Energía Hoy edición 152 nov 2016

petróleo

Pemex presentó su Plan de Negocios 20162021, donde establece las acciones para lograr su equilibrio financiero.

electricidad

La Coparmex Ciudad de México criticó el aumento de precios en el consumo eléctrico y cuestionó las reformas como la Energética.

gas

Con una inversión de 400 millones de pesos Natgas y Gas Natural Fenosa inauguraron su primera estación de Gas Natural Vehicular (GNV) en Celaya.

minería

La minera BHP Billiton anunció una iniciativa para que las mujeres representen la mitad de su plantilla laboral para el año 2025.

La empresa La Gas, de las que tomaron la iniciativa para alejarse de la marca Pemex y crear su propia identidad en las estaciones de servicio, espera cómo se acomodará el negocio con la importación de gasolina, justo al convertir sus primeras 25 unidades.

NOVIEMBRE 2016

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notas de inframundo ¿Cuándo pagará Pemex por los daños que provoca al medio ambiente?

30

columna invitada El mercado de la generación distribuida genera diferentes retos, el principal, el del financiamiento.

ideas con brío El gobierno prometió de más con la Reforma Energética por lo que los retos en 2017 serán mayores a lo esperado.

rostros de poder La minera Diane Rinehart es la persona más rica de Australia, pero no destaca por contar con sensibilidad social. zona técnica

energía y poder La Reforma Energética muestra constantes que demuestran que no ha sido benéfica.

72

El autor aborda una metodología para el desarrollo de auditorías energéticas en diversos sectores. Aquí se abordan las pautas para la ejecución de un estudio energético.

LinkedIn, la red social para profesionales, presentó los resultados del estudio Top Skills 2016, donde enlista las habilidades más solicitadas entre los empleadores.

NOTA DE LA REDACCIÓN EH:

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

FOTO: ARCHIVO ENERGÍA HOY

DEL 1 AL 3 DE FEBRERO

EXPO ELÉCTRICA OCCIDENTE 2017

EXPO GUADALAJARA. GUADALAJARA, JALISCO. www.expoelectrica.com.mx/Occidente

AGENDA

ENCUENTROS…

ENERGY MEXICO 2017

CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. DEL 31 DE ENERO AL 2 DE FEBRERO DE 2017. www.energymexico.mx

EXPO MANUFACTURA 2017

DEL 7 AL 9 DE FEBRERO DE 2017. CINTERMEX. MONTERREY, NUEVO LEÓN. www.expomanufactura.com.mx

EXPO LIGHTING AMERICA 2017 ELA, MÉXICO

DEL 28 DE FEBRERO AL 2 DE MARZO DE 2017. CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. www.e-la.mx

FECHAS A CONSULTAR… MÉXICO

INDICADOR IMEF. 1 de noviembre. CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 7 de noviembre.

INFLACIÓN. 9 de noviembre. ACTIVIDAD INDUSTRIAL. 11 de noviembre. ANUNCIO DECISIÓN POLÍTICA MONETARIA. 17 de noviembre.

SECTOR MANUFACTURERO. 22 de noviembre. ESTABLECIMIENTOS COMERCIALES. 24 de noviembre.

BALANZA COMERCIAL. 25 de noviembre.

ESTADOS UNIDOS

BALANZA COMERCIAL. 4 de noviembre. CRÉDITO AL CONSUMO. 7 de noviembre.

SOLICITUDES DE DESEMPLEO. 10 de noviembre. PRODUCCIÓN INDUSTRIAL. 16 de noviembre. PRECIOS AL CONSUMIDOR. 17 de noviembre. CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 29 de noviembre.

CONGRESOS Y FERIAS… 2DO. CONGRESO Y EXPOSICIÓN INTERNACIONAL DE MEDICIÓN DE FLUJO Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS DEL 9 AL 11 DE NOVIEMBRE. CENTRO DE CONVENCIONES. CAMPECHE. www.congresomedicion.com

MEXICO WINDPOWER 2017

1 Y 2 DE MARZO DE 2017. CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. www.mexicowindpower.com.mx

PECOM 2017

DEL 28 AL 30 DE MARZO DE 2017. PARQUE TABASCO, VILLAHERMOSA. www.pecomexpo.com

COATECH MÉXICO 2017

DEL 2 AL 4 DE MAYO 2017. CINTERMEX. MONTERREY, NUEVO LEÓN. www.coatechmexico.com

FABTECH MÉXICO 2017

DEL 2 AL 4 DE MAYO 2017. CINTERMEX. MONTERREY, NUEVO LEÓN. www.fabtechexpo.com

CONSEJEROS

Santiago Barcón, Karla Barbarella Canavan Ramírez, Diego Arjona Argüelles

PRIMERA REVISTA EN MÉXICO LIBRE DE CO2

Año 10. No. 152

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

DIRECTORA COMERCIAL Luz María López

VENTAS Norma Inocencio Mariana Páramo Annalí Ruiz Margarita Contreras

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

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Gina Rinehart

Diamante en bruto

Como presidenta de Hancock Prospecting Pty Ltd (HPPL), el patrimonio neto de Gina Rinehart asciende a más de 12 mil millones de dólares, y por ello es considerada como “la reina del comercio global del hierro. En 2014, Rinehart cerró un negocio de 7 mil 200 millones de dólares para desarrollar Roy Hills, una de las minas de mena de hierro más grandes del mundo y, con ello se posicionó en una categoría hasta hoy inalcanzable.

Actualmente no sólo es la persona más rica de Australia, también es la mujer más rica del mundo gracias a sus negocios mineros. Sin embargo, entre sus talentos no está la sensibilidad social.

Es famosa por hacer duras declaraciones en contra de los trabajadores del país y sus propuestas sobre bajar el sueldo de los mineros australianos a dos dólares al día para conseguir que fueran más competitivos que los mineros africanos.

La prensa australiana ha reportado que Gina le cae mal incluso a sus hijos, tiene cuatro y tres de ellos han interpuesto demandas en su contra. La razón: el dinero, los tres tienen un pleito permanente con la madre a quien acusan de avara.

Pero, sin duda, son sus controvertidas declaraciones las que le han ganado calificativos incluso como el de “arpía”. Las más famosas las hizo en mayo de 2013,

TEXTO: REDACCIÓN ENERGÍA HOY

PRESIDENTA DE HANCOCK PROSPECTING

cuando planteó su particular “solución” para acabar con la miseria y, además, impulsar una sociedad de personas inteligentes.

“Evitando que los pobres procreen, podemos crear una nueva clase de australianos inteligentes, trabajadores y bien pagados que forjarán nuestro futuro económico”, dijo entonces la multimillonaria australiana, quien fue más allá en sus sugerencias: “Hay que esterilizar a los pobres para evitar que las ‘clases bajas se multipliquen”.

La heredera del imperio minero planteó que toda pareja que gane menos de 100 mil dólares australianos al año [unos 10 mil dólares estadounidenses] debe someterse a una vasectomía o ligadura de trompas y aquellos que superen esa cifra anualmente “deben ser motivados para que tengan unos 10 ó 12 hijos”.

“Sólo con la eliminación de los residuos y enfocándonos en nuestros trabajadores más brillantes y eficientes podemos superar a nuestros rivales emergentes en el mundo”, expuso.

Gina Rinehart, quien heredó la empresa de su padre hace 23 años, nació en febrero de 1954 en Australia Occidental. Pasó su infancia entre Pilbara, en el noroeste de ese país, donde vivió con sus padres, Lang y Hope Hancock, en grandes propiedades de ovejas y ganado en la remota y accidentada región de mineral de hierro, y en un colegio de niñas anglicanas en la localidad de Perth.

Desde que se convirtió en Presidenta Ejecutiva del Grupo de Prospección Hancock (HPPL) en 1992, ha sido responsable de la protección y el crecimiento sustancial de la compañía.

Actualmente, HPPL posee el depósito de hierro más importante del mundo en Pilbara, en el occidente de Australia, y la empresa reporta ganancias superiores a los 900 millones de dólares anuales.

Gina Rinehart es lo mismo admirada por su capacidad en los negocios que abucheada por sus declaraciones radicales. La millonaria australiana no ha escapado a las ácidas críticas incluso de Los Simpson.

Foto: Hancock Prospecting

PETRÓLEO

PePemex tendría equilibrio financiero hasta 2020

Petróleos Mexicanos, una de las 100 empresas más grandes del mundo, presentó su Plan de Negocios 2016-2021. Este Plan, expuso la Empresa Productiva del Estado, establece las acciones que le permitirán alcanzar superávit primario el próximo año y lograr el balance financiero en 2019–2020.

El director general de Pemex, José Antonio González Anaya, explicó que el Plan de Negocios ya está en ejecución y se han reportado avances importantes. En 2016 se cumplirá el ajuste presupuestal anunciado en febrero por 100 mil millones de pesos e incluso se sobrepasará la meta de ahorro planteada, alcanzando 35 mil millones de pesos gracias a las medidas de austeridad, 6 mil millones de pesos por arriba de lo programado.

En la misma línea, la totalidad del adeudo con proveedores del año pasado está liquidado o se encuentra ya calendarizado y se llevó a cabo una reestructura corporativa, reduciendo en 40% la plantilla de altos mandos de 2015.

Este ambicioso programa de ajuste se encuentra en línea con las medidas implementadas por otras grandes petroleras en el mundo y el hecho de haberlo cumplido respalda los objetivos y metas planteadas para los próximos 5 años. Paulatinamente, los resultados obtenidos se han traducido en una mayor confianza de los mercados internacionales en el futuro de Pemex. En lo que va del año se ha reducido el riesgo de Pemex a la mitad, se ha incrementado el plazo de vencimiento de la deuda y fue posible

regresar a mercados financieros como el japonés, tras muchos años de no participar.

González Anaya dijo que Pemex tiene el reto de ajustar la estructura de costos a un escenario de precios bajos y la oportunidad de utilizar las herramientas que le brinda la Reforma Energética de 2013. Derivado del cambio en su marco jurídico, Pemex puede desarrollar una operación similar al resto de las compañías petroleras del mundo, lo que le permitirá revertir la tendencia de pérdida de los últimos años y compartir riesgos técnicos, tecnológicos y financieros en toda la cadena de valor.

El Plan de Negocios, agregó, impulsa la formación de alianzas en toda la cadena de valor de Pemex como un mecanismo para incrementar sus inversiones y su eficiencia. Estas herramientas ya son una realidad y citó como ejemplos la licitación vigente para aguas profundas en el bloque Trion y las migraciones en aguas someras (en los pozos Ayin y Batsil) y campos terrestres (Cárdenas-Mora y Ogarrio).

PEMEX PROMETE GASOLINA UBA [BAJA EN AZUFRE] A PARTIR DE NOVIEMBRE Petróleos Mexicanos (Pemex) promete que toda la gasolina distribuida será ultrabaja en azufre (UBA), con un nivel de entre 30 y 80 partes por millón (ppm) en todo el territorio nacional, a partir de noviembre. Tras invertir alrededor de 3 mil millones de dólares para revertir el uso de combustible que contiene de entre 300 a 600 ppm [mayor cantidad de azufre]. La industria automotriz se encuentra preocupada porque los tiempos para introducir la gasolina de UBA en niveles mínimos indispensables [de 30 ppm] no se han cumplido; sin embargo, Pemex les ha indicado que en las próximas semanas entrará en operación a nivel nacional. En México el consumo de gasolina Magna es de 85%, mientras que la compra de Premium es de 15 por ciento.

A quién seguir:

Baker Hughes @BHInc

Es un proveedor de servicios, productos, tecnología y sistemas para campos petroleros de la industria mundial de crudo y gas natural.

Liberar gasolina en 2017, dolor de cabeza para la inflación

En octubre, el WTI rebas ó la cotizaci ón de 50 dólares por barril por primera vez desde junio 2016. Dicha cotización sugiere un precio de la mezcla nacional de alrededor de 42 dólares por barril, nivel al cual est á n calculados los ingresos petroleros en el Paquete 2017.

Es decir, el impacto positivo de la reciente alza en el precio del petróleo, todavía no mejorará las finanzas públicas, pero sí tendrá un impacto importante en la inflación, expuso Guillermo Aboumrad, director de Estrategias de Mercado de Finamex Casa de Bolsa. El experto estima, haciendo ciertos supuestos, donde el más importante es que la autorización del Congreso de la Unión de la propuesta presentada por la SHCP de adelantar la liberalización del precio de la gasolina a enero de 2017.

“Vale la pena recordar, que también fue nuestra propuesta, ya que concluimos que es la mejor manera de fomentar la competencia y las importaciones del producto por el sector privado. En cuyo caso, de comenzar el año con un precio del WTI de 50 dólares (como el actual), y cerrar el año con un tipo de 18.50 pesos por dólar (como es nuestro escenario base), la gasolina Magna y Premium podrían cotizar en enero de 2017 en 15.05 pesos y 15.98 respectivamente; es decir, cerca de 8% por arriba del cierre de diciembre de este año de 13.98 y 14.81 pesos por litro. El impacto esperado en el INPC sería de alrededor de 42 puntos base”.

Los estimados para el precio promedio de la gasolina a nivel nacional en enero de 2017, dependerán, claro está, del régimen que apruebe el Congreso de la Unión para este genérico, dice Aboumrad, quien aclara escenarios: “para el cual asumimos adelantan la liberalización a enero de 2017, y no se utilizan bandas para contener el precio), así como de la referencia internacional (o el precio al que el importador pagar ía la gasolina al mayoreo) multiplicada por el tipo de cambio más los impuestos y costos asociados”.

Para estimar la referencia internacional, expone, utilizamos las cotizaciones de hoy d ía de los futuros de la gasolina, nuestro estimado de cierre de a ño para el tipo de cambio, la misma estructura de costos que utiliza la SHCP para calcular el precio má ximo al público de la gasolina [como se publica en el Diario Oficial de la Federación], y el mismo monto de IEPS que en este 2016.

Adicionalmente, habr ía que recordar que el a ño pasado, el Ejecutivo federal publicó un alivio o est í mulo fiscal al IEPS de 50 centavos para la gasolina Magna y de 60 centavos para la Premium para este a ño, los cuales asumimos se mantienen en 2017 en nuestro estimado (Ver cuadro). “En el caso de que se eliminen en 2017 o simplemente no se renueven, entonces el impacto en la inflación ser á m á s alto, de alrededor de 65 puntos base, con un incremento de 12% en el precio”, dice.

PEMEX

PIERDE 113 MIL 800 MILLONES DE PESOS EN EL III TRIMESTRE

Petróleos Mexicanos (Pemex) registro pérdidas por 113 mil 800 millones de pesos al cierre del tercer trimestre del 2016, en promedio 29.4% menor a la obtenida en el mismo periodo del año anterior. De acuerdo con los estados financieros de la petrolera, enviados a la Bolsa Mexicana de Valores los principales factores que incidieron en este resultado fue la pérdida de 52 mil 200 millones durante el periodo, debido principalmente a la depreciación del peso mexicano frente al dólar, así como un aumento de 4 mil 800 millones de pesos en costo del servicio de la deuda. La empresa dio a conocer que sus ventas internas repercutieron también en sus estados financieros. El mercado de la gasolina y diesel cayó 17.7% y el de gas licuado de petróleo 52.5 por ciento. También expuso que entre diciembre del 2016 y el 30 de octubre pasado, 9 mil 916 trabajadores, entre empleados de confianza y sindicalizado, salieron de la compañía.

LA OPEP, AÚN OPTIMISTA SOBRE UN PACTO PARA LIMITAR LA OFERTA

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) aseguró que sigue siendo optimista sobre la posibilidad de que sus miembros logren ponerse de acuerdo para limitar la oferta conjunta de crudo en 2017. “Nosotros, en la OPEP, seguimos profundamente optimistas sobre la posibilidad de que el acuerdo de Argel será complementado con una acción precisa, decisiva, entre todos los productores”, expuso la organización en el comentario de introducción a su boletín mensual. En él alude al preacuerdo alcanzado a fines de septiembre en Argel por los 14 miembros de la organización para congelar el bombeo total del grupo en un nivel de entre 32.5 y 33 millones de barriles diarios (mbd) el próximo año. Ese objetivo significaría retirar entre 0.4 y 0.9 mbd del mercado, de acuerdo con los datos de producción de septiembre publicados por la OPEP en su último informe. El anuncio sobre ese pacto impulsó al alza a los “petroprecios” pero, tras una reunión técnica la semana pasada en Viena en la que los representantes de los productores no lograron un acuerdo concreto sobre cuánto reduciría cada uno, las cotizaciones han vuelto a la senda bajista. “Los observadores de la industria (petrolífera) deberían recordar que no deberían juzgar o criticar rápido a la organización o a sus países miembros”, advirtió la OPEP.

La división petrolera de GE y Baker Hughes se fusionan

General Electric (GE) anunció un acuerdo para fusionar su división petrolera y gasista con Baker Hughes en una operación en la que el conglomerado industrial estadounidense desembolsará 7 mil 400 millones de dólares (6 mil 759 millones de euros) en el pago de un dividendo extraordinario para los accionistas de la compañía de servicios petrolíferos.

Bajo los términos de la transacción, cuyo cierre se prevé para mediados de 2017, los accionistas de Baker Hughes recibirán un dividendo extraordinario de 17.5 dólares por acción y mantendrán el 37.5% de las acciones de la nueva compañía, mientras que GE será el propietario del 62.5% restante.

La “nueva” Baker Hughes, como así denominan ambas compañías a la empresa resultante, generará unos ingresos combinados de 32 mil millones de dólares (29 mil 226 millones de euros) anuales y estará cotizada en la Bolsa de Nueva York, mientras que tendrá una sede dual en Londres y Houston.

La operación, aún sujeta a la aprobación de las autoridades regulatorias, fue aprobada de forma unánime por los consejos de administración de GE y de Baker

Hughes y generará unas sinergias de mil 600 millones de dólares (mil 461 millones de euros) en 2020.

El Consejero Delegado de la nueva compañía será el actual Consejero de la división de crudo y gas de GE, Lorenzo Simonelli, mientras que el actual presidente y Consejero Delegado de GE, Jeff Immelt, será su presidente y el Consejero Delegado, mientras que el presidente de Baker Hughes, Martin Craighead, ejercerá de vicepresidente.

Gracias a la reducción de costes, ambas compañías consideran que la “nueva” Baker Hughes está posicionada para crecer, mientras “rebota” la industria petrolera. El valor actual de la empresa resultante de la fusión es de 14 mil millones de dólares (12 mil 786 millones de euros) y aportará 0.04 dólares a las ganancias por acción de GE en 2018 y 0.08 dólares en 2020.

“Esta transacción crea un líder de la industria posicionado de forma ideal para el crecimiento en cualquier mercado”, comentó al respecto Immelt, quien subrayó el respeto que sus clientes han mantenido por Baker Hughes desde que desarrollaron su división petrolera y gasista.

ElELECTRICIDAD

Reforma, con más daños que beneficios: Coparmex

Jesús Padilla Zenteno, presidente de la Confederación Patronal de la República Mexicana (Coparmex) en la Ciudad de México, criticó el aumento de precios en el consumo eléctrico y señaló que reformas como la Energética, que en apariencia traería amplios beneficios para el país y los bolsillos de los mexicanos, en realidad perjudica la economía de los sectores productivo y social.

Padilla Zenteno consideró que el aumento de los precios en los combustibles, como los gasolinazos o de energía eléctrica, es un lastre para las empresas y no generan un buen entorno para los negocios, lo que reduce la posibilidad de atraer nuevos inversores y estanca la economía nacional.

Contrario a las promesas gubernamentales de reducir los precios de los combustibles, entre ellos las tarifas eléctricas como lo hizo el Presidente Enrique Peña Nieto hace tres años cuando presentó la iniciativa, Jesús Padilla recordó que a partir del mes de julio de este año, el de hoy es el

QUÉ ES LA COPARMEX

Es un Sindicato Patronal que reúne empresarios de los diferentes sectores que defiende los intereses de sus agremiados.

quinto incremento recetado a los mexicanos, y son los sectores industrial y comercial los más perjudicados.

Aquella ocasión, el 12 de agosto de 2013, el Presidente de México expresó: “Se crearán cientos de miles de nuevos empleos y con mejores salarios; si llevamos a cabo esta reforma bajará el precio de la luz y del gas; igualmente bajará el precio de los fertilizantes y en consecuencia, nuestro campo producirá más, habrá más alimentos y con mejores precios”.

Sin embargo, empresas del Estado como Petróleos Mexicanos (Pemex) han tenido despidos masivos en cifras cercanas a los 40 mil trabajadores y se han dejado de cubrir las vacantes dejadas por los jubilados y pensionados. Algo parecido ocurre en la Comisión Federal de Electricidad (CFE), destacó la Coparmex CdMx.

Con el aumento entre 5.6 y 7.2% que tendrá la tarifa industrial, sumarán un ascenso de entre 25 y 30% en comparación con el precio reportado en noviembre del año pasado; mientras que el sector comercial tendrá un incremento de entre 3.3 y 5%, lo que suma un alza acumulada de entre 17% y 23 por ciento.

LA CFE COLOCA BONO

POR 1,000 MILLONES DE DÓLARES

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) colocó en octubre un bono a 10 años por mil millones de dólares con un rendimiento de 4.766% o 300 puntos básicos sobre los papeles comparables del Tesoro de Estados Unidos, reportó IFR, un servicio de información financiera de Thomson Reuters. El bono, que tiene un cupón de 4.75%, se colocó al 99.876. La operación fue liderada por BBVA, Bank of America Merrill Lynch y Citigroup. La empresa eléctrica estatal tiene calificaciones Baa1/BBB+/BBB+. El año pasado, la CFE colocó un bono por 8 mil millones de pesos, de os cuales 5 mil millones se colocaron en Unidades de Inversión (UDIS).

A quién seguir:

Confederación Patronal de la República Mexicana CdMx @Coparmex_CDMX

Es un Sindicato Patronal de afiliación voluntaria, que reúne empresarios de los diferentes sectores.

CFE reduce sus pérdidas en 23,644 mdp en tercer trimestre

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) redujo sus pérdidas en 23 mil 644.623 millones de pesos durante el tercer trimestre, al pasar de 30 mil 543.029 millones de pesos entre julio y septiembre de 2015 a 6 mil 898.409 millones este año.

La Empresa Productiva del Estado reportó a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV) que durante el tercer trimestre sus ingresos se incrementaron 17.5% respecto al mismo periodo de 2015, lo que representa una mejora de por 18 mil 013 millones de pesos.

En tanto, la Comisión incrementó su patrimonio a septiembre de 2016 en 164% respecto al registrado en el mismo mes del año anterior. La mejora sustancial en los estados financieros, explicó, se debe principalmente al “efecto positivo que tuvieron el aumento de los ingresos y la disminución de sus costos asociados al pasivo laboral. Esta es la segunda vez en el año en que la CFE reporta un resultado financiero positivo”.

También expuso que este incremento en sus ingresos se debe principalmente a la venta de energía eléctrica, ingresos por servicios de transmisión prestados a los participantes del Mercado de Eléctrico Mayorista (MEM) y al reconocimiento parcial del subsidio a las tarifas eléctricas para usuarios finales otorgado por el Gobierno federal.

En tanto, los costos totales en el tercer trimestre de 2016 tuvieron una reducción de 3.5% respecto al mismo periodo de 2015, debido a un decremen-

to en el costo financiero y a la baja en el costo por obligaciones laborales. Lo anterior, afirma se debió al acuerdo para modificar el pasivo laboral de la empresa al que llegaron la propia CFE, sus trabajadores y el Sindicato Único de Trabajadores Electricistas de la República Mexicana (SUTERM) en mayo pasado.

La Comisión Federal de Electricidad reportó una utilidad de 99 mil 947 millones de pesos al tercer trimestre de 2016, lo que impacta positivamente el aumento en los ingresos por venta de energía y el descenso de los costos laborales.

La empresa productiva del estado detalló que durante los primeros nueve meses de 2016, registró una utilidad 251% superior a la registrada en el mismo periodo de 2015.

SIEMENS DESARROLLA SOLUCIÓN DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA

La empresa alemana Siemens desarrolla una innovadora tecnología de almacenamiento de energía, llamada Solución de Energía del Futuro (FES), que proveerá de energía eléctrica a más de mil 250 viviendas en la Ciudad de México. La Solución de Energía del Futuro se basa en un sistema de conversión de energía eólica a térmica, y posteriormente a electricidad, todo mediante un concepto sencillo y, sobre todo, a un bajo costo de instalación. FES será capaz de almacenar alrededor de 36 megavatios de energía por hora, en un contenedor con alrededor de 2 mil metros cúbicos de roca. A través de una caldera, el calor contenido en una turbina de vapor compacto de Siemens podrá generar hasta 1.5 megavatios de electricidad las 24 horas del día, energía suficiente para cubrir las necesidades de alrededor de mil 250 viviendas.

