es, a riesgo de ser simplista, un procedimiento alternativo al procedimiento de promover un juicio ante la autoridad judicial, que debe de ser acordado por escrito por las partes al momento de la firma de un contrato de naturaleza mercantil. En este caso, el contrato de suministro de energía a signar es un “PPA, pa los cuates”.

En automático la pregunta que surge es: ¿El municipio puede firmar contratos de naturaleza privada? Si la pregunta se la hubiéramos hecho al Maestro Gabino Fraga, muy probablemente nos hubiera sacado del salón de clases, pues en aquellos tiempos era inconcebible que un ente público realizará actos privados. Pero ahora la doctrina –no sé si evolucionado o involucionado– ha migrado hacia la doble naturaleza que pueden tener los actos de las entidades Públicas, opinión que la Corte Suprema ha compartido.

Así, acordes con lo anterior, podemos concluir que en efecto el municipio tiene facultades para suscribir este tipo de contratos y en consecuencia no habría impedimento para que aceptara en esos contratos, sujetarse a un arbitraje como medio de solución de controversias.

Por otro lado, mucho se ha dicho sobre utilizar el Ramo 28 que corresponde a los municipios del Fondo General de Participaciones, como garantía de pago por el suministro de energía al generador, derivado de la triste historia de incumplimientos por parte de algunos municipios –si no me cree pregúntele a la Conagua y a la CFE–.

En este tenor y no sin algunos problemas, los proyectos realizados con municipios han caminado. Pero déjeme dar un paso atrás para explicar de manera breve que es el Ramo 28.

La Ley de Coordinación fiscal, establece que para efectos de que Usted y yo paguemos a la Federación el mismo ISR e IVA, entre otros impuestos federales, los estados deberán de integrarse al Sistema Nacional de Coordinación Fiscal, a través de la firma de un convenio de adhesión entre éstos y la Secretaría de Hacienda, que les otorga el derecho a participar en la bolsa nacional que se recauda de los impuestos federales que señala la propia Ley.

En este tenor, el artículo 6 de la mencionada Ley de Coordinación Fiscal señala entre otras cosas que a los municipios nunca le corresponderá menos del 20% de la participación atribuible al Estado.

Esto debería significar que si el pago correspondiente al PPA se encuentra dentro de este 20%, en principio no hay un impedimento, pues tal y como lo dice el artículo 9 de la misma Ley, estos recursos se entregan libres de condiciones para su ejercicio.

Quizá ya me entendió amable lector, hacia dónde voy. En efecto, si el municipio firma un PPA y señala que el pago por el suministro de energía provendrá del Ramo 28, en el libre ejercicio de su presupuesto es una cosa. Pero otra muy diferente es que se establezca en el contrato, que si no me paga el municipio se establezca una condición que afecte esa participación antes de que entre al presupuesto municipal y si a esto le agrega Usted que está resolución

vendría de un árbitro, laudo que tendría que en última instancia ser homologadorevisado por un Juez, se empieza a formar la tormenta perfecta.

Quizás estas sutilezas hayan abonado por acendrar los nacionalismo interguerras, que no son consecuencia de jueces y gobiernos corruptos, ni tienen que ver con migrantes violadores, narcotraficantes o que huyen de condiciones infrahumanas en sus países. Pero que los mezclan de manera perversa para mover masas, lo mismo en países en desarrollo que Estados Unidos o Inglaterra.

IDEAS CON BRÍO SANTIAGO BARCÓN

Prodesen 2016: siguen las carencias y hay retrocesos

tarea pendiente, pero por medio de medidores automáticos y sistemas de redes inteligentes sólo se puede llegar hasta cierto punto. Mientras no se aplique el peso de la ley a los que roban lo más importante quedará por hacer. En resumen se enuncian programas y proporcionan los montos de inversiones pero sin mencionar un objetivo claro y medible lo que ya sabemos a dónde nos llevará.

Hace una año atribuí los problemas del Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (Prodesen) a las prisas por publicarlo y cumplir con los calendarios. No justificable, pero entendible. Ahora que analizo la publicación del 2016 me encuentro con un retroceso en mi opinión preocupante. Iniciemos el análisis.

El Prodesen consta ahora de 318 páginas, contra las 250 del año pasado, lo que es un incremento de casi un 25% y presenta una edición muy cuidada que inspira confianza al hojearla. Incluye ahora las fórmulas de cálculo de las proyecciones lo que a los estudiosos del tema servirá para validar los resultados. Por alguna razón viene en dos archivos .pdf lo que dificulta su manejo para el análisis al igual que las búsquedas; si es para descargar, ¿en qué afecta el tamaño del archivo?

A pesar de tener una extensión más amplia se omiten temas que se trataban en el anterior mismos que considero muy importantes. En primer lugar desaparece el tema de la electrificación rural y qué se llevará a cabo en este rubro lo que a todas luces es preocupante. Sí, 98.5% de cobertura pero más de 2 millones de compatriotas olvidados. Nada cambia tanto la vida como el acceso a la electricidad. Por otro lado las mediciones calidad, como por ejemplo el tiempo de interrupción al usuario, se omiten lo que sin duda constituye una omisión grave porque se ve que lo tienen fuera del radar. Hay un enfoque muy marcado a la reducción de pérdidas, sin duda una

Sin embargo el problema medular sigue siendo un descuido total de el relacionar el plan del sector con una operación correcta, tanto de forma técnica como económica, de un sistema eléctrico de potencia.

El Prodesen propone como margen de reserva de generación (MRG) un nivel de 17% lo que es un incremento de 4 puntos porcentuales sobre el 2015 pero creo que es razonable dada la topología de nuestro sistema. Desgraciadamente este guarismo, como en el 2015, se convierte de nuevo en un mero ejercicio que no se aplica como lo que debe ser: el eje rector de toda la planeación del sistema.

Redondearé cifras para facilitar la lectura y adicionalmente no afecta las conclusiones a las que pretendo llegar. En el 2015 nuestra capacidad instalada fue de 68 GW que significó un incremento neto (hay que recordar que entran plantas de generación nuevas, pero otras se retiran) de 3.9 por ciento. Nuestra demanda máxima coincidente fue de 42.5 GW lo que da un MRG ¡de 60%! Es decir, 43% arriba de lo que el mismo Prodesen da como un nivel de referencia. Esto, dólares más o menos, representa unos 30 mil millones de dólares (MMD) de activos que no son indispensables.

El escenario de crecimiento del sector hasta el 2030 se plantea en 3.7% anual lo que nos lleva a un incremento del 61% y se propone contar con un parque de gene -

ESPERABA UNA MEJORA SIGNIFICATIVA EN EL NUEVO PROGRAMA QUE ACABA DE PUBLICAR LA SENER. DESGRACIADAMENTE SE ACENTÚA AÚN MÁS LA FORMA Y SIGUE SIN CUIDARSE EL FONDO.

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

ración de 109 GW. Tomando la demanda coincidente del 2015 y proyectándola al 2030 nos arroja un valor de 69 GW lo que da un MRG de 58%, un 41% por encima del necesario. ¿Qué acaso nadie revisa los números? ¿Cómo pueden publicar estas cifras? ¿Nos sobran 50 MMD?

Aún suponiendo que la economía nacional creciese al 4.1% anual en el periodo el MRG quedaría en un 48 por ciento. Aunemos que la eficiencia energética queda, una vez más, sin la menor mención quizás porque de incluirla empezarían los cuestionamientos.

Otro aspecto preocupante resultan las suposiciones de los precios de los combustibles donde al carbón se le asigna un incremento anual de 3.8% al crudo de 4.3% y en con un desparpajo que sorprende a la mezcla mexicana de 4.9 por ciento; ¿alguien lo cuestiona? Es difícil pensar en escenarios donde los precios de estos dos combustibles tengan este comportamiento. Si se desea descarbonizar la economía este el peor método: plantear escenarios que son poco plausibles no ayuda y la economía es muy terca: hace lo más rentable.

Pasemos ahora al sistema de transmisión (ST), que creció en 2.1% en el periodo del 2014 al 2105. Consta actualmente de, cifras en miles de kilómetros (MK), de 105,000 MK compuesto de 25 MK en 400KV, 29 MK en 230 KV y el resto, 51 MK, en sistemas entre 69 KV y 161 KV que se denomina nivel de subtransmisión en México. Como ya hemos comentado tenemos un ST que es débil y necesita ser reforzado y mallado urgentemente. Uno esperaría que si se propone incrementar la generación, en el periodo 2016 a 2030, en un 61% el ST debería de seguir esta tendencia. Sin embargo se queda en 134 MK lo que es sólo un 27% que incluyen ya las tres líneas de corriente directa (CD) de unos 4

MK. Esto es a todas luces insuficiente y no hace ningún sentido.

Hilando más delgado veo otros problemas. La red de 400 KV incrementa un 45%, lo que es un buen avance, pero la de 230 KV lo hace sólo en 14.3% lo que resulta ilógico. Gran parte de un sistema robusto es tener anillos e interconexiones que permiten el paso del fluido eléctrico sin restricciones. La red de subtransmisión tiene un incremento de la misma magnitud que el sistema de 230 KV por lo que nos lleva a las mismas conclusiones.

Con respecto a las virtudes que supuestamente traerán líneas de CD tengo severas dudas que sea la mejor opción y comparto el análisis que escribió en Energía Hoy Enrique Martínez recientemente: http:// www.energiahoy.com/site/opinion-deenrique-martinez-martinez-la-transmision-de-energia-en-la-reforma-energetica/ Extraña que se propongan dos tensiones en CD, 500 KV y 400 KV, ya que en general se trata de uniformizar para contar con mayor flexibilidad con las refacciones y aumentar el poder de compra ante los proveedores, que son pocos, y una vez que se establece la relación resultará difícil de romper o alterar.

Tenía ilusión, o por lo menos la esperanza, de que el PRODESEN 2016 corrigiera errores y mejorara en lo general pero, desafortunadamente, no sucedió. Incluso pienso que es un retroceso porque la forma mejora y no el fondo lo que daña la credibilidad de los plasmado en el documento. Recordemos que cuando se ven los reportes anuales de las grandes corporaciones lo que más importa es lo que viene en el papel de menor calidad ya que contiene la información realmente valiosa. Queremos un PRODESEN que sea realista y que cuide los recursos, no una carta a los Reyes Magos. A ver sin en el 2017.

ENERGÍA Y PODER VÍCTOR RODRÍGUEZ PADILLA

Las mejores prácticas internacionales. Alimento del surrealismo mexicano

EL GOBIERNO FEDERAL SE UFANA EN DECIR QUE LAS LICITACIONES PÚBLICAS SE REALIZAN CONFORME A LAS MEJORES PRÁCTICAS INTERNACIONALES DE TRANSPARENCIA Y RENDICIÓN DE CUENTAS, PERO NO HA LOGRADO NI TIENE ÁNIMO DE ELIMINAR LA CORRUPCIÓN EN MÉXICO

–Estar muy corto de capital propio pero salir a invertir en exploración y producción a Nicaragua donde la probabilidad de encontrar petróleo en cantidades comerciales es mucho menor que en México (El Financiero, 14 de junio).

–Comprometer deuda y recursos públicos para financiar gasoductos privados, algunos construidos en Texas (El Economista, 15 de junio).

–Sobreinvertir en gasoductos para importar grandes cantidades de gas natural de Estados Unidos obviando la vulnerabilidad en la que se cae el sistema de suministro (Sener 24, de mayo).

Prácticamente no hay evento, discurso, conferencia o declaración en donde no se mencione que las mejores prácticas internacionales son la luz que guía las acciones, los proyectos y las políticas públicas en materia de energía. Lo dice el Presidente de la República y sus secretarios, lo repiten subsecretarios, reguladores y directivos de los organismos y empresas del Estado. Si ello fuera cierto el sector energético sería otro. Ya habría superado sus problemas o estaría en proceso de conseguirlo. El Gobierno insiste en que la Reforma Energética ya está dando cuantiosos frutos. La realidad viste otros colores. Hoy vemos un sector desarticulado, con empresas públicas fracturadas, debilitadas y acortadas, sin que los privados llenen el hueco, con inversiones extranjeras cargadas de promesas pero que llegan a cuentagotas, a pesar del gran empeño que ponen las autoridades, primero, en otorgarles grandes descuentos y facilidades y, segundo, en privatizar todo lo que se pueda antes de que llegue el gobierno de izquierda que atormenta sus cabezas. O las autoridades escogieron las prácticas que no eran, o no han sabido implementarlas, o funcionan en otros lares pero no en este país.

Algunas de las mejores prácticas internacionales que el gobierno lleva a cabo son las siguientes:

–Vender infraestructura “no estratégica” de Pemex para luego rentarla por 15 años y recomprarla más tarde al final del contrato (Reuters, 16 de junio).

–Exportar el petróleo ligero que produce Pemex e importar petróleo ligero de Estados Unidos para que funcionen mejor las refinerías de Pemex (El Universal, 30 de mayo).

–Abrir gasolineras en Houston para vender productos de las refinerías texanas y simultáneamente vender las gasolineras de Pemex en México (El Universal, 26 de febrero y 3 de diciembre 2015).

–Gastar millones de pesos en viajes al extranjero para ir a contarle al mercado lo que éste ya sabe sobre la reforma energética y las oportunidades de inversión (Sener, 9 de junio).

–Pagar a los proveedores muchos meses después de que se venció el plazo (Forbes, 20 de junio).

–Licitar los socios de Pemex en aguas profundas, destornillando de risa a las empresas petroleras públicas de Noruega, Brasil, Rusia, China, Arabia Saudita, Irán, Irak, Malasia, Corea del Sur y de muchos otros países (Sener, 14 de junio).

rado 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

–Entregar diplomas a estudiantes reprobados de la primera generación de la Maestría en Derecho Energético y Sustentabilidad, que forma parte del programa estratégico de formación de recursos humanos de la Secretaría de Energía; dicho en otros términos, promocionar y financiar maestrías fraudulentas de una Facultad de Derecho y Criminología (Sener, 20 de mayo).

–Modificar varias veces la bases de licitación de los contratos de la Ronda 1 porque se usaron las mejores prácticas internacionales que no eran (Sener, 16 mayo).

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 Docto-

¡Chispas! Si esas son algunas de las mejores prácticas cuáles serán las peores. Bueno, qué podríamos esperar después de que el Secretario de Energía declaró que la reforma constitucional en materia de energía se había aprobado conforme a “las mejores prácticas legislativas” (goo.gl/PKdu8w), cuando todos fuimos testigos de ominoso y desaseado proceso, tanto en el Senado como en la Cámara de Diputados. El apego a las mejores prácticas internacionales se utilizó como argumento para impulsar la Reforma Energética y se incluyó en los dictámenes y debates de senadores y diputados. No extraña entonces que el término ya esté en la Constitución y en la legislación secundaria. Ello no resuelve nada. El Gobierno federal se ufana en decir que las licitaciones públicas se realizan conforme a las mejores prácticas internacionales de transparencia y rendición de cuentas, sin embargo no ha logrado ni tiene ánimo de eliminar la corrupción, lo que se refleja en un sistema nacional anticorrupción “descafeinado”.

¿Qué son las mejores prácticas internacionales? ¿Quién decide que son esas precisamente y no otras? De la literatura extraemos que las mejores prácticas son los procedimientos e instrumentos que han permitido resolver problemas con efectividad, eficiencia y alto grado de satisfacción de los interesados. El concepto surgió en el mundo empresarial pero se ha extendido a otros ámbitos. Hoy se habla de las mejores prácticas corporativas, administrativas y gubernamentales. También las hay en recursos humanos y negociación con socios, proveedores, financistas y actores sociales. En ese triple salto mortal hay una desproporción porque los gobiernos y los congresos no son organizaciones empresariales, ni los gobernantes y legisladores simples administradores, aunque frecuentemente se comporten como si lo fueran y sean sumisos a los que detentan el poder económico.