EU invierte 30 veces más que Unión Europea en eficiencia

La inversión pública en eficiencia energética en Estados Unidos alcanzó los 5 mil millones de euros en 2015, mientras que en la UE fue más de 30 veces inferior, quedándose en 150 millones, de acuerdo con información las patronales europeas del ramo, entre las que se halla la española Asociación de Empresas de Mantenimiento y Servicios Energéticos (AMI).

La razón de tan escandalosa diferencia estriba en un criterio contable de la Unión Europea que perjudica el modelo de negocio de las Empresas de Servicios Energéticos (ESE) aplicado a los inmuebles de la Administración.

Una ESE es una firma que, tras acometer una auditoría energética, garantiza a sus clientes unos ahorros concretos y financia las actuaciones necesarias para conseguirlos gracias a esos ahorros, es decir, el cliente de una ESE únicamente avala a la entidad financiadora que ésta va a recuperar lo prestado, porque el capital se obtiene con el ahorro conseguido, muy superior a la inversión inicial.

Así lo entienden desde 1992 en EU, donde la contabilización de la inversión de la Administración en eficiencia energética a través de una ESE tiene en cuenta los ahorros que se van obtener y se puede dejar fuera del balance. Tan bien funciona el sistema –lo reforzaron en 2007, con la

5 mil millones.

En la UE, por el contrario, un criterio contable de Eurostat –recogido en el Reglamento UE 549/2013– obliga a incluir en el balance de las administraciones el valor del activo sobre el que se van a adoptar medidas de eficiencia energética.

Y este activo, al ser un inmueble, dispara contablemente el monto de las actuaciones –aunque se vayan a amortizar por sí mismas– y choca con el vigente límite del 3% de endeudamiento fijado para las entidades públicas, impidiendo, de facto, que puedan reducir su consumo de energía y la consiguiente partida de gasto.

El resultado es que en una UE con no pocos países incurriendo en déficit, la inversión pública en eficiencia energética sólo llegó a 150 millones el año pasado (Cortesía: elEconomista.es).

LLEGA NOVIEMBRE Y CON ÉL OTRO AUMENTO

A LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN MÉXICO

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) informó un nuevo incremento al precio de las tarifas eléctricas para el sector industrial, comercial y doméstico de alto consumo a partir de noviembre. La CFE expuso que respecto a octubre de 2016, en noviembre próximo las tarifas para el sector industrial aumentan entre 5.6 y 7.2%, mientras que para el sector comercial se registran incrementos de entre 3.3 y 5.0% en el mismo periodo; por otra parte, la tarifa de uso doméstico de alto consumo (tarifa DAC) registra un aumento de 3.3 puntos porcentuales de octubre a noviembre de 2016. Este ajuste de tarifas en noviembre está relacionado con los incrementos de los precios de los combustibles para generar energía eléctrica, registrados en octubre de 2016, en comparación con octubre de 2015, de acuerdo con un comunicado emitido por la comisión. Hasta junio pasado, la CFE se había mantenido durante 18 meses consecutivos con reducciones a las tarifas eléctricas para el sector industrial en su comparación interanual, pero éstas fueron en aumento a partir de julio. Las tarifas para este sector aumentaron en los cuatro meses siguientes. En julio de 2016, en comparación con julio de 2015, entre 2 y 5%; en este mismo periodo en el sector comercial, el incremento fue de entre 5 y 7%, y la tarifa de uso doméstico de alto consumo registró un incremento en julio de 2016 de 6.8% respecto al mismo mes del año pasado.

Energy Independence and Security Act– que la inversión pública estadounidense en la materia ascendió el año pasado unos

GAS Ga

Natgas y GNF abren primer terminal vehicular conjunta

Con una inversión de 400 millones de pesos Natgas y Gas Natural Fenosa (GNF) inauguraron la primera estación de Gas Natural Vehicular (GNV) en Celaya, y la primera del estado de Guanajuato, como parte del plan conjunto 2016-2020 para Guanajuato.

Este plan de inversiones incluye la construcción de por lo menos nueve estaciones Natgas en el estado, con abastecimiento GNF, así como cuatro talleres de conversión y la creación de 300 empleos directos y 900 indirectos.

Durante el evento de inauguración, el gobernador de Guanajuato, Miguel Márquez Márquez, destacó el impulso que significa este tipo de proyectos en beneficio de los celayenses y los guanajuatenses a través de las inversiones y de la creación de empleos, y sobre todo, lo que representa el uso de un combustible alterno más económico y amigable con el medio ambiente que promueve una política estatal de sustentabilidad.

“Con esta inauguración, Gas Natural Fenosa fortalece su compromiso de llevar a los usuarios un combustible seguro, competitivo y amigable con el medio ambiente. Estamos invirtiendo en la ampliación de la infraestructura de distribución de gas natural en beneficio de las distintas regiones del país”, afirmó Rafael Mercado, director Comercial de GNF México.

La empresa ha invertido en la región del Bajío 1,463 millones de pesos en los últimos 5 años y atender a 133 mil clientes.

Sólo para el estado de Guanajuato, la compañía tiene proyectada una inversión de 210 millones 771 mil pesos durante 2016 con

el objetivo de conectar a 19 mil 161 nuevos consumidores.

Por su parte, Josué Hernández, director general de Natgas, reafirmó su compromiso con la mejora del medio ambiente, la calidad de vida sus usuarios y en general de la ciudadanía.

Con este proyecto, la empresa originaria de Querétaro, ha logrado sustituir más del 40% del parque vehicular de transporte público en esa ciudad, contribuyendo a la reducción de 12 mil toneladas de CO2 y otros contaminantes y el ahorro por más de 180 millones de pesos para sus usuarios.

Además ha facilitado el acceso a financiamiento por más de 140 millones de pesos para la conversión y el reemplazo de vehículos aptos para el uso del GNV como combustible.

El Gas Natural Vehicular es una alternativa muy competitiva respecto a los combustibles tradicionales, dado que un automovilista puede ahorrar más de un 50% en su combustible. Asimismo, reduce en 90% las emisiones contaminantes.

ESTUDIANTE DEL POLI DISEÑA CALENTADOR QUE AHORRA GAS

Un alumno del Instituto Politécnico Nacional (IPN) diseñó un calentador de agua que alcanza su temperatura de confort en dos minutos, cuando los aparatos comerciales lo hacen en cinco, lo que representa un ahorro de agua y combustible. Con la asesoría de los profesores Ignacio Carvajal Mariscal y Florencio Sánchez Silva de la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación (SEPI), de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (ESIME), Unidad Zacatenco, Ismael Martínez Ramírez diseñó, como proyecto de tesis, el calentador que disminuye el desperdicio de líquido hasta 80% y reduce la emisión de contaminantes como los óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (Cox), así como de óxido de azufre (SOx), publica Excélsior

A quién seguir:

Natgas @Natgas_GNV

Empresa mexicana fundada en 2012 con el objetivo de desarrollar de forma escalable y permanente el mercado de Gas Natural Vehicular en el país.

Temporada Abierta de GN, otro hito en liberalización del sector

La Secretaría de Energía (Sener) echó a andar en octubre pasado la primera Temporada Abierta de Gas Natural en México, hecho inédito que ayudará a crear una mayor competencia en el mercado y satisfacer la demanda de los consumidores.

El titular de la Sener, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que este es un avance significativo en la liberalización de la industria gasífera, donde Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) dispondrán del 40% de la capacidad de transporte.

En tanto, el porcentaje remanente se distribuirá entre las empresas, respetando los contratos firmados previamente y derechos adquiridos; en tanto, el resto se licitará de forma abierta y transparente.

De acuerdo con el funcionario, como parte de la estrategia de incrementar la red de gas natural en el país a 21 mil kilómetros de gasoductos, su construcción registra un 78% de avance, con inversiones de 12 mil millones de dólares.

Con este fin, el Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) puso a disposición del público en general la Capacidad Disponible en el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural (SISTRANGAS) mediante la Temporada Abierta 2016. La capacidad

disponible será asignada bajo los principios de Acceso Abierto y Trato No Indebidamente Discriminatorio, para aumentar la cantidad de usuarios del servicio transporte de gas natural mediante ductos.

A los interesados en contratar capacidad de transporte en base firme, el Cenagas los invitó a que presenten su Solicitud de Servicio de Transporte de Gas Natural en la que señalen los Puntos de Inyección, Centros de Extracción disponibles en el SISTRANGAS, así como la capacidad de transporte requerida. La capacidad de transporte será asignada atendiendo a la capacidad operativa del sistema y con base en la valuación que los interesados asignen al servicio.

LOS RAMONES II SUR ELEVA IMPORTACIONES DE GAS NATURAL

La entrada en operación de Los Ramones Fase ll Sur en septiembre subió el promedio de importación de gas natural de México a 3 mil 841 millones de pies cúbicos por día (mmpcd) para ese mes, un alza de 2.8 por ciento respecto al mes anterior y de 40 por ciento contra el promedio de 2015, de acuerdo con datos de Platts Analytics Bentek Energy. “Este incremento está apoyado principalmente por el probable inicio de Los Ramones II Sur, que permitirá a la producción del sur de Texas llegar a la Ciudad de México y desplazar las importaciones de gas natural licuado (por barco) de Manzanillo”, indica el reporte. Cabe señalar que estas primeras entradas son parte de la fase de pruebas del gasoducto, publica El Financiero

Gas Natural Fenosa reporta beneficios por 980 mde

Gas Natural Fenosa alcanzó en los nueve primeros meses de 2016 un beneficio neto ajustado de 980 millones de euros. Esta cifra representa un descenso del 10.4% teniendo en cuenta la venta del 20% de GNL Quintero (Chile), que está previsto cerrar en la primera quincena de noviembre y que aporta una plusval ía neta de 50 millones de euros.

El EBITDA entre enero y septiembre alcanz ó los 3 mil 640 millones de euros, con un descenso del 6.8% respecto del mismo periodo del ejercicio anterior, debido fundamentalmente a la depreciación de las divisas latinoamericanas –con un impacto negativo de 117 millones de euros– y a la ca ída de los precios y má rgenes del gas natural, consecuencia a su vez de la situación general del mercado internacional de hidrocarburos. Sin el efecto de la depreciación de las divisas, el EBITDA hubiese descendido un 3.8 por ciento.

Pese a este complicado escenario, que ha afectado especialmente a los negocios de aprovisionamiento y comercialización de gas, los resultados de Gas Natural Fenosa demuestran la fortaleza de su modelo de negocio.

La actividad de distribuci ó n de gas aporta el 34.9% del EBITDA, la distribución de electricidad, el 27.8%, la

generación y comercialización de electricidad, el 20.4% y el aprovisionamiento y comercialización de gas, el 17 por ciento.

El EBITDA de las actividades en Espa ñ a se mantuvo hasta septiembre y representó el 55.1% del total. El resto, un 44.9%, correspondió a las actividades internacionales.

Las inversiones materiales e intangibles ascendieron a 1.294 millones de euros, con un aumento del 23.9% debido a la incorporación de un buque metanero por 206 millones de euros. Sin considerar este buque, la inversión crece el 4.2 por ciento.

El principal foco inversor se situ ó en la actividad de distribuci ón de gas natural, que represent ó el 36.6% del total de inversiones materiales e intangibles, frente al 32.1% de la distribución de electricidad.

En este ú ltimo trimestre la compa ñí a adquirió el 37.88% de Gas Natural Chile por un importe de 306 millones de euros, por lo que su participación en este negocio alcanza ya el 95 por ciento.

La compa ñía cerró en agosto la compra de la comercializadora irlandesa de gas y electricidad Vayu, cuya adquisición se enmarca dentro del nuevo plan estratégico, que prevé el incremento de la comercialización mayorista en el continente europeo. Vayu cuenta con una cuota de comercialización de grandes clientes en Irlanda del 15 por ciento.

La estricta pol ítica financiera de la compa ñí a situó su nivel de endeudamiento en el 46.9% a 30 de septiembre, porcentaje similar al de la misma fecha de 2015. La deuda financiera neta, de 16.144 millones de euros, sube el 0.7% respecto de la registrada en septiembre del a ño pasado. El 91.1% de la deuda tiene vencimiento igual o posterior a 2018 y su vida media se sit úa en cinco a ños.

Gas Natural Fenosa contaba, a final del trimestre, con una disponibilidad de liquidez de 10.842 millones, equivalente a todas las obligaciones financieras de más de 24 meses.

EL GAS LP EN MÉXICO SE MANTIENE SIN CAMBIO DE PRECIO EN NOVIEMBRE

El Gas Licuado de Petróleo, mejor conocido como Gas LP, mantendrá en México el mismo precio de octubre pasado. A nivel nacional, el precio promedio que deberán pagar los consumidores finales será de 11.55 pesos por kilogramo del energético, al que debe agregarse el 16 por ciento del impuesto al valor agregado (IVA), informó la Secretaría de Economía (SE). El precio puede ser mayor o menor en cada una de las 145 regiones en las que el Gobierno federal divide el país. Así, en la Ciudad de México y algunos municipios del Estado de México y de Hidalgo el precio del gas LP se estableció en 13.08 pesos, por lo que un tanque de 20 kilos seguirá costando 261.60 pesos en noviembre. En cambio, en municipios de estados fronterizos como Baja California y Quintana Roo se mantiene un precio de 298 pesos por un tanque con igual cantidad de gas, dado que en ellos el promedio por kilo es de 14.90 pesos.

MINERÍA Mi

BHP Billiton equilibrará género de plantilla en 2025

BHP Billiton quiere que las mujeres representen la mitad de su plantilla para 2025. Para alcanzar esta meta se necesitan contratar a 21 mil mujeres con el objetivo de mejorar el equilibrio de géneros en un sector dominado por los hombres.

La mayor minera del mundo no es “todo lo inclusiva o diversificada que podría ser”, según ha difundido el máximo responsable de la empresa, Andrew Mackenzie, en un comunicado. BHP cuenta con unos 65 mil trabajadores y sólo 18% son mujeres.

Según esta cifra, el objetivo de la empresa sería el de sumar unas 21 mil mujeres mujeres para mediados de la próxima década, tanto en la plantilla propia como de subcontrataciones, de acuerdo con cálculos de la agencia de noticias Bloomberg

La industria minera, que mueve 800 mil millones de dólares, es un sector tradicionalmente dominado por los hombres. En algunos países hasta hace poco las mujeres tenían prohibido trabajar bajo tierra. Los hombres ocupan la mayor parte de los puestos ejecutivos en las compañías de recursos, que van por detrás de otros sectores. Si bien el promedio está aumentando, las mujeres representaban de media solamente 10.9% de la composición de los consejos directivos de empresas mineras en 2014, frente a más del 15% en compañías de bienes de consumo y servicios, según un estudio de Women in Mining UK y PricewaterhouseCoopers.

“Sin iniciativas nuevas tardaríamos unos 30 años en llegar al 30% de representación femenina”, aseguran desde Mackenzie en el

comunicado. “Tenemos, y debemos, hacer más. El objetivo al que aspiramos para 2025 es el de alcanzar un equilibrio de géneros en todos los niveles de la organización”.

En la plantilla directa de BHP, que es de 27 mil empleados, las mujeres también representan 18 por ciento.

“Hay oportunidades para trabajar con nuestros proveedores y alinear los procesos en la cadena de suministros con nuestras aspiraciones de inclusión y diversidad”, señalan desde BHP en el comunicado. “Trabajaremos conjuntamente con nuestros socios en la cadena de suministros para identificar dónde podemos crear oportunidades y apoyar nuestro compromiso con la inclusión y la diversidad”.

BHP incluirá “imágenes que luchen contra los estereotipos” como mujeres y jóvenes líderes en sus áreas, tanto internas como externas, a fin de atraer y retener una diversidad de talento, puntualizó la compañía. También intentará mitigar los desequilibrios en sus políticas y procesos.

FORTESCUE METALS GROUP: OTRA EMPRESA EN PRO DE LAS MUJERES

Fortescue Metals Group, la cuarta exportadora de hierro del mundo, comenzará a informar trimestralmente acerca de su progreso respecto de la participación femenina en la plantilla para mejorar el equilibrio de géneros, dijo el máximo responsable de la empresa, Nev Power, a los medios. Las mujeres representan en la actualidad un 16 por ciento de la plantilla de la productora con sede en Perth, dijo la empresa en un comunicado. “Nos estamos centrando en la revisión de todas las áreas del negocio para asegurarnos de que nuestros lugares de trabajo sean muy inclusivos y de que estamos creando oportunidades para la participación de la mujer”, dijo Power en una conferencia. “Estamos estudiando la manera de aumentar la base de candidatas que tenemos para elegir y también estamos mejorando nuestros procesos de contratación y de selección”.

Planta de Ternium en Puebla gana Certificado de Industria Limpia

La Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (Profepa) realizó la entrega oficial a Ternium México del Certificado de Industria Limpia para su planta en Puebla, como reconocimiento por su participación voluntaria en el Programa Nacional de Auditoría Ambiental (PNAA), así como por las condiciones de desempeño ambiental superior a lo establecido que presenta las planta.

La planta de Ternium en Puebla, planta siderúrgica productora de barra redonda, alambrón y varilla de acero, se hizo acreedor al reconocimiento de Industria Limpia por haber tenido un desempeño ambiental superior a lo que establece la Ley.

En este evento realizado en el Centro de Vinculación de la UPAEP, Juan Carlos Rodrigues, director de la Planta Largos Puebla de Ternium en México, recibió la sexta renovación del certificado de las manos del titular de Profepa, Guillermo Haro Bélchez. “Cumplir la Ley es importante, pero cumplirla voluntariamente es mejor”, aseguró Haro Bélchez durante el evento.

“Nuestro compromiso con la comunidad es asegurar que nuestras operaciones industriales se realizan de forma sustentable, mediante el estricto cumplimiento de la legislación ambiental. Por ejemplo, la Planta Largos Puebla cuenta con el certificado ISO14001 y se realizará una inversión de casi 30 millones de dólares para un sistema de captación de polvos. Además, esta planta es la principal recicladora de papel en Ternium”, expuso Rodrigues.

Por su parte, Modesto Cruz, el responsable de Medio Ambiente de Planta Largos Puebla añadió que este reconocimiento pertenece a todos los empleados de la planta: “Todo nuestro personal se encuentra altamente involucrado, capacitado y comprometido en este objetivo. El reflejo del trabajo en equipo se puede ver en este tipo de certificaciones”.

Para dar el certificado, la Profepa revisa los procesos, materiales y residuos de las empresas, evaluando parámetros como emisiones de agua, emisiones a la atmósfera, ahorro de energía.

ALTERNATIVAS Al

Fotowatio viene de Arabia Saudita por 300 MW solares

Fotowatio Renewable Ventures, un desarrollador de energía renovable de propiedad saudita, ganó una licitación para desarrollar 300 Megawatts (MW) de energía solar en México, que beneficiarán a 76 mil 100 hogares.

Fotowatio, con sede en Madrid y adquirido el año pasado por el grupo Abdul Latif Jameel Energy & Environmental Services en 2015, ganó el 27 de octubre pasado la adjudicación para construir el proyecto con una oferta de 26.99 dólares por megawatt-hora (MWh), en la segunda subasta eléctrica de México.

“Tenemos mucho apetito por el mercado mexicano”, dijo su máximo ejecutivo, Rafael Benjumea. “Hemos esperado cuatro años a que llegara esta licitación. La espera ha merecido la pena, ya que logramos un proyecto de este tamaño”.

Se espera que la construcción de este proyecto de un solo emplazamiento comience a mediados de 2018, con la puesta en marcha un año después, aunque aún no se ha precisado el sitio sede.

Fotowatio planea tomar financiamiento para el proyecto y está en conversaciones tanto con bancos mexicanos como con entidades internacionales, según Benjumea, que se negó a revelar el valor de la inversión del proyecto o la relación entre endeudamiento y fondos propios.

La empresa de desarrollo de plantas solares fotovoltaicas expuso en un comunicado que el proyecto empezará a construirse a mediados de 2018 y estará operando un año después, a mediados

de 2019. La obra generará 250 puestos de trabajo locales y 20 más durante el periodo de operación, planteó.

La planta solar generará energía limpia para abastecer a unos 76 mil 100 hogares y al mismo tiempo reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero en un equivalente a 97.7 millones de toneladas de dióxido de carbono.

FRV está también presente en Australia, India, Jordania, los Emiratos Árabes Unidos y otros países de América Latina. Era parte de un consorcio que en mayo sentó en Dubai un mínimo histórico en una licitación de energía solar, a 29.90 dólares el mw-hora. La compañía evalúa a Marruecos y otras partes de África como expansión, de acuerdo con su CEO.

En abril de 2015, Abdul Latif Jameel Energy and Environmental Services compró el 100% de Fotowatio, para posicionarse como “el mayor desarrollador de energía solar fotovoltaica de los países del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG)”.

LA SENER DESIGNA A TRES REPRESENTANTES PARA JUNTA DIRECTIVA DEL INEEL Como resultado del proceso de la convocatoria publicada el pasado 7 de octubre de 2016 en la página de la Secretaría de Energía (Sener) para elegir a tres representantes de universidades o centros de investigación para integrar la Junta Directiva del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), se seleccionaron a los siguientes representantes: Doctor Peter F. Green, en representación del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL, por sus siglas en inglés); Doctor Arturo Molina Gutiérrez del Tecnológico de Monterrey (ITESM), y al Doctor Jesús Antonio del Río Portilla del Instituto de Energías Renovables (IER-UNAM). Cabe recordar que, la Ley de Transición Energética mandató al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), hoy INEEL, nuevas tareas y responsabilidades, así como una reestructura organizacional.

Instalarán EVstación para bicis, motos y autos eléctricos en CdMx

La Iniciativa Privada, el Instituto de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), el Jefe de Gobierno de la Ciudad de México, la Secretaría de Movilidad, el Servicio de Transportes Eléctricos y Grupo IMU anunciaron la instalación de infraestructura para la electromovilidad y la comunicación del peatón en la Ciudad de México.

La adquisición de una importante flotilla de taxis eléctricos y la instalación de las EVstaciones® fueron dadas a conocer por Miguel Ángel Mancera, Jefe de Gobierno de la Ciudad de México. Estas acciones concretas forman parte de los ejes que impulsa la CDMX hacia la electromovilidad, en pro del medio ambiente y en específico, buscando lograr una mejora en la calidad del aire.

Con la visión y el compromiso de hacer mejores ciudades que siempre ha caracterizado a Grupo IMU, la empresa socialmente responsable dio inicio a la operación del sistema EVstación® para automóviles eléctricos e híbridos, así como bicicletas y motocicletas eléctricas en diversas zonas de la Ciudad de México, esto en colaboración con la Secretaria de Movilidad, el Servicio de Transportes Eléctricos, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la asesoría académica de la Universidad Nacional Autónoma de México y el Instituto Politécnico Nacional (IPN).

Ante la urgencia de reforzar la salud pública mediante el mejoramiento de la calidad del aire, el Gobierno de la CDMX y Grupo IMU se dieron a la tarea de desarrollar la red de EVstaciones® universales en la vía pública, lo que impulsará de manera definitiva la movilidad eléctrica en el área metropolitana al mismo tiempo que apoya la comunicación del peatón.

Estas estaciones solucionan el problema del agotamiento de batería en vehículos eléctricos y en dispositivos móviles, por

lo cual representan una solución práctica y cotidiana para los capitalinos. Cabe destacar que este proyecto será de gran ayuda también para el desarrollo viable del nuevo Programa de Taxis Eléctricos en la CDMX.

Las nuevas estaciones son las primeras en México con servicio universal; es decir, pueden suministrar carga eléctrica a cualquier tipo y marca de vehículo. Están habilitadas con dos dispositivos para proveer energía a los autos en un tiempo máximo de 30 minutos para obtener una “carga de oportunidad” dependiendo las necesidades de cada automóvil, consiguiendo autonomía de hasta 25 kilómetros.

El proyecto marca un hito mundial de utilidad en el mobiliario urbano autorizado por la Secretaría de Desarrollo Urbano y Vivienda y la Secretaría de Movilidad pues provee, en un solo mueble, seis servicios gratuitos:

a) Recarga acelerada de celulares y dispositivos móviles para el PEATÓN.

b) Recarga de bicicletas eléctricas para el CICLISTA.

c) Recarga de motonetas y motos eléctricas para el MOTOCICLISTA.

d) Recarga de oportunidad para TAXIS ELÉCTRICOS.

e) Recarga de oportunidad para AUTOS PARTICULARES ELÉCTRICOS.

f) Recarga de oportunidad para SERVICIO LIGERO DE CARGA.

En una primera fase operarán alrededor de 30 “electrolineras” en la capital del país, incorporadas a los medidores de la CFE; el gasto generado por energía eléctrica será costeado por Grupo IMU, por lo que el servicio para los usuarios será gratuito.

¿DÓNDE HACER RECARGAS?

Los usuarios que cuenten con autos, motocicletas y bicicletas eléctricas o híbridos podrán utilizar el sistema EVstación® en las siguientes ubicaciones:

– Paseo de los Tamarindos y Paseo de los Laureles, Del. Cuajimalpa.

– Av. Parque España y Av. Sonora, Del. Cuauhtémoc.

– Av. Camino a Santa Teresa- pasando Zacatépetl, Del. Tlalpan.

– Niño Jesús y San Fernando, Del. Tlalpan.

– Sur 73 y Municipio Libre, Del. Iztapalapa.

– Pestalozzi y Miguel Laurent, B. Juárez.

– Lateral Circuito Interior Río Churubusco y Calle Riff, Del. Benito Juárez.

– Cumbres de Acultzingo y Universidad, Del. Benito Juárez.

– Anaxágoras y Ángel Urraza, B. Juárez.

– Eje 2 Ote. Av. Heroica Escuela Naval Militar y Calzada de la Virge, Del. Coyoacán.

– Calle Ote. 102 y Circuito Interior Río Churubusco, Del. Iztacalco.

– Morena y Av. Coyoacán, B. Juárez.

– Puebla y Orizaba, Del. Cuauhtémoc.

– Tonalá y Campeche, Del. Cuauhtémoc.

– Clavelinas y Cocoteros, Azcapotzalco.

– Antonio M. Anza – pasando Calle Toluca, Del. Cuauhtémoc.

– Quintana Roo y Av. Insurgentes Sur, Del. Cuauhtémoc.

–Av. Dr. José María Vértiz – entre Víctor Hugo y Necaxa, Del. Benito Juárez.

– Rodríguez Saro y Amores, Benito Juárez.

– Enrico Martínez y Tolsá, Cuauhtémoc.

– Álvaro Obregón y Valladolid, delegación Cuauhtémoc.

–Pennsylvania y Georgia, Benito Juárez.

– Filadelfia y Nueva York, Benito Juárez.

–Av. México y Sonora, Cuauhtémoc.

– Burdeos y Reforma, Cuauhtémoc.

–Calle Sevilla y Eje 8 Sur Popocatéptl, Del. Benito Juárez.

– Manzanas y Magnolias, Benito Juárez.

–Calle Heriberto Frías y Eje 7 Sur Félix Cuevas, Del.Benito Juárez.

A quién seguir:

Enel Group @EnelGroup

Enel Green Power es parte del Grupo Enel y se dedica al desarrollo, operación, y generación de energía a través de fuentes renovables.

“La Silla”, en Chile, innova con seguidor solar único

En la actualidad, una planta fotovoltaica de 1.72 MWp puede no parecer algo insólito, ni siquiera llamativo. Sin embargo, si se atiende a la innovación, la investigación y al desarrollo, el parque de seguimiento solar “La Silla”, impulsado por Enel Green Power, y cuya instalación y diseño ha corrido a cargo de Soltec, empresa líder en la fabricación de seguidores solares a un eje, se convierte en un proyecto excepcional.

Esta planta se encuentra a las afueras del desierto de Atacama, en la región de Coquimbo(Chile), a unos mil 800 metros de altitud y muy cerca del Observatorio Europeo Austral (ESO), del que cubrirá la mitad de sus necesidades energéticas con energía renovable. Este emplazamiento no es casual para una instalación experimental de este tipo, pues su atmósfera limpia facilita la labor investigadora.

El proyecto, único en el mundo, aporta grandes innovaciones a la industria fotovoltaica. De esta forma, utiliza dos tipos de seguidores distintos para tres tipos de módulos diferentes con el objetivo de analizar el rendimiento y la productividad.

Para ello, Soltec diseñó de forma específica dos modelos de seguidores (SF Utility SP4x19L-72 y SF Utility SP2x44P-60bi) que permitieran aprovechar al máximo la producción de los módulos utilizados: policristalino convencional, policristalino con optimización electrónica que permite mejorar el rendimiento en determinadas condiciones y, por último, un módulo bifacial.

Fruto de este proyecto, Soltec desarrolló el primer seguidor solar con módulos bifaciales específicamente diseñado para plantas industriales. Este seguidor permite maximizar la generación fotovoltaica del módulo bifacial gracias al aprovechamiento de la energía solar que se refleja en el suelo.

Los paneles bifaciales pueden recoger energía difusa pudiendo incrementar su producción teórica hasta 30 por ciento. Para los módulos convencionales y con optimizador, Soltec diseñó e instaló un seguidor solar con una configuración de cuatro filas de 19 módulos en disposición horizontal.

El diseño único de ambos seguidores permite una de las mayores adaptaciones a pendientes constantes y variables del mercado: hasta un 17% en dirección Norte-Sur, minimizando así los movimientos de tierra, las zanjas y los caminos interiores. Además, las configuraciones elegidas permiten pasillos espaciosos para hacer más eficientes los trabajos de operación y mantenimiento.

Los seguidores incorporan la solución “PV CablingHarness”, que permite utilizar el interior del tubo del eje de los seguidores como conducto para el cableado. Así se evita el uso de bandejas, zanjas o cualquier otro tipo de canalización con el consecuente ahorro de coste. Los cables quedan de esta forma mecánica y ambientalmente protegidos, y la instalación eléctrica se reduce. Todo esto permitió que el trabajo civil y la instalación eléctrica en “La Silla” quedaran muy reducidos.

Otra de las grandes innovaciones de la planta es que se trata de la primera instalación solar que funciona de forma completamente autoalimentada sin necesidad de utilizar módulos extra específicamente para ello. Así, los seguidores de la serie SF Utility de Soltec pueden funcionar durante todo el año extrayendo una imperceptible cantidad de energía directamente de una de las series de módulos.

El sistema integra una pequeña batería que garantiza el funcionamiento del seguidor, incluso durante la noche. Al contrario de lo que ocurre con otros sistemas autónomos que requieren módulos fotovoltaicos adicionales y grandes baterías que ocupan espacio, la tecnología de Soltec reduce el número de componentes permitiendo obtener un mayor rendimiento en el mínimo espacio. En otras palabras, simplifica el sistema y maximiza el área de generación fotovoltaica.

Según el ingeniero de proyecto, Eduardo de San Nicolás: “’La Silla’ planteó una serie de retos tecnológicos al integrar buena parte de las tecnologías punteras de seguimiento, generación, transformación y monitorización en un único proyecto que, además, debía aprovechar el espacio.

Sener y CdMx darán 100mdp para generación fotovoltaica

La Secretaría de Energía (Sener) colaborará con el Gobierno de la Ciudad de México para promover la inversión en proyectos a fin de aprovechar el potencial energético que tiene la capital del país, aseguró el titular de la dependencia federal, Pedro Joaquín Coldwell.

Al inaugurar la Expo Pymes Ciudad de México, el Secretario de la Sener destacó que con la instalación de paneles fotovoltaicos las empresas, edificios públicos y domicilios particulares pueden generar parte de su consumo eléctrico y precisó que la dependencia a su cargo, a través del Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, impulsa varios proyectos con el apoyo de instituciones como el Fideicomiso para el Ahorro de Energía (Fide) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Además, Joaquín Coldwell explicó que también con el Instituto de Nacional de Electricidad y Energías Limpias en asociación con la Iniciativa Climática de México y el Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente aportarán recursos hasta por 100 millones de pesos para establecer un Fondo de Garantía que promueva la generación limpia distribuida.

El funcionario expuso que entre los proyectos relevantes en materia de energías limpias que promueve el Gobierno de la Ciudad, está el aprovechamiento de residuos sólidos urbanos, la instalación de biodigestores en diversos sitios, así como la introducción de tecnologías solares para el calentamiento de agua en hospitales.

Asimismo, el titular de la Sener explicó que la Reforma Energética establece las bases para que México transite de las energías fósiles a las energías limpias, al crear mecanismos para acelerar la transición y el impulso a la eficiencia energética.

En el evento participaron el Doctor Rajendra K. Pachauri, Premio Nobel de la Paz 2007; Salomón Chertorivski Woldenberg, Secretario de Desarrollo Económico de la Ciudad de México; Víktor Elbling, Embajador de Alemania en México; Leonardo Beltrán Rodríguez, Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la Sener, y Eduardo Vega López, Presidente del Consejo Económico y Social del Gobierno capitalino.

NOTAS DEL INFRAMUNDO MIRIAM GRUNSTEIN

¿La plataforma de BP o el tren del mame? “Horizonte

Profundo” es ver para pensar

LA AUTORA SE PREGUNTA QUÉ PASA CON EL PÉSIMO EXPEDIENTE DE SEGURIDAD INDUSTRIAL QUE HA TENIDO PEMEX EN LOS ÚLTIMOS AÑOS. NO VE ACCIÓN ALGUNA DE LOS REGULADORES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE, SEGURAMENTE POR FALTA DE APOYO DEL GOBIERNO FEDERAL.

quien se dirigió a la película Deepwater Horizon que trata de la plataforma que, al perforar el pozo llamado “Macondo”, tuvo un accidente que, además de llevarse 11 vidas, fue el peor derrame petrolero en la historia de la industria, peor aún que nuestro Ixtoc. Debido a una falla en la cimentación del pozo, aunada a un sistema de preventores de “reventón” de pozos insuficiente, 4.9 millones de barriles de crudo se vertieron en el mar y no hubo como contenerlos hasta 87 días después de la explosión de la plataforma el 20 de abril 2010 –esto es, el 15 julio del mismo año.

Según ispharus.com “(…) el tren del mame es un transporte que no tiene destino fijo, simplemente acelera y se dirige hacia donde sus conductores lo lleven, caminos que por lo general forman nuevas estaciones del mame, en los cuales más y más gente sube e incluye nuevos vagones”. Más aún: “Esta interesante metáfora inició en redes sociales, y básicamente se refiere a todas aquellas personas que comparten los ‘highlights’ de su vida por medio de selfies, fotografías (generalmente desde su celular) y videos” ( ) y comentarios de poca substancia con el único fin de hacer ver a los demás lo “geniales y distintas” que son sus pensamientos y vivencias.

En esta columna hablaré del “tren del mame” que partió del Facebook de una amiga, a quien por decencia no identificaré,

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

Pero los hechos no son aquí el punto sino las reacciones que me tocó ver en Facebook a la película. Como no pretendo incurrir en un spoiler, hablemos pues a grosso modo de las reacciones a la publicación de mi amiga la cual, al ver la película, dijo que la hacía reflexionar sobre la industria a la que ha dedicado su vida. No me cabe sino reconocer que es noble de su parte que la película la haya hecho recapacitar. En lo personal, solo sollocé a causa del pelícano que se estrella abatido y embetunado contra la ventana del cuarto de control del barco que surte lodos de perforación para la plataforma y que estaba estacionado frente a la misma (el barco, no el pelícano, debo aclarar). Y no fue sólo un pelícano el que feneció por el siniestro sino miles de vidas de distintas especies.

De la reflexión de mi amiga salieron dos bandos: los que defendían y defenderán “la industria” a ultranza y los que la demonizan de igual forma. Estos amigos, queridos lectores, se montaron en el tren del mame y yo con ellos. Una publirrelacionista de una petrolera –lógicamente–

se montó en el vagón que pregona los grandes avances que ha tenido la industria de la exploración y producción después del siniestro y que no estaban reflejados en la película. A ello respondí que no era un documental y que mostrar los avances en la tecnología de contención de pozos no aumentarían ni la venta de boletos ni de palomitas (que salen más caras que el boleto). Los ambientalistas, en su propio vagón, señalaron que sólo se vieron el sufrimiento y las pérdidas humanas dentro del holocausto que se convirtió Deep Water Horizon; que los petroleros (salvo los de BP) se visten de héroes y víctimas cuando las afectaciones trascendieron significativamente al medio ambiente, lo cual seguramente tampoco hubiera promovido la venta de boletos y palomitas.

¿En qué vagón ando yo en este tren del mame? Bueno, digamos que me hizo pensar en que lo que se ve en la plataforma lo he visto en distintos momentos de mi vida profesional, con diferentes empresas cuyos mecanismos de toma de decisiones son siempre complejos, a veces caóticos, menos veces temerarios y, como esta vez, excepcionalmente desastrosos. Creo que John Malkovich (a quien venero y más como entrenador de “Secretariat”) hace una representación impecable del petrolero que es tan sólo un engrane de una maquinaria muy compleja y gigante y donde la ponderación de los riesgos se hace bajo mucha presión, en particular cuando los trabajos de exploración llevaban 43 días de atraso, con tarifas de arrendamiento de plataforma de cientos de millones de dólares. En este viaje recordé que, hace muchos años, cuando representé una empresa arrenda-

dora de plataformas, me tocó presenciar toda una discusión sobre los preventores (de la que entendí muy poco) que duró aproximadamente seis horas, antes de que Pemex y mi cliente se dispusieran a firmar el contrato. Y debo decir que mi cliente y Pemex firmaron el contrato, bajo presión, sin que hubiera pleno acuerdo de los mega pascales de debía soportar el preventor. Mi cliente me volteó a ver y me dijo: “¿Firmo?”, y yo me alcé de hombros. Cuando le quedó claro que el incumplimiento de firmar el contrato le costaría millones de dólares, decidió firmarlo. ¿La cuestión del preventor? Muy bien, gracias. Ahora, que yo sepa, nada remotamente peligroso ha sucedido con esa plataforma, ni con las de don Ramiro Garza que perforan nuestro Golfo Profundo.

Mi vagón del tren del mame no tiene un letrero que dice “shit happens” porque esa frase es inaceptable en una industria en donde hay tanto de por medio, en lo principal vidas humanas y no humanas. En mi viaje me pregunto qué pasa con el pésimo expediente de seguridad industrial que ha tenido Pemex en los últimos años, que no veo acción alguna de los reguladores de seguridad industrial y protección al medio ambiente, muy seguramente por falta de apoyo del Gobierno federal. También por mi ventana de este tren veo un horizonte incierto en las inversiones de seguridad industrial a nivel mundial por los recortes en los presupuestos de las empresas, privadas y públicas. Esto nos podría mandar, ya no en el tren del mame, sino arrastrarnos a todos al proverbial “shit’s creek”, río de caca, de cuyo cauce nadie sale bien librado.

( ) https://ispharus.com.mx/2015/09/27/elfamoso-tren-del-mame-que-es-y-como-abordar/ comment-page-1/

COLUMNA INVITADA ERICK LÓPEZ SÁNCHEZ

El mercado energético y su relevancia para la industria de pago

DEBIDO A LOS CAMBIOS REGULATORIOS Y A LAS ATRACTIVAS DINÁMICAS DEL MERCADO LOCAL, LA INDUSTRIA DE PETRÓLEO DE MÉXICO REPRESENTA UNA OPORTUNIDAD ÚNICA PARA QUE COMPAÑÍAS CON ESTRATEGIAS AUDACES DELINEEN EL FUTURO DE LA INDUSTRIA, DICE EL AUTOR DE ESTE ARTÍCULO.

combustible han invertido en sus propios programas de lealtad, tarjetas flota y ofertas de productos, lo que demuestra que el consumidor mexicano busca diferentes alternativas.

Con el objetivo de modernizar y desarrollar el sistema energético del país, México está reformando el mercado petrolero permitiendo a las compañías extranjeras competir internamente. Como resultado, la desregulación del precio de venta podría hacer que este mercado, estrictamente basado con vendedores en pista (servicio completo), se transforme en un modelo donde el auto servicio o el pago en bomba le den la oportunidad a los nuevos proveedores de tecnología para que puedan hacer negocios.

México es el sexto consumidor de gasolina y diésel, con más de 11 mil gasolinerías. Actualmente sólo la mitad de las estaciones mexicanas tienen tiendas de conveniencia, a comparación de alrededor de un 80% en Estados Unidos y Canadá. Sin embargo, los distribuidores más importantes de

Erick López Sánchez. Es Director General de Verifone en México.

Tiene más de 20 años de experiencia en la industria de pagos y bajo su administración, Verifone ha consolidado su liderazgo en el país. Erick es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Anáhuac México. Kwiyoung.Baumgarten@verifone.com

Esto representa una excelente oportunidad para los proveedores de soluciones de pagos, los cuales pueden ayudar a transformar las gasolinerías con lo último en tecnología para dispensar combustible así como para ofrecer un rango diverso de servicios. Por ejemplo, el controlador de sitio Commander, de Verifone, le permite a los distribuidores acceder a conexiones estándares que cumplen con PCI para programas de fidelidad y billeteras móviles. También sirve como punto de entrada local que puede conectarse con sitios que ofrecen servicio completo (full-service) y auto servicio (self-service) o con una combinación de ambos.

Compañías como Verifone, actualmente trabajan con distribuidores líderes en tecnología de combustibles alrededor del mundo, incluyendo México y otros países en Latinoamérica para ayudar a que los clientes utilicen puntos de venta móviles (mPOS) para pagar desde cualquier punto de la estación, sea utilizando su tarjeta de débito o crédito, vouchers o una tarjeta flota. Para ello, la empresa ha desarrollado dispositivos de mano livianos, como el Wireless e355 con escáner de código de barras, el cual ha despertado gran interés entre distribuidores en México.

Comerciantes a nivel global trabajan con empresas como Verifone, para permitir que estos programas innovadores y competitivos incrementen la fidelidad del cliente a través de nuevas oportunidades de compromiso y beneficios en la bomba o atrayendo al cliente a la tienda con incentivos llamativos.

Debido a los cambios regulatorios y a las atractivas dinámicas del mercado local,

la industria de petróleo de México representa una oportunidad única para que compañías con estrategias audaces delineen el futuro de la industria, utilizando su conocimiento global y experiencia en tecnología para llenar el mercado de oportunidades para que tanto los comerciantes como sus clientes experimenten nuevas maneras de interactuar.

COLUMNA INVITADA EMILIANO DETTA

¿Cómo fomentar el mercado de la energía renovable distribuida en México?

LA ENERGÍA RENOVABLE DISTRIBUIDA EN MÉXICO SE HA DESARROLLADO DE MANERA LIMITADA, A PESAR DE QUE EL MERCADO DE ENERGÍA SOLAR EN ESTA MODALIDAD PODRÍA ALCANZAR LOS 20 GW EN EL 2030.

miento apropiado, los subsidios a las tarifas eléctricas y el alto grado de incertidumbre que enfrenta a nivel regulatorio, el cual esperamos se resuelva pronto.

En esta reflexión trataremos sobre los retos de financiamiento y los subsidios, ya que son áreas donde todavía queda mucho trabajo por hacer.

Los proyectos de gran escala y las subastas han acaparado la atención del sector de energía renovable en México durante los últimos meses. Sin embargo, el desarrollo de la energía renovable distribuida es probablemente igual de importante porque tiene el potencial de generar más empleos por MW instalado y apoyar más a la industria nacional que participa en su cadena de valor.

El mercado de energía renovable distribuida en México presenta varios retos para su desarrollo como lo son la falta de financia-

Emiliano Detta. Es experto en energía sustentable para el Banco Alemán de Desarrollo (KfW). Actualmente trabaja en la implementación de proyectos innovadores para fomentar la energía renovable y la eficiencia energética en México. Previamente trabajó para el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y en el sector privado en distintos proyectos de energía sostenible en América Latina y el Caribe. Emiliano es Ingeniero Industrial del ITAM y cuenta con una Maestría en Ingeniería para el Desarrollo Sostenible de la Universidad de Cambridge del Reino Unido. emiliano.detta@kfw.de @emidetta

Los proyectos de energía distribuida son usualmente pequeños y por lo tanto es complejo estructurarlos en un esquema project finance que tanto se utiliza en proyectos grandes. En ese sentido, el financiamiento corporativo es normalmente la opción más adecuada para apoyarlos. La ventaja de un financiamiento corporativo es que los ahorros en tarifa permiten al deudor pagar parte o la totalidad del crédito y en algunos casos obtener beneficios fiscales. A la fecha en México existen pocos actores que apoyan este sector, sin embargo, actores públicos y privados podrían impulsarlo utilizando programas exitosos existentes como por ejemplo el EcoCrédito Empresarial del Fideicomiso para el Ahorro de la Energía Eléctrica (Fide) que financia medidas de eficiencia energética en micro, pequeñas y medianas empresas y se cobra a través del recibo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Un reto que existe con el esquema de financiamiento corporativo es lograr que el riesgo de los proyectos de energía renovable distribuida se analice de manera distinta a la de un financiamiento corporativo “convencional”, donde el balance del deudor suele ser el criterio principal para

otorgarlo. En este sentido, el sector públi co tiene un rol importante para impulsar su financiamiento. Una manera eficaz y efi ciente de hacerlo es a través de mecanismos de garantía que apoyen a las instituciones financieras a animarse a participar en este mercado. El generar experiencia en este mercado ayudaría a que las instituciones financieras aprendan a reconocer los ries gos reales de este tipo de proyectos y a su vez les permitiría ofrecer más productos financieros y menores tasas de interés para este segmento.

Desde la perspectiva de un finan ciador, los subsidios a la tarifa eléctrica en México son también un reto para los proyectos de energía renovable distri buida, ya que reducen el incentivo de los consumidores a ahorrar y afectan el precio de exportación de los generadores distribuidos, además de costarle a la Se cretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) varios miles de millones de pe sos al año. Al final, la tarifa para un gene rador distribuido es como el precio por energía de su contrato de generación o PPA, a mayor subsidio menor precio. Es tarea del gobierno y la banca de desarrollo el encontrar los mecanismos apropiados para tratar de atender este problema.

Como puede percibirse la solución a los retos de la energía renovable distribuida en México está en las manos de todos los actores del sector tanto privados como públicos. Lo que hace falta es sentarnos a trabajar para generar sinergias y lograr lo que todos queremos, un mercado en crecimiento exponencial a largo plazo.

IDEAS CON BRÍO SANTIAGO BARCÓN

¿Qué nos depara el 2017 en el sector eléctrico?

SERÁ, SIN DUDA, EL AÑO DONDE LA REFORMA ENERGÉTICA TENDRÁ QUE VOLAR SOLA Y NO PODRÁ MANTENERSE TAN SÓLO DE DISCURSOS OFICIALES O SUBSIDIOS A LAS TARIFAS. VEO MÁS RIESGOS QUE OPORTUNIDADES.

prima. Hay centenas de casos de inversiones realizadas, ya bien en forma parcial o total, que no tienen ni pies ni cabeza. La energía es un negocio donde las economías de escala juegan un papel muy importante y también la experiencia. En la calentura de entrar al negocio no contratan asesores y se fían de su olfato de negocios, que no es otra cosa que la confianza que le inspira la persona que le ofrece el negocio.

Como ya lo he mencionado, en centenas de ocasiones, estoy a favor de la Reforma Energética, tanto de hidrocarburos como la eléctrica, pero también el que la debemos de vigilar como lo que es: un niño pequeño que requiere no perderla de vista y ante cualquier riesgo actuar de inmediato. Desgraciadamente, a pesar de que muchos de nuestros gobernantes están educados en Estados Unidos, olvidaron una frase de la sabiduría cotidiana de negocios en el país del Tío Sam: “Under promise, over deliver” que sugiere prometer de menos y entregar de más. Nuestras autoridades, por desgracia, hicieron lo contrario repitiendo hasta el hastío las bondades sin señalar los riesgos que un proceso de esta complejidad conlleva. Pero no toda la culpa se encuentra del lado del Gobierno federal, la iniciativa privada ha seguido el tono que le tocan e invertido en un sector que desconocen. Yo no acabo de entender porqué un empresario textil, por ejemplo, piensa que puede generar energía cuando algo más cercano a su negocio sería plantar algodón para contar con materia

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

Centenas de empresas han firmado contratos que las atan, conocidos como PPA’s por su acrónimo en inglés de acuerdo de compra de energía, con condiciones contraproducentes seducidos por el canto de la sirena de precios menores, sin revisar las letras pequeñas. Omiten, con dolo, asuntos como la congestión, el porteo y decenas más que alteran el costo real de la energía eléctrica.