Hay muchas maneras de hacer las cosas pero algunas funcionan mejor que otras. A los procedimientos más exitosos se suelen denominar las mejores prácticas. Queda por resolver el problema de dónde marcar la división entre las “buenas” y las “mejores”. Por ejemplo, en una escala de uno al diez, se podría poner el límite en 6, 7, 8 o 9 y siem-

pre habría alguien descontento. Seleccionar las mejores prácticas tiene entonces algo de arbitrario. La selección es simple cuando se trata de procesos técnicos reproducibles y sus resultados medibles con precisión y exactitud; en ese ámbito no se habla de las mejores prácticas sino de patentes y secretos industriales. La cuestión se complica cuando todo queda en una estimación, por ejemplo, alto, bajo, ligero, pesado, próximo o lejano. Y de plano es difícil cuando son juicios de valor que no hay manera de medir, como una acción audaz o prudente, justa o desequilibrada, incluyente o discriminatoria, correcta o errónea, necesaria o inútil. En ese caso la decisión se obtiene por imposición del que tiene el control y manda. En democracia se procede a una votación. Aquí la cuestión es quién debe decidir las mejores prácticas que nos llevarán al desarrollo: ¿el técnico, el gobernante, el legislador, el empresario, el banquero o el ciudadano mediante referéndum? Ya vimos cómo al ciudadano de a pie se le impidió manifestarse sobre la reforma energética mediante una consulta popular.

La complejidad aumenta en el ámbito internacional cuando se debe decidir si entre las mejores prácticas son todavía mejores las observadas en Estados Unidos, Canadá, Gran Bretaña, Francia, Alemania o Japón.

¿Cuál es la mejor práctica internacional: la propiedad pública o la propiedad privada del subsuelo con tanto éxito en Estados Unidos? ¿Cuál es la mejor práctica: prohibir el fracking como hace el gobierno francés o permitir que se desarrolle sin limitaciones y hasta con subsidios públicos como hace el gobierno estadounidense? En cualquier caso, surge el problema de la adaptación de tales procedimientos a la realidad de los países en desarrollo, la cual es sustancialmente distinta a la que priva en el mundo de las potencias económicas y tecnológicas.

Una transición energética basada en “energías limpias” podría considerarse como la mejor práctica internacional porque la mayoría de los países así lo plantearon en París 2015, sin embargo esa decisión refleja más bien la relación de fuerza en el mundo de los negocios energéticos internacionales. Si se trata de salvar al planeta y a la humanidad

entera habría que plantearse una transición basada únicamente en fuentes renovables. En ambos casos se trata de decisiones de política pública. Y en ese terreno las cosas se complican. No pocas veces los países del centro del sistema capitalista son los que quieren imponer sus “mejores prácticas”, sobre todo en el plano económico, que en realidad no son prácticas sino políticas que juegan netamente a su favor. En esa tesitura las mejores prácticas son los criterios y estándares que se imponen desde el centro del capitalismo mundial. La OCDE se arrima presuroso a decirnos cuáles son. El FMI y el Banco Mundial no se andan por las ramas, se las imponen a los países que se atreven a solicitar algún crédito.

El problema con el gobierno mexicano es que quiere hacer pasar decisiones eminentemente políticas como acciones apegadas a las mejores prácticas internacionales. Desregular, liberalizar, privatizar, desnacionalizar, desmonopolizar, desestatizar, bursatilizar, monetizar y concesionar son decisiones políticas que no caben ni a empujones dentro de la categoría “las mejores prácticas internacionales”. Obligar a Pemex a celebrar una asociación con el sector privado, transformar áreas estratégicas en prioritarias, remplazar la exclusividad del Estado por una rectoría diluida, renunciar a una política industrial, promover el extractivismo y cobrar casi nada de impuestos a mineras y petroleras, son ejemplos de decisiones políticas que el gobierno federal quieren hacer pasar como las mejores prácticas internacionales sin otro objeto que desactivar la conflictividad entorno a ellas. Durante la Reforma Energética se dijo que se cambiaba la Constitución para posibilitar los contratos petroleros porque era la mejor práctica internacional, sin embargo el sistema de concesiones y contratos, creado por la Siete Hermanas hace ya casi un siglo, está cargado de ideología, espejismos, conceptos a modo, derrotismo y trampas, muchas trampas. El intercambio de experiencias en materia de las mejores prácticas internacionales ha sido un tema permanente en las reuniones del Secretario de Energía con ministros de otros países, porque se busca legitimar decisiones políticas ya tomadas. Para el Gobierno peñista las mejores prácticas internacionales son las que él decide.

TEXTO: PEDRO MENTADO CONTRERAS

La apertura de la infraestructura logística y transporte del sector energético es la otra pieza clave en la transformación de las industrias de hidrocarburos y eléctrica, pues abre oportunidades de jugosos negocios y contribuye con certidumbre en la creación de los mercados de gas natural, petrolíferos y electricidad.

Hoy las industrias viven una “revolución silenciosa”, pero que sin duda hará mucho ruido por el nivel de las inversiones que ya genera, y las que vendrán en los años por venir.

En el sector de gas natural hay detonados 10 proyectos con los que se duplicará la infraestructura de gasoductos en un tiempo récord de tres años, y con ello la oferta de gas natural.

La infraestructura del gas natural ya no es más de Petróleos Mexicanos (Pemex): el Centro Nacional de Control de Gas Natural (Cenagas) se encarga ahora de la gestión y administración del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural y cualquier empresa puede utilizar la infraestructura.

En petrolíferos, en tanto, se iniciaron dos proyectos privados para ampliar la red de ductos que surtirán gasolina, diesel, turbosina y otros derivados líquidos en el norte y centro del país, algo impensable hace un par años, por lo que en el escenario futuro hay un alto potencial de inversiones privadas.

En el caso de los oleoductos, poliductos y plantas de almacenamiento de petrolíferos, Pemex creó la subsidiaria Pemex Logística, que es la empresa que ahora ofrece el servicio de transporte y almacenamiento a la propia Empresa Productiva del Estado y a los privados, y está abierta a cualquier empresa que la necesite.

En la industria eléctrica hay un plan ambicioso de inversión en la transmisión con 52 proyectos a todo lo largo y ancho de la República. En distribución, por ejemplo, existen proyectos de medidores, acometidas, interconexión y un plan para reducir las pérdidas técnicas y no técnicas.

La infraestructura de transmisión y distribución queda en manos del Estado y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se encarga de administrar, pero es el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) el que autorizará permisos de interconexión y planeará las inversiones en la nueva infraestructura.

Todo esto sucede en un escenario de mercados abiertos.

El mercado de las gasolinas y el diésel se abrió por adelantado y empiezan aparecer las nuevas marcas y franquicias que le competirán a las gasolineras de Pemex.

En otro carril está el mercado de gas natural que estará completamente abierto para el 2018, año en que la infraestructura y la oferta serán suficientes. El próximo año comenzarán los planes de las líneas de distribución para surtir a empresas y residencias.

Y los precios de electricidad tuvieron su regalo por anticipado por la caída de las cotizaciones de los combustibles fósiles –gas, diésel, combustóleo–. Hoy se observan tarifas industriales, comerciales y residenciales bajas; sin embargo, hacia el 2018, los precios fluctuarán de acuerdo con la oferta y la demanda.

En un plazo de un par de años, los mercados de gas natural, de petrolíferos y electricidad, serán una realidad y la apertura de la transporte, la logística, las redes de transmisión y distribución, serán el fiel de la balanza en esos nuevos mercados de México.

EL CENAGAS Y LOS GASODUCTOS: CLAVES PARA UN MERCADO LÍQUIDO

La apertura al sector privado del transporte, distribución y logística del gas natural tiene una historia de 20 años que se remonta a 1995 con la reforma al Artículo 27 constitucional; ahí es cuando se permitió la participación de empresas privadas, cuenta Rosanety Barrios Beltrán, jefa de la Unidad de Transformación Industrial de la Secretaría de Energía (Sener).

Sin embargo, destaca la funcionaria federal, hubo algunos errores estructurales al permitir la venta de primera mano en el centro del consumo del usuario, lo que provocó que se confundiera con la comercialización en un mercado donde había una entidad productora única –que era dueña de los ductos del transporte y comercializaba el combustible–, lo que no permitió la competencia en el sector.

La Reforma Energética soluciona esta situación: Llega hasta el punto de permitir la participación a nivel producción y ese es el gran hito, explica la funcionaria federal.

Hoy una empresa privada puede producir gas natural y petróleo si es ganador de un contrato y como muestra está la Tercera Fase de la Ronda 1, donde se asignaron 19 contratos para campos que ya están produciendo y muy pronto aportarán su producción al mercado nacional.

“La reforma abrió la puerta en el nivel de producción de gas y petróleo, lo que le da a México una variedad de posibles respuestas dado que somos un país productor”, expone.

PEMEX SUELTA TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

Hasta antes de la reforma de hace dos años, explica Barrios Beltrán, Pemex contaba con casi 9 mil kilómetros de gasoductos, sin embargo, con los cambios constitucionales se establece que sean trasladados a un nuevo gestor –el Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas)–, y Petróleos Mexicanos (Pemex) quedó como productor y comercializador, uno más de los muchos que habrá en el nuevo mercado.

Sin embargo, expone, es un comercializador que arranca la reforma con prácticamente 100% de los contratos, eso implica que tenga que existir una regulación asimétrica para mediar ese poder tan importante con el que arranca la ahora Empresa Productiva del Estado.

Ante esa dominancia, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) estableció una serie de lineamientos: primero, le mantiene regulada la venta de primera mano, si bien acaba de modificar la fórmula, hay una fórmula de un precio máximo que le aplica a la venta de Pemex.

Y, además, le establece una cuota máxima y la obligación de deshacerse de 70% de sus contratos en un máximo de cuatro años, esa es una regulación asimétrica y única para Pemex a efectos de mediar in situ su poder en el mercado.

El esquema que se está llevando a cabo en materia de liberalización del gas natural, es como el contexto perfecto para que ahí cuelgue Pemex este programa de sesión de contratos, dice la funcionaria.

“Sí se va reservar capacidad, Pemex puede poner en la mesa y decir: tengo estos contratos, y si un comercializador ésta interesado en participar, Pemex le puede decir: adelante llévatelos. Ese es uno de los hitos de la reforma, un cambio estructural”, afirma.

ROMPER LAS BARRERAS DEL LIBRE MERCADO

La reforma tiene otro elemento clave: la creación de mercados de gas natural. Rosanety Barrios Beltrán destaca que parte de dos elementos fundamentales: información simétrica para todos los participantes e información para la toma de decisiones.

“En la medida que la información es asimétrica, el juego no es justo sí hay alguien que tiene más información”, dice.

Y el segundo elemento fue quitar todas las barreras de entrada. La barrera más importante a estos mercados es el acceso a la logística, a la infraestructura, entonces el acceso abierto es uno de los elementos más importantes en la reforma e incluso hay un capítulo en la Ley de Hidrocarburos dedicado al accedo abierto, destaca.

El nuevo mandato legal es claro y por ello Barrios Beltrán dice que toda la infraestructura de ductos y almacenamiento está obligada al acceso abierto, entonces los ductos de gas natural primero pasaron por este hecho histórico, dejaron de pertenecer a Pemex y ahora pertenecen al Cenagas

TRANSPORTE Y LOGÍSTICA DE GAS NATURAL

desde el 1 de enero de 2016 cuando se hizo la transferencia de los activos.

“El Cenagas, que no produce ni comercializa gas, no tiene este conflicto de intereses que sí había con Pemex en el pasado; ellos ahora tienen que llevar a cabo su temporada abierta, la reserva de capacidad, para eliminar esta barrera de entrada que hoy existe al no haber contratos en firme”, expone en entrevista con Energía Hoy.

Hacia adelante, la estrategia de mercado que se está planteando es poner a disposición del público la información sobre las transacciones que se llevan a cabo en materia de gas natural y eso lo va a hacer la CRE, entidad que regula la comercialización y da permisos para poder comercializar.

El nuevo esquema será un mercado transparente, afirma. Los comercializadores están obligados a reportar a la CRE información sobre sus transacciones, así el mercado sabrá dónde se están llevando las transacciones, qué volúmenes y a qué precios se está negociado y de esta manera cada agente del mercado en su rol.

“Los usuarios podrán saber si el producto –gas natural– y el precio que le están ofreciendo tiene o no tiene sentido económico”, asegura.

Los comercializadores y las entidades especializadas pueden ir construyendo índices de precio para operar como en los grandes mercados, los grandes mercados operan en función de un diferencial del Henry-Hub, estamos construyendo las condiciones para tener un mercado liberalizado de gas natural.

INVERSIONES ROMPEN “CUELLOS DE BOTELLA”

En el escenario de un mercado de gas natural, las inversiones en nueva infraestructura son clave para que no haya cuellos de botella. En ese sentido, la funcionaria expone que se adoptó este programa agresivo de desarrollo de gasoductos encabezado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

“Pemex tuvo una participación, sí, Pemex lideró el desarrollo del gasoducto de Ramones, pero en realidad todos los demás gasoductos los lleva a CFE. Hace unas semanas se dio el fallo del último gasoducto que faltaba, la obra submarina que va del sur de Texas a Tuxpan”, plantea.

Se tiene ya detonado todo el programa de inversiones de gasoductos, en diferentes fases, pero ya está todo el programa de construcción de gasoductos en el Plan Nacional

“Los usuarios podrán saber si el producto –gas natural– y el precio que le están ofreciendo tiene o no tiene sentido económico”.

ROSANETY BARRIOS BELTRÁN, JEFA DE LA UNIDAD DE TRANSFORMACIÓN INDUSTRIAL DE LA SENER.

de Infraestructura, esto implica que nuestro país va a contar en un plazo muy corto con la infraestructura; por ejemplo, el ducto marino está programado para empezar a operar en septiembre de 2018.

“En muy poco tiempo vamos a tener acceso a gas natural adicional importado de Estados Unidos, por lo tanto las condiciones de capacidad suficiente de oferta de gas están puestas para tener un mercado líquido en 2018”, comenta.

MAPA DE RUTA DEL NUEVO MERCADO

La reforma logró acomodar todas las piezas, pues detonar gasoductos no hubiera sido suficiente. Si bien hubiera ayudado muchísimo, los gasoductos son un elemento nodal de la ecuación, porque si no hay infraestructura no se puede traer el combustible.

Sin embargo, la posibilidad de alinear todo y decir: ahora vamos a dar acceso a la información, vamos llevar a cabo la reserva de capacidad, hay obligación a acceso abierto, existe el Cenagas como un gestor independiente, es un logro total de la reforma y permite alinear todas las piezas

“En materia de gas natural el mapa de ruta ya está puesto y estamos avanzando bien con la publicación de la política pública para tener un mercado de gas natural liberalizado en 2018 y el país este suministrado de manera permanente calidad y precios eficientes”, dice Rosanety Barrios.

La CFE ya terminó el proceso para detonar la inversión en gasoductos viene la reserva de capacidad por parte del Cenagas y eventualmente las señales de capacidad serán aquellas que permitan pedir mayor capacidad para transportar gas natural en zonas donde ya está saturado, pero ahí ya viene la nueva infraestructura que viene del sur de Texas hacia el centro del país, expone.