Un gran porcentaje son españoles quienes con éxito seducen con cuentas de vidrio. Lo más interesante es que resaltan la experiencia de su país natal cuando, en general, tienen un problema mayúsculo: quizá por ellos sepan por dónde aprovecharse. Dado que el empresario está en otro negocio cree a pie juntillas lo que le dicen y le apena confesar su ignorancia.

Lo anterior es tan sólo una parte del problema, tenemos también el que el sistema de transmisión sigue siendo muy débil y que por ende la entrada de las energías renovables quedará comprometida y su despacho (la posibilidad de entregarlo a la red) quedará comprometida. Como ingeniero cada ocasión que un político habla de una solución técnica me da pavor. Tal es

el caso de la línea de corriente directa del Istmo de Tehuantepec hacia la carga de la Ciudad de México. No necesitamos soluciones que les llenen la boca, como cuando vemos al Presidente de la República hablar en foros internacionales de la inversión en este rubro, cuando sabemos que mallando el sistema se obtiene por lo menos el mismo resultado a menos de la mitad de costo. Lo simpático, por ponerlo amigablemente, es cuando mencionan que será una parte con capital privado y omiten, no por ignorancia, que tendremos que pagarlo. Urge un organismo ciudadano, de alto nivel técnico, que evite estos despilfarros del que esta línea es sólo un ejemplo.

El 2017 será, sin duda, un gran año para los abogados sobre todo al final de éste. Los incumplimientos de los contratos –no todos pero un porcentaje considerable– de los contratos de las subastas de renovables se volverán no realizables por razones de tenencia de tierra, medio ambientales y de vestigios arqueológicos. Esto sin contar que probablemente el sistema no se encuentre preparado para manejarlas. Buscarán, para eso les pagan, los subterfugios más extraordinarios en los contratos. Deben de estar frotándose las manos.

Las entidades reguladoras tendrán su prueba de fuego para ver si realmente existe la independencia que les otorga la Ley. Como anécdota sirva el que uno de las figuras relevantes de la apertura del mercado eléctrico colombiano, guardo su nombre a su solicitud y comprenderán el porqué en un momento, me decía que él tenía un cuerpo de guardaespaldas no para

protegerlo de la guerrilla FARC sino de los generadores del sistema. Eso es lo que necesitamos, figuras que puedan enfrentarse a la autoridad. Ya veremos.

Los CEL serán otro asunto caliente ya que si las renovables no entran en su totalidad el precio de éstos, por pura oferta y demanda, se disparará aumentando el costo de la energía eléctrica.

Pero no todo son malas noticias, para los que se preparen y asesoren correctamente pueden encontrar espacios interesantes pero tampoco deberán esperar resultados de doble dígito. Lo que resulta irrisorio es que la oportunidad más cercana, y de menor costo, se menosprecie: la eficiencia energética (EE) y la cogeneración. En EE cada watt ahorrado equivale exactamente a un watt generado, con la diferencia de que cuesta la tercera parte: el mejor watt es el negawatt. El pensar en generar energía más económica equivale a buscar el traje de menor costo cuando en realidad resulta más fácil adelgazar y utilizar el guardarropa con el que ya se cuenta. No lo hacemos por falta de convencimiento y porque en general se tiene una mentalidad de hacer las cosas en grande: craso error. En la cogeneración ocurre lo mismo, preferimos desperdiciar la carga térmica del vapor en lugar de aprovecharla para generar electricidad y llegar a eficiencias de más de 80 por ciento.

Lo que sí tengo más que claro es que en el 2017 no tendremos ni un momento para aburrirnos. Debemos aprovechar el cambio. En el siguiente número de Energía Hoy veremos el panorama del sector de hidrocarburos.

ENERGÍA Y PODER

VÍCTOR RODRÍGUEZ PADILLA

Experiencias sorprendentes. La Reforma Energética en acción

EL GOBIERNO DICE QUE EL FUTURO ESTÁ EN LAS ALIANZAS, PERO OBLIGA A DESHACER LAS QUE PEMEX TENÍA. DESDE LOS 80 DEL SIGLO PASADO EL BANCO MUNDIAL RECOMENDABA LLEVAR A LAS EMPRESAS PÚBLICAS A “PUNTO DE PRIVATIZACIÓN”. ENRIQUE PEÑA NIETO LO ESTÁ REALIZANDO CON VALENTÍA Y DETERMINACIÓN.

dios específicos. Subsidiar a los energéticos con alto contenido de carbono cuando el planeta no aguanta más y las finanzas públicas languidecen no parece racional. Sin embargo, el gobierno no carece ni de lógica ni de congruencia, no en balde impulsa una transición energética centrada en el petróleo y el carbón “limpios”, y el gas natural importado. Marchar hacia la batalla del cambio climático y al calentamiento global bajo la bandera de los combustibles fósiles es sin duda una experiencia sorprendente.

2. El extractivismo sumiso.

Hace unos días el presidente del Banco Mundial, Jim Yong Kim, se declaró un gran admirador de las reformas sumamente valiosas emprendidas por el presidente Enrique Peña Nieto. “Ahora lo que se requiere es paciencia para (esperar) la llegada de todos los beneficios”, añadió. Por lo pronto hizo hincapié en las “experiencias sorprendentes y muy positivas” que ya se observan, como la última subasta eléctrica. Esas declaraciones llaman la atención, primero, porque no había necesidad de desmantelar el servicio público y privatizar la industria eléctrica para organizar una subasta; segundo, porque una reforma apegada a los lineamientos del consenso de Washington traerá beneficios para unos cuantos pero no para todos. Lo que no se le puede negar al señor Kim es que el país está viviendo “experiencias sorprendentes”. Veamos algunas.

1. El camino del colapso climático.

La política de subsidios y de transición energética del gobierno federal favorece el desorden climático. Para empezar los consumidores de gasolina y diesel pagan sólo una fracción del costo de poner esos productos a disposición del público, el resto lo paga Pemex. Ese subsidio implícito en el costo de logística se lo debemos a la Secretaría de Hacienda, sin que le importe demasiado el crecimiento desmesurado del parque automotor y el consumo de petrolíferos atendido con importaciones. En línea con lo anterior, Hacienda propone subsidiar a los derivados del petróleo cuando se usen en la minería, la industria, el comercio y los servicios. La agricultura, la ganadería, la pesca y la silvicultura, ya reciben subsi-

realizó

www.energia.org.mx energia123@hotmail.com

La política petrolera de la actual administración es clara: acelerar la extracción de hidrocarburos y vender la producción en el mercado internacional antes de que pierdan valor; dar preferencia al sector privado en esas tareas; reducir los espacios de participación pública; quitarle áreas y campos y negarle a Pemex nuevas asignaciones; forzar a la empresa pública a tomar socios privados con participación mayoritaria para que tomen el control de las operaciones; eliminar obstáculos para que las petroleras ocupen los ecosistemas y tierras que necesiten; proteger a las compañías no sólo del crimen organizado sino también de gobiernos locales preocupados por el ambiente y la recaudación, pero sobre todo de los reclamos de pueblos, comunidades y pequeños propietarios; maximizar el esfuerzo institucional para atraer y complacer a las compañías, lo cual incluye ofrecer condiciones contractuales y fiscales inmejorables, acceso a la renta petrolera, libertad para exportar toda la producción, así como protección y salvaguardas para la inversión. Esa política implica desvalijar a Pemex para compensar la pérdida fiscal asociada al regreso de las compañías. El nuevo modelo también se caracteriza por ofrecer a los inversionistas yacimientos descubiertos; eximir a los privados de cualquier compensación por el riesgo y las inversiones realizadas por Pemex, supeditar la recuperación del petróleo in situ a los objetivos de rentabilidad privada; conceder a las compañías máxima libertad operativa y entregar campos petroleros a empresarios nacionales influyentes para que experimen-

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

posdoctorados en Francia y Quebec.

te y aprenda. Ver al gobierno mexicano derrotado, de rodillas, rogando, suplicando, ofreciendo el oro y el moro, a expensas de lo que decidan las compañías, sí que es una experiencia sorprendente.

3. La inequidad fiscal

El Gobierno federal ha puesto en práctica un régimen fiscal asimétrico para exprimir a Pemex y cobrar pocos impuestos al sector privado. Hacienda pisotea y pasa por arriba de la Ley que ella misma diseñó e impulsó en el Congreso. Por un lado, no ha querido cobrar el bono de firma en los contratos de licencia de la tercera convocatoria de la Ronda Uno, a pesar de que ese cobro es legalmente obligatorio. Dicho bono tampoco está contemplado en los contratos de la cuarta convocatoria (aguas profundas).

Por otro lado, Hacienda les reconoce a las compañías costos de exploración inexistentes, como es la recuperación de los costos del programa mínimo exploratorio con un extra de 25%, así como la deducción de tres veces (300%) los costos de dicho programa para efectos del cálculo del resultado operativo del contratista, lo que da por resultado retardar o impedir el ajuste de la contraprestación a favor del Estado y la pérdida colectiva de renta petrolera. La justificación de las autoridades federales es que México debe compensar a las compañías por el riesgo exploratorio que éstas asumen, sin embargo, durante la Reforma Energética el gobierno aseguró que era necesario abrir las actividades reservadas para que el sector privado asumiera los riesgos de la exploración y el dinero público ya no fuera expuesto a ese peligro. Todo era mentira. Dejar que el sector privado aproveche y se beneficie del petróleo que aún le queda al país pagando impuestos muy por debajo de lo que paga Pemex es otra experiencia sorprendente.

4. El hundimiento de Pemex.

El gobierno de Peña Nieto llegó al poder con la consigna de salvar a Pemex. Y todos hemos sido testigos del gran empeño que ha puesto en conseguirlo. Pemex se hunde en un mar de deudas y recortes presupuestales, ineficiencias y fallas operativas, mermas

y desperdicios, desinversiones y monetizaciones, desorientación estratégica y dilución del gobierno corporativo. El pilotaje desde las secretarías de Hacienda y Energía ha sido efectivo: se ha caído la producción y se ha incrementado el desperdicio, los accidentes, el robo de combustibles y las ineficiencias de todo tipo. La quema de gas en los campos de producción se ha multiplicado por cuatro y las refinerías trabajan al 50 por ciento. El estado de resultados acusa pérdidas de miles de millones de pesos. El endeudamiento ha crecido exponencialmente y el patrimonio se ha hecho cada vez más negativo. La caída del precio del petróleo no alcanza para explicar la crisis. El precio se desplomó en 1986 y 1998 pero la paraestatal resistió sin dificultad. Hoy Pemex se quiebra con cualquier soplido porque sus bases productivas y financieras han sido destruidas consciente y deliberadamente por el gobierno federal, que abrogándose el título de dueño ha hecho de la empresa pública lo que ha querido. Por ejemplo, ha puesto en práctica una regulación asimétrica para achicar, limitar y obstaculizar a Pemex con la finalidad de diluir su participación en el mercado y facilitar el acomodo y crecimiento del sector privado. En esa dirección obligó a la empresa pública a ceder a sus rivales comerciales la mayor parte de sus contratos de suministro de gas natural y estableció precios de venta de primera mano que le restan competitividad. La despojó de su red troncal de gasoductos y estableció severas limitaciones a sus actividades de transporte. Ahora ordena desinvertir, ceder y vender activos, monetizar y privatizar, porque ya nada es estratégico, todo sin excepción entra en la venta de liquidación, aunque prometió que no se vendería ni un tornillo. Algunos fondos de inversión han instalado a sus ejecutivos en los órganos de dirección de Pemex para comprar mejor. Es escandaloso. El gobierno dice que el futuro está en las alianzas, sin embargo obliga a deshacer las que Pemex ya tenía. Desde la década de los años 80 del siglo pasado el Banco Mundial recomendaba llevar a las empresas públicas a “punto de privatización”. Enrique Peña Nieto lo está llevando a cabo con valentía y determinación, de ahí

los aplausos entusiastas del señor Kim. “En Pemex tenemos la energía para llegar más profundo” asegura la propaganda oficial. Y vaya que lo están logrando. Ya van bien profundo. La tumba está casi lista. Si se busca un éxito inmediato de la Reforma Energética, éste es uno. Hundir para salvar a Pemex es otra experiencia sorprendente.

5. El show mediático institucional Con toda seguridad el lector ya entró a la página electrónica donde se ha centralizado la información de las dependencias gubernamentales (www.gob.mx), en particular las del sector energético. En un formato homogéneo el menú principal comienza con “blog”, “multimedia”, “prensa”, donde lo que hay son fotos, decenas, cientos de fotos, con ligas que llevan a dos o tres párrafos de información poco relevante porque “una imagen vale más que mil palabras”. La información, el análisis y la rendición de cuentas han cedido el espacio a las imágenes de los funcionarios públicos en distintos eventos, desde un congreso, hasta una ceremonia de entrega de cobijas y despensas, pasando por giras e inauguraciones. Hay cuidado en mostrar funcionarios sonrientes, entusiasmados, atentos, felices, quizás para dar una imagen de profesionalismo y pasión por servir al pueblo. En algunas fotos se les ve alineados, parejitos, enseñando alegremente un convenio, un contrato, un acuerdo, cuyo contenido se aborda someramente. No podía faltar el perfil y la foto individual de los priancipales funcionarios en sus mejores poses, hasta una Oficial Mayor sale a escena. Con esa profusión de imágenes el quehacer gubernamental se vuelve irrelevante, lo que cuenta es la imagen, lo superfluo, lo trivial. El sitio está hecho para desviar la atención, dificultar el acceso y desalentar al ciudadano. Si se llega encontrar la información es escueta e irrelevante la mayor parte del tiempo. En política la forma es fondo. Utilizando como pretexto las nuevas formas de comunicación, el gobierno evade sus obligaciones. Sí, definitivamente, entrar al sitio electrónico del gobierno federal es otra experiencia sorprendente.

“México es el país minero con más alta tributación y a esto habría que incluirle los derechos superficiales y los nuevos derechos, lo que suma una tributación mayor al 48%”.

SERGIO ALMAZÁN ESQUEDA, DIRECTOR GENERAL DE LA CÁMARA MEXICANA MINERA (CAMIMEX).

COTIZACIONES INTERNACIONALES DE LOS METALES

Fuente: Nymex.

Onza oro en NY (Dólares)

2010 1,225 2011 1,569 2012 1,669 2013 1,411 2014 1,266 2015 1,160 2016* 1,272

* Al 31 de octubre de 2016.

Onza plata en NY (Dólares) 2010 20.2 2011 35.1 2012 31.2 2013 23.8 2014 19.1 2015 15.7 2016* 17.7

* Al 31 de octubre de 2016.

A PESAR DEL ENTORNO DIFÍCIL PARA EL NEGOCIO DEL SECTOR MINERO EN EL MUNDO, EN MÉXICO LAS EMPRESAS SE PREPARAN PARA LA SIGUIENTE OLA ALCISTA DE PRECIOS Y REALIZAN INVERSIONES DE POCO MÁS DE 4 MIL MILLONES DE DÓLARES.

TEXTO: PEDRO MENTADO

Las quiebras, fusiones, adquisiciones y desinversiones que se observan en la industria no son otra cosa que parte del proceso de consolidación que se observa en todo el mundo; muchas empresas, principalmente las junior, salieron afectadas por el caída de precios internacionales de los metales.

Sin embargo, el territorio mexicano sigue siendo atractivo para la inversión de largo plazo. El potencial minero es inmenso: 70% del territorio nacional no ha sido explorado y ofrece oportunidades para exploración y explotación de minerales. Hoy, 65% del total de los proyectos de exploración pertenecen a depósitos de oro y plata.

En la actualidad, México es el principal productor de plata en el mundo; segundo en fluorita y bismuto; tercero en celestina; quinto en molibdeno; octavo en oro, barita y grafito; décimo en cobre y manganeso. Por tanto, las ventanas de oportunidad son muy amplias en este negocio.

El tema de los derechos adicionales del 7.5% sobre la utilidad que resulte de disminuir de los ingresos derivados de las

ventas de la actividad extractiva, tambiñen parece ser un asunto superado; a pesar de que los mineros todavía cuestionan el cambio fiscal, siguen operando y planean hacia futuro.

Hoy lo que se exige es certidumbre fiscal y legal para los proyectos, no cambiar las reglas del juego.

De cara hacia el 2018 parece haber menos propensión y margen para cambios fiscales; el propio Gobierno federal se comprometió a no implementar nuevos impuestos o subir tasas, pero los empresarios mineros tienen sus reservas.

Hay una gran preocupación por el uso de la tierra en el territorio nacional y se tiene un un precedente: la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) aceptó amparar unos terrenos en Guerrero que hoy tienen parada una mina. Ese es el tema de mayor preocupación en el sector: que se empiecen aceptar amparos y se paralice el negocio minero.

En materia de seguridad, un problema que aqueja a todo el país, las mineras piden estándares mínimos y corredores libres de delincuencia que permitan trabajar, también saben de la problemática y están conscientes de que no se puede solucionar de la noche a la mañana.

La gestión de riesgos de precios, financieros, económicos es parte de su naturaleza. La industria minera es de las de mayor riesgo en el mundo, pero lo inversionistas saben que en la coberturas siempre tendrán un respaldo del negocio.

El sector minero se mueve por ciclos. Hoy, parece, el ciclo se extiende y los especialistas recomiendan reducir costos y poner a trabajar la capacidad instalada, pero sólo se logra con inversiones.

Cobre en NY

(Dólares por libra)

2010 342 2011 400 2012 361 2013 332 2014 311 2015 250 2016* 219

* Al 31 de octubre de 2016.

Zinc en NY (Dólares por libra) 2007 147 2008 85 2009 75 2010 98 2011 99 2012 88 2013 87 2014 98 2015 88 2016* 110 * Al 31 de octubre de 2016.

Plomo en NY (Dólares por libra) 2007 217 2008 95 2009 78 2010 97 2011 109 2012 94 2013 97 2014 95 2015 81 2016* 94 * Al 31 de octubre de 2016.

En el negocio de la minería se esperan inversiones en desarrollo y tecnología, ya que hay necesidad de eficientar el negocio e incrementar la participación del mercado con productos innovadores para aumentar la rentabilidad.

La industria minera no está en crisis: sí, los precios están por debajo de los máximos históricos, pero los que saben del mercado dicen que esos son los precios reales de los metales, pues las cotizaciones de hace cinco años fueron un espejismo. La minería es negocio, lo entienden, pero hay que administrar la riqueza y también los riesgos.

Desaceleración y baja de precios

La desaceleración de la economía de China, principal consumidor de materias primas en el mundo, afectó los precios de los insumos que se utilizan en la industria y a la cotización internacional de los metales y los minerales, lo que ha provocado un acelerado reacomodo del sector con quiebras, fusiones, adquisiciones y desinversiones, planteó Sergio Almazán Esqueda, director general de la Cámara Mexicana Minera (Camimex).

El entorno difícil hace que la recuperación mundial continúe siendo desigual, lenta y frágil, al grado que en México el sector minero descendió importantes posiciones en el ranking mundial. También, como reflejo de la situación en el 2015, se postergaron 154 proyectos mineros y otros más retrasaron su fase de exploración avanzada, desarrollo y/o construcción. Al final, sólo tres se pusieron en operación, dice el también Ingeniero Geólogo, egresado del Instituto Politécnico Nacional (IPN).

A pesar de la baja internacional en el precio de los metales, minerales y las medidas fiscales del 2014 –que impactan especialmente a los proyectos de exploración–, se estima que la inversión total del sector minero llegará a 4 mil 700 millones de dólares en 2016, con un incipiente avance de 1.5 por ciento.

En ese tenor, para Mario Hernández, Socio Líder del sector IMMEX de KPMG en México, el sector minero en en el país y a nivel mundial viven una situación difícil considerando que el valor de los minerales se ubica por debajo de los mejores niveles a los que estuvieron hace algunos años.

Al cierre de octubre pasado, por ejemplo, el precio del oro cerró en mil 272 dólares la onza, con un avance de 9.65% en lo que va del año y la onza plata cerró en 17 dólares, con una avance de 8.28%. Sin embargo, el oro registra una caída en el precio de

-26.11% en el periodo de 2011 al cierre de 2015, mientras que la onza plata muestra un desplome de -55.3 por ciento.

En los primeros 10 meses, los precios del plomo y el zinc reportan una ganancia de 14.65% y 23.64%, cada uno de ellos, mientras que el cobre reporta una baja de 12% en el periodo. En el lapso de 2011 a 2015, las cotizaciones del zinc cayeron 12.3% zinc, el plomo 25.7% y el cobre 37.6 por ciento.

En este escenario de bajos precios, la industria minera ha detenido o postergado algunos proyectos, por lo que Hernández ve dos grandes grupos: el de los que tienen proyectos en operación o en explotación, y cuya inversión se mantiene y crece, y el de los que buscan reservas o crear reservas para el futuro a través de compras de empresas o concesiones mineras. Las que tienen flujo, dice el experto, están en un proceso de consolidación.

“En otro carril, el panorama para las empresas que todavía están con estudios de factibilidad o en la exploración, veo complejo más avance porque no hay liquidez en el mercado, están batallando para obtener financiamiento o si lo obtienen es muy caro”, dice el consultor de KPMG.

Las empresas que se conocen como juniors –las pequeñas y medianas–, agrega, están vendiendo concesiones las que no son las “joyas de su corona” para hacerse de recursos y tener la posibilidad de explotar los proyectos grandes.

En la actualidad se observa un entorno muy complicado; sin embargo, el sector sigue operando porque los valores se han mantenido estables en el último año. Hoy el principal problema es el flujo de efectivo, reitera. “Las empresas que están en México todavía no

se han visto impactadas por los nuevos derechos mineros que se aprobaron hace tres años, no hay tanto ruido en ese sentido, porque muchas no están operando o no están generando ingresos y no es un problema”, explica Hernández.

Uso de la tierra, la gran preocupación

Una preocupación fuerte de la industria minera es el valor de los minerales porque es una variable que no pueden controlar, está fuera de su alcance, explica el especialista de KPMG. Al analizar las condiciones del entorno en México hay áreas de preocupación con base a lo que las empresas consideran como “riesgos de negocio”, explica.

El uso de la tierra, sin embargo, es el que les da mayor dolor de cabeza.

“La concesión te da el derecho a la explotación pero no al uso de la tierra, tienes que negociar con el dueño de la tierra un contrato de uso temporal o permanente para que te dé acceso; en muchas ocasiones te encuentras con que esos contratos se celebraron hace muchos años. Hay un caso de unos tres años atrás en un juicio, donde la Corte le dio razón al dueño de la tierra para renegar el contrato y por ello la mina está parada”, explica.

La comunidad me’phaa [tlapaneca[ de San Miguel del Progreso, del municipio de Malinaltepec, en la región de la Montaña de Guerrero, presentó en julio de 2013 solicitó un amparo contra el otorgamiento de concesiones mineras en su territorio, con el argumento de que éstas violaban la Constitución [particularmente el artículo 2], el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y la Convención Americana de Derechos Humanos.

En marzo de 2014, la Secretaría de Economía [dependencia que otorgó las concesiones] presentó un recurso de revisión negando, entre otras cosas, la existencia del derecho a la consulta previa, libre e informada, mientras que a finales de junio de 2014, el Juez tercero auxiliar de la séptima región, con sede en Acapulco, concedió el amparo a la comunidad, quedando así sin efecto las concesiones en cuestión.

A los inversionistas mineros les preocupa que empiecen a darse decisiones que les nieguen el uso de la tierra, lo que puede detener proyectos, reitera el especialista. Esto puede darse por temas ambientales, ejidales y comunales. “Además, les preocupa que el Gobierno federal determine que una zona sea protegida, porque bajo el derecho natural protegido ese derecho [el de la zona protegida] va por encima del derecho que te otorga la concesión minera bajo la legislación actual”, plantea Mario Hernández.

Entorno fiscal, sin cambios hasta 2018

El tema fiscal ésta más o menos cubierto hasta el 2018, porque en el año 2014 el Gobierno federal firmó el acuerdo de certidumbre tributaria, a través del cual se comprometió a no incrementar impuestos cuando menos hasta 2018, explica Mario Hernández; lo mismo sucede en el Paquete Económico para 2017 que está en proceso de aprobación en el Congreso de la Unión, y que realmente no trae cambios sustanciales en cuanto al incremento de impuestos y de tasas.