En materia de gas natural, comenta, las expectativas son muy buenas porque se está avanzando muy rápido para un mercado que empezó a ver la luz hace 20 años. Entonces hubo las fallas, reconoce, pero cuando vino la reforma ya se sabía qué hacer, se tenía la experiencia de 20 años y así se reflejó en la Ley.

INFRAESTRUCTURA ABONA A SEGURIDAD

La transformación del sector de gas natural no acaba ahí, dice Rosanety Barrios, no hay que olvidar que México es un país productor y tiene los recursos, hay países que no tienen recursos, entonces su estrategia de seguridad energética dependerá siempre de las importaciones.

“No es el caso de México no, nuestra riqueza en hidrocarburos ésta en el subsuelo y la reforma nos dio elementos para poderla aprovechar, ahí están las rondas, el país va ir recuperando paulatinamente su capacidad de producción y cuando esto ocurra, la infraestructura que hoy estamos detonando nos va ser muy útil porque el gas tiene que fluir”, afirma.

“Sí en un momento dado estamos en posibilidades de exportar, porque hoy estamos importando, estaremos exportando o podemos empezar almacenarlo en algún lado y se van creando condiciones de seguridad energética”.

En un escenario de corto y mediano plazos, y ya que se concluya con la reserva de capacidad y la estrategia que se tienen en marcha –esencialmente lo que se tiene que llevar a cabo este año: la reserva de capacidad y la publicación de la información– hará falta construir las líneas de distribución, para que ese gas natural llegue las plantas de generación eléctrica, a todas las plantas industriales y también a las zonas residenciales que así lo quieran.

Es lo que sigue en materia de gas natural y en la medida que se desarrolle esta plataforma para la afluencia de nuevos participantes de competencia, lo que sigue se dará de manera natural. Hay interés y entonces se desarrollan estas líneas de distribución, al tiempo que los contratos van dando sus frutos y van recuperando nuestra capacidad.

La infraestructura en construcción representa casi 10 mil kilómetros de gasoductos, lo que significa que se duplica la capacidad que tenía Pemex. Se construirán siete puntos de importación de gas natural, y se tenían nueve, con lo que se tendrá una capacidad de importación de gas natural de 9 billones de BTUPD, esto una transformación estructural.

PRECIOS Y OFERTA, FACTORES DE INVERSIÓN

Los beneficios se darán conforme los gasoductos inicien operaciones, porque es cuando empieza a llegar el combustible, dice la jefa de la Unidad de Transformación Industrial de la Sener. El gasoducto de Los Ramones ya empezó a traer y surtir combustible en fase de prueba y probablemente en un mes ya esté a plena capacidad, comenta.

“México es un país que ha tenido que importar gas licuado para atender la demanda debido a que el gas nacional no ha sido suficiente, no teníamos la infraestructura para importación de EU, y por ello se ha tenido que recurrir al gas licuado”, recuerda.

En ese sentido, expone, “en la medida que empiecen a operar estos gasoductos y que Ramones empiece a operar a plena capacidad –que es el más inmediato–, vamos a depender menos del gas licuado, el gas que viene por barco y que cuesta más caro, esa es una ventaja inmediata”.

“Además, la certeza de la afluencia del gas es un beneficio, eventualmente intangible para alguien, pero le aseguro que las plantas de la CFE son las más beneficiadas, porque hoy todavía tenemos de repente que cambiar al uso de combustóleo o de diésel para atender estas variaciones tan importantes que tenemos en la producción nacional”, explica.

“Las condiciones de certeza nos va lleva a tener una temporada abierta mucho más exitosa, hay certeza del usuario que ésta entrando matriz del gas natural, estamos interconectados y el precio ésta relacionado al sur de Texas, que es el precio más atractivo del mundo para el gas

POR UN SISTEMA

QUE PRIVILEGIA LAS DECISIONES DE LOS ACTORES PRIVADOS

A pesar de la que la transmisión y la distribución del sector electricidad queda reservada al Estado –Comisión Federal de Electricidad (CFE)–, la nueva estructura es semejante a los modelos de mercados eléctricos mayoristas internacionales.

De acuerdo con el Prodesen 2016-2030, la red de transmisión y distribución alcanzó una longitud total de 879 mil 876 kilómetros; en cuanto a la capacidad instalada en subestaciones y transformadores, el SEN alcanzó 300 mil 101 (MVA).

La Reforma Energética le pega en tres lados favorablemente al modelo de desarrollo de transmisión y distribución en beneficio de todos los participantes, dice César Emiliano Hernández Ochoa, subsecretario de Electricidad de la Secretaría de Energía (Sener).

Antes el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) planeaba el crecimiento de las líneas pensando en el interés dominante de una empresa, que era la CFE. Ahora se hace pensando en los proyectos de la Comisión, pero también en los proyectos que reportan las empresas privadas; eso quiere decir que, las líneas se están moviendo hacia zonas dónde antes no se movía el crecimiento, dice el funcionario federal.

Había algunos sesgos que son importantes: la CFE como una empresa térmica tenía un sesgo hacia los proyectos de gas y combustibles, mientras que las renovables quedaban un poco fuera, muchas líneas no se desarrollaban en zonas ricas en renovables; sin embargo, con los cambios en la planeación, ahora sí se incluyen, afirma el funcionario federal.

Las líneas que están en el nuevo Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen 2016-2024) son las que van de Tehuantepec a Centro del país, zonas ricas en renovables a zonas ricas en consumo o de Sonora a Baja California, con una lógica de conectar las renovables.

“La planeación es un primer elemento de un nuevo sistema de transmisión, ahora esa planeación crece ya pensando en el

conjunto y no en un solo actor, aunque la CFE sea el actor más importante”, destaca el Subsecretario de la Sener.

El otro es la interconexión. Antes quien era juez y parte para decidirla era la propia CFE, a partir de la reforma es el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), que ya es un organismo separado de la CFE, recibe las solicitudes y las atiende, y prácticamente lo que le queda a la CFE es firmar el contrato pero cuando ya ésta todo pre aprobado técnicamente por el Cenace.

En la primeras experiencias, dice César Emiliano Hernández, lo que han visto es que se reducen los tiempos, se simplifican los requisitos y es más fácil para un privado conectarse a la red o que le digan que obra construir, etcétera.

“Antes había como muchos pretextos: sí puedes pero tienes que pagar una millonada o sí puedes pero tienes que hacer tal o cual cosa, o necesito que me den el dictamen 17 áreas al interior de la CFE antes de poderte decir si es factible que te conectes o no, etcétera”.

El tercer tema es cómo se construye o cómo pueden participar terceros en la construcción de líneas de transmisión. En países como Brasil y otros –muchos que han desarrollado proyectos de transmisión muy grandes–, la inversión se hace por terceros, por privados, ahí se usan esquemas de financiamiento de proyectos como los que se usan para construir carreteras, pero que el sector eléctrico en transmisión no habían utilizado, expone.

La reforma lo que hace es que por primera vez se van a construir este tipo de proyectos con esquemas de financiamiento de proyectos con asociaciones público privadas, la primera licitación es la que se arranco en junio.

Por eso, por el lado del financiamiento, de la capacidad de ejecución, de la operación eficiente, la entrada de privados a transmisión es uno de los elementos clave en la transformación sector, destaca el entrevistado.

En la competencia por los contratos, que es una licitación muy competida como los gasoductos, si me bajan mil millones de dólares en la construcción de proyecto es un beneficio muy grande para las finanzas de la empresa, afirma.

“Si además, como particular, me puedo conectar más fácil y rápido. sin tener que pedirle permiso a quien puede

sentir que vengo a competirle, también es mejor. Y si la planeación está hecha por un tercero pensando en todo el sistema, esos son los tres lados donde la reforma impacta el tema de la transmisión y distribución”, dice el Subsecretario de Electricidad.

¿La pLaneación mide en qué porcentaje beneficia a proyectos renovabLes?

No, se hace con el criterio como beneficiamos. Lo que se hace es el ejercicio de ver todos los proyectos que hay y ver cuál es la red eficiente para atender los proyectos.

En la planeación de la red de transmisión, algunos serán térmicos y otros serán renovables, otros serán limpios, pero no térmicos ni renovables… es un poco la generación que está demandando tanto la CFE como los privados, que es la que marca el crecimiento de la red.

La otra cosa que sí se evalúa son los proyectos de mediano y largo plazo, porque la planeación es a 15 años. Sabemos de los proyectos a 3 y 5 años porque tenemos o solicitudes de permiso o de factibilidad para interconexión o proyectos aprobados en el presupuesto o anunciados.

Pero más allá de 5 años y hasta el año 15, lo que se hace con la base de datos es analizar potenciales, y se dice: aquí es probable que aparezca un ciclo combinado porque aquí pasa un gasoducto o porque aquí hay demanda o es probable que surja una granja eólica, con supuestos ya más refinados se hace la planeación de la transmisión.

Los primeros, los proyectos firmes, son lo que conocemos, y los otros con modelos muy sofisticados, el sistema los va suponiendo. Con base en esa información se hace la planeación de cuál es la red más eficiente para atender y llevar la energía a los lugares de la demanda, pero no ésta sesgada a favor de renovables. Lo que no está ahora es sesgada en contra de… ahora ve a todos iguales.

“La planeación es un primer elemento de un nuevo sistema de transmisión, ahora esa planeación crece ya pensando en el conjunto y no en un solo actor, aunque la CFE sea el actor más importante”.

CÉSAR EMILIANO HERNÁNDEZ OCHOA, SUBSECRETARIO DE ELECTRICIDAD DE LA SENER.

Los empresarios eóLicos y soLares quieren saber dónde van estar Los proyectos y Las Líneas de transmisión?

La idea en el mercado es que las empresas tengan su propia información, sus propios proyectos y realmente la idea es que nadie les diga dónde, que ellos digan aquí pongo.

Hay un cambio en el paradigma de hacer negocios en el sector. Es como el cambio de mentalidad entre las licitaciones de los productores independientes de energía a los que se les decía: quiero un ciclo combinado en Torreón con tal capacidad y todo, y en la subasta eléctrica de largo plazo es “tú dime dónde te pones, qué energía me vas a dar y en qué plazo, etcétera”.

Este sistema que privilegia las decisiones de los actores privados es un buen sistema, al menos en un proceso de cuatro meses permitió entrar ya en la construcción de tanta capacidad renovable como lo que se había logrado construir en los últimos 15 años anteriores. Tiene su virtudes.

Ahora que presentamos el Prodesen decíamos: la planeación de la generación es un indicativo, no obligamos a nadie a poner las plantas; les digo aquí se van a poner y creo que se pueden poner, pero cada quien es libre de decir “la pongo o no la pongo”, pero entre el primer Prodese y el segundo hay cambios diametrales.

El primer Prodesen decía qué se iba poner en el primer año –2015– y se cumplió en un 89% sin ser obligatorio, es básicamente lo que las propias empresas, la CFE y las demás estaban proponiendo. Entonces es como en una familia: yo no le digo a mis hijos qué se van a comer, pero sí se lo comen todo.

eL prodesen tiene una Lista de proyectos de transmisión. ¿dónde están Las urgencias?

A nosotros nos parece que los proyectos que se instruyeron el año pasado, y que nos parece que era muy importante que se construyeran, tengan salidas a los centros

de consumo, como la energía eólica que se genera en el Istmo de Tehuantepec y la hidroeléctrica.

Yo creo que el Prodesen da una idea por las fechas de cuál es el orden de prioridad, pero dentro de esas prioridades los proyectos instruidos creo que son los más importantes.

En la perspectiva del plan están la línea de transmisión del Istmo de Tehuantepec a Morelos; la otra de Sonora a Baja California, que es otro gran proyecto que entra en este Prodesen; en otro la línea submarina que va a Cozumel, es es chico pero tenía tecnología novedosa.

En general hay muchos refuerzos. De toda esa lista muchos son pequeños refuerzos, donde cada uno de ellos es clave para que pueda entrar más energía en las zonas que ya tienen fenómenos de congestión.

Y la red debe tener un mallado más denso, lo que va permitir absorber mayor energía intermitente, mucha energía limpia– sobre todo la renovable– tiene esa característica de intermitencia, y para poder absorber esto hay que tener un mallado más robusto.

Si sopla el viento acá se llevará la energía a otro lugar, pero se necesitan más vasos comunicantes que permitan que no haya escasez en un lugar aunque baje el viento o baje el sol, esa infraestructura es clave en el nuevo mercado eléctrico.

en La parte de La distribución, de Las pérdidas técnicas, de Las pérdidas no técnicas y Las interconexiones, ¿cómo viene eL asunto hacia adeLante?

En el tema de las pérdida técnicas, creo que el área de distribución de la CFE ha hecho muy buen trabajo: han estado tumbando un punto porcentual anual desde el principio de la administración y lo quieren cerrar entre 10 y 11% al final de la sexenio.

Los avances en la materia son importantes si consideramos de dónde venimos y a mediados de la siguiente administración podríamos alcanzar los niveles de 8%, que son los de los países de la OCDE, y ya si nos vamos al final a lo mejor llegamos a los niveles de Corea, del 3 al 4% o algo similar.

Lo importante es que esta energía –las pérdidas–, si fueran agua potable es como si se escurrieran por la alcantarilla, no la aprovecha nadie. Entonces, cada punto que logramos reducir de pérdidas son ingresos adicionales para la CFE, por eso una de las grandes oportunidades de costos del sistema una parte estaba en distribución.

Otra parte está en la producción, el mercado, la competencia, pero un pedazo está en bajar las pérdidas. Cuando Luz y Fuerza del Centro entró en crisis hace años, básicamente era un empresa de distribución que perdía entre una tercera parte y la mitad de la energía que circulaba por la red, ése era su Talón de Aquiles.

TRANSPORTE Y LOGÍSTICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

PRIVADOS CONSTRUYEN Y AGUARDAN LA TEMPORADA ABIERTA DE PEMEX

En el sector de transporte y logística de hidrocarburos líquidos, México viene de un mundo completamente cerrado, dice Rosanety Barrios Beltrán, jefa de la Unidad de Transformación Industrial de la Secretaría de Energía (Sener). El único participante era Pemex y nadie más: Pemex produciendo e importando, con la obligación de suministrar gasolina, diesel, turbosina y los otros derivados.

“Pemex era la única empresa en México que tenía que hacer lo que fuera para que la gasolina estuviera en las estaciones de servicio todo el tiempo y si tenía que importar por una emergencia más caro, pues ni modo: importaba y la colocaba en las estaciones de servicio”, recuerda la funcionaria.

Actualmente, México tiene 73 permisos de almacenamiento, mismo número de Terminales de Almacenamiento Terrestre (TARs), 15 plantas de almacenamiento marítimas, casi 9 mil kilómetros de poliductos y un poco más de 5 mil oleoductos, todo propiedad de Pemex.

En el sector de transporte y logística de hidrocarburos líquidos no se adoptó el mismo modelo que en gas natural, donde se les dijo: “tus activos van a pasar a otra entidad”; en este caso se les permitió quedarse con sus activos.

Ahora, la Ley obliga a Pemex a una separación de actividades y es como se crea Pemex Logística, empresa que ahora es la que

tendrá que dar el servicio de transporte y almacenamiento a los privados.