“No es el entorno más adecuado, por los derechos mineros que se aprobaron en el 2014, pero cuando menos existe una cierta seguridad de que en 2017 y 2018 que no habrá impuestos nuevos, y eso permite valuar proyectos de acuerdo con el entorno actual”, dice.

No obstante, está latente esa posibilidad pues se piensa que la minería no aporta lo suficiente al fisco.

Al respecto, el Director General de la Cámara Mexicana Minera afirma que este es uno de los sectores que más impuestos paga a la Federación. En 2015, la minería de minerales metálicos y no metálicos aportó 9 mil 920 millones de pesos de Impuesto Sobre la Renta (ISR), 2 mil 283 millones de pesos por derechos superficiales y 2 mil 663 millones de pesos por nuevos derechos.

De acuerdo con los parámetros internacionales, sólo por ISR y reparto de utilidades a trabajadores (PTU) “México es el país minero con más alta tributación y a esto habría que incluirle los

derechos superficiales y los nuevos derechos, lo que suma una tributación mayor al 48%”, argumenta Sergio Almazán.

Según con información proporcionada por la Camimex, el ISR más el PTU en otros países está por debajo del 40% de México. Por ejemplo, en países como Chile (20%), Canadá (25-31%), Australia (30%), Colombia (33%), Perú (33%), Brasil (34%), Argentina (35%) y Perú (38%).

Sin duda los impuestos han contribuido a la caída de la rentabilidad de varios proyectos, al ser una carga adicional sobre todo en momento de bajos precios; sin embargo, las empresas continúan operando. Pero, afirma Almazán Esqueda, el régimen fiscal de la minería debe reconocer los riesgos de la actividad e incentivar su desarrollo y no constituir un obstáculo para lograr que el sector sea más competitivo. Además, dice, la regulación minera debe de reconocer las etapas del negocio minero con el fin de generar certidumbre y promover su continuidad.

En ese sentido, el representante del sector minero en el país, insistió en que se permita la deducción de los gastos pre-operativos en exploración, toda vez que previo a la Reforma Fiscal se permitía deducir en el año en que se realizaban, las inversiones en ese rubro y actualmente se difieren a 10 años impactando negativamente la inversión en exploración.

México, atractivo en el largo plazo

El sector minero no se puede permitir explorar por 10 años y que después una mina tenga una vida –dependiendo de la reserva del lugar– de unos 30-40 años, dice Mario Hernández. Por ello, las decisiones de inversión son de muy largo plazo y en ese sentido lo que México ofrece es una riqueza mineral muy grande. Ese, añade, un factor de inversión que no cambia: la riqueza está en territorio mexicano.

“No es como una industria automotriz que dice: ‘ya no me gusta, agarro mis cosas y me voy’; no, aquí no se puede. El mineral y la riqueza están aquí, existen grandes extensiones y zonas en México con potencial mineral que no han sido exploradas ni explotadas”, expone.

Información de la Camimex revela que México es el principal productor de plata en el mundo, el segundo en fluorita y bismuto, el tercero en celestina, el quinto en molibdeno, el octavo en oro, barita y grafito, el décimo en cobre y manganeso.

MÉXICO LÍDER EN LA PRODUCCIÓN MINERA

1° Plata. 2° Fluorita y Bismuto. 3° Celestina. 5° Molibdeno. 8° Oro, Barita y Grafito. 10° Cobre y Manganeso.

MINERÍA EN MÉXICO

Valor de la producción 13,465 mdd

Empleos

Directos 345,000 Indirectos 1,725,000 Inversión 4,630 mdd

PIB PIB nacional 3.00% PIB industrial 8.80%

Impuestos

ISR 9,920 mdp Derechos 2,283 mdp Nuevos derechos 2,662 mdp Fuente: Camimex.

20 PROYECTOS DE EXPLORACIÓN AVANZADA O EN CONSTRUCCIÓN

Los proyectos tiene una inversión estimada de 7,099 mdd (Millones de dólares)

Proyecto Empresas Inversión

Santa Gertrudis (Au, Cu, Mo) GoGold Resources 48

La Yaqui y Cerro Pelón (Au, Ag) Alamos Gold 16 Orisyvo (Au, Ag) Fresnillo plc 350

Expansión Dolores (Au, Ag) Pan American Silver 112 San Julián (Au, Ag) Fresnillo plc 515

Independencia y Guadalupe (Au, Ag) Coeur Mining

Planta Piritas (Ag, Au) Fresnillo plc 155

El Compás (Au, Ag) Endeavour Silver s/d Juanicipio (Au, Ag) Fresnillo plc-Mag Silver s/d Angangueo (Au, Ag) Grupo México 205 San José (Au, Ag) Fortuna Silver 62

Morelos Norte (Au) Torex Gold 725 Rey de Plata (Au) Peñoles 268

Morelos Norte (Au) Torex Gold 725 San Agustín (Au) Argonaut Gold 43 Metates (Au, Ag, Zn) Chesapeake Gold 4,360 Pitarrilla (Ag) Silver Standard s/d El Gallo II (Au) McEwen Mining s/d

Plomosas (Au, Ag, Pb, Zn) First Majestic s/d

Extensión Centauro (Au) Fresnillo plc 110

Centauro Profundo (Au) Fresnillo plc 130

Fuente: Camimex.

Además, México también ha mantenido una estabilidad económica y social por muy largo plazo, a diferencia de otras naciones, particularmente si se voltea hacia el sur, donde se sabe que la estabilidad social no es fuerte. Así que el país sigue siendo uno con dificultades, pero estable, en los ámbitos tanto económicos como en el social.

Otro factor que influye en las decisiones de inversión es el costo de mano de obra y con un tipo de cambio cercano a los 20 dólares las empresas se vuelven más eficientes; el costo de mano de obra es más barata y esto es un tema importante, dice el consultor privado.

“En el terreno legal, tenemos una legislación minera si no de primer mundo sí comparable a la de Canadá o de otros países. Además, la legislación es la adecuada y suficiente para crear un marco de seguridad al inversionista. La legislación tiene áreas de mejora, pero crea un entorno fiscal y legal adecuado que incentiva a un inversionista venir a México, eso es un atractivo importante para los inversionistas”, dice Hernández.

El experto reconoce áreas de mejora: por ejemplo, el tema de regalías del negocio minero, donde el ajuste de hace tres años le parece justo, aun cuando no era el mejor momento para hacerlo o se debió hacer en el término de un periodo de transición.

Es decir, debió hacerse escalonado: el primer año cobrar un derecho de 3%, en el segundo ejercicio ubicarlo en 4% y así sucesivamente, algo que fuera creciendo paulatinamente hasta alcanzar la tasa del 7.5 por ciento.

“Así, en el sector hay puntos identificados de mejora y riesgos, pero eso hace que el inversionista voltee a México con la seguridad de que pueden invertir miles de millones de dólares en un proyecto de largo plazo y que no hay riesgo de que se vaya a expropiar o desaparecer de la noche a la mañana o de que el país vaya a caer en una situación caótica y se quede atrapado, esos son los factores que han hecho atractivo a México en el largo plazo”, considera.

El riesgo encarece proyectos

La seguridad es un tema que está en la mesa, dice Mario Hernández, “pero creo que solamente se requiere un mínimo requerido de seguridad, que se puede concretar con los convenios con gobiernos municipales, estatales y federal, para crear corredores de seguridad. Los empresarios lo han estado pidiendo a las autoridades”.

Los riesgos de la inversión, agrega, es una de las características de esta industria. Las empresas buscan protegerse mediante

instrumentos financieros, pero encarecen la producción, inclusive cuando salen a buscar un préstamo, los bancos obviamente quieren asegurar que van a recuperar su inversión.

“Las empresas se obligan a tener derivados del valor en el mineral –oro, plata, cobre y otros–, los bancos te obligan a que compres una cobertura y eso permite blindar el proyecto pero lo encarece. Sin embargo, no hay otra manera de hacerlo porque el precio es una variable que no se puede controlar, sobre todo cuando tienes préstamos muy importantes, quedas protegido de las variaciones del mineral, hay que proteger la deuda que tienes y que en su mayoría es en moneda extranjera”, añade.

En general, la deuda se obtiene para desarrollar la infraestructura con una expectativa de empezar a producir en cuatro o cinco años, por lo que se tiene blindar el proyecto lo más posible en todas las áreas: precio del mineral, tipo de cambio, tasas de interés y otros.

El especialista destaca otro tipo de riesgos: las relaciones con la comunidad y ahí “hay que crear un entorno de trabajo en la comunidad, que asegure que no se va crear un riesgo que en dos o tres años donde la población no esté de acuerdo con el proyecto y empiecen a bloquear, tapen salidas, vías de comunicación, etcétera; por eso también hay que crear un blindaje en el entorno y la comunidad”.

Hernández añade que la minería es un negocio de altos y múltiples riesgos. Usualmente, dice, las noticias que se escuchan son malas; cuando se habla de una mina es porque tuvo un accidente, un problema con la comunidad, un derrame, pero las noticias buenas no salen. “Hoy hay una gran infraestructura desarrollada y desafortunadamente es un negocio riesgoso, trabaja debajo de la tierra en muchos de los casos, usas agua que tienes que contener y cuidar de no contamine las áreas o los mantos acuíferos de la región.

“La minería es también un negocio que tienes que proteger, lo tienes que blindar, contratar personal adecuado que sepa del negocio y que, desafortunadamente, no hay mucho recurso humano capacitado en esta industria; es decir, tienes que hacer todo lo mejor posible para que todos estos riesgos latentes queden de cierta manera controlados o protegidos”, insiste el especialista.

Dos años de consolidación

Hacia el cierre del 2016, ya con los resultados de la elección presidencial de los Estados Unidos en la mano, el mercado de los metales preciosos se va estabilizar y no se esperan incrementos importantes en el valor de los metales para el siguiente año, dice el especialista del KPMG.

“En México se prevé un entorno económico y fiscal estable, me hubiera gustado ver una reducción de tasas de interés o mayores beneficios para el sector, por ejemplo, dentro del paquete económico que incluyera una serie de estímulos fiscales que hubieran permitido la deducción inmediata de las inversiones, pero se lo quitaron en el 2014 y no se lo han reactivado”, añade.

En las expectativas también observa un país estable. “Veo un quinto año del Gobierno federal sin muchos cambios, sabemos que en el quinto año del sexenio empieza a bajar la actividad a nivel federal y no se van a ver cambios drásticos, van a procurar la estabilidad y no movimientos dramáticos”, explica.

Hace unos años Hablábamos de la nueva época dorada de los metales,’ aHora como le llamamos?

La época dorada de los metales (2010-2011) cuando se alcanzaron los mil 900 dólares en el oro, era la bonanza… Hoy la minería en México está entrando en una etapa de madurez; esta ola ha durado mucho años, se ha ha prolongado en el tiempo, yo vería una etapa de madurez y estabilidad.

Todo mundo, lo que dice, es que el nivel de los metales preciosos no está bajo sino en los niveles que debe estar; mucha gente dice que el rango entre los 1,800 y 1,900 dólares por onza fue un espejismo no una bonanza, porque no era el valor real de la minería; hoy los 1,200 o 1,300 dólares en oro y 14 o 15 en la plata son valores reales del mineral, eso son los valores del mercado aproximados.

Por eso, concluye, Mario Hernández, la minería mexicana vive una etapa de madurez y estabilidad.

La Gas busca un servicio especializado

Hace unos meses hicimos el lanzamiento formal de la marca, teníamos el objetivo de rediseñar 25 estaciones en la zona sureste del país (Quintana Roo, Yucatán, Campeche y Tabasco), estamos en el programa y llevamos 15 estaciones reconvertidas y para noviembre estaremos terminando con este primer objetivo, hace un recuento Emilio Loret de Mola, empresario gasolinero que encabeza el primer proyecto de estaciones de servicio que se desligan de la marca de Petróleos Mexicanos.

A menos de medio año de arrancar el proyecto e inaugurar la primera estación de La Gas, el empresario considera que es necesario hacer un alto para analizar todo lo que ha sucedido, de lo que planearon y de lo que ha pasado en la realidad. “Este proyecto nació hace un par de años, realmente nació

en 2008, cuando hubo una incipiente reforma energética en donde tampoco se le dio mucha jugada a los privados en el tema de almacenamiento y distribución, y seguía la marca Pemex como la única permitida en el mercado y ligada a contratos de suministro (con la entonces paraestatal)”.

Desde entonces se vislumbró una apertura en el mercado, continúa el empresario, y empezamos a adoptar ciertas políticas de operación, tratando de figurar en un mercado competido. “Cuando vino el proceso de la reforma y vimos que ya tenía un poco más de cancha con los legisladores y con los nuevos órganos reguladores consideramos que ya era momento de aprovechar la experiencia de 30 años. Pero debimos asumir de que no se iban a hacer las cosas como estábamos acostumbrados”, agrega.

TEXTO: PABLO ALATRISTE GALVÁN

El mercado se iba a abrir y los empresarios de La Gas se tenían tener que adaptar a esas condiciones de manera eficaz y lo más rápido posible. “En ese momento teníamos dos posibilidades: comprar marcas internacionales o desarrollar una marca propia que era un reto muy grande, o simplemente vender.

“La verdad, con la trayectoria que teníamos los grupos que conformamos La Gas, con el expertise que hemos acumulado en 30 años, con temas generacionales dentro de nuestras propias empresas donde ya hay gente con mejor preparación de transitar a negocios abiertos como lo son restaurantes y tiendas de conveniencia nos dimos a la tarea de hacer un estudio donde nos encontramos con tres temas importantes”, recuenta el empresario.

Uno, continúa con durante la entrevista, en ese momento se habló mucho el tema del contenido nacional en la reforma y quizá permeó mucho en la ciudadanía y la gente quería ver marcas nacionales. Dos, dice sobre los resultados de la consulta a clientes, fue entrar con una marca rimbombante que pareciera extranjera o con una marca nacional y salió un resultado abrumador con la identificación con la marca La Gas para acudir una estación de servicio. Esa información les permitió definir qué tipo de servicios le interesa a la gente.

Detectamos, ejemplifica, que como en otros países, está muy ligada la operación de las gasolineras con las tiendas de conveniencia, y la gente va no sólo a cargar gasolina, sino a pagar servicios al poder contar con diferentes medios de pago. Así, cuenta, decidieron fomentar diferentes tipos de pago, como lo son tarjetas de fidelización con plataformas tecnológicas que el mercado mexicano gusta recibir para reconocer la tendencia y adelantarse a la competencia.

“Nos ha ido muy bien. El resultado ha sido excelente. La gente ha entendido lo que queríamos transmitir. Por primera vez en 75 años pueden identificar las empresas que están detrás de la operación de una estación de servicio. Hoy las 12,000 gasolineras que hay están operadas por una infinidad de empresas distintas. No hay protocolos unificados de servicio, no hay protocolos de imagen o de esa generación de confianza con el consumidor”, dice Loret de Mola.

Algunas empresas podíamos poner nuestra identificación o logotipo pero no era la idea de tener una marca propia.

¿Qué perspectivas y condiciones Hay para traer gasolina propia?

Hay cosas que están en nuestra posibilidad y otras no. Está el accesar a todo lo que la ley nos está per-

mitiendo como generar una marca propia. La posibilidad de construir nuestra infraestructura para nuestra propia logística. Pero hay cosas que no están en nuestro control como algunos tiempos o criterios de los órganos reguladores.

Nosotros lo que tenemos que entender rápido, es ese proceso de apertura. Quiero decirte que este proceso en el mercado mexicano es una de las más rápidas a nivel mundial. Hay países como el de España que tardó más de ocho años en terminar un proceso de apertura energética. En México fue un periodo muy corto de tres años,

El directivo agrega a la respuesta que se han anticipado en temas como el de la importación y el de precios. En el 2016 el gran logro era poder usar marcas propias y no obligar a usar la franquicia de Pemex. El siguiente paso era la posibilidad de importar y se adelantó el proceso a abril de este año.

“En realidad no ha habido procesos de importación de privados. Eso tiene que ver porque después que se genera la ley, la regulación secundaria y las disposiciones administrativas, los órganos reguladores tienen que emitir los criterios para que cuentes con la autorización, para que puedas construir una terminal y eso ha sido un proceso lento, entendible pero lento. Los reguladores tienen la perspectiva de que sea una regulación pareja para todos y que no se hagan prácticas indebidas en el sector”, comenta.

La liberación del precio, añade, se me antoja, no estoy totalmente seguro de cómo viene, en donde la autoridad considere que en ciertas regiones hay condiciones para liberar el precio. Puede ser eficaz dependiendo cómo los órganos reguladores impulsen esto y no suceda como pasó con la importación, donde no ha habido una eficacia, debe ser un proceso más ágil, vinculatorio, de todos los órganos de gobierno con los empresarios para que el efecto de estas aperturas sean lo más rápido posible.

“Inclusive en la transmisión de la lectura hacia el consumidor, quien debe entender que ahora se está operando con prácticas internacionales que implican que los precios pueden subir o bajar. México tiene un alto costo logístico porque requiere más inversión en infraestructura, pero ya se importa el

50% de las gasolinas. Ya hay ese proceso natural de importación, hoy a través de Pemex. Cuando se genere nueva infraestructura habrá la oportunidad de quien invierta en importaciones.

¿Qué planes tienen?

En el caso de nosotros nos vemos invirtiendo en infraestructura adecuada para nuestra logística, pero no descartamos que Pemex siga siendo un aliado estratégico en el crecimiento de nuestra marca. Pemex se tendrá que hacer más competitivo y el día de mañana va a ser un jugador relevante a nivel nacional. Y el país se va a ir ordenando por regiones. Cada región va a tener sus marcas que prevalezcan, pero las prácticas van a ser similares: estaciones más amplias, con más servicios, con más tecnología y que vayan orientadas a que la propia competencia entre marcas nos haga más eficaces. Y lo más importante es que el consumidor se dé cuenta que él decida dónde va a cargar. En las 12,000 estaciones que había no estaban homologadas, no daban los mismos servicios y no te generaban el sentimiento de identidad con la marca porque un día te atienden bien en una y otro día te atienden mal en otra.

Después de 75 años, aunque el branding parezca un tema menor, el consumidor podrá decir aquí me atienden mejor con este protocolo, me ofrecen más servicios, tengo alternativas de compra y además me puede fidelizar la carga por redención de la compra de otros establecimientos.

Éste va a ser un mercado competido. La competencia se va a dar. Para mí lo importante y lo rescatable es que más empresas mexicanas que ya están en el sector se animen a generar ese paso que se tiene que dar de profesionalizarse, institucionalizarse y tener una mejor oferta con los clientes. Hay muchas empresas en el país que van a poder hacer en sus regiones lo que nosotros estamos haciendo, que es generar una marca propia y que como mexicanos tengamos la posibilidad de competir con empresas que vienen de fuera. Es un tema de negocios y un tema de decisiones. Habrá gente que le convenga comprar una franquicia y habrá quienes le convenga desarrollar su propia marca.

¿cómo capacitan aHora al despacHador?

Es todo un tema. Nosotros desde hace dos años creamos un instituto de capacitación dentro de la empresa en donde empezamos a definir perfiles de despachadores y cómo cambiar la actitud y la eficacia en el punto de venta. Aparejado a la formación del instituto, registrado ante la Secretaría del Trabajo, fue cambiar el nombre del puesto. Ahora son asesores de servicio que ya no sólo despechan gasolina, sino pueden orientar al cliente de todo lo que se refiere a su carga.

Por ejemplo, en el caso de Quintana Roo toman un adiestramiento particular en la orientación del cliente sobre recomendaciones de restaurantes, de ubicaciones turísticas, además de la capacitación del rubro automotriz: checado de niveles, de fluidos y los hemos capacitado en técnicas de venta, no sólo generar la experiencia sino generar negocio.

Lo que se hizo fue hacer un proceso de capacitación antes de mandarlos a piso de venta con todo un protocolo de servicio. Revisamos el perfil de la gente que estábamos contratando y ya en el piso de ventas se han vuelto promotores de venta. Un coche llegaba a la gasolinera y sólo se le preguntaba cuánto se le hecha. Hoy el asesor de servicio te recomienda que llenes tu tanque. Se le ofrecen medios de pago. Así el cliente se ahorra dinero en vez de estar yendo cada cinco días a la gasolinera.

Hay clientes que van diario, pero es porque es su capacidad de ir a la gasolinera. El eje central de la capacitación de quitarles esa mentalidad a los despachadores y eso ha sido de una enorme diferencia entre nosotros y la competencia.

Si no construyes eso no puedes garantizarle al cliente recibirá el mismo servicio en La Gas de Campeche que en La Gas de Yucatán, que en la de Tabasco o la de Quintana Roo.

Con la capacitación no sólo vas a garantizar una mejor capacitación. Por ejemplo se les sensibiliza del tipo de cliente que puede ir, porque hay algunos que sólo quieren cargar gasolina y no quieren ni abrir su cofre ni bajarse a la tienda ni hacer otra cosa más que irse rápido y el asesor lo debe identificar. Ha sido un reto pero en dos años que ha sido un gran dife-

renciador el protocolo de servicio de un asesor que de un despachador convencional. Nos ha generado entre 25 y 30% más de transacciones en promedio. Inclusive con promedios más altos de compra.

¿cuál es el promedio a mediano plazo? Queremos ser un jugador nacional en las regiones que nos interesa competir. Nos vemos más allá del Sureste del país como una marca mexicana que va a tener un alto reconocimiento del consumidor y nos vemos innovadores en todo lo que son mejores prácticas, más compenetrada la operación con las tiendas y los restaurantes.

Nos vemos en formatos de inversionistas que quieran construir gasolineras y contratarnos para operárselas, en una perspectiva de empresarios que no quieran seguir arrendando la estación de servicio y nosotros reconvertirla y operarla como La Gas.

Y nos vemos con infraestructura asociada a logística para tener, en la apertura de precios, mejor posibilidad de competir. Todas las empresas del sector se van a enfocar en construir infraestructura donde realmente se requiera porque al estar regulado, no podrá hacerse donde sea, sólo donde la autoridad considere que se requiere.

Lo peor que le puede pasar a una región es que haya carestía de infraestructura, porque cómo se compone el precio público: es el precio de molécula internacional, más el costo logístico y el precio final. El precio se va a constituir a partir de lo que el consumidor esté pagando, hacia atrás, ya no como ahora que hay que un porcentaje por el transporte, un porcentaje por la venta, entre otros.

Este mensaje le debe llegar al consumidor cuando se libere precio y la exportación, el mercado se va a comportar de acuerdo con las prácticas internacionales. Región con poca infraestructura tendrá un costo de logística caro que va a repercutir en el precio de venta. Región con posibilidades de importar de más de un proveedor tendrá posibilidades de competir en precios entre unas y otras estaciones.

Por otro lado, si el precio del petróleo sube, el mercado lo va a tener que reconocer. Esto significa que tampoco haya sobreprecios de logística.

¿cómo avizora la carga fiscal?

Es un gran tema. Debemos estar dentro de las prácticas comerciales competitivas. La carga impositiva también debe de estar en sintonía con un mercado de competencia, si no nos vamos a volver un país caro en el tema de los combustibles. Debemos tene un IEPS competitivo.

¿Han revisado el tema de la carga de autos eléctricos?

La industria automotriz es la que nos va a marcar la pauta de acuerdo a sus estrategias hacia dónde tenemos que orientarnos.

Por ejemplo, en países como España el motor a diésel se desarrolló impresionantemente. Ahí 80% de la flota vehicular usa ese combustible, incluso el particular. Acá aunque el motor a diésel es más eficiente que el de gasolina no tienen la difusión, salvo cinco marcas.

Hay regiones donde el transporte de carga y público se está inclinando hacia el gas natural. Lo que tenemos que hacer es tener una alianza con el sector automotriz para saber hacia dónde va la tendencia y nosotros alinearnos para poder dar la garantía de abasto de los vehículos que se vayan produciendo. Cada día hay más vehículos

a diésel y las flotillas se van a gas natural y si en algún momento hay alguna tendencia que quieran migrar de energético, estamos dejando espacio para tener los combustibles adicionales.

¿Qué prefieren un combustible con mejor calidad o el más económico?