LA REFORMA ROMPE EL MONOPOLIO

Con la reforma, el sector del transporte y logística empieza desde cero, y aunque las herramientas son las mismas se tiene la obligación de acceso abierto para los oleoductos y poliductos, terminales de almacenamiento terrestres y marítimas, tal y como lo determinan la Ley y los reglamentos que derivan.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) emitió disposiciones en ese sentido. Por ello existe la regulación asimétrica para Pemex; el Artículo 7 transitorio determina las disposiciones de transporte y almacenamiento de líquidos, que obligan a Pemex a ofrecer su capacidad de infraestructura hasta en un 90% a través de contratos de reserva de capacidad y un 10% en lo que se conoce como carrier.

“La obligación tiene otros alcances: si hay un interesado en comprar productos de venta de primera mano tienen que ceder ese derecho, cede entonces esa capacidad para que una empresa X pueda mover ese producto en el territorio nacional”, explica Barrios Beltrán.

Además, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se reservó el derecho de establecer un máximo de participación en el mercado, así como lo hizo con el gas natural donde tiene que soltar 70% del mercado. La CRE no lo establece, pero se reserva ese derecho, y podría hacerlo si hubiera necesidad de poner un máximo en la participación del mercado de Pemex.

IP, MUY ACTIVA EN NUEVOS DUCTOS

El nuevo marco regulador permite la participación de cualquier capital privado sin ningún tipo de restricción en todas las actividades, dice la Jefa de la Unidad de Transformación Industrial de la Sener. Si hoy alguien está interesado en desarrollar

plantas de almacenamiento o poliductos lo puede hacer, ya hay interés público por parte de algunas empresas por desarrollar estos proyectos, añade.

La inversión en el poliducto que va de Tuxpan, Veracruz, hasta Tula, Hidalgo, es resultado de los cambios legales; conectará el puerto de entrada más importante en el Golfo de México con la zona donde más se consume productos importados.

De acuerdo con información del proyecto, el ducto será de 18 pulgadas de diámetro y tendrá la capacidad de transportar alrededor de 165 mil barriles por día, infraestructura que puede anticipar su entrada en operación al tener ya un derecho de vía ya autorizado.

Monterra Energy, dueña del proyecto, pondrá en marcha una Temporada Abierta en marzo de 2016 para la capacidad restante.

Hay otro proyecto de poliducto anunciado por Howard Energy México que interconectará las refinerías de Corpus Christi en Texas con los mercados en el norte de México, específicamente con Monterrey, Nuevo León.

Según el plan del proyecto, el poliducto tendrá una longitud de punta a punta de 218 kilómetros y conectará con la planta de almacenamiento de Santa Catarina en Nuevo Léon, podrá transportar gas natural, gasolina, diésel y turbosina desde Estados Unidos.

Pero esos dos proyectos apenas son el comienzo, dice Barrios Beltrán; las empresas han manifestado interés en desarrollar plantas de almacenamiento en el Bajío y mover el producto por tren desde la frontera, lo que muestra muchísimo en entrar al negocio.

La expectativa en el sector de transporte y la logística de hidrocarburos líquidos es muy importante, agrega la funcionaria: el mercado nacional de gasolinas equivale a 800 mil barriles al día, el mercado del diésel a 400 mil barriles diarios, con una expectativa de crecimiento de prácticamente 50% en 15 años

“La Ley estableció una serie de hitos que se han ido cumpliendo. Por ejemplo, a partir de este año la competencia en marcas ya empieza a ser un hecho. La Ley decía que a partir de enero de 2017 o antes se harían las importaciones a través de privados”.

El Presidente Enrique Peña Nieto anunció hace unos meses que se adelantaba la apertura, y a partir del pasado 1 de abril ya se están dando los permisos de importación, y hay una lista de permisos otorgados. Pero el permiso de importación da derecho sólo a cruzar la frontera, no autoriza vender ese producto, para eso hay que ir a la CRE y pedir un permiso para esa venta.

TEMPORADA ABIERTA: LA CANCHA DE NUEVO JUGADORES

En ese escenario de apertura hay que tener la infraestructura de almacenamiento y de transporte a través del cual se va a mover ese producto, por eso se está en espera de la temporada abierta de Pemex Logística para acceder la ductos y terminales de Pemex, dice Rosanety Barrios.

La CRE está en ese proceso y ya revisa los detalles, pero ese es el siguiente hito que ocurrirá este año: tiene que llevarse a cabo la temporada abierta para usar la infraestructura de Pemex.

La temporada abierta tiene relevancia para todos los interesados en desarrollar sus propias marcas o simplemente suministrar a las estaciones de servicio actuales, o eventualmente a alguien que le interese comprar a Pemex la gasolina nacional.

Porque esa es otra cosa, destaca: los empresarios pueden compra gasolina directamente en la refinería y moverla a través de esta infraestructura hasta una planta de almacenamiento donde ahí se guarde y entonces hacer la repartición a través de camiones tanque.

La temporada abierta de Pemex Logística es la que va detonar la entrada de nuevos jugadores en el mercado de petrolíferos, explica la experta de la Sener; es la barrera de entrada más importante: el acceso a la infraestructura, pues si no puedo entrar a la infraestructura no tengo nada que hacer en el mercado, añade.

La temporada abierta que éstan por aprobar la CRE y Pemex tendrá que acatar las disposiciones y dar un tiempo razonable para que la gente la conozca, la entienda, plantee dudas y luego se pueda dar el servicio de transporte y almacenamiento por parte de Pemex.

En el sector de transporte y logísticas de hidrocarburos es donde se va dar la transformación, donde vienen cambios sustanciales, donde se rompe el monopolio de Pemex, que tiene qu “te esa circunstancia,dice,rno,lescarse un mercado que se mueve por la oferta y la demanda, uministro, apagonesunidad. ylas taé ver también con esas adjudicaciones que ya tienen otras empresas

y que van a producir productos, ese es otro factor que va detonar el mercado, explica.

“En lo inmediato se va abrir el mercado con importaciones. México requiere de importar una gran parte de su demanda de hidrocarburos líquidos, 50% de gasolinas, 40% del diesel, 30% del gas LP, todo se atiende con importaciones”.

Pero esto no es un destino inescrutable, porque somos un país productor, el recurso ahí está, y la reforma nos dice cómo lo vamos a sacar; ahí están los contratos, ahí están las rondas y se va construyendo un círculo virtuoso para el mediano plazo, agrega.

CERTEZA DE INVERSIONES Y MERCADO

Aunque el mercado mexicano es atractivo solamente por su tamaño, no es suficiente para el inversionista, dice la encargada de la Política de Transformación Industrial en la Sener. Un inversionista busca certeza jurídica para poner en riesgo su capital, necesita elementos de certeza que permitan recuperar la inversión, porque esto es un negocio.

¿qué eLementos de certeza ya existen?

Todo lo que dicen las leyes y la forma en que se han implementado. Las leyes decían que se requería acceso abierto y una regulación asimétrica, pues ya está el régimen de permisos, ya están las disposiciones para el acceso abierto y la regulación asimétrica, y están por aprobar la temporada abierta.

¿qué otra cosa es importante?

La construcción de un mercado solamente se concibe si hay precios libres, es condición sine qua non, la Ley es muy clara: “A partir del 1 de enero de 2018, precios libres para gasolina y diésel, y a partir de 2017 precios libres para gas LP”.

RIESGOS PARA EL MERCADO ENERGÉTICO

Uno de los temas claves para el nuevo mercado es la seguridad, dice Barrios Beltrán. Por ejemplo, para el tema del robo de las gasolinas, la CRE autorizó a Pemex a cobrar una cantidad específica para invertir en tecnología que le permita evitar el robo y autorizó una cantidad que permita reponer los ductos que han sido robados.

“Por el lado de la Secretaría de Energía es ese el tipo de certezas que se pueden ofrecer, en términos de seguridad pública es un tema que rebasa a la institución”, admite.

Sin embargo se han aprobado leyes importantes que han vuelto al robo de combustible como un delito grave, destaca. Hay elementos de supervisión, no directamente del robo, pero sí de la supervisión de los flujos que están puestos en la regulación energética, como el sistema de control de transacciones a cargo de la CRE, explica.

El sistema de control que se aplica es una idea que desarrolla el Gobierno peruano y que después de replicarse en Colombia, ha dado resultados importantes para mitigar el comercio de robo ilegal, porque primero se lo roban y luego lo venden, dice.

“En temas de seguridad en el sector energético así es como se han abordado las cosas, y por el momento ahí estamos parados”.

INFRAESTRUCTURA DE PEMEX, UN ACERTIJO

¿y en eL tema de La edad de La infraestructura? La edad de la infraestructura y los niveles de tecnología y de mantenimiento son temas que nos ocupan y tendrán que irse revelando poco a poco conforme vaya avanzando la temporada abierta.

Pero se lo pongo de esta manera: Si yo fuera a representar a alguna de estas grandes empresas que quieren participar en México y que quiere vender gasolina o poner una franquicia utilizando la infraestructura de Pemex, estaría preocupada.

Hay que tener la certeza de que esa infraestructura ésta en buenas condiciones, porque mi marca tiene un valor y la tengo que cuidar. Este tipo de temas van ir formando parte de las inquietudes de la industria conforme se vaya desarrollando la temporada abierta de Pemex.

Pemex tendrá que responder e informar. Decir: estos ductos tienen esta edad, tienen esta tecnología, tendrán que informar de las condiciones de la infraestructura operativa.

En el diagnóstico que se hizo del sector se concluye que hace falta desarrollar infraestructura, sin lugar a dudas; aquí la diferencia con gas natural –donde entró la CFE como empresa ancla del desarrollo de los gasoductos– es que no hay una entidad de gobierno que tenga ese rol.

Ante esa circunstancia, aquí lo que tratamos de hacer es poner en la mesa toda la información necesaria para que los posibles oferentes identifiquen la demanda y sean capaces de evaluarla y anclar esos proyectos.

Damen, en espera de que suba la marea

TEXTO: PABLO ALATRISTE GALVÁN

Holanda es un país famoso por su historia mercantil que fundó en la habilidad de sus marinos y la manufactura de sus barcos. Una empresa heredera de esa tradición es Damen, un astillero que en los últimos 10 años ha construido 63 barcos para empresas mexicanas y está en espera de que las condiciones permitan crecer este negocio.

Giel Venema, gerente de Damen Shipyards Group para México, Centroamérica y el Caribe reconoce que el panorama es difícil debido a la caída de los precios del petróleo que contrajo la inversión de diferentes sectores económicos, más aún cuando sus principales clientes están dentro del llamado negocio de Oil & Gas.

Sin embargo, no todos los compradores están en esa área. Por ejemplo, espera que la ampliación de los puertos mexicanos, como el de Progreso en Tabasco, repercuta en un pedido de remolcadores, tipo de embarcación en la que son expertos.

Motivos de éxito

Damen es una empresa fundada en 1927 que posee 32 astilleros en diferentes partes del mundo. La conversación con el directivo de la compañía inicia en unas instalaciones dedicadas a la reparación y mantenimiento de embarcaciones. El ruido de maquinaria y martilleo se oye al fondo, en una zona del puerto de Rotterdam, el de mayor tránsito en Europa y que está ubicado a 30 kilómetros de su cuartel general.

Ahí, a bordo de un buque de transporte diseñado para trasladar técnicos a las turbinas eólicas offshore localizadas en el Mar del Norte, Giel Venema explica que parte del éxito de su compañía se debe al poco tiempo de espera que le ofrecen al cliente.

“Nosotros construimos barcos sin tener un cliente, los construimos con la esperanza de venderlos. Es al revés del mercado normal, pues un astillero empieza a trabajar con un contrato y un

anticipo de por medio. En ese mecanismo se entrega un barco entre 18 y 24 meses”, explica.

Esa es el procedimiento que tarda, desde pedir un barco hasta su entrega, en el caso específico de un remolcador con un precio en el mercado de 9 millones de dólares promedio. Pero en Damen ofrecen que el navío esté prácticamente listo cuando el cliente requiera el producto.

“Puede ser muy rápido”, promete. Para conseguirlo, en Damen siempre tienen barcos en existencia. “Nosotros podemos vender el barco en que estamos hoy”, asevera el ejecutivo holandés.

Explica que son tres factores importantes que el cliente toma en consideración durante el proceso de compra para preferir a su estillero: precio, tiempo de entrega y financiamiento. “En Holanda, en general, tenemos un mecanismo en el que el Ministerio de Hacienda otorga una fianza y diferentes beneficios sobre el barco”.

De hecho, el astillero ofrece mecanismos de arrendamiento, pero no en cualquier parte del mundo. En México aún no lo hacen, pero sí lo están evaluando, pues es un proceso más complicado al tener que investigar al cliente y ver si es cómodo el mecanismo que emplean para ambas partes.

Presencia

En México, Damen tiene presencia en los astilleros de la Armada, pues poseen un contrato para la fabricación de cuatro embarcaciones que se realiza en instalaciones de la Secretaría de Marina ubicadas en Tamaulipas, por lo que están brindando asistencia técnica y entrenamiento.

“Detalles de los contratos de la Armada no se pueden revelar, lo que sí puedo decir es que son barcos de patrullaje que se ensamblan en 14 meses. El tiempo es muy similar a lo que nos tardamos en nuestros propios astilleros, lo que habla de los

buenos procesos que se tienen en México. Estamos muy contentos con la relación”, dice el ejecutivo de Damen en un castellano fluido.

Explica que el personal que participa en la construcción de estas naves es mexicano, excepto tres asesores de la empresa que están ahí para orientarlos. Sin embargo, la tripulación de la futura embarcación debe viajar dos semanas a Holanda para capacitarse por lo que también se da una transferencia de conocimiento.

Lo que vendemos a la Secretaría de Marina es el diseño, el entrenamiento, la asesoría y con ello arman el barco en su astillero. Son embarcaciones que se destinarán para hacer vigilancia, rescate y búsqueda, cuya licencia de uso es por unidad y el paquete incluye licencia, diseño, ingeniera, asesoría.

Esas embarcaciones forman parte de los 63 barcos que ha vendido la empresa en los últimos 10 años a empresas mexicanas y que se traducen en ventas por un monto cercano a 300 millones de dólares. De esa cantidad todavía hay seis navíos en proceso de construcción para clientes entre los que se encuentran Petróleos Mexicanos, la Secretaría de Marina, TMM y Saam y Smit (empresa holandesa-chilena con operaciones en México).

Sin embargo, hasta el momento son todos los contratos que tienen firmados, pero esperan tener más pedidos en el futuro cercano.

“Entre 2011 y 2015 fueron buenos años en México. Cada año entregamos entre cuatro y cinco barcos. Había años con ocho unidades. Tuvo mucho que ver el buen precio del petróleo y la relación que tenemos con la Secretaría de Marina que está invirtiendo mucho en la renovación de su flota y su capacidad propia para invertir en México”.

Opciones

Para Damen no todo el negocio radica en la bonanza petrolera, aunque sus principales clientes se encuentran en ese rubro, sobre todo en la prestación de servicios como lo es el traslado de personal a las plataformas e instalaciones petroleras.

Sin embargo, en las terminales portuarias tienen un importante negocio. Para ellos, en Damen, existe una oportunidad de colocar unidades con la renovación y ampliación que se está dando en los puertos de México.

Ahí es donde sus remolcadores juegan un papel importante, pues aseguran que uno de cada cuatro embarcaciones de este tipo que navegan en el mundo es construida por ellos.

Aunque el panorama puede ser alentador para dar servicio de mantenimiento a las embarcaciones que surcan los mares mexicanos, sin que importe su fabricante, Giel Venema reconoce que por el momento no hay planes de instalar algún astillero en México.