Como estrategia sí nos queremos posicionar no como las estaciones más baratas, si no como las que tienen la gasolina de mayor calidad. Nos interesa mucho porque hemos encontrado que en las zonas de menores recursos que utilizan el vehículo como herramienta de trabajo consumen mucha gasolina Premium. Te das cuenta que hay zonas con alto poder adquisitivo donde la venta de la Premium es menor. La gente de recursos medio hacia abajo cuida más su coche porque tarda más en cambiarlo y por ello prefiere una gasolina que le proteja más su motor y que le genere más rendimiento de kilómetro por litro. Tener gasolinas caras no necesariamente significa mayor kilómetro por litro.

Nos vemos vendiendo mezclas propias o derivaciones con etanol, con biodiesel. Sí queremos posicionarnos como una marca que tenga una amplia variedad de gasolinas, que puedan ser proporcionadas por Pemex y nosotros crear nuestra propias aditivaciones de gasolina, más especializadas.

Dólar

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Análisis

México lanza el CONSEGAS: elevará seguridad en instalaciones de LP y GN

El Consejo Nacional para la Seguridad en Viviendas con Gas Combustible (CONSEGAS) fue lanzado en México para elevar el nivel de seguridad en las instalaciones de aprovechamiento de gas LP y Gas Natural en las viviendas mexicanas.

El CONSEGAS tendrá las siguientes asignaturas: asesorar y orientar a la población sobre la importancia del correcto uso de Gas LP y Gas Natural, así como la necesidad de utilizar instalaciones bajo norma y con instaladores certificados; promover la certificación integral: Tanto de materiales, como instalaciones y personal que participa en las instalaciones de Gas LP y Gas Natural; difundir, promover y participar en la actualización y mejora de las Normas Oficiales Mexicanas de aprovechamiento en insta-

laciones y su aplicación total en el proceso constructivo y de reparación.

Desde la perspectiva de la Presidenta Adjunta del CONSEGAS, Maria del Carmen Ruiz: “El 90 % de los accidentes en instalación de gas en México se originan porque las viviendas tienen instalaciones fuera de norma, tuberías con fugas o mal conectadas, mala combustión, ventilación tapada, suprimida o inexistente, falta de mantenimiento a la instalación, modificaciones a la instalación sin control o por personal no calificado, por tal motivo, ICA-Procobre decide financiar la creación del CONSEGAS en pro de mejorar las condiciones de seguridad y convivencia segura en las viviendas de las familias mexicanas”.

SPOTS

PRODUCTO 18-NOV-16 19-SEP-16 VAR. %

West Texas 50.72 46.28 9.59

Brent Blend 50.48 47.82 5.56

Maya 47.24 43.17 9.43 Istmo 52.01 48.00 8.35

OPEP 52.30 49.95 4.70

Gas natural / residencial (Pesos /Gjoules) 50.750 50.570 0.36 Gasolina Magna 13.98 13.40 4.33 Premium 14.81 14.37 3.06

Diesel Pemex 14.45 13.77 4.94 Turbosina 9.03 8.16 10.66 Combustóleo 4.71 4.35 8.28

FUTUROS

PRODUCTO 18-NOV-16 19-SEP-16 VAR. %

Light Sweet NY-Mar 17 49.72 51.96 -4.31

Brent Londres-Mar 17 50.78 53.08 -4.33

Etanol NY-Mar 17 1.528 1.507 1.39

Gas Natural NY-Mar 17 3.166 3.563 -11.14

Aceite de Calefacción NY-Mar 17 1.5648 1.6330 -4.18

Certificados de emisiones NY-Mar 17 5.40 5.01 7.78

Electricidad NY-Mar 17 49.93 75.33 -33.72 Gasolina NY-Mar 17 1.456 1.518 -4.05

BALANZA COMERCIAL PETRÓLEO (MDD) PERIODO DATO ANTERIOR

Exportaciones sep-16 1,819.20 1,665.20

Importaciones sep-16 1,601.20 1,681.00 Saldo sep-16 218.00 (15.80)

VENTAS INTERNAS (MDP) PERIODO DATO ANTERIOR

Petrolíferos sep-16 53,071.3 49,955.7

Petroquímicos sep-16 2,429.7 2,470.1

ENERGÍA EN MÉXICO

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

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

Pesado 1,093 -1.4 -2.9 1,126 Ligero 762 -1.3 -10.5 851 Superligero 259 -1.5 -11.9 294

Por región

Marinas 1,680 -1.4 -4.7 1,763 Norte 327 -2.1 -17.2 395 Sur 107 0.0 -5.3 113

TOTAL 2,416 -1.4 -6.7 2,589

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS)

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

Asociado 3,542 -0.9 -13.0 4,070 Nitrógeno 925 0.1 0.2 923 No asociado 1,151 -3.1 -22.4 1,484

Por región

Marinas 3,085 -0.2 -10.3 3,439 Sur 1,200 -2.2 -14.0 1,395 Norte 1,334 -2.5 -18.8 1,643

TOTAL 5,619 -1.2 -13.2 6,477

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

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

Gas licuado 156 -2.4 -4.1 162.1 Gasolinas 265 -11.5 -25.8 356.7 Querosenos 39 1.8 -13.0 44.6

Diesel 177 -13.6 -32.8 263.1 Combustóleo 189 -17.1 -30.4 270.9 Otros 144 6.0 3.5 139.2

TOTAL 969 -9.0 -21.7 1,236.5

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (MILES DE TONELADAS)

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

Dicloroetano 0.0 - - 0.0

Amoníaco 28.0 -56.3 -17.6 34.0 Benceno 3.0 - -50.0 6.0 Cloruro de vinilio 0.0 - - 0.0 Etireno 0.0 - -100.0 12.0

Etileno 58.0 -15.9 -28.4 81.0 Oxido de etileno 21.0 -25.0 -16.0 25.0

Polietileno AD 6.0 -45.5 -60.0 15.0

Polietileno BD 12.0 33.3 -20.0 15.0

Polietileno lineal BD 21.0 -12.5 5.0 20.0

Propileno 26.0 -7.1 -25.7 35.0

Tolueno 9.0 - -10.0 10.0

Otros 497.0 -13.9 -8.3 542.0

TOTAL 681.0 -15.8 -14.3 795.0

IMPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

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

Gas licuado 32.40 980.0 - 73.0 119.90

Gasolinas 533.60 2.3 23.5 432.20

Diesel 212.10 8.8 45.5 145.80

Combustóleo 10.80 58.8 - 69.7 35.70

Otros 39.90 - 2.2 - 13.4 46.10 Gas natural 2,108.60 - 4.4 35.2 1,559.10

Petroquímicos 11.00 - 26.7 - 40.5 18.50

TOTAL 828.80 8.0 6.3 779.60

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

Baja California 1,101,895 -15.5 -13.4 1,272,997

Chiapas 816,999 -29.8 6.6 766,638

Chihuahua 1,407,627 -1.5 2.5 1,373,544

Coahuila 1,318,578 -16.0 -28.2 1,836,328

Colima 922,453 -9.4 -25.1 1,231,961

Durango 787,445 11.1 -10.3 877,517

Guerrero 1,876,263 -14.7 11.7 1,680,071

Hidalgo 1,054,975 -15.1 10.5 954,628

Nuevo León 685,093 -0.6 -26.4 931,135

San Luis Potosí 994,365 6.1 0.8 986,095

Sonora 1,014,238 -7.3 -9.8 1,124,381

Tamaulipas 2,963,770 0.7 -2.4 3,037,095

Veracruz 3,272,109 -0.3 -2.7 3,363,477

Otros 4,668,520 -4.3 12.6 4,145,477

Plantas Móviles 27,380 32 -38 44,180

TOTAL 22,911,710 -6.4 -3.0 23,625,524

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

Aguascalientes 223,209 -3.2 -5.4 235,972

Baja California 1,128,043 -5.6 -0.3 1,131,053

Baja California Sur 231,472 -1.9 -2.6 237,622

Campeche 129,107 4.6 3.4 124,803

Chiapas 283,789 0.7 5.2 269,790

Chihuahua 1,085,357 -15.4 -15.6 1,285,905

Coahuila 988,100 1.2 1.6 972,944

Colima 155,610 -3.1 -2.6 159,722

Distrito Federal 1,196,510 -0.8 -1.3 1,212,122

Durango 287,260 -1.9 3.1 278,755

Edo. de México 1,490,449 -2.7 1.6 1,466,365

Guanajuato 939,840 -3.1 0.6 934,477

Guerrero 252,116 -2.6 -0.2 252,685

Hidalgo 333,115 -1.8 5.9 314,704

Jalisco 1,111,437 -2.5 1.7 1,092,412

Michoacán 593,298 -0.9 -2.1 606,224

Morelos 225,185 -0.6 8.1 208,313

Nayarit 141,452 -4.4 3.5 136,687

Nuevo León 1,836,026 -3.4 6.0 1,732,221

Oaxaca 224,106 -0.5 1.0 221,840

Puebla 627,344 -5.1 -0.4 630,158

Querétaro 428,296 -4.9 1.9 420,165

Quintana Roo 449,191 -0.1 5.4 426,120

San Luis Potosí 484,824 -8.7 -3.3 501,508

Sinaloa 745,722 -3.6 1.4 735,434

Sonora 1,164,853 -5.3 0.2 1,162,777

Tabasco 356,023 5.8 10.7 321,575

Tamaulipas 930,820 2.3 -0.4 934,936

Tlaxcala 157,820 -1.9 4.1 151,537

Veracruz 1,022,887 2.2 -3.9 1,064,306

Yucatán 341,691 2.2 4.7 326,407

Zacatecas 181,697 -12.0 -3.5 188,381

TOTAL 19,746,647 -3.1 0.0 19,737,919

EXPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

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

Gas licuado 0.00 - 100.0 - 0.00

Gasolinas 51.90 3.6 - 3.0 53.50

Turbosina 0.00 - - 0.00

Diesel 0.00 - - 0.00

Combustóleo 101.00 - 11.4 - 10.4 112.70

Otros 18.30 - 100.0 662.5 2.40

Gas natural 1.90 - 9.5 - 3.00 Petroquímicos 3.50 - - 80.8 18.20

TOTAL 171.20 - 10.3 1.5 168.60

PRECIOS DE ENERGÉTICOS EN MÉXICO

GAS NATURAL

TIPO NOV-16 % MES % ANUAL NOV-15

Residencial / Referencia (Pesos / GJoules) 50.750 0.36 68.72 30.080

GAS NATURAL POR REGION (DLS / GJOULES)

TIPO NOV-16 %

MES % ANUAL NOV-15

Bajío: Distribuidora de Gas Natural Bajío

Residencial 204.06 -0.01 38.46 147.38

Comercial 135.17 -0.02 78.80 75.60 Industrial 92.00 -0.03 68.19 54.70

Chihuahua: ECOGAS México

Residencial 221.24 - 0.02 25.87 175.77 Comercial 98.18 - 0.04 42.52 68.89 Industrial 84.21 - 0.06 52.83 55.1

DF: Metrogas

Residencial 198.40 0.01 30.67 151.83 Comercial 122.10 - 0.04 64.78 74.10 Industrial 86.69 - 0.03 66.71 52.00

Jalisco: Tractebel DGJ

Residencial 170.93 - 0.02 24.90 136.85 Comercial 121.90 - 0.02 38.84 87.80 Industrial 107.83 - 0.03 46.11 73.80

Monterrey: Gas Natural México

Residencial 184.29 - 0.02 8.96 169.14 Comercial 98.04 - 0.04 28.83 76.10 Industrial 73.14 - 0.07 56.62 46.70

Puebla-Tlaxcala: Natgasmex

Residencial 179.20 - 0.02 21.54 147.44 Comercial 88.52 - 0.03 55.85 56.80 Industrial 84.20 - 0.04 60.69 52.40

Querétaro: Tractebel Digaqro

Residencial 145.53 - 0.03 30.58 111.45 Comercial 126.41 - 0.02 36.96 92.30 Industrial 125.37 - 0.02 37.32 91.30

Toluca: Gas Natural Residencial 189.90 - 0.02 13.44 167.4 Comercial 114.67 - 0.03 31.96 86.9 Industrial 89.64 - 0.04 54.29 58.10

* precios incluyen costo de transporte

GAS LICUADO (PESOS / KG)

TIPO NOV-16 % MES % ANUAL DIC-14

Norte

Mexicali, Baja Cal. 12.9300 0.00 nd nd

Monterrey, N.L. 13.0200 0.00 nd nd

Hermosillo, Sonora 13.8100 0.00 nd nd

Saltillo, Coahuila 13.1900 0.00 nd nd Centro

Zacatecas, Zacatecas 13.5300 0.00 nd nd

Guadalajara, Jal. 13.1000 0.00 nd nd

San Luis Potosí, SLP 13.4800 0.00 nd nd

Morelia, Michoacán 13.1700 0.00 nd nd

Guanajuato, Gto 13.1400 0.00 nd nd Sur

Xalapa, Veracruz 13.2200 0.00 nd nd

Puebla, Pue 12.9200 0.00 nd nd

Chetumal, Q Roo 13.6400 0.00 nd nd

Mérida, Yuc. 13.6400 0.00 nd nd

* Precios sin IVA

MEDIDOR

PRECIOS DEL CRUDO MEXICANO (DÓLARES POR BARRIL)

TIPO SEP-16 % MES % ANUAL SEP-15

Mezcla 37.91 - 0.55 - 0.05 37.93

Istmo 40.44 - 1.87 - 8.67 44.28

Maya 36.93 - 1.52 1.76 36.29

Olmeca 44.40 5.14 - 4.58 46.53

América 38.54 - 0.70 - 4.49 40.35

Europa 39.32 5.87 6.96 36.76

Lejano Oriente 36.04 - 4.30 3.71 34.75

PRECIOS AL PÚBLICO DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (PESOS POR LITRO)

TIPO SEP-16 % MES % ANUAL SEP-15

Gas licuado 13.39 -10.01 - 7.59 14.49

Gasolinas automotrices

Frontera Magna 13.05 16.73 2.51 12.73

Premium 14.55 15.48 1.18 14.38

Resto Magna 13.98 0.14 3.02 13.57 Premium 14.81 0.00 2.99 14.38

Turbosina 9.03 0.67 9.59 8.24

Diesel Pemex 14.45 3.36 1.76 14.20 Combustóleo 4.71 11.08 2.17 4.61

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

TIPO SEP-16 DIC-15 DIC-14 DIC-12

Doméstico 1.103 1.304 1.299 1.242

Comercial 2.953 2.743 3.003 2.916 Servicios 2.707 2.627 2.452 2.123 Agrícola 0.564 0.807 0.539 0.574

Industrial 1.420 1.212 1.583 1.562 Mediana empresa 1.528 1.325 1.723 1.714 Gran industria 1.193 0.966 1.339 1.315 PROMEDIO 1.444 1.408 1.622 1.559

VENTAS INTERNAS DE PETROLÍFEROS (MBD)

TIPO SEP-16 % MES % ANUAL SEP-15

Gas licuado 168.4 - 0.59 -36.74 266.2

Gasolinas 820.7 - 0.71 2.68 799.3

Magna 632.8 - 1.45 - 0.78 637.8

Premium 187.9 1.79 16.35 161.5

Turbosina 69.5 -10.78 9.28 63.6

Pemex diesel 327.2 - 3.37 1.36 322.8

Diesel desulfurado 54.3 - 4.40 -13.95 63.1

Combustóleo 98.5 -23.70 -38.01 158.9

Asfaltos 16.2 - 6.36 0.00 16.2

Otros 34.3 -11.37 -19.67 42.7

TOTAL 1,589.2 - 3.94 - 8.29 1,732.8

VOLUMEN DE VENTAS DE PETROQUIMICOS (MBD)

TIPO

Derivados de metano

SEP-16 % MES % ANUAL SEP-15

AmonIaco y metanol 45.20 -37.48 -20.84 57.1

Otros 14.90 -21.58 -12.35 17.0

Derivados de etano

Polietilenos 40.60 4.10 -14.88 47.7

Etilenos y derivados 0.00 - -100.00 0.3

Oxido etileno y derivados 26.90 100.00 -13.23 31.0

Propileno y derivados

Acrilonitrillo y propileno 22.00 - 3.08 -26.17 29.8

Otros 1.00 100.00 42.86 0.7

Aromáticos y derivados 11.50 0.88 -51.88 23.9

Otros 166.10 - 0.72 81.13 91.7

TOTAL 328.20 -10.08 9.69 299.2

REGIÓN / PAÍS CRUDO API GRAVITY % SULFURO 18

Norteamérica

-OCT-16 2013 2011 2008 2006 2004 2002 1977

Canadá Canadian Par 40 n.d 45.65 35.21 95.42 33.10 55.69 41.49 31.78 n.d

Canadá Heavy Hardisty 22 n.d 44.67 33.57 86.45 23.58 n.d n.d n.d n.d

México Istmo 33 1.3 46.21 35.62 95.68 35.31 48.54 33.87 30.14 13.10

México Maya 22 3.3 41.28 34.13 96.21 29.53 41.87 26.16 26.29 n.d

EU West Texas 40 0.2 43.29 33.20 93.20 38.95 60.85 43.15 31.21 n.d

EU Costo importación n.a n.a 44.78 50.12 103.78 31.76 47.72 32.07 28.52 13.38

Centro y Sudamérica

Colombia Cano Limón 30 0.5 48.70 45.12 115.47 42.83 50.85 35.90 29.07 n.d

Ecuador Oriente 30 1.0 23.92 43.21 116.32 39.31 44.65 24.95 27.32 12.35

Venezuela Tía Juana Ligth 31 1.2 51.67 47.38 115.72 35.42 48.65 33.98 30.25 13.54

Europa

Noruega Ekofisk Blend 42 0.2 53.04 52.17 114.21 37.22 52.67 38.15 31.06 14.20

Reino Unido Brent Blend 38 0.4 41.83 31.66 112.49 34.33 51.82 39.43 31.36 n.d

Rusia Urals 32 1.3 52.41 51.31 122.63 34.20 47.58 33.06 30.31 13.20

Medio Oriente

Abu Dhabi Murban 39 0.8 60.12 55.03 133.51 38.97 57.00 38.16 28.37 13.26

Arabia Saudita Arabian Ligth 34 1.8 59.64 54.99 126.91 35.21 48.78 31.86 27.39 12.70

Arabia SAudita Arabian Medium 31 2.5 60.38 55.05 127.54 32.16 46.83 27.96 26.44 12.32

Arabia Saudita Arabian Heavy 27 2.8 59.97 57.39 125.76 30.16 45.13 25.11 25.69 12.02

Dubai Fateh 32 n.d 62.31 60.01 119.38 36.67 52.28 33.38 27.28 12.64

Irán Iranian Ligh 34 1.5 61.79 56.47 120.78 35.31 49.16 33.84 27.85 13.45

Irán Iranian Havy 30 1.8 60.93 54.38 120.62 33.16 47.36 30.79 27.08 12.49

Iraq Kirkuk Blend 36 2.0 59.67 62.54 118.30 35.60 48.61 32.84 27.93 13.17

Kuwait Kuwait Blend 31 2.6 61.95 61.37 124.78 32.86 49.16 30.92 27.30 12.22

Omán Omán Blend 34 1.1 61.33 60.00 125.57 37.14 52.93 35.05 27.71 13.06

Qátar Dukhan 40 32.8 62.70 63.28 117.82 37.13 56.04 37.61 28.03 13.19

Promedio OPEP n.a n.a 61.99 69.92 122.14 35.48 50.75 33.90 28.47 13.03

África

Angola Cabinda 32 0.1 55.41 54.74 127.54 35.04 50.35 32.47 30.60 n.d

Egipto Suez Blend 33 1.6 62.77 61.93 125.81 32.67 46.90 31.96 28.63 12.81

Libia Es Sider 37 0.3 60.11 60.48 122.77 36.66 52.35 38.00 30.40 13.68

Nigeria Bonny Ligth 37 0.1 61.32 62.44 124.26 39.85 55.98 38.21 31.16 15.12

Nigeria Forcados 31 0.3 62.40 60.99 124.96 40.65 55.98 38.21 31.13 13.70

Asia y Oceania

Australia Gippsland 42 0.1 60.39 58.76 125.10 37.04 57.84 38.31 32.22 n.d

China Daquing 33 0.1 62.45 62.51 123.03 35.65 53.65 36.01 34.38 13.73

Indonesia Minas 34 0.1 62.87 61.25 124.08 36.63 56.29 35.86 35.03 13.55

Malasia Tapis Blend 44 0.0 62.47 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 SEP-16 2013 2005 2003 % MES % 2016

Arabia Saudita 10.58 9.56 9.21 8.48 -0.2 4.5

Irán 3.67 2.75 3.85 3.79 0.8 26.1

Irak 4.46 3.07 1.55 1.33 2.5 4.7

EAU 3.10 2.76 2.56 2.29 1.0 7.3

Kuwait 2.90 2.55 2.22 1.87 -0.3 3.9

Zona neutral 0.00 0.52 0.59 0.61 n.d. n.d.

Qatar 0.64 0.72 0.83 0.74 -1.5 -5.9

Angola 1.74 1.62 1.40 0.88 -1.1 -1.1

Nigeria 1.45 1.92 2.46 2.15 -0.7 -17.6

Libia 0.35 0.90 1.65 1.42 25.0 -7.9

Argelia 1.12 1.15 1.37 1.11 0.9 0.9

Ecuador 0.55 0.53 0.55 0.43 0.0 1.9

Venezuela 2.13 2.44 2.05 2.01 -0.5 -10.1

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

Total 33.64 29.82 29.26 26.80 0.5 4.2

Total NGLs 6.95 6.42 4.85 3.67 0.0 3.1

Total OPEP 40.59 36.24 34.11 30.47 0.42 4.0

OCDE

Norte América 18.94 18.25 14.13 14.70 -1.0 -4.8

EU 12.18 11.08 7.01 7.92 -0.3 -4.5 México 2.44 2.89 3.85 3.79 -1.2 -6.2 Canadá 4.32 4.28 3.27 2.99 -2.5 -4.6 Chile 0.01 n.d. n.d n.d n.d. n.d.

Europa 3.26 3.36 5.71 6.32 -2.7 -6.6

Reino Unido 0.84 0.84 1.85 2.28 -7.7 -9.7 Noruega 1.95 1.92 3.05 3.25 -2.0 -3.5 Otros 0.47 0.60 0.81 0.80 4.4 -13.0 Pacífico 0.42 0.51 0.55 0.65 0.0 -10.6 Australia 0.34 0.44 0.51 0.61 0.0 -10.5 Otros 0.08 0.07 0.04 0.05 0.0 -11.1

Total OECD 22.62 22.12 20.38 21.67 -1.2 -5.2

Fuera OCDE

Federación Rusa 14.22 14.01 11.92 10.31 3.0 1.9 Rusia 11.45 11.00 9.67 8.49 3.6 2.6 Otros 2.77 3.01 2.24 1.82 0.4 -0.7 Asia 6.65 7.68 6.45 5.90 -0.3 -5.4 China 3.93 4.23 3.63 3.41 -2.0 -9.7 Malasia 0.72 0.64 0.86 0.83 4.3 4.3 India 0.85 0.91 0.75 0.78 0.0 -3.4

Otros 1.15 1.10 1.22 0.88 3.6 4.5

Europa 0.13 0.14 0.15 0.17 -7.1 -7.1

América Latina 4.57 4.26 4.32 3.92 0.0 -0.4

Brasil 2.73 2.19 2.07 1.77 0.4 6.6

Argentina 0.62 0.62 0.73 0.78 0.0 -1.6

Colombia 0.85 1.02 0.52 0.55 -1.2 -15.0

Otros 0.37 0.42 0.46 0.39 -2.6 -5.1

Medio Oriente 1.28 1.32 1.84 1.99 0.8 7.6

Omán 1.02 0.95 0.76 0.83 0.0 6.3

Siria 0.03 0.03 0.45 0.53 0.0 0.0

Yemen 0.03 0.12 0.42 0.44 50.0 50.0

Otros 0.21 n.d. n.d n.d n.d. n.d.