“Los servicios de mantenimiento podrían ser un tema interesante para el futuro, pero en este momento el mercado en México está un poco contraído. No es el mejor momento para hacer ese tipo de inversiones. La inversión que tenemos en México es poca. Estamos pensando en abrir una oficina en el país, pero eso tardaría un año más”, reconoce.

Añade que aunque el negocio de la construcción de barcos es un mercado global, cada producto tiene sus proveedores especializados, no importa que el acero se pueda conseguir en cualquier parte del mundo.

GIEL VENEMA, GERENTE DE DAMEN SHIPYARDS GROUP PARA MÉXICO.

“Un barco puede tener hasta 10,000 componentes y la mayoría de nuestros proveedores son holandeses. Esto se debe a que la infraestructura marítima es importante, por la historia y la geografía. Hay muchos proveedores que nos pueden apoyar en la construcción de barcos”, dice sobre el negocio de los astilleros.

Espero que algún día la industria astillera en México pueda tener el auge que ahora tiene la industria aeronáutica, pero habría que desarrollar proveedores que estén adaptados a las necesidades de la cadena.

“Creo que si el precio del petróleo no hubiera bajado tanto, pudiera haber sido muy interesante la reforma energética para nosotros. Porque con más clientes y más petroleras el mercado puede crecer y modernizarse”

La Reforma

El precio del petróleo les ha complicado la posibilidad de incrementar sus ventas. Pemex está reduciendo costos, dice el directivo holandés, no estoy diciéndoles ningún secreto. Están arrendando menos servicios a sus proveedores y uno de ellos son los remolcadores y si ellos tienen menos trabajo, requieren de menos barcos.

Menciona que también hay barcos que operan en México en la categoría offshore para Naviera Integral que es una de las empresas más grandes para transporte de personal para Pemex.

“Creo que si el precio del petróleo no hubiera bajado tanto, pudiera haber sido muy interesante la reforma energética para nosotros. Porque con más clientes y más petroleras el mercado puede crecer y modernizarse”, comenta.

En este momento, agrega, tengo la impresión de que está apagado un poco todo eso, ojalá se pueda retomar algún tema o a corto plazo. Pero en general, creo que la reforma energética puede ser muy buena para México y para la inversión petrolera.

“Con otro precio del petróleo hubiera sido muy interesante la reforma para nosotros. En este momento está un poco parado todo eso. En general, el precio del petróleo bajo implica que los petroleros no van a invertir, reitera.

Las alternativas

Giel Venema destaca que su empresa se enfoca en la innovación. “El barco en el que estamos tiene un diseño de manera aerodinámica. Así, los barcos operan mucho mejor y hace que sea cómodo y permite un uso eficiente del combustible con aho -

rros del 10%, depende del viento, de las olas y del capitán”, comenta.

Estamos trabajando en ese desarrollo, comenta, estamos en la vanguardia de la industria, al final vamos a salir bien. Hay otros astilleros que sufren más al estar dependiendo totalmente de la industria petrolera.

“Estamos invirtiendo recursos es en el área de seguridad. En barcos que puedan estar más rápido en una zona de desastre y manera más segura. Contamos con equipo más moderno en caso de que haya un accidente en la Sonda de Campeche, donde nuestros barcos puedan apoyar y solucionar una emergencia. Ahí estamos invirtiendo, pues vemos que es un mercado interesante”, revela sobre su estrategia de mercado. “Cada vez hay más seguridad, se requiere y toma más importancia este tema. Incluso en México”, dice.

Cuándo se le pregunta por qué los clientes los escogen, responde: “Hay que preguntar a los clientes. Te voy a decir cosas que cualquiera puede decir.

Lo primero es calidad, lo segundo es confianza. Con Damen es un acuerdo que no se rompe”.

Tercero, agrega, es nuestro precio. “No somos los más baratos, pero por la calidad que ofrecemos hay una buena relación. Y también son nuestros tiempos de entrega que en general es más corto”, reitera sobre las ventajas de hacer negocios con su empresa holandesa. “Podemos construir cualquier tipo de barco, pero nos enfocamos en estandarizar nuestros productos porque al final se garantiza un tiempo de entrega más corto, una calidad garantizada”.

Sobre sus operaciones globales, cuenta que Latinoamérica es el mercado que más ha crecido en los últimos años, donde el principal cliente es Brasil y la segunda posición la comparten México y Venezuela, pero éste último ha venido a la baja en sus adquisiciones. Pese al crecimiento del mercado de América Latina, sus principales clientes siguen siendo Holanda y Bélgica, mientras que en tercer lugar está Asia y en la cuarta posición de sus ventas provienen del resto de los países de Europa.

MEDIDOR Md

Análisis

México le pasa a la UE Alianza para la Eficiencia Energética

En la 12ª. Reunión del Comité Político (Po-Co) de la Alianza Internacional para la Cooperación en Eficiencia Energética (IPEEC, por sus siglas en inglés), en la ciudad de Beijing, China, México cedió la presidencia a la Unión Europea por nominación de los países miembros, quienes reconocieron la exitosa gestión al destacar el fortalecimiento de los lazos de cooperación y posicionamiento de la eficiencia energética en las agendas nacionales y global al más alto nivel.

Durante dos años, México fungió como presidente de IPEEC, que integra al 80% de las economías del G20, y uno de los objetivos prioritarios fue desarrollar un vínculo para incluir a la eficiencia energética en la agenda global.

En esta administración, Turquía solicitó en 2015 su adhesión al IPEEC, y el Gobierno de Marruecos manifestó su interés por acercarse como país observador.

En 2016 se fortaleció la colaboración internacional bajo la

presidencia china del G20, que se ha caracterizado por la presentación de prioridades para 2016 y una estrecha colaboración con los representantes del Grupo de Trabajo de Sustentabilidad Energética del G20 (ESWG), así como los miembros del IPEEC y los miembros del Secretariado del IPEEC.

En el marco de la presidencia mexicana de IPEEC se extendió el alcance de cooperación internacional con organismos como el Foro Internacional de Energía (FIE), la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE), la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), la Cooperación Económica Asia-Pacífico (APEC, por sus siglas en inglés), la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

La Secretaría de Energía presidió este organismo y la entregará a la UE para el periodo 2016-2018 a Tudor Constantinescu, asesor principal del Directorado de Energía de la Comisión Europea.

SPOTS

PRODUCTO 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

West Texas 47.92 43.45 10.29

Brent Blend 47.47 42.43 11.88 Maya 45.67 41.21 10.82 Istmo 50.05 46.97 6.56

OPEP 72.34 70.86 2.09

Gas natural / residencial (Pesos /Gjoules) 29.851 28.109 6.20

Gasolina

Magna 13.16 13.16 0.00 Premium 13.97 13.95 0.14

Diesel Pemex 13.77 13.77 0.00 Turbosina 7.32 7.03 4.13 Combustóleo 3.43 3.36 2.08

FUTUROS

PRODUCTO 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Light Sweet NY-Sep 16 49.09 47.82 2.66

Brent Londres-Sep 16 49.84 49.79 0.10 Etanol NY-Sep 16 1.638 1.519 7.83

Gas Natural NY-Sep 16 2.686 2.365 13.57

Aceite de Calefacción NY-Sep 16 1.5019 1.6184 -7.20

Certificados de emisiones NY-Sep 16 5.67 5.96 -4.87

Electricidad NY-Sep 16 37.53 36.70 2.26 Gasolina NY-Sep 16 1.522 1.567 -2.85

BALANZA COMERCIAL PETRÓLEO (MDD) PERIODO DATO ANTERIOR

Exportaciones abr-16 1,203.10 1,100.10 Importaciones abr-16 1,535.10 1,260.20 Saldo abr-16 (332.00) (160.10)

VENTAS INTERNAS (MDP) PERIODO DATO ANTERIOR

Petrolíferos abr-16 43,283.1 43,282.1

Petroquímicos abr-16 2,178.0 2,668.6 Gas licuado abr-16 4,110.9 5,759.6 Gas natural abr-16 4,211.5 5,459.8

Fuente: PEMEX

ENERGÍA EN MÉXICO

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

POR TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Pesado 1,086 -2.0 -7.0 1,168 Ligero 814 -1.6 5.3 773 Superligero 277 -1.8 6.5 260

Por región

Marinas 1,705 -1.6 0.5 1,696 Norte 362 -3.7 -7.7 392 Sur 110 0.9 -2.7 113

TOTAL 2,478 -1.8 -1.4 2,513

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS)

POR TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Asociado 3,635 -2.1 -1.8 3,700 Nitrógeno 928 -0.5 4.2 891 No asociado 1,358 -1.9 -18.5 1,666

Por región

Marinas 3,099 -1.4 1.7 3,047 Sur 1,289 -3.2 -6.6 1,380 Norte 1,533 -1.5 -16.2 1,830 TOTAL 5,921 -1.8 -5.4 6,257

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

POR TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Gas licuado 164 3.2 -6.1 174.2 Gasolinas 381 -5.0 -7.9 413.2 Querosenos 40 -19.6 -18.3 48.7

Diesel 267 5.6 -0.6 269.0 Combustóleo 261 3.3 20.4 217.1 Otros 149 -15.2 -17.9 181.8 TOTAL 1,262 -2.2 -3.2 1,304.0

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (MILES DE TONELADAS)

POR TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Dicloroetano 0.0 - - 0.0

Amoníaco 37.0 -51.9 -11.9 42.0 Benceno 4.0 -42.9 -63.6 11.0 Cloruro de vinilio 0.0 - - 0.0

Etireno 0.0 -100.0 -100.0 12.0

Etileno 55.0 -15.4 -32.1 81.0

Oxido de etileno 21.0 -12.5 -32.3 31.0

Polietileno AD 2.0 -60.0 -81.8 11.0

Polietileno BD 12.0 -20.0 -20.0 15.0

Polietileno lineal BD 21.0 -4.5 -12.5 24.0

Propileno 29.0 -21.6 -32.6 43.0

Tolueno 11.0 -8.3 -15.4 13.0

Otros 476.0 -17.6 -18.8 586.0

TOTAL 670.0 -21.1 -22.7 867.0

IMPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

POR TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Termoeléctrica 14,771,227 3.7 10.3 13,388,369

Carboeléctrica 3,102,668 -7.9 0.9 3,075,439

Geotérmica 494,136 3.2 -4.9 519,541

Nucleoeléctrica 574,886 124.3 -46.0 1,065,362 Eólica 172,895 14.8 59.4 108,488 Hidroeléctrica 3,162,717 28.2 -9.7 3,504,334 Fotovoltaica 1,197 7.3 -7.6 1,296

TOTAL 22,279,730 6.3 2.8 21,662,832

GENERACIÓN DE ENERGÍA POR REGIÓN(MEGAWATTS / HORA) POR TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Baja California 941,116 -5.1 1.8 924,415

Chiapas 1,395,016 21.5 -15.5 1,651,102

Chihuahua 1,345,329 13.8 11.4 1,208,140

Coahuila 1,479,757 -12.5 -5.7 1,568,551

Colima 1,439,235 0.1 37.6 1,045,911

Durango 586,205 -18.9 -13.6 678,870

Guerrero 2,104,325 1.3 -4.0 2,192,293

Hidalgo 955,310 1.7 14.5 834,030

Nuevo León 932,603 9.5 10.9 841,056

San Luis Potosí 829,066 4.6 -3.9 863,023

Sonora 990,275 19.6 31.3 754,463

Tamaulipas 2,781,885 3.1 2.7 2,709,020 Veracruz 2,568,155 14.7 3.3 2,487,014

Otros 3,878,143 16.3 -0.4 3,892,408

Plantas Móviles 11,217 668 211 3,607

TOTAL 22,237,637 6.2 2.7 21,653,903

VENTAS INTERNAS DE ELECTRICIDAD(MEGAWATTS / HORA) POR TIPO MAR-16 % MES % ANUAL MAR-15

Aguascalientes 233,767 8.5 7.5 217,369

Baja California 738,505 4.3 2.2 722,805

Baja California Sur 161,100 2.2 7.0 150,555

Campeche 107,043 16.3 -1.6 108,788

Chiapas 272,043 4.9 8.8 249,971

Chihuahua 1,055,181 16.6 11.6 945,380

Coahuila 795,032 -0.4 -6.3 848,602

Colima 148,200 3.3 6.0 139,857

Distrito Federal 1,214,130 3.0 -2.0 1,239,366

Durango 290,926 14.0 16.0 250,874

Edo. de México 1,566,361 5.8 -1.0 1,582,819

Guanajuato 1,056,614 4.2 19.9 881,333

Guerrero 237,773 -0.3 -1.3 240,809

Hidalgo 338,432 4.7 10.3 306,833

Jalisco 1,126,625 5.1 6.7 1,055,720

Michoacán 588,170 21.5 10.4 532,623

Morelos 234,909 5.2 2.5 229,225

Nayarit 120,282 6.6 1.7 118,290

Nuevo León 1,530,373 12.9 5.6 1,449,691

Oaxaca 226,396 7.2 1.8 222,309

Puebla 656,914 4.8 5.1 624,944

Querétaro 453,968 9.6 13.0 401,723

Quintana Roo 366,943 5.5 -0.2 367,803

San Luis Potosí 609,575 -3.5 29.3 471,574

Sinaloa 436,889 15.2 0.1 436,485

Sonora 672,443 5.1 -7.1 724,196

Tabasco 287,384 17.4 12.9 254,449

Tamaulipas 670,553 9.1 2.8 652,390

Tlaxcala 161,543 2.0 17.1 138,005

Veracruz 880,675 7.4 6.4 827,995

Yucatán 288,255 8.4 2.9 280,191

Zacatecas 196,143 16.1 -16.2 234,012

TOTAL 17,723,148 7.1 4.8 16,906,989

EXPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

POR TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Gas licuado 0.00 - - 0.00

Gasolinas 65.70 31.1 14.5 57.40

Turbosina 0.00 - - 0.00

Diesel 0.00 - - 0.00

Combustóleo 130.20 - 2.0 -8.2 141.90

Otros 17.30 -100.0 -45.3 31.60

Gas natural 2.40 0.0 - 2.70 Petroquímicos 18.90 6.8 -42.9 33.10

TOTAL 213.20 0.7 - 7.7 230.90

PRECIOS DE ENERGÉTICOS EN MÉXICO

GAS NATURAL

TIPO MAR-16 % MES % ANUAL MAR-15

Residencial / Referencia (Pesos / GJoules) 29.851 6.20 -14.20 34.792

GAS NATURAL POR REGION (DLS / GJOULES)

TIPO MAR-16 % MES % ANUAL MAR-15

Bajío: Distribuidora de Gas Natural Bajío

Residencial 177.80 15.79 16.94 152.04

Comercial 108.91 33.21 35.71 80.25 Industrial 65.74 7.93 10.67 59.40

Chihuahua: ECOGAS México

Residencial 198.71 12.07 10.14 180.42 Comercial 75.66 7.43 2.88 73.54 Industrial 61.69 8.95 3.28 59.73

DF: Metrogas

Residencial 174.32 10.31 11.38 156.51 Comercial 98.09 22.15 24.50 78.79 Industrial 62.66 7.74 10.61 56.65

Jalisco: Tractebel DGJ

Residencial 144.76 1.23 8.91 132.92 Comercial 95.74 1.88 8.32 88.39 Industrial 81.66 2.20 8.02 75.60

Monterrey: Gas Natural México

Residencial 163.82 - 4.04 - 5.79 173.88 Comercial 77.57 - 0.09 - 4.01 80.81 Industrial 52.68 9.23 2.49 51.40