África 2.05 2.46 3.94 3.06 1.0 -10.5

Egipto 0.69 0.68 0.68 0.75 -1.4 -2.8

Gabón 0.21 0.24 0.24 0.24 -8.7 -8.7

Otros 1.26 1.54 1.62 1.20 0.0 -6.7

Total no-OCDE 28.90 29.86 28.63 25.36 1.5 -1.0

En proceso 2.27 2.20 1.88 1.80 0.0 6.6

Total no OPEP 56.59 55.99 50.90 48.84 0.2 -1.5

Producción Total 97.18 92.23 85.00 79.31 0.3 0.7

DEMANDA MUNDIAL DE CRUDO (ESTIMADOS, MBD)

CAMBIOS ANUALES/ AGOSTO 2015 REGIÓN 2015 2016 2017

Norteamérica 0.40 -0.02 0.06

América Latina -0.06 -0.08 0.02

Europa 0.21 0.14 -0.02 OECD Pacífico 0.54 0.11 0.04

Asia 1.17 0.87 0.83 FSU (Rusia) -0.03 0.19 0.08 Medio Oriente -0.06 -0.01 0.12 África 0.22 0.14 0.14

TOTAL MUNDIAL 1.81 1.24 1.23

RESERVAS EN LOS PAÍSES DE LA OCDE (MILLONES DE BARRILES, AGOSTO 2015) REGIÓN MAR-16 JUN-16 % DEL TOTAL

Norteamérica

EU 2,054.5 2,048.9 41.8% Canadá 183.6 175.2 4.1% México 45.9 48.8 1.0% Total 2,317.3 2,305.7 47.4% Europa

Alemania 288.7 287.9 6.8% Francia 165.8 167.5 4.6%

Italia 119.9 120.9 3.0% España 140.3 134.2 3.1% Reino Unido 79.7 8.9 2.4%

Otros 686.2 759.4 12.7% Total 1,480.6 1,478.8 32.6% Pacífico

Japón 559.8 573.5 15.1% Corea 235.7 238.0 3.7% Australia 37.0 38.2 0.9% Nueva Zelanda 8.2 8.9 20.0% Total 840.7 858.6 20.0% TOTAL OCDE 4,638.5 4,643.1 100.0%

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

MES ANUAL

Francia 1.462 0.9 0.7

Alemania 1.470 -0.5 -0.6 Italia 1.629 0..0 -1.5 España 1.301 0.3 -0.8 Reino U. 1.402 -4.0 -16.0 Japón 1.199 -0.5 7.5 Canadá 0.816 1.7 1.3 EU 0.594 1.4 -1.8

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

MES ANUAL

Francia 0.8 5.8 1.1

Alemania 0.6 6.5 -3.2

Italia 1.3 1.5 -1.0 España 0.7 0.1 -3.6 Reino U. 0.6 6.1 -6.4

Japón 0.6 -1.6 -7.3 Canadá 0.7 -1.2 -4.6 EU

Precios excluyendo impuestos. Fuente: Agencia Internacional de Energía.

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

MES ANUAL

Francia 1.268 1.8 2.3

Alemania 1.247 1.1 -0.3 Italia 1.460 0.2 -3.6 España 1.168 1.1 -2.5 Reino U. 1.432 -3.9 -15.8 Japón 0.998 -0.7 6.6 Canadá 0.774 3.8 -3.2 EU 0.648 2.4 -2.7

COMBUSTIBLE INDUSTRIAL (DÓLARES POR TONELADA MÉTRICA)

PAÍS SEP-16 % %

MES ANUAL

Francia 0.439 4.9 20.9

Alemania

Italia 0.393 6.6 12.9 España 0.354 2.2 6.6 Reino U. Japón Canadá EU

MERCADO DE FUTUROS

NUEVA YORK - NYMEX

PETRÓLEO LIGHT SWEET (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 47.96 50.99 -5.94 Feb 2017 48.86 51.50 -5.13 Mar 2017 49.72 51.96 -4.31 Abr 2017 50.43 52.35 -3.67 May 2017 51.00 52.70 -3.23 Jun 2017 51.41 - -

ETANOL (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 1.546 1.492 3.62 Feb 2017 1.520 1.491 1.95 Mar 2017 1.528 1.507 1.39 Abr 2017 1.542 1.532 0.65 May 2017 1.549 1.539 0.65 Jun 2017 1.548 - -

ACEITE

DE CALEFACCIÓN (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 1.5406 1.6104 -4.33 Feb 2017 1.5550 1.6273 -4.44 Mar 2017 1.5648 1.6330 -4.18 Abr 2017 1.5669 1.6296 -3.85 May 2017 1.5737 1.6309 -3.51 Jun 2017 1.5810 - -

GAS NATURAL (DÓLARES MMBTU)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 3.147 3.609 -12.80 Feb 2017 3.176 3.615 -12.14 Mar 2017 3.166 3.563 -11.14 Abr 2017 3.107 3.305 -5.99 May 2017 3.118 3.264 -4.47 Jun 2017 3.152 - -

CERTIFICADOS

DE EMISIONES (CERS) (DÓLARES)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Mar 2017 5.40 5.01 7.78 Jun 2017 5.60 5.70 -1.75 Sep 2017 5.70 5.94 -4.04 Dic 2017 5.42 5.92 -8.45 Mar 2018 5.80 6.01 -3.49 Jun 2018 5.90 - -

ELECTRICIDAD (DÓLARES MWH)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 75.25 88.95 -15.40 Feb 2017 63.27 92.50 -31.60 Mar 2017 49.93 75.33 -33.72 Abr 2017 44.43 51.50 -13.73 May 2017 42.87 48.79 -12.13 Jun 2018 42.11 - -

GASOLINA (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 1.426 1.482 -3.79 Feb 2017 1.434 1.496 -4.14 Mar 2017 1.456 1.518 -4.05 Abr 2017 1.658 1.703 -2.65 May 2017 1.672 1.720 -2.76 Jun 2017 1.668 - -

CARBÓN (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 77.20 73.65 4.82 Feb 2017 74.00 72.05 2.71 Mar 2017 71.00 70.35 0.92

Abr 2017 67.50 65.70 2.74 May 2017 67.50 65.70 2.74 Jun 2017 67.50 - -

LONDRES

BRENT (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 48.88 52.03 -6.05 Feb 2017 49.93 52.58 -5.04 Mar 2017 50.78 53.08 -4.33 Abr 2017 51.42 53.46 -3.82 May 2017 51.98 53.82 -3.42 Jun 2017 52.41 - -

GASOLEO (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 446.50 464.75 -3.93 Feb 2017 450.75 468.00 -3.69 Mar 2017 454.00 471.00 -3.61 Abr 2017 457.00 473.00 -3.38 May 2017 460.25 475.25 -3.16 Jun 2017 462.50 - -

GAS NATURAL - ESTACIONES

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

SU17 41.61 43.15 -3.57 WI 17 47.00 48.70 -3.49 SU 18 41.10 43.60 -5.73 WI18 46.00 48.60 -

GAS NATURAL - TRIMESTRAL

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

I-17 47.45 48.15 -1.45 II-17 42.90 43.63 -1.67 III-17 42.05 42.50 -1.06 IV-17 41.00 41.56 -1.35 I-18 39.90 40.98 -2.64 II-18 40.00 - -

GAS NATURAL MENSUAL (LIBRAS POR TERMIA)

CONTRATOS 18-NOV-16 14-OCT-16 VAR. %

Ene 2017 47.80 48.50 -1.44 Feb 2017 48.58 48.59 -0.02 Mar 2017 47.03 47.61 -1.22 Abr 2017 44.75 45.50 -1.65 May 2017 41.86 42.58 -1.69 Jun 2017 41.00 - -

BRENT EUROPA (DÓLARES POR BARRIL)

52.62 53.44

53.93 54.42

54.94

50.90

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

ACCIONES DEL SECTOR ENERGÉTICO EN NY

EMISORA/CLAVE DE PIZARRA PAÍS

SECTOR PRECIO (DLS) 18-NOV-16 VAR. % MES VAR. % 2016 Norteamérica

AMEREN CORPORATION (AEE) EU Electricidad 49.07 1.8 13.5

Anadarko Petroleum Corporation ( APC ) EU Petróleo y gas 65.00 4.1 33.8

Apache Corporation (APA) EU Petróleo y gas 63.65 3.3 44.2

Arch Coal, Inc. ( ACIIQ ) EU Carbón 0.05 -7.2 -95.3

Cloud Peak Energy Inc. (CLD) EU Carbón 6.09 5.2 192.8

Canadian Natural Resources Limited ( CNQ ) Canadá Petróleo y gas 32.70 1.8 49.8

Chesapeak Energy Corporation (CHK) EU Petróleo 6.64 4.7 47.6

Chevron Corporation ( CVX ) EU Petróleo 111.00 10.1 23.4

ConocoPhillips ( COP ) EU Petróleo 46.30 12.7 -0.8

Consol Energy, Inc. ( CNX ) EU Carbón y gas 19.84 6.0 151.1

Devon Energy Corporation ( DVN ) EU Petróleo y gas 45.04 7.9 40.8

El Paso Corporation (EP-PC) EU Gas y tubería 50.73 2.0 -14.0

EnCana Corporation ( ECA ) Canadá Petróleo 12.38 12.6 143.2

Enterprise Products Partners, LP ( EPD ) EU Gas 25.73 -3.8 2.4

Exelon Corporation ( EXC ) EU Electricidad 32.31 -1.9 16.3

Exxon Mobil Corporation ( XOM ) EU Petróleo 86.92 0.5 11.5

Halliburton Company ( HAL ) EU Construcción y serv. 49.47 6.5 45.3

Imperial Oil Limited ( IMO ) Canadá Petróleo y gas 33.67 4.0 3.5

Marathon Oil Coporation ( MRO ) EU Petróleo y gas 16.78 17.8 33.3

Natural Resource Partners, LP ( NRP ) EU Carbón 36.40 24.1 198.1

Occidental Petroleum Corporation ( OXY ) EU Petróleo y gas 69.85 -3.3 3.3

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

Penn Virginia Corporation (PVAH) EU Carbón 0.02 0.0 -93.3

PPL Corporation ( PPL ) EU Electricidad 32.81 -0.8 -3.9

Schlumberger Lmited ( SLB ) EU Servicios 81.40 0.4 16.7

Southern Company ( SO ) EU Electricidad 47.23 -6.9 0.9

Suncor Energy, Inc. ( SU ) Canadá Petróleo y gas 31.53 10.5 22.2

Sunoco, Inc. ( SLX ) EU Petróleo 40.52 30.4 107.8

TransCanada Corporation ( TRP ) Canadá Gas y tubería 45.41 -1.9 39.3

Transocean Limited ( RIG ) EU Petróleo y gas 11.77 20.7 -4.9

Valero Energy Corporation ( VLO ) EU Petróleo 64.72 19.6 -7.6

América Latina

Paranaense de Energia ( ELP ) Brasil Electricidad 8.66 -23.0 47.5

Ecopetrol, S.A. ( EC ) Colombia Petróleo 8.24 -6.5 17.5

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 10.46 -7.3 143.3

Transportadora de Gas del Sur ( TGS ) Argentina Gas 7.74 5.4 27.9

Willbross Group, Inc. ( WG ) Panamá Construcción 2.67 52.6 -0.7

YPF Sociedad Anonima ( YPF ) Argentina Petróleo y gas 16.93 -10.8 7.7

Europa

LUKOIL Oil Company ( LUKOY)

Rusia Petróleo 48.99 1.6 50.8

BP, PLC ( BP ) Reino Unido Petróleo 34.40 -3.0 10.0

E.ON SE ( EONGY) Alemania Electricidad 6.43 -12.8 -32.5

Electricite de France - EDF( EDF.PA ) Francia Electricidad 10.18 -0.3 -24.5

Energias de Portugal, S.A. ( EDPFY ) Portugal Electricidad 28.46 -11.7 -21.3

Areva, S.A. ( ARVCF) Francia Electricidad 4.75 -29.7 -17.8

ENI, S.p.A. ( E ) Italia Petróleo 26.72 -8.7 -10.3

IBERDROLA ( IBDRY) España Electricidad 23.57 -10.4 -15.1

National Grid Transco, PLC ( NGG ) Reino Unido Electricidad 57.36 -11.6 -17.5

Norsk Hydro ASA ( NHYDY ) Noruega Petróleo y gas 4.59 7.7 21.8

Repsol YPF, S.A. ( REPYY) España Petróleo 13.01 -5.4 16.8

Royal Dutch Sell, PLC ( RDS-B ) Alemania Petróleo 53.28 0.2 15.7

Statoil ASA ( STO ) Noruega Petróleo y gas 16.90 2.1 42.9

TOTAL, S.A. ( TOT ) Francia Petróleo y gas 46.44 -3.4 3.3

Yanzhou Coal Mining Company ( YZC ) Rusia Carbón 7.40 -2.4 61.6

Asia

China Petroleum & Chemical Corporation ( SNP ) China Petróleo 70.07 -5.1 16.8

Huaneng Power International, Inc. ( HNP ) China Electricidad 24.05 -0.6 -29.9

PetroChina Company Limited ( PTR ) China Petróleo y gas 68.66 -0.1 4.7

Korea Electric Power Corporation ( KEP ) Corea Electricidad 20.06 -13.8 -5.2

DIRECTORIO

SECTOR PRIVADO

ELECTRICIDAD

IBERDROLA

>> JOSE ENRIQUE ALBA CARCELEN, DIR. GRAL. EN MEXICO Tel. 8503-4000 ext. 2007 alopezb@iberdrola.com

WÄRTSILA NORTH AMERICA

>> LUKAS LEIDER SPIERINGS, DIRECTOR GENERAL Tel: 01(938) 138-1500 lukas.spierings@wartsila.com

EATON

>> ALEXANDER M. CUTLER, DIRECTOR Tel.2282-57440 taniaaquino@eaton.com www.eaton.com

CONDUMEX

>> HUGO GÓMEX, DIRECTOR Tel: 5729-9700 hgomez@condumex.com.mx

OTTOMORES GENERAC

>> RICARDO NAVARRO, DIRECTOR GENERAL Tel: 5624-5600 ricardo.navarro@generac.com

HIDROCARBUROS Y PETROQUÍMICA

EXXONMOBIL MÉXICO

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

3M MÉXICO

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

COMPAÑIA INTERNACIONAL

DE LUBRICANTES

>> ING.LUIS ANTONIO CORONA GUZMAN, GERENTE GENERAL Tels: 01 (33) 3810 1917, l.corona@globallub.com

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

AKZO NOBEL CHEMICALS

>> ING.RICARDO CASTANEDO, DIRECTOR DE PLANTA Tel: 5858-0700

BASF MEXICANA

>> DR. MICHAEL STUMPP, PRESIDENTE Tel: 5325-2600 jose-luis.acosta@basf.com

BAYER DE MÉXICO

>> STEPHAN GERLICH, DIRECTOR GENERAL Tel: 5728-3000 olga.alvarez@bayer.com

BOSTIK FINDLEY

>> ING. SALVADOR SORIA, DIRECTOR GENERAL Tels: 5576-7644 y 5576-4055 bostik@geoline.net

CELANESE MEXICANA

>> ROBERTO PEÑA, DIRECTOR GENERAL Tel: 5480-9100 adriana.moreno@celanese. com

CELULOSA Y DERIVADOS

>> FRANCISCO INDABEREA, DIRECTOR GENERAL Tel: (81) 8152 4500 cristina.alvarado@cydsa.com

CROMPTON CORPORATION

>> RICARDO ARAUJO Tel. (833) 2300 050 ricardo.araujo@chentura.com

CYDSA

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

EVONIK INDUSTRIES DE MEXICO

>> HERWIG BACHMANN, DIRECTOR GENERAL Tel: 5483-1000 herwig.bachmann@evonik. com

DOW CORNING DE MÉXICO

>> ALVARO GALINDO, DIRECTOR GENERAL Tel: 5955-1300

alvaro.galindo@dowcorning. com

DOW QUÍMICA MEXICANA

>> CHARLY EID NADER, Tel. 5201 - 4700 consuelo.tejada@dowcorning. com

SIGNA

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

DUPONT

>> RAMON MARISCAL, DIRECTOR DE NEGOCIO DE FIBRAS AVANZADAS Tel: 5722-1000 teresa.garcia@dupont.com

GRUPO IDESA

>> JOSÉ LUIS URIEGAS, DIRECTOR Tel: 2789 2200 ext. 2509 jurigas@idesa.com.mx

INSA

>> ANNE ROMANO Tel: (419) 429 7189 alroman@coopertire.com

RESINAS SINTÉTICAS

>> FREDO ARIAS, GERENTE GENERAL Tel: 5286-0211 direcciongeneral@labimex.biz

RESIRENE

>> ING. NICOLÁS GUTIÉRREZ, DIRECTOR GENERAL Tel: (222) 223 3100 ngutierr@mail.girsa.com.mx

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

>> MARLENE 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 mortizr@gasnaturalfenosa. com

COMPAÑÍA MEXICANA DE GAS

>> CP. FRANCISCO VIDAÑA ESQUIVEL, DIR. GENERAL Tel: (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 mberazaluce@gasindustrial. com

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 gsaavedra@ienova.com.mx

VOPAK MEXICO

>> LIC. DAVID LOZANO DOMÍNGUEZ, MANAGING DIRECTOR Tel: 229 989 7500 david.lozano@vopak.com

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

PROVEEDORES

PHOENIX CONTACT

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

ENDRESS+HAUSSER

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

TENARIS TAMSA

>> SERGIO DE LA MAZA, DIRECTOR PARA AMERICA CENTRAL Tel: 01 (229) 989-1100 tamfull@tamsa.com.mx

SCHLUMBERGER

>> ENRIQUE ZERTUCHE LOZANO, SALES INSTRUCTOR

Tels. 5263 3000 y 5263 3190 elozano@exchange.slb.com

VÁLVULAS WORCESTER

>> SR. HÉCTOR CUÉLLAR, DIRECTOR GENERAL Tels: 5670-5155 ext. 156 cuellar@worcester.com.mx

ALTERNATIVOS

COMBUSTIBLES

ECOLÓGICOS MEXICANOS

>> LUIS FELIPE ECHEVARRIA, DIRECTOR GENERAL Tel: 9138 4760 amparo.caballero@terpel.com

HELIOCOL

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

QUIMI CORP.

INTERNACIONAL

>> ROBERTO ALCALA

GUERRERO, GERENTE DE ADMINISTRACION Y FINANZAS Tels. 5598 8266 gci_main@quimicorp.com

BOSCH TERMOTECNOLOGÍA

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

CONSULTORÍAS

AXIS CAPITAL

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

KEYSTO MEXICO

>> PATRICIA SIMPSON, ASOCIADA Tel. (55) 5580-2006 psimpson@keystomexico.com www.keystomexico.com

EY

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

CO2 SOLUTIONS MÉXICO

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

CALPRO

>> LETICIA SUÁREZ, 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. 8647 8100 guillermo.bilbao@paconsultingl.com

AGREGADOS COMERCIALES

EMBAJADA DE CANADA

>> SR. SR.PIERRE ALARIE Tel. 5724 7900 mexico@international.gc.ca

EMBAJADA DE BRASIL

>> ALEXANDER, AGREGADO COMERCIAL Tel: 5201 7299 secom.mexico@itamaraty. gov.br

EMBAJADA DE INGLATERRA

>> DUNCAN TAYLOR, CBE Tel. 1670 3200 ukinmexico@fco.gov.uk

EMBAJADA DE ALEMANIA

>> SR. OLIVER KNOERICH, DIR DE LA SECCION DE ECONOMIA Y ASUNTOS GLOBALAES Tel: 5283-2291 wi-s1@mexi.diplo.de

EMBAJADA DE ESPAÑA

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

EMBAJADA DE FRANCIA

>> THIERRY FRAYSSE, AGREGADO COMERCIAL Tel. 9171-9889 mexico@dgtresor.gouv.fr

EMBAJADA DE CHINA

>> SHAO YINGJUN Tel. 5281-1073 ecoembachina@gmail.com

EMBAJADA DE NORUEGA

>> MEREHE NERGAARD Tel. 5540-3486 embmexico@mfa.no

EMBAJADA DE ITALIA

>> ANDREA PERUGINI, AGREGADA COMERCIAL Tel: 5596-2582 y 5251-6460 economico.messico@esteri.it

EMBAJADA DE RUSIA

>> NICOLAI SHKONYA TEL. 5516-0870 Y 5273-1305 interexpert@dk.ru

EMBAJADA DE JAPÓN

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

EMBAJADA DE ESTADOS UNIDOS

>> CLAUDIA SALGADO, ESPECIALISTA COMERCIALELECTRICIDAD Y RENOVABLES Tel. 5080 2000 ext.5224 claudia.salgado@trade.gov

>> FRANCISCO CERON, ESPECIALISTA COMERCIAL-PETRO Y GAS Tel. 5080 2000 Ext.5211 francisco.ceron@trade.gov

ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS ESCO (AMESCO)

ENERSAVE

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

ENERGYZA

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

OPTIMA ENERGÍA

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

CONSULTORES EN ENERGÍA

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

IPSE

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

ECOENERGIAS RENOVABLES

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

CÁMARAS

AMEXHI

DIRECTORIO

>> CRISTEL DOMINGUEZ, PROJECT MANAGEMENT Tel: 9171 2111 cristel.dominguez@amexhi.org

ANIQ

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

CANAME

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

CÁMARA NACIONAL DE LA INDUSTRIA DE TRANSFORMACIÓN (CANACINTRA)

>>ING.ENRIQUE GUILLEN MONDRAGON, PRESIDENTE Tel: 5482 3000 eguillenm@canacintra.org.mx

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

SECTOR PÚBLICO

SECRETARÍA DE ENERGÍA (SENER)

>> PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, SECRETARIO Tel: 5000 6000 Ext. 1001 secretario@energia.gob.mx

>> ALDO FLORES, SUBSECRETARIO DE HIDROCARBUROS Tel: 5000 6012, ext. 1495 aflores@energia.gob.mx

>> CÉSAR EMILIANO HERNÁNDEZ OCHOA, SUBSECRETARIO DE ELECTRICIDAD

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

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

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

COMISIÓN DE ENERGÍA DEL SENADO DE LA REPÚBLICA

>> SEN. CARMEN DORANTES MARTINEZ

Tel: 5345 3000 Ext.: 3166. carmen.dorantes@senado. gob.mx

COMISIÓN DE ENERGÍA DE LA CÁMARA DE DIPUTADOS

>> DIP. GEORGINA TRUJILLO ZENTELLA , PRESIDENTA Tel: 5036 0000 y 5036 0071 marco.antonio@congreso. gob.mx

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)

>> DR. JAIME HERNANDEZ MARTINEZ, DIRECTOR GENERAL Tel. 5553-6537 ext. 90001 jaime.hernandezm@cfe.gob. mx

>> FRANCISCO DE LA PARRA DIAZ DE LEON, DIRECTOR. DE OPERACIÓN 5229-4400, ext. 92710 francisco.delaparra@cfe. gob.mx

>> HÉCTOR DE LA CRUZ OSTOS, DIRECTOR DE ADMINISTRACIÓN Tels: 5286-0735 ext.94500 hector.delacruz@cfe.gob.mx

>> MA. JORGE ARAUJO BALDERAS, DIRECTOR DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIERA Tel: 5229-4400, ext. 93038 adrianalazcano@cfe.gob.mx

>> GUILLERMO TURRENT SCHNAAS, DIRECTOR DE MODERNIZACIÓN Y CAMBIO ESTRUCTURAL Tel: 5229-4400, ext. 90001 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. 31001 noe.pena@cfe.gob.mx

>> ROBERTO VIDAL LEÓN, SUBDIRECTOR DE DISTRIBUCIÓN Tel: 5229 4400 ext. 20003 roberto.vidal@cfe.gob.mx

>> ING. EDUARDO REYES AGUAS, GERENCIA DE INGENIERIA ELECTRICA

Tel: 5490 4080 eduardo.reyes01@cfe.gob.mx

COMISIÓN NACIONAL PARA EL USO EFICIENTE DE ENERGÍA (CONUEE)

>> ING. ODÓN DE BUEN RODRÍGUEZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 3000-1000 Ext. 1310 odon.debuen@conuee.gob.mx

>> ING. YBO PULIDO SALDAÑA, DIRECTOR GRAL. ADJUNTO DE NORMATIVIDAD EN EFICIENCIA ENERGÉTICA

Tel: 3000-1000 Ext.-1112 mariana.raya@conuee.gob.mx

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

Tel: 3000-1000 Ext.1702 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)

>> GUILLERMO GARCIA ALCOCER, PRESIDENTE

Tel: 5283-1550 y 5283-1515 gigarcia@cre.gob.mx

>> 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

>> LUIS GUILLERMO PINEDA BERNAL, COMISIONADO Tel: 5283 1515 ext.1059 lpineda@cre.gob.mx

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE GAS NATURAL (CENEGAS)

>> DAVID MADERO SUAREZ , DIRECTOR GENERAL Tel. 5018 5415 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 director.general@pemex.com

>> JOSÉ ANTONIO GÓMEZ URQUIZA, GERENTE DE ENLACE PRESUPUESTAL CON SUBSIDIARIAS TRANSFORMACION INDUSTRIAL Y OTROS NEGOCIOS Tel.1944 9326 Ext. 59147 jose.gomezurquiza@pemex.com

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

>> RENE RAMIREZ ROMERO, SUBDIRECTOR DE GAS NATURAL Tel: 1944-5956 rene.ramirez@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 RECURSOS, RESERVAS Y ASOCIACIONES Tel: 1944-8044 gustavo.hernandez@pemex. com

PEMEX-REFINACIÓN

>> CUTBERTO AZUARA PAVON, DOMÍNGUEZ, DIRECTOR DE PRODUCCIÓN Tel.1944 2500 ext.58000 y 58001 cutberto.azuara@pemex.com

>> FELIPE ALBERTO CAREAGA CAMPOS, ASESOR TECNICO DE LA DIRECCION DE PRODUCCION Tel: 1944 2500 ext. 58050 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 >> ING.CARLOS ALBERTO TREVIÑO MEDINA , DIRECTOR CORPORATIVO DE ADMINISTRACIÓN Y SERVICIOS Tel: 1944 9399 catm@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 Tels.. 4774 6556 y 4777 5151 zepedajuancarlos@cnh.gob.mx

>> ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, COMISIONADA Tel: 1454-8500 Ext. 6534 aporres@cnh.gob.mx

>> SERGIO PIMENTEL VARGAS,

COMISIONADO

Tel: 4774 6529 sergio.pimentel@cnh.gob.mx

>> NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO Tel: 1454 8500 Ext. 6554 nestor.martinez@cnh.gob.mx

>> HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO Tel: 1454 8500 ext.6573 hector.acosta@cnh.gob.mx

>> MA.GASPAR FRANCO, COMISIONADOO Tel: 1454 8500 Ext. 66614 gaspar.franco@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 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 NACIONAL

DE ELECTRICIDAD Y ENERGIAS LIMPIAS

>> JOSÉ LUIS FERNÁNDEZ ZAYAS, DIR. GRAL. DE ENERGÍAS LIMPIAS Tel.777 3623870 y 777 3182424 joseluis.fernandez@ineel.mx

NACIONAL FINANCIERA (NAFINSA)

>> JACQUES ROGOZINSKI SCHTULMAN, DIRECTOR GENERAL Tel. 5325 6700 y 5325 6701 jrogozinski@nafin.gob.mx

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

Procedimiento de realización de auditorías energéticas Zt

ZONA TÉCNICA

En este artículo se pretende aportar una metodología para el desarrollo de auditorías energéticas en diversos sectores de actividad. Ciertamente, este artículo trata únicamente dar las pautas de ejecución, sin entrar al detalle de los cálculos requeridos para la realización de un estudio energético.