Puebla-Tlaxcala: Natgasmex

Residencial 155.35 1.15 7.00 145.19 Comercial 64.67 2.80 7.02 60.43 Industrial 60.36 3.02 7.02 56.40

Querétaro: Tractebel Digaqro

Residencial 119.37 1.50 7.57 110.97 Comercial 100.24 1.79 7.46 93.28 Industrial 99.2 1.81 7.45 92.32

Toluca: Gas Natural Residencial 184.11 0.00 4.38 176.39 Comercial 103.55 0.00 8.06 95.83 Industrial 74.74 0.00 11.52 67.02

* precios incluyen costo de transporte

GAS LICUADO (PESOS / KG)

TIPO JUN-16 % MES % ANUAL DIC-14

Norte

Mexicali, Baja Cal. 14.3700 0.00 nd nd

Monterrey, N.L. 14.4700 0.00 nd nd

Hermosillo, Sonora 15.3400 0.00 nd nd

Saltillo, Coahuila 14.6500 0.00 nd nd Centro

Zacatecas, Zacatecas 15.0300 0.00 nd nd

Guadalajara, Jal. 14.5500 0.00 nd nd

San Luis Potosí, SLP 14.9800 0.00 nd nd

Morelia, Michoacán 14.7400 0.00 nd nd

Guanajuato, Gto 14.6000 0.00 nd nd Sur

Xalapa, Veracruz 14.6900 0.00 nd nd

Puebla, Pue 14.3600 0.00 nd nd

Chetumal, Q Roo 14.1500 0.00 nd nd

Mérida, Yuc. 15.1600 0.00 nd nd

* Precios sin IVA

MEDIDOR

PRECIOS DEL CRUDO MEXICANO (DÓLARES POR BARRIL)

TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Mezcla 32.09 9.22 -36.69 50.69

Istmo 34.64 13.87 -37.66 55.57

Maya 31.27 10.73 -36.61 49.33

Olmeca 38.62 9.75 -34.44 58.91

América 31.80 8.02 -38.25 51.50

Europa 30.83 0.52 -35.80 48.02

Lejano Oriente 34.18 23.98 -30.47 49.16

PRECIOS AL PÚBLICO DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (PESOS POR LITRO)

TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Gas licuado 14.88 0.02 2.72 14.49

Gasolinas automotrices

Frontera Magna 12.22 - 0.08 - 4.16 12.75

Premium 13.97 0.14 - 2.85 14.38

Resto Magna 13.16 0.00 - 3.02 13.57 Premium 13.97 0.14 - 2.85 14.38

Turbosina 7.32 4.09 -20.22 9.17

Diesel Pemex 13.77 0.00 - 3.03 14.20

Combustóleo 3.43 1.97 -35.80 5.34

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

TIPO ABR-16 DIC-15 DIC-14 DIC-12

Doméstico 1.247 1.304 1.299 1.242

Comercial 2.735 2.743 3.003 2.916 Servicios 2.637 2.627 2.452 2.123 Agrícola 0.573 0.807 0.539 0.574

Industrial 1.212 1.212 1.583 1.562 Mediana empresa 1.331 1.325 1.723 1.714 Gran industria 0.992 0.966 1.339 1.315 PROMEDIO 1.334 1.408 1.622 1.559

VENTAS INTERNAS DE PETROLÍFEROS (MBD)

TIPO ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

Gas licuado 192.2 -17.58 -27.74 266.0

Gasolinas 811.5 - 1.91 2.76 789.7

Magna 631.3 - 1.61 - 1.07 638.1

Premium 180.2 - 2.96 18.94 151.5

Turbosina 75.9 - 2.44 9.21 69.5

Pemex diesel 345.3 4.83 1.41 340.5

Diesel desulfurado 48.8 1.67 -16.15 58.2

Combustóleo 88.4 -17.00 58.14 55.9

Asfaltos 14.1 13.71 - 9.03 15.5

Otros 43.1 -18.83 -23.45 56.3

TOTAL 1,619.2 - 4.05 - 1.95 1,651.4

VOLUMEN DE VENTAS DE PETROQUIMICOS (MBD)

TIPO

Derivados de metano

ABR-16 % MES % ANUAL ABR-15

AmonIaco y metanol 65.70 -25.59 8.77 60.4

Otros 17.00 51.79 5.59 16.1

Derivados de etano

Polietilenos 38.20 -13.18 -20.42 48.0

Etilenos y derivados 0.00 - -100.00 0.1

Oxido etileno y derivados 26.20 37.50 -27.02 35.9

Propileno y derivados

Acrilonitrillo y propileno 29.90 - 8.84 -10.21 33.3

Otros 1.10 37.50 57.14 0.7

Aromáticos y derivados 13.80 -38.67 -42.74 24.1

Otros 88.30 -22.75 -22.13 113.4

TOTAL 280.30 -18.06 -15.60 332.1

REGIÓN / PAÍS CRUDO API GRAVITY % SULFURO 15

Norteamérica

-JUN-16 2013 2011 2008 2006 2004 2002 1977

Canadá Canadian Par 40 n.d 48.28 35.21 95.42 33.10 55.69 41.49 31.78 n.d

Canadá Heavy Hardisty 22 n.d 47.62 33.57 86.45 23.58 n.d n.d n.d n.d

México Istmo 33 1.3 50.05 35.62 95.68 35.31 48.54 33.87 30.14 13.10

México Maya 22 3.3 45.67 34.13 96.21 29.53 41.87 26.16 26.29 n.d

EU West Texas 40 0.2 47.92 33.20 93.20 38.95 60.85 43.15 31.21 n.d

EU Costo importación n.a n.a 52.09 50.12 103.78 31.76 47.72 32.07 28.52 13.38

Centro y Sudamérica

Colombia Cano Limón 30 0.5 53.21 45.12 115.47 42.83 50.85 35.90 29.07 n.d

Ecuador Oriente 30 1.0 25.60 43.21 116.32 39.31 44.65 24.95 27.32 12.35

Venezuela Tía Juana Ligth 31 1.2 55.74 47.38 115.72 35.42 48.65 33.98 30.25 13.54

Europa

Noruega Ekofisk Blend 42 0.2 60.10 52.17 114.21 37.22 52.67 38.15 31.06 14.20

Reino Unido Brent Blend 38 0.4 47.47 31.66 112.49 34.33 51.82 39.43 31.36 n.d

Rusia Urals 32 1.3 59.67 51.31 122.63 34.20 47.58 33.06 30.31 13.20

Medio Oriente

Abu Dhabi Murban 39 0.8 65.31 55.03 133.51 38.97 57.00 38.16 28.37 13.26

Arabia Saudita Arabian Ligth 34 1.8 66.01 54.99 126.91 35.21 48.78 31.86 27.39 12.70

Arabia SAudita Arabian Medium 31 2.5 65.76 55.05 127.54 32.16 46.83 27.96 26.44 12.32

Arabia Saudita Arabian Heavy 27 2.8 67.98 57.39 125.76 30.16 45.13 25.11 25.69 12.02

Dubai Fateh 32 n.d 68.37 60.01 119.38 36.67 52.28 33.38 27.28 12.64

Irán Iranian Ligh 34 1.5 65.97 56.47 120.78 35.31 49.16 33.84 27.85 13.45

Irán Iranian Havy 30 1.8 65.61 54.38 120.62 33.16 47.36 30.79 27.08 12.49

Iraq Kirkuk Blend 36 2.0 67.83 62.54 118.30 35.60 48.61 32.84 27.93 13.17

Kuwait Kuwait Blend 31 2.6 69.41 61.37 124.78 32.86 49.16 30.92 27.30 12.22

Omán Omán Blend 34 1.1 69.80 60.00 125.57 37.14 52.93 35.05 27.71 13.06

Qátar Dukhan 40 32.8 71.21 63.28 117.82 37.13 56.04 37.61 28.03 13.19

Promedio OPEP n.a n.a 72.34 69.92 122.14 35.48 50.75 33.90 28.47 13.03

África

Angola Cabinda 32 0.1 62.38 54.74 127.54 35.04 50.35 32.47 30.60 n.d

Egipto Suez Blend 33 1.6 70.43 61.93 125.81 32.67 46.90 31.96 28.63 12.81

Libia Es Sider 37 0.3 65.89 60.48 122.77 36.66 52.35 38.00 30.40 13.68

Nigeria Bonny Ligth 37 0.1 69.97 62.44 124.26 39.85 55.98 38.21 31.16 15.12

Nigeria Forcados 31 0.3 68.30 60.99 124.96 40.65 55.98 38.21 31.13 13.70

Asia y Oceania

Australia Gippsland 42 0.1 65.60 58.76 125.10 37.04 57.84 38.31 32.22 n.d China Daquing 33 0.1 70.54 62.51 123.03 35.65 53.65 36.01 34.38 13.73

Indonesia Minas 34 0.1 68.37 61.25 124.08 36.63 56.29 35.86 35.03 13.55

Malasia Tapis Blend 44 0.0 69.70 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 ABR-16 2013 2005 2003 % MES % 2015

OPEP

Arabia Saudita 10.19 9.56 9.21 8.48 0.2 0.7

Irán 3.56 2.75 3.85 3.79 7.9 22.3

Irak 4.36 3.07 1.55 1.33 4.1 2.3

EAU 2.82 2.76 2.56 2.29 3.3 -2.4

Kuwait 2.73 2.55 2.22 1.87 -2.8 -2.2

Zona neutral 0.00 0.52 0.59 0.61 -100.0 -100.0

Qatar 0.66 0.72 0.83 0.74 -1.5 -2.9

Angola 1.77 1.62 1.40 0.88 -1.7 0.6

Nigeria 1.62 1.92 2.46 2.15 -4.7 -8.0

Libia 0.36 0.90 1.65 1.42 5.9 -5.3

Argelia 1.09 1.15 1.37 1.11 -1.8 -1.8

Ecuador 0.53 0.53 0.55 0.43 -1.9 -1.9

Venezuela 2.33 2.44 2.05 2.01 -0.9 -1.7

Indonesia 0.74 n.d. n.d n.d n.d. n.d.

Total 32.76 29.82 29.26 26.80 0.9 1.5

Total NGLs 6.82 6.42 4.85 3.67 0.7 1.2

Total OPEP 39.58 36.24 34.11 30.47 0.87 1.4

OCDE

Norte América 19.48 18.25 14.13 14.70 -0.5 -2.1

EU 12.60 11.08 7.01 7.92 0.2 -1.3

México 2.50 2.89 3.85 3.79 -1.2 -3.8 Canadá 4.37 4.28 3.27 2.99 -2.2 -3.5 Chile 0.01 n.d. n.d n.d n.d. n.d.

Europa 3.51 3.36 5.71 6.32 -1.7 0.6 Reino Unido 1.05 0.84 1.85 2.28 5.0 12.9

Noruega 2.00 1.92 3.05 3.25 -2.0 -1.0 Otros 0.46 0.60 0.81 0.80 -13.2 -14.8 Pacífico 0.46 0.51 0.55 0.65 0.0 -2.1 Australia 0.38 0.44 0.51 0.61 0.0 0.0 Otros 0.08 0.07 0.04 0.05 0.0 -11.1

Total OECD 23.45 22.12 20.38 21.67 -0.7 -1.8

Fuera OCDE

Federación Rusa 14.10 14.01 11.92 10.31 -0.4 1.0 Rusia 11.18 11.00 9.67 8.49 -0.6 0.2 Otros 2.92 3.01 2.24 1.82 0.3 4.7 Asia 6.88 7.68 6.45 5.90 -0.6 -2.1 China 4.16 4.23 3.63 3.41 -1.0 -4.4

Malasia 0.75 0.64 0.86 0.83 2.7 8.7 India 0.83 0.91 0.75 0.78 -1.2 -5.7

Otros 1.14 1.10 1.22 0.88 -1.7 3.6 Europa 0.13 0.14 0.15 0.17 0.0 -7.1

América Latina 4.46 4.26 4.32 3.92 -0.9 -2.8

Brasil 2.51 2.19 2.07 1.77 -0.8 -2.0

Argentina 0.62 0.62 0.73 0.78 -1.6 -1.6

Colombia 0.95 1.02 0.52 0.55 -1.0 -5.0

Otros 0.38 0.42 0.46 0.39 0.0 -2.6

Medio Oriente 1.21 1.32 1.84 1.99 -1.6 1.7

Omán 0.98 0.95 0.76 0.83 -2.0 2.1

Siria 0.03 0.03 0.45 0.53 0.0 0.0

Yemen 0.02 0.12 0.42 0.44 0.0 0.0

Otros 0.19 n.d. n.d n.d n.d. n.d.

África 2.12 2.46 3.94 3.06 -1.4 -7.4

Egipto 0.70 0.68 0.68 0.75 0.0 -1.4

Gabón 0.20 0.24 0.24 0.24 0.0 -13.0

Otros 1.21 1.54 1.62 1.20 -2.4 -10.4

Total no-OCDE 28.90 29.86 28.63 25.36 -0.7 -1.0

En proceso 2.27 2.20 1.88 1.80 0.0 6.6

Total no OPEP 56.63 55.99 50.90 48.84 -0.4 -1.4

Producción Total 96.21 92.23 85.00 79.31 0.1 -0.3

DEMANDA MUNDIAL DE CRUDO (ESTIMADOS, MBD)

CAMBIOS ANUALES/ MARZO 2015 REGIÓN 2014 2015 2016

Norteamérica 0.07 0.22 0.10

América Latina 0.16 -0.05 -0.02

Europa -0.16 0.25 -0.05 OECD Pacífico -0.30 0.45 -0.04 Asia 0.62 1.14 0.97

FSU (Rusia) 0.21 -0.05 0.07 Medio Oriente 0.12 0.14 0.07 África 0.07 0.11 0.14

TOTAL MUNDIAL 0.90 1.76 1.22

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

EU 2,002.1 2,016.8 41.8% Canadá 182.5 188.4 4.1% México 49.5 49.7 1.0% Total 2,267.7 2,288.3 47.4% Europa

Alemania 283.0 285.3 6.8% Francia 166.8 167.6 4.6% Italia 117.2 117.3 3.0% España 139.4 130.9 3.1% Reino Unido 78.8 80.7 2.4% Otros 648.3 680.6 12.7% Total 1,433.5 1,462.4 32.6% Pacífico

Japón 589.6 582.0 15.1% Corea 226.0 227.9 3.7% Australia 35.5 33.5 0.9% Nueva Zelanda 8.7 7.7 20.0% Total 859.8 851.1 20.0% TOTAL OCDE 4,561.0 4,601.8 100.0%

PRECIOS DE HIDROCARBUROS GASOLINA (DÓLARES POR LITRO) PAÍS ABR-16 % %

MES ANUAL

Francia 1.501 1.8 -6.3

Alemania 1.507 2.5 -9.4 Italia 1.645 1.9 -8.7 España 1.323 2.2 -9.9 Reino U. 1.578 4.0 -11.4 Japón 1.090 2.9 -7.1 Canadá 0.829 4.6 -12.0 EU 0.599 7.3 -16.6

COMBUSTIBLE DOMÉSTICO (DÓLARES POR MIL LITROS) PAÍS ABR-16 % %

MES ANUAL

Francia 0.7 8.5 -16.2

Alemania 0.6 10.8 -22.6

Italia 1.2 4.2 -12.3

España 0.6 7.2 -24.3

Reino U. 0.6 8.1 -22.4

Japón 0.6 1.0 -19.2 Canadá 0.7 1.8 -16.8 EU

Precios excluyendo impuestos. Fuente: Agencia Internacional de Energía.

DIESEL AUTOMOTRIZ (DÓLARES POR LITRO) PAÍS ABR-16 % %

MES ANUAL

Francia 1.262 4.9 -8.5

Alemania 1.239 4.6 -12.2 Italia 1.448 3.2 -12.3 España 1.153 4.6 -14.2 Reino U. 1.589 4.2 -14.8 Japón 0.921 2.0 -7.8 Canadá 0.743 5.0 -19.7 EU 0.612 7.6 -19.8

COMBUSTIBLE INDUSTRIAL (DÓLARES POR TONELADA MÉTRICA)

PAÍS ABR-16 % %

MES ANUAL

Francia 0.376 12.4 -23.6

Alemania

Italia 0.327 12.4 -30.2 España 0.286 9.5 -37.1

Reino U. Japón Canadá EU

MERCADO DE FUTUROS

NUEVA YORK - NYMEX

PETRÓLEO LIGHT SWEET (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 48.56 47.39 2.47 Sep 2016 49.09 47.82 2.66 Oct 2016 49.53 48.20 2.76 Nov 2016 49.95 48.53 2.93 Dic 2016 50.30 48.79 3.09 Ene 2016 50.57 - -

ETANOL (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 1.659 1.529 8.50 Sep 2016 1.638 1.519 7.83 Oct 2016 1.610 1.501 7.26 Nov 2016 1.582 1.484 6.60 Dic 2016 1.570 1.47 6.80 Ene 2016 1.549 - -

ACEITE DE CALEFACCIÓN (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 1.4890 1.6440 -9.43 Sep 2016 1.5019 1.6184 -7.20 Oct 2016 1.5158 1.4760 2.70 Nov 2016 1.5310 1.4364 6.59 Dic 2016 1.5448 1.41 9.38 Ene 2016 1.5591 - -

GAS NATURAL (DÓLARES MMBTU)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 2.666 2.325 14.67 Sep 2016 2.686 2.365 13.57 Oct 2016 2.742 2.439 12.42 Nov 2016 2.889 2.634 9.68 Dic 2016 3.133 2.915Ene 2016 3.262 - -

CERTIFICADOS DE EMISIONES (CERS) (DÓLARES)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Sep 2016 5.67 5.96 -4.87 Dic 2016 5.67 5.97 -5.03 Mar 2017 5.68 5.98 -5.02 Jun 2017 5.69 5.98 -4.85 Sep 2017 5.70 5.99 -4.84 Dic 2017 5.71 6.01 -

ELECTRICIDAD (DÓLARES MWH)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 35.95 36.62 -1.83 Sep 2016 37.53 36.70 2.26 Oct 2016 40.64 43.95 -7.53 Nov 2016 44.18 47.59 -7.17 Dic 2016 44.63 48.00 -7.02 Ene 2017 45.19 - -

GASOLINA (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 1.520 1.589 -4.35 Sep 2016 1.522 1.567 -2.85 Oct 2016 1.416 1.429 -0.93 Nov 2016 1.395 1.395 0.01 Dic 2016 1.378 1.37Ene 2016 1.379 - -

CARBÓN (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 55.45 49.90 11.12 Sep 2016 55.85 48.70 14.68 Oct 2016 56.60 48.70 16.22 Nov 2016 56.60 48.70 16.22 Dic 2016 56.60 48.70 16.22 Ene 2016 56.85 - -

LONDRES

BRENT (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 49.25 49.43 -0.36 Sep 2016 49.84 49.79 0.10 Oct 2016 50.20 50.04 0.32 Nov 2016 50.53 50.24 0.58 Dic 2016 50.94 50.48 0.91 Ene 2016 51.24 - -

GASOLEO (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 443.50 438.75 1.08 Sep 2016 447.00 442.75 0.96 Oct 2016 451.00 446.50 1.01 Nov 2016 453.75 448.75 1.11 Dic 2016 455.50 450.50 1.11 Ene 2016 458.50 - -

GAS NATURAL - ESTACIONES

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

WI 16 40.65 36.12 12.54

SU17 37.90 33.63 12.70 WI 17 42.70 38.45 11.05 SU 18 38.70 40.13 -

GAS NATURAL - TRIMESTRAL

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

III-16 34.55 31.58 9.40 Iv-16 39.35 37.16 5.89 I-17 41.64 37.64 10.63 II-17 37.21 33.87 9.86 III-17 36.27 33.90 6.99 IV-17 42.86 - -

GAS NATURAL MENSUAL (LIBRAS POR TERMIA)

CONTRATOS 15-JUN-16 13-MAY-16 VAR. %

Ago 2016 34.53 30.75 12.29 Sep 2016 34.95 31.90 9.56 Oct 2016 36.80 33.16 10.98 Nov 2016 39.45 36.07 9.37 Dic 2016 40.52 37.61 7.74 Ene 2016 40.85 - -

BRENT EUROPA (DÓLARES POR BARRIL)

50.94 51.66

49.84

53.04

52.19 52.85

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

ACCIONES DEL SECTOR ENERGÉTICO EN NY

EMISORA/CLAVE DE PIZARRA PAÍS SECTOR PRECIO (DLS) 13-MAY-16 VAR. % MES VAR. % 2016 Norteamérica

AMEREN CORPORATION (AEE) EU Electricidad 51.79 10.6 19.8

Anadarko Petroleum Corporation ( APC ) EU Petróleo y gas 52.83 7.9 8.7

Apache Corporation (APA) EU Petróleo y gas 54.86 -3.1 24.3

Arch Coal, Inc. ( ACIIQ ) EU Carbón 0.30 -23.1 -69.7

Cloud Peak Energy Inc. (CLD) EU Carbón 1.92 4.3 -7.7

Canadian Natural Resources Limited ( CNQ ) Canadá Petróleo y gas 29.91 2.5 37.0

Chesapeak Energy Corporation (CHK) EU Petróleo 4.37 13.5 -2.9

Chevron Corporation ( CVX ) EU Petróleo 101.90 1.8 13.3

ConocoPhillips ( COP ) EU Petróleo 43.17 -0.4 -7.5

Consol Energy, Inc. ( CNX ) EU Carbón y gas 14.58 8.0 84.6

Devon Energy Corporation ( DVN ) EU Petróleo y gas 35.85 5.1 12.0

El Paso Corporation (EP-PC) EU Gas y tubería 52.00 7.2 -11.9

EnCana Corporation ( ECA ) Canadá Petróleo 7.81 4.6 53.4

Enterprise Products Partners, LP ( EPD ) EU Gas 28.48 6.7 13.3

Exelon Corporation ( EXC ) EU Electricidad 34.39 1.6 23.8

Exxon Mobil Corporation ( XOM ) EU Petróleo 89.39 0.0 14.7

Halliburton Company ( HAL ) EU Construcción y serv. 43.92 9.0 29.0

Imperial Oil Limited ( IMO ) Canadá Petróleo y gas 30.38 -3.7 -6.6

Marathon Oil Coporation ( MRO ) EU Petróleo y gas 14.59 15.2 15.9

Natural Resource Partners, LP ( NRP ) EU Carbón 15.76 40.1 29.1

Occidental Petroleum Corporation ( OXY ) EU Petróleo y gas 75.27 0.6 11.3

Peabody Energy Corporation ( BTU ) EU Carbón 2.07 0.0 -73.0

Penn Virginia Corporation (PVAH) EU Carbón 0.02 0.0 -92.3

PPL Corporation ( PPL ) EU Electricidad 38.17 1.8 11.8

Schlumberger Lmited ( SLB ) EU Servicios 76.66 4.8 9.9

Southern Company ( SO ) EU Electricidad 51.19 6.6 9.4

Suncor Energy, Inc. ( SU ) Canadá Petróleo y gas 26.85 1.6 4.1

Sunoco, Inc. ( SLX ) EU Petróleo 25.67 5.3 31.6

TransCanada Corporation ( TRP ) Canadá Gas y tubería 44.09 9.9 35.3

Transocean Limited ( RIG ) EU Petróleo y gas 11.27 17.8 -9.0

Valero Energy Corporation ( VLO ) EU Petróleo 52.56 -6.9 -24.9

América Latina

Paranaense de Energia ( ELP ) Brasil Electricidad 8.67 26.2 47.7

Ecopetrol, S.A. ( EC ) Colombia Petróleo 9.37 0.3 33.7

Endesa Chile ( EOC ) Chile Electricidad 39.51 0.0 7.1 Enersis, S.A. ( ENI ) Chile Electricidad 13.76 0.0 14.2

Petroleo Brasileiro - Petrobras ( PBR ) Brasil Petróleo y gas 6.74 -0.1 56.7

Transportadora de Gas del Sur ( TGS ) Argentina Gas 6.45 5.4 6.8 Willbross Group, Inc. ( WG ) Panamá Construcción 2.95 -2.0 9.7 YPF Sociedad Anonima ( YPF ) Argentina Petróleo y gas 19.38 -7.2 23.3

Europa

LUKOIL Oil Company ( LUKOY) Rusia Petróleo 41.02 0.9 26.3 BP, PLC ( BP ) Reino Unido Petróleo 32.98 2.6 5.5 E.ON SE ( EONGY) Alemania Electricidad 9.46 1.3 -0.6

Electricite de France - EDF( EDF.PA ) Francia Electricidad 10.10 -14.3 -25.1

Energias de Portugal, S.A. ( EDPFY ) Portugal Electricidad 29.22 -11.4 -19.2

Areva, S.A. ( ARVCF) Francia Electricidad 3.43 -23.8 -40.7

ENI, S.p.A. ( E ) Italia Petróleo 29.69 -2.0 -0.4

IBERDROLA ( IBDRY) España Electricidad 23.68 -12.7 -14.7

National Grid Transco, PLC ( NGG ) Reino Unido Electricidad 68.26 -6.2 -1.8

Norsk Hydro ASA ( NHYDY ) Noruega Petróleo y gas 3.60 -4.0 -4.5

Repsol YPF, S.A. ( REPYY) España Petróleo 11.43 -12.5 2.7

Royal Dutch Sell, PLC ( RDS-B ) Alemania Petróleo 52.20 4.0 13.4

Statoil ASA ( STO ) Noruega Petróleo y gas 16.16 -1.8 36.6

TOTAL, S.A. ( TOT ) Francia Petróleo y gas 45.60 -5.3 1.4

Yanzhou Coal Mining Company ( YZC ) Rusia Carbón 6.05 20.3 32.1 Asia

China Petroleum & Chemical Corporation ( SNP ) China Petróleo 67.04 2.0 11.8

Huaneng Power International, Inc. ( HNP ) China Electricidad 27.69 4.9 -19.3

PetroChina Company Limited ( PTR ) China Petróleo y gas 65.75 -2.8 0.2

Korea Electric Power Corporation ( KEP ) Corea Electricidad 24.82 -2.1 17.2

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

PHOENIX CONTACT

>> MARIO GABRIEL GONZÁLEZ MELO, DIRECTOR GENERAL Tel: 1101-1380 ventas@phoenixcontact. com.mx www.phoenixcontact.com.mx

EATON

>> ALEJANDRO ALONSO, DIRECTOR GENERAL Tel: 5587-0211 y 5804-9190 cwdmarketingmexico@eaton. com www.eaton.com

CONDUMEX

>> JAIME SETIÉN RODRÍGUEZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 5729-9700 clientesiem@condumex. com.mx

OTTOMORES

COMERCIALIZADORA

>> RICARDO NAVARRO, DIRECTOR GENERAL Tel: 5624-5600 contacto@ottomotores. com.mx www.ottomotores.com.mx

INDUSTRIAS MAN DE MÉXICO

>> MARÍA ISABEL ÁLVAREZ DE PÉREZ, DIRECTORA GENERAL Tel: 5581-8011, ext. 226, 252 y 235 pilarpal@prodigy.net.mx www.industriasman.mx

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

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 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

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

EMBAJADA DE ALEMANIA

>> SR. DAVID SCHMIDT Tel: 5283-2200 info@mexi.diplo.de

EMBAJADA DE ESPAÑA

>> ROSA HONTECILLAS Tel: 9138-6040 mexico@comercio.mityc.es

EMBAJADA DE FRANCIA

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

EMBAJADA DE CHINA

DIRECTORIO

CONSULTORES EN ENERGÍA

>> ING. MANUEL DE DIEGO Tel: 5592 6192 mdediego@coenergia.com.mx

IPSE

>> ING. ALEJANDRO MORALES RODRÍGUEZ Tel: 5335 1916 amorales@ipseenergia.com

ECOENERGIAS RENOVABLES

>> ING. GERARDO PANDAL RODRÍGUEZ Tel: 5219 2235 gpandalg@guas-mex.com.mx

CÁMARAS

ANIQ

>> 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

>> 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, DIRECTORA GENERAL Tel. 5362-7431 ext. 132 asistente.direccion@calpro. com.mx

SOLUCIONES ENERGÉTICAS INTEGRALES, SEI

>> ING. AMABEL OSORIO OLVERA, VENTAS Y MERCADOTECNIA Tel. 5566 2678 ext 106. amabel_osorio@coenergia. com.mx

PA CONSULTING

>> GUILLERMO BILBAO, DIRECTOR MÉXICO Tel. 53855-3936 guillermobilbao@hotmail.com

AGREGADOS

COMERCIALES

EMBAJADA DE CANADA

>> SR. WAYNE ROBSON Tel: 57 24 79 00 Wayne.robson@international.gc.ca

EMBAJADA DE BRASIL

>> SYLVIA RUSCHEL DE LEONI RAMOS Tel: 52 01 72 99 secom@brasil.org.mx

EMBAJADA DE INGLATERRA

>> SR. JOHN FRANCK

>> CHEN YUMING Tel: 5281-1073 ecoembachina@gmail.com

EMBAJADA DE NORUEGA

>> ARME AASHEIM Tel: 5540-3486 embmexico@mfa.no

EMBAJADA DE ITALIA

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

EMBAJADA DE RUSIA

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

EMBAJADA DE JAPÓN >> MAKOTO IWASHIETA Tel: 1102-3800 sando@me.mofa.go.jp

EMBAJADA DE ESTADOS UNIDOS

>> JEFF HAMILTON Tel: 5140-2621 martha.sanchez@trade.gov

ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS ESCO (AMESCO)

ENERSAVE

>> ING. RAÚL G. ORTEGA Tel: 2623 0555 Ext. 110 raul@enersave-is.com

ENERGYZA

>> ING.HUGO FERNANDO YZA SANDOVAL, DIRECTOR Tel: 5533 3814 hugo.yza@energyza.energy

OPTIMA ENERGÍA

>> ING. ENRIQUE GÓMEZ-JUNCO Tel: (81) 8000 6113 egomez@optimaenergia.com

>> MIGUEL BENEDETTO ALEXANDERSON, DIRECTOR GENERAL Tel: 5230-5100 ldiaz@aniq.org.mx

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) 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

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

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

>> 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

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE GAS NATURAL (CENEGAS)

>> 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

PEMEX-REFINACIÓN

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

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

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

INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP)

>> ERNESTO RÍOS PATRÓN, DIRECTOR GENERAL Tel: 9175 6121 y 9175 6000 Ext.6121 eriosp@imp.mx

>> SILVIA DE LOS ÁNGELES DELGADO ZAMORANO, SECRETARIA TÉCNICA DE LA DIR. GRAL

Tel: 9175 6096 y 91756000 Ext. 6096 sdelgado@imp.mx

>> PATRICIA AGUNDIS SALAZAR, COORDINADORA DE ASESORES DE LA DIR. GRAL Tel: 9175 6139 y 91756000 Ext. 6139 pagundis@imp.mx

>> FABIANA GALENO RODRÍGUEZ, TITULAR DE LA UNIDAD DE ASUNTOS JURÍDICOS Tel: 9175 6203 y 9175 6000 Ext. 6203 fgaleno@imp.mx

>> FRANCISCO JAVIER ACOSTA MOLINA, TITULAR DEL ÁREA

DE RESPONSABILIDADES Y DEL ÁREA DE QUEJAS

Tel: 9175 8084 y 9175 6000 Ext. 8084 facosta@imp.mx

>> GUSTAVO MURILLO MUÑETÓN, DIRECTOR DE INVESTIGACIÓN EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Tel: 9175 6446 y 9175 6000 Ext. 6246 gmurill@imp.mx

>> JUAN CRISTÓBAL RAMÍREZ PERAZA, GERENTE DE COMUNICACIÓN SOCIAL Y RELACIONES PÚBLICAS Tel: 9175 7944 y 9175 6000 Ext. 7944 jcramirez@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

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

Descargadores de arco para las bridas de ductos Zt

explicamos la importancia de un sistema de compensación de potencial con protección contra rayos para el transporte de petróleo y gas también como parte integral de un sistema de protección contra transitorios

ZONA TÉCNICA

La minimización del riesgo juega un papel importante en la planificación y los sistemas de transporte de hidrocarburos que operan. La prevención de daños a la propiedad, ambientales y las situaciones peligrosas de cualquier tipo es el nombre del juego. Un elemento importante en todo esto es la protección de los componentes del sistema contra la influencia de las sobretensiones transitorias.