TEXTO: JEROME PENARROYA

Etapas de auditoría

Esta metodología conlleva una serie de etapas que a continuación se enumeran:

Etapa 1: Recopilación de datos: El ahorro de energía no puede llevarse a cabo sin establecer inicialmente el estado de funcionamiento de las instalaciones consumidores de energía. Por ello resulta indispensable efectuar un análisis y recolecta de datos tanto de consumo, de funcionamiento, así como del estado de las instalaciones para establecer el punto de referencia (línea base). En esta etapa se deben incluir mediciones en campo.

Etapa 2: Análisis energético: En esta segunda etapa, se lleva a cabo un análisis de las fuentes de energía, de los puntos consumidores de energía, de los perfiles de demanda energética, de la repartición de los consumos energéticos con el fin de elaborar el balance general energético y económico.

Etapa 3: Definición de Línea base, UEn e IDEn: Durante esta fase y una vez que se realizó el análisis energético integral, se define la situación de referencia de consumos y costos energéticos que servirá de guía para la evaluación de las oportunidades de ahorro de energía. También se identifican los procesos o instalaciones con altos consumos energéticos o potencial de mejora energética en cada planta y las variables relevantes que afectan sus consumos.

Finalmente, se proponen y evalúan una serie de indicadores que se sugieren contemplar para el monitoreo del desempeño energético en cada planta Etapa 4: Propuesta de Medidas de Ahorro Energético (MAE): Una vez establecidos los análisis energéticos correspondientes a la situación de referencia, se procede a identificar las medidas de ahorro energético operativas

y las que implican una inversión, buscando la mejor opción tecnológica. Todo este estudio se acompaña de los planos y memorias descriptivas requeridas para la comprensión del sistema propuesto.

Etapa 5: Balance energético y económico global de las Medidas de Ahorro de Energía (MAE):

Disponiendo del conjunto de los costos energéticos y montos de inversión, se realizan los balances energéticos y económicos globales, obteniendo una visión completa de los beneficios y ahorros de la implantación de las MAE´s.

Etapa 6: Realización de la memoria:

Para finalizar, se presentan los trabajos descritos en los puntos anteriores, realizados etapa por etapa, y se finaliza con las conclusiones que permitirán establecer un plan de acción.

Recopilación de datos

Se trata, en esta etapa, de recopilar, por un lado, los consumos de energía primaria y, por otro lado, los parámetros que caracterizan la actividad de la planta, así como su medio ambiente (datos meteorológicos, por ejemplo).

Se recomienda que estos elementos sean recopilados considerando un largo periodo (mínimo tres años) con el fin de determinar con exactitud la curva característica de la planta. Por lo tanto, en esta fase distinguimos tres apartados de recopilación de datos:

1. Datos previos a la visita técnica.

2. Datos climatológicos de la zona.

3. Visita en campo.

Datos previos a la visita técnica

En esta fase, se pretende recabar la mayor información posible tanto a nivel técnico como funcional. Para ello, se solicitará por escrito la recopilación y entrega de una serie de documentación tal y como se detalla a continuación.

A nivel energético: –Copia de las facturas eléctricas de la Industria (tres años con un mínimo de un año).

–Copia de las facturas de combustible (gas, diésel, combustóleo…) (tres años con un mínimo de un año).

–Perfil productivo de la industria (cantidad de piezas totales o por tipo, horas laboradas, cantidad de turnos laborados…) (tres años

con un mínimo de un año).

–En caso de disponer, perfil de demanda de energía térmica (vapor, agua caliente, agua helada…) (tres años con un mínimo de un año).

–En caso de disponer, perfil de carga eléctrica quinceminutal (tres años con un mínimo de un año). Se puede solicitar a los suministradores de la industria analizada.

–En caso de disponer, perfil de demanda de aire comprimido (tres años con un mínimo de un año).

A nivel técnico:

–Esquema del proceso productivo (diferentes procesos y su interacción).

–Planos de la industria.

–En caso de disponer, esquemas y diagramas de procesos productivos.

–En caso de disponer, esquemas y diagramas de tableros eléctricos. –En caso de disponer, esquemas y diagramas de producción de calor.

–En caso de disponer, esquemas y diagramas de producción de agua helada.

–En caso de disponer, esquema y diagrama de aire comprimido. –En caso de disponer, inventario de equipos con características principales.

Datos climatológicos de la zona

Uno de los datos importantes y necesarios en los estudios energéticos corresponde a la climatología exterior de la zona de estudio que puede afectar tanto a nivel de demandas energéticas como rendimiento de instalaciones. Por ello, se debe disponer de todos los datos necesarios climatológicos y de radiación solar de la república mexicana, requeridos para los análisis.

Datos de la visita de campo La recopilación de estos datos, se realiza a través de formularios de levantamiento que contemplan las diversas instalaciones (sala de calderas, producción de aire comprimido, producción de agua fría o agua helada, procesos consumidores de energía térmica como los hornos, etcétera).

Esta recopilación permite disponer del inventario de las instalaciones, así como de sus principales características técnicas (potencia, estado general, etcétera) además de establecer la filosofía

de funcionamiento tanto a nivel de horarios como de condiciones (parámetros de consigna como temperaturas, presiones, flujos, etcétera).

Cada empresa auditora deberá contar con sus formularios correspondientes para poder llevar a cabo la recolecta de la información requerida.

También se aprovecha la visita de campo para actualizar/ completar los DTI de las instalaciones técnicas más importantes (eléctricas, pero también de la sala de caldera o del cuarto de aire comprimido, por ejemplo) o en su caso realizar diagramas de funcionamiento.

Esta visita se realiza generalmente por dos a tres ingenieros con amplia experiencia técnica, durante un a determinar en base a la complejidad de las instalaciones técnicas y experiencia del personal.

Una vez realizada la recopilación del conjunto de los datos de las instalaciones a nivel de inventario y diagramas, se completa con la toma de mediciones.

Esta toma de mediciones tiene por objetivo el aportar mayores bases para el posterior análisis de funcionamiento de las instalaciones.

Estas mediciones dependen de la situación de la planta y de sus instalaciones. Sin embargo, las mediciones típicas que se llevan a cabo corresponden a:

–Instalación de uno o varios equipos registradores eléctricos al mismo tiempo que recolectan el conjunto de los datos eléctricos, en lapsos de tres minutos, durante un tiempo determinado por planta (generalmente un ciclo productivo, pueden ser por periodo de 48 horas o una semana dependiendo de la estabilidad de los procesos) por sistema clave (ventilación, aire comprimido, agua caliente, agua helada, líneas de proceso, etcétera) y en casos puntuales en instalaciones particulares.

–Análisis de combustión de las calderas u hornos, en plena carga y carga parcial.

–Mediciones de los ciclos frigoríficos de los equipos de producción de agua helada de gran potencia (medición de temperaturas, presiones y flujos).

–Medición de flujos de agua caliente, vapor, aire de las instalaciones.

–Medición de temperaturas de circuitos de calor o frío.

–Toma de amperaje y tensión en tableros eléctricos principales y secundarios.

–Toma de los parámetros funcionales de los procesos (flujo, temperatura y amperaje).

Estos datos son recolectados por el personal de la empresa auditora y completados por medio de entrevistas puntuales con el personal técnico propio del cliente.

Las entrevistas tienen por objeto determinar con gran detalle el funcionamiento global de las instalaciones, destacando posibles defectos (falta de potencia, flujos de aire molestos, etcétera).

Análisis energético

Una vez realizada la toma de datos en su totalidad y disponiendo del conjunto de las facturas de energía, el equipo asignado al estudio debe proceder a analizar y tratar cada uno de los conceptos recolectados, tal y como se detalla a continuación:

1. Análisis térmico de las plantas. 2. Análisis eléctrico de las plantas.

Análisis térmico de las plantas

La empresa auditora, en este apartado dispone de dos fuentes de datos de las instalaciones, recopiladas en la fase anterior:

A) Facturas de combustibles.

B) Datos Meteorológicos, diagramas e inventario de las instalaciones y funcionamiento (regulación).

A) Facturas de gas natural y/o diésel: Las facturas de combustible representan el punto de partida del estudio, ya que reflejan las necesidades térmicas de los procesos de industria analizada.

Se requieren tres años de facturación con objeto de establecer una curva anual, con reparto mensual, realista de la planta en vista de las variaciones de producción, así como de temperatura exterior que influyen en gran medida en los consumos de combustibles.

Al tratarse de una facturación mensual, se obtiene una curva anual de reparto mensual, estableciendo la evolución real de la demanda de combustible del cliente.

Posteriormente a esta etapa, se debe repartir los consumos de combustible por equipos e instalaciones.

Datos Meteorológicos, datos productivos asociados a diagramas de instalaciones y funcionamiento (regulación)

Disponiendo de los consumos de combustibles globales distribuidos mensualmente, se tiene que repartirlos con base en las instalaciones demandantes de combustible.

En esta fase del estudio, el ingeniero modeliza el comportamiento de la demanda de combustible (calor, frío y procesos) con base en los procesos productivos de la planta, con objeto de establecer unas curvas teóricas de funcionamiento de las instalaciones y por lo tanto, determinar la demanda hora a hora e instalación por instalación.

En las industrias, generalmente, se pueden distinguir tres demandas significativas:

–Consumo de combustible directo a procesos.

–Consumo de combustible transformado (vapor, agua caliente, agua sobrecalentada…).

–Consumo de agua helada para procesos o/y aire acondicionado.

La suma de estas demandas expresadas como energías útiles en kWh corresponde a la energía calorífica total.

Energía térmica para procesos

Para el análisis de la demanda por proceso, se analizan los perfiles productivos de la fábrica, estableciendo las curvas mensuales de los procesos.

Disponiendo de los datos de campo y horarios de funcionamiento de los equipos productivos, se puede determinar con gran fiabilidad el consumo de combustible ligado al proceso productivo, estableciendo curvas diarias si es posible, mensuales y anuales de dichos consumos.

Energía térmica de combustible trasformado

En este caso, el análisis es similar al anterior para los consumos de energía transformada (vapor, agua sobrecalentada…) destinada a procesos. Se aporta un análisis completo de las demandas y

energías solicitadas, con base en las curvas productivas y datos de campo (flujos, temperaturas, presiones…), disponiendo de gráficas y balances relativamente fiables.

La empresa auditora deberá contar con los softwares de simulación de las instalaciones de producción de calor oportunos. Una vez determinadas las demandas caloríficas, se procede a modelizar el funcionamiento de las calderas considerando el conexionado de las mismas, sus características técnicas y la regulación implantada.

A-Resumen de las tareas previstas en esta fase

–Determinación de COP de equipos frigoríficos actuales y preparación de rendimientos con base en cargas y temperaturas exteriores.

–Determinación de rendimiento de producción de calor instantáneo:

Modelización térmica:

Frío: Modelización de demanda útil horaria, mensual y anual de frio (aire acondicionado y procesos).

Frío: Modelización de funcionamiento de equipos chillers con base en COP medido y tabla de eficacia calculada. Obtención de consumos eléctrico ligado a chillers y auxiliares.

Calor y combustible: Modelización de demanda útil horaria, mensual y anual de calor (vapor, agua caliente y procesos).

Calor y combustible: Modelización de funcionamiento de calderas y equipos de producción con base en características técnicas y rendimiento instantáneo medido. Obtención de consumos horarios de combustible y rendimiento estacional de producción, así como de consumo eléctrico de auxiliares ligados a funcionamiento de la generación de calor.

–Comprobación de consumo de combustible resultante de la modelización con base en facturas. Se debe disponer de un diferencial inferior al 5% para validar el perfil de funcionamiento. En esta etapa se dispone de perfiles diarios para un año tipo tanto de frío como de calor y combustible.

Análisis eléctrico

La empresa auditora, en este apartado dispone de tres fuentes de datos de las instalaciones, recopiladas en la fase anterior: –Facturas eléctricas. –Registrador eléctrico. –Medición de los consumos en tableros y datos de las instalaciones consumidoras.

A-Facturas eléctricas

Las facturas eléctricas son la base y el punto de partida de las auditorías energéticas de cualquier edificio considerando que reflejan el consumo eléctrico real.

El análisis de los consumos energéticos permite a través de los tres años de referencia entregados por parte de la propiedad, establecer una curva de consumo promedio de referencia.

Esta curva se encuentra establecida en franjas mensuales y en caso de disponer de discriminaciones horarias en periodos.

Estos consumos transferidos a tablas y gráficas, permitirán resaltar posibles variaciones de un año a otro.

Además de este análisis de la energía activa consumida, las facturas eléctricas aportan la medición de la máxima potencia registrada en el mes facturado o periodo, pudiendo establecer una curva de potencia mes a mes o periodo a periodo.

Ejemplo de factura eléctrica parte Demanda

En cuanto a energía reactiva las facturas la detallan, estableciendo de igual forma que para la energía activa la evolución mensual.

Ejemplo de factura eléctrica parte Activa

Ejemplo de factura eléctrica parte Reactiva

Por lo tanto, los tres años de facturas permiten destacar una evolución promedio de un año de: Energía activa consumida mes a mes, potencia máxima registrada mes a mes y energía reactiva mes a mes.

Con base en los consumos eléctricos de cada periodo horario diferenciado por el suministrador y las horas de estos mismos periodos, se puede construir el perfil eléctrico diario promediado.

A-Registrador eléctrico

Tal y como se ha comentado anteriormente, el analizador de redes

eléctrico aporta un registro de todos los parámetros eléctricos de cada una de las fases en lapsos de tiempo de tres minutos, permitiendo establecer una curva de consumo de las instalaciones analizadas en un periodo concreto.

En vista de que dicho equipo se verá implantado por un tiempo determinado por instalación (algunos días o una semana), se podrá disponer con exactitud de los consumos constantes y variables tanto en días laborables como de fin de semana y nocturnos.

Este registro constituye una potente herramienta que refleja el comportamiento de la planta.

A-Medición de los consumos en tableros y datos de las instalaciones

consumidoras

Esta medición permite completar la evolución obtenida por medio de las facturas eléctricas y cuyo reparto corresponde a evoluciones mensuales y de concepto global.

La medición de los consumos en los tableros y los datos recolectados en el transcurso de las visitas destacando potencias eléctricas y horarios de cada una de las instalaciones, permiten establecer un perfil modelizado de los consumos de las instalaciones de la planta.

En este punto, el ingeniero de estudio transcribe el conjunto de los consumos eléctricos medidos y horarios al programa de modelización que, a través de los datos aportados, simula el funcionamiento de cada una de las instalaciones recopiladas hora a hora y día a día, obteniendo un perfil de funcionamiento anual. Es importante separar por conceptos y zonas los diversos equipos recopilados con el fin de determinar con exactitud el conjunto del funcionamiento de las instalaciones.

Evidentemente cuanto mayor y precisa sea la toma de datos, más realista será la modelización.

Una vez establecida la modelización del conjunto de las instalaciones, se realiza el comparativo con respecto a la evolución mensual de la energía y potencia determinada a través de las facturas en el capítulo anterior.

A-Procedimiento

A continuación, se describe de forma gráfica el procedimiento de análisis:

A-Resumen de las tareas previstas en esta fase –Análisis de facturas eléctricas correspondientes (generación de tablas y gráficas).

–Descarga de registro eléctrico y creación de tablas y gráficas.

–Generación de reparto de carga para tiempo determinado.

–Modelización eléctrica situación actual:

Consumos fijos medidos aplicando horarios preestablecidos.

Consumos eléctricos variables ligados a procesos, aire comprimido, ventilación, refrigeración, aire acondicionado (determinados en la modelización térmica).

Comprobación de consumo eléctrico resultante de la modelización con base en perfil de registrador y facturas eléctricas. Se debe disponer de un diferencial inferior al 10% para validar el perfil de carga.

Al finalizar esta etapa del trabajo se dispone de perfiles diarios eléctricos para un año tipo.

Definición de línea base, UEn e IDEn

Definición de línea de base energética

A partir de los trabajos de modelización realizados con base en los consumos, la información del levantamiento y las mediciones, se puede determinar la situación energética de referencia, que servirá de punto de partida para evaluar las oportunidades de mejora del desempeño energético.

La línea de base energética se define para cada fuente de energía y suele estar compuesta por 12 meses de consumos, dado que este periodo representa el ciclo productivo más representativo en una planta.

Generalmente, se toman en cuenta los consumos energéticos del año inmediatamente anterior como línea de base energética. Sin embargo, esta metodología se considera válida siempre y cuando:

1) No haya ocurrido un cambio importante entre el año de referencia y el momento donde se realiza el estudio como un cambio en el proceso productivo, un año “anormal” en términos de producción, un cambio en las instalaciones técnicas, etcétera.

2) No vaya a ocurrir un cambio en el futuro próximo, como una nueva línea de producción, el lanzamiento de un nuevo producto, la renovación de ciertas instalaciones, etcétera.

Debido a estas situaciones, las entrevistas con el personal de producción y mantenimiento de las plantas son fundamentales.

En caso de cualquier de estas dos posibilidades, lo ideal para definir la línea de base energética es modelizar los consumos energéticos de la planta con base en estos cambios importantes, en este caso, el ingeniero de estudio junto con el personal de la planta evalúa los incrementos o reducciones tanto en los consumos como en las demandas de cada fuente de energía.

También en esta fase, se establecen los costos energéticos de referencia. Es decir que se definen en conjunto con el cliente los precios promedios energéticos a considerar como referencia para la evaluación de las oportunidades de mejora energética. Se podrá optar por el promedio de precios energéticos del año anterior o el precio vigente al momento de realizar el diagnóstico energético o finalmente una proyección de precios energéticos futuros. Es fundamental definir estos precios de referencia en conjunto con el cliente dado que son la base para evaluar calcular los ahorros económicos

y por ende la rentabilidad de los proyectos de eficiencia energética propuestos.

Selección de UEn

Como lo indica la norma ISO 50001, los Usos Significativos de Energía (UEn) se definen con base en dos principales criterios: la cantidad de energía que consumen y/o las oportunidades de mejora energética que representan.

La siguiente etapa consiste en definir cuáles son los UEn, dado que son los puntos centrales de enfoque del estudio energético. Después de realizar la visita y el análisis de la información recolectada en la industria, el equipo técnico de la empresa auditora tendrá los conocimientos suficientes para proponer los UEn, considerando la repartición de los consumos energéticos.

Para cada uno de los UEn, la empresa auditora definirá las variables que afectan su consumo de energía y como sugiere monitorear cada una de ellas.

Propuesta de IDEn

Finalmente, se identifican los Indicadores de Desempeño Energético (IDEn) más representativos con base a los históricos de consumos energéticos y a las variables relevantes asociadas como la producción, las horas laboradas o el clima.

El indicador más comúnmente utilizado es la intensidad energética (consumo de energía dividido por las unidades producidas). Sin embargo, este indicador no siempre es el más idóneo, dado que no refleja la carga base de la planta (consumo de energía cuando la planta no produce). Solamente considera la producción, mientras que el consumo energético puede estar vinculado a las variaciones de clima, por ejemplo.

Propuesta de Medidas de Ahorro Energético (MAE)

En este punto del estudio, la empresa auditora dispone de los datos de funcionamiento de las principales instalaciones de las plantas, así como de los repartos de consumos por conceptos, destacando los UEn.

La labor que, en esta fase se realizará, se basa en identificar y evaluar las oportunidades de ahorro destacadas durante los anteriores procesos.

Es evidente que dichas oportunidades se encuentran identificadas con base a la experiencia de los ingenieros de estudio,

en la documentación propia de la empresa y los balances actuales de energía. No se trata de proponer soluciones estándares, como sustitución de motores eléctricos o cambio de luminarias, sino de verdaderas soluciones de mejora basadas en los análisis energéticos realizados.

Cada estudio implica un análisis detallado, destacando los costos asociados, ahorros esperados y tiempos de retorno. En esta etapa se elaboran por lo tanto los siguientes trabajos: –Identificación de una lista de posibles mejoras de desempeño energético.

–Análisis de la factibilidad técnica de cada una de ellas.

–Dimensionamiento del conjunto del equipamiento requerido para la instalación de la MAE.

–Catálogo de conceptos completo de las instalaciones eléctricas, hidráulicas, combustible, equipos y de obra civil.

–Planos y diagramas básicos para la comprensión del proyecto propuesto.

Es evidente que, posteriormente a este estudio, se deberá llevar a cabo un proyecto de ingeniería de detalle que perfile el estudio y pueda ser ejecutado con todas las garantías funcionales y requeridas.

Balance energético y económico global de las MAE

Disponiendo de los consumos energéticos de referencia, la empresa auditora calcula los consumos energéticos esperados tras la implementación de cada Medida de Ahorro de Energía (MAE) de acuerdo al dimensionamiento técnico realizado y, por ende, los ahorros energéticos correspondientes.

A partir de los consumos energéticos y los precios energéticos de referencia definidos en la línea base, se calculan los costos de energía, tanto de referencia como los esperados con la implementación de la MAE, obteniendo de esta manera, los ahorros económicos del proyecto.

Con base en la ingeniería básica desarrollada para cada proyecto, se evalúan los montos de inversión asociados, incluyendo el conjunto de los trabajos requeridos.

Con los datos anteriores, se calcula el tiempo simple de retorno de la inversión, obteniendo una visión completa de los beneficios de la implantación de cada MAE.

Conclusión:

Una auditoria energética es la base para la implantación de un sistema de gestión de energía en una empresa, sirviendo de plan director energético.

La auditoría energética pretende optimizar el uso de la energía, manteniendo la calidad de los servicios y aportando beneficios medio ambientales y económicos.

En este artículo se han resaltado