Se utilizan tuberías con creciente frecuencia para el transporte de petróleo y gas entre los centros de producción, estaciones de compresión, centros de proceso y refinerías. Sin embargo, la infraestructura de tuberías necesarias sólo sigue siendo rentable si los costos de mantenimiento y reparación se mantienen bajos durante muchos años de operación. En el pasado, la corrosión, en particular, ha causado graves problemas en las tuberías de metal. El tema de la protección contra la corrosión juega un papel central en la planificación de nuevas tuberías,

Ahora

TEXTO: TORSTEN HEIL

pero tambi é n nuevos enfoques est á n siendo utilizados en el fortalecimiento de los sistemas existentes.

Mantener la corrosión electroquímica en jaque

La protección básica contra la oxidación implica generalmente una capa protectora de plástico. Pero también existe un peligro de corrosión electroquímica, especialmente en las secciones de tuberías subterráneas, y la sección más pequeña o tan solo un punto dañado pueden extenderse rápidamente en tamaño.

El efecto puede ser exacerbado cuando las influencias de tensi ó n adicionales de las redes el é ctricas est á n presentes. Las corrientes alternas en las áreas dañadas pueden acelerar la expansión de la corrosión.

La protección contra la corrosión es un método sensible de mantener la expansión de estas áreas bajo control. Los sistemas activos de protecci ó n cat ó dica contra la corrosi ó n (PCC)

contrarrestan la corriente de iones perjudiciales con corriente constante. Para lograr esto, el polo negativo del rectificador PCC se pone en contacto directo con el metal en la tubería. El polo positivo se inserta en el suelo como un ánodo y un circuito de corriente directa se completa a través de la zona dañada y el suelo. Dado que los sistemas activos PCC sólo protegen una sección limitada del recorrido, este último está segmentado. Secciones de una longitud definida deben estar aisladas eléctricamente. Con ello se garantiza que los sistemas PCC funcionan correctamente en la sección de tubería en cuestión y que las diferentes secciones no se dañen entre sí.

Debido a que el uso de protecci ó n contra la corrosi ó n activa significa que las secciones de tubería se colocan de modo que

¿Cómo funcionan los descargadores de arco de aislamiento?

están aislados del potencial de tierra, existen requisitos especiales colocados en el sistema de compensaci ó n de potencial de protección contra rayos. Hacer la puesta a tierra directamente de las secciones de tubería metálica conduciría a una corriente de fuga sustancial en el PCC, lo que significa que las secciones deben estar conectadas a tierra de manera indirecta; con este fin, se utilizan vías de chispas o descargadores de arco de aislamiento.

Durante la operaci ó n normal, estos componentes de alta impedancia se comportan como interruptores abiertos y aseguran el aislamiento eléctrico entre las secciones de tubería y el potencial de tierra. Si hay un aumento de tensión, la impedancia de los descargadores de arco de aislamiento se vuelve muy baja, y a un cierto voltaje de respuesta, el “interruptor” está cerrado.

Este tipo de aumentos de tensi ó n se producen durante la descarga directa de rayo. Pero tensiones electromagnéticamente acopladas durante la caída de rayos en las inmediaciones o las operaciones de conmutaci ó n y cortocircuitos en las l í neas de alta tensión o de ferrocarril paralelas también son efectivamente limitadas. Durante una descarga directa de rayo, altas corrientes –de hasta 200 kA– deben ser derivadas al potencial de tierra. Se espera que la corriente del rayo se divida y vaya en dos direcciones diferentes. Esto significa que cada trayectoria de corriente debe ser capaz de conducir un máximo de 100 kA.

Requerimientos de aislamiento en bridas

Tan pronto como el descargador de arco responde, se vuelve conductor y deriva, la corriente del rayo puede fluir en el suelo a través de esta trayectoria definida. Este proceso tarda sólo unos pocos microsegundos. Después del proceso de descarga, la vía de chispas vuelve a su estado de alta impedancia. La operación del descargador de arco de aislamiento no requiere mantenimiento. Los productos están diseñados para cumplir con un alto número de impulsos. Sin embargo, deben ser revisados a intervalos regulares para garantizar que se encuentren en su estado inicial de alta impedancia.

Un requisito especial de la protección contra sobretensiones surge de la limitada resistencia diel é ctrica del recubrimiento. Además, los sets de aislamiento para las bridas tienen relativamente bajas resistencias dieléctricas, por lo general en el rango de algunos kilovoltios. Como referencia y ejemplo de estos valores, Las bridas aislantes Clase 1 tienen una tensión de prueba en AC de 5 kV, y las bridas de aislamiento Clase 2 tienen 2,5 kV. (Rigidez dieléctrica)

Se recomienda que la tensión de respuesta Uas a impulso (Nivel de protección) del descargador de arco sea en valor la mitad de la rigidez dieléctrica de las bridas aislantes. Esto asegura que exista una excelente limitación de voltaje, para proteger la integridad de las bridas aislantes de las juntas de los ductos.

Esto significa que descargadores de arco de aislamiento con una tensión de respuesta Uas de 1,25 kV cumplen los requisitos de todas las clases de bridas aislantes.

Los descargadores de arco de aislamiento aseguran la protección del valor de rigidez dieléctrica de secciones de tubería, por un lado, y por otro los sistemas seguros de compensación de potencial de protección contra rayos.

Características especiales de la solución Adem á s del á rea de respuesta, los descargadores de arco de aislamiento excluyen valores de corrientes a bajas frecuencias. (Las corrientes de tierra o líneas de alta tensión cercanas, por ejemplo, pueden inducir una constante corriente de 50/60 Hz AC en secciones de tubería)

Para impedir que el descargador de arco conduzca en cada pico de tensión y por lo tanto influya en el sistema CCP, se define una frecuencia de alimentación de tensión en AC no disruptiva que se ha de mantener. Por debajo de 250 V CA y 50/60 Hz, el descargador de arco debe permanecer en estado no conductivo. Esto proporciona un límite de referencia claramente definido, derivado de la aplicaci ó n pr á ctica para el rango de voltaje de respuesta y tensión de aislamiento (Figura 3).

El sistema de compensación de potencial de protección contra rayos y la aplicación de medidas de seguridad deben ser tomadas en cuenta durante la fase de planificación.

Los descargadores de arco de aislamiento y sus accesorios se instalan normalmente en la zona Ex.

1. En las inmediaciones de las tuberías de gas y petróleo, una atmósfera explosiva se puede esperar a veces. Esa es la razón por la que el descargador de arco ha sido diseñado en un “encapsulado presurizado” del tipo de protección contra explosiones.

La tecnología de los materiales y la conexión se desarrollaron de manera que incluso con la máxima corriente de rayo y una atmósfera explosiva, no ocurra ninguna chispa de ignición que pudiera provocar una explosión. Además, todos los materiales han sido diseñados para operaciones a largo plazo, incluso en condiciones ambientales severas.

DESCARGADOR DE ARCO DE AISLAMIENTO FLT DE PHOENIX CONTACT

Características: Alta capacidad de protección: 100 kA (8/20 μs) con los efectos de una. Corriente indirecta de rayo y 100 kA (100/350 μs) con, Los efectos de una corriente directa de rayo.

La más alta categoría de ensayo (H) según IEC 62561-3. Los límites de medición de tensión se han optimizado para la tubería y las bridas aislantes.

Tensión nominal de ensayo a frecuencia nominal: 250 V AC.

Aprobaciones para áreas potencialmente explosivas según Atex (Europa) e IEC Ex (alrededor del mundo)

Accesorios probados. Protección confiable a largo plazo.

Se puede instalar en ambientes difíciles.

El descargador de arco FLT de Phoenix Contact con su amplio rango de accesorios permite que se instalen bridas aislantes de forma sencilla y segura.

Torsten Heil. Dipl. Ing. (FH). Mercadotecnia de Producto Protección contra transitorios TRABTECH, Phoenix Contact GmbH & Co. KG, Blomberg, Alemania.

Salvados in extremis (BERNARDO QUINN)

TEXTO: BERTHA HERRERÍAS

Una constante en el ámbito empresarial son las crisis: no hay sector ni industria que no la haya enfrentado o esté viviendo en tensión porque no sabe si va a salir adelante o se acerca el fin. Cuando se está inmerso en estos procesos es como cuando hay un amigo o un familiar enfermo; todos opinan, dan consejos con voluntad de ayudar hasta que llega un momento en que esto se puede volver agobiante. ¿A quién le hacemos caso?

En el momento en que empezamos a perder objetividad y perspectiva en la empresa es cuando Salvados in Extremis de Bernardo Quinn puede ser de utilidad. Es un libro dirigido a líderes empresariales sin embargo puede ser valioso para personas en niveles laborales intermedios. De manera práctica, sencilla e ilustrada ofrece un proceso y herramientas que ayudaran a tomar decisiones para transformar el negocio.

Propone una metodología de tres pasos: ¿Cuál es la historia?, ¿Quién se apunta? y Ejecución.

La Historia: Para enfrentar la realidad se deben de conocer los hechos, cuando se está inmerso en las tareas del día a día no nos damos cuenta que han bajado las utilidades, ha disminuido la cuota de mercado, los clientes no están lo suficientemente satisfechos, etcétera. En ocasiones los directivos reconocen los síntomas pero no son capaces de comunicar la situación y liderar el cambio de conducta.

¿Quién se apunta?: En este segundo paso de la metodología lo importante es lograr la alineación de todo el personal de la empresa sobre todo, directivos. Todos ellos deberán de abordar el mismo barco conscientes de que para lograr rescatar a la empresa tendrán que ir en la misma dirección. Quinn aconseja que si alguien del equipo no lo hace no hay que dudar en deshacerse de esta persona, todos los demás lo agradecerán.

Ejecución: Cuando se llega a este punto ya se ha avanzado mucho, se tiene claro en dónde está la organización y aquí la clave serán las personas y en cómo actuarán. “Esa fuerza la aportarán el liderazgo y una adhesión incondicional de la Historia”, comenta el autor. Esta fase se conforma de diez puntos que deberán tenerse presentes durante el proceso y se resumen en que para lograr los objetivos se partirá de un modelo operativo claro. Este presentará una combinación de procesos a largo plazo y estructurales con otros movimientos rápidos y representativos que demuestren que se están tomando las riendas de la situación y la organización está avanzando en la dirección adecuada. La coherencia entre lo que se dice en la Historia y se hace es crucial para lograr la credibilidad ante todos.

¿Qué es Accenture?

Es una firma global líder de servicios profesionales, que provee una serie de servicios y soluciones en estrategia, consultoría, digital, tecnología y operaciones. Tiene experiencia y especialización en más de 40 industrias y todas las funciones de negocio. Con más de 373 mil personas trabajando en 120 países impulsa la innovación para perfeccionar la forma en que el mundo trabaja y vive. www.accenture. com

TOQUES

KELLY SERVICES

Los servicios de tecnología maximizan la capacidad operativa de los negocios

Una de cada cinco compañías aprovecha el valor de sus contratos de servicios de operaciones y tecnología para integrar eficiencia operativa con agilidad, innovar constantemente su portafolio y explorar nuevas oportunidades de negocio, revela el más reciente estudio de Accenture sobre Business Process Outsourcing (BPO).

“La integración de tecnología aplicada a servicios de operaciones inteligentes es un multiplicador de valor para las compañías, que les permite mejorar sus procesos de negocio e incrementar sus márgenes de ganancias optimizando sus recursos. A través de BPO una compañía puede reducir sus costos operativos de 35 a 45%”, expuso Luiz Ferezin, director ejecutivo de Accenture México.

Las empresas de alto desempeño han capitalizado el valor multiplicador de BPO a través de talento especializado, analítica avanzada y automatización de información. El 78% de estas compañías expone que la relación de servicios en procesos de negocios les permitió profundizar su conocimiento de industria, mientras que el 69% considera que el acceso a la tecnología, a través de servicios, es una prioridad que permite identificar tendencias y oportunidades para predecir cambios en la industria y su mercado, así como capturar mayor rentabilidad.

Los servicios de operaciones y tecnología permiten que la cadena de valor de los modelos de negocio impulse un esfuerzo integral de innovación de principio a fin determinado por diferentes niveles de desempeño. El 53% de las empresas creen que este modelo es fundamental para su organización.

Para identificar el efecto multiplicador de eficiencia en los modelos de negocio a través de servicios a la medida es necesario considerar tres factores:

–El análisis, la automatización y la inteligencia proactiva: Estos elementos

son precursores necesarios para obtener conjuntos de datos simplificados y de alta calidad para una toma de decisiones más eficaz. El 69% de los encuestados espera lograr un progreso significativo durante los próximos dos años en los análisis y la automatización y el 66% en inteligencia analítica encaminada a permitir que el talento extraiga más valor de los datos.

–La construcción de una cultura de innovación en el ecosistema total de la compañía: El 61% de los líderes están preparados para reemplazar a los proveedores poco visionarios e innovadores por nuevos jugadores que eleven y estimulen la agenda de innovación del negocio. Al mismo tiempo, las organizaciones necesitan motivar y habilitar a todas las capas de la compañía para hacer de la innovación de procesos una gestión integral, ya que sólo el 29% comparte la importancia de construir innovación desde el negocio y para el negocio a través de un modelo de servicios.

–La integración de la nube como base del modelo de servicios: El 44% de los ejecutivos de alto nivel están dispuestos a migrar inversiones de tecnología tradicional hacia modelos basados en la nube, como parte de una estrategia integral de servicios y operaciones de negocio que les permita ganar velocidad en la creación de valor hacia su mercado.

“La integración de servicios de operaciones y tecnología aumenta drásticamente la productividad en las empresas, agiliza su toma de decisiones y reduce costos. Innovar de manera más rápida y capitalizar las oportunidades para generar valor asentará las bases sobre las cuales las compañías deben integrar en su modelo de gestión servicios de tecnología en procesos críticos para maximizar capacidad y alcance de su modelo de negocio”, afirmó Ferezin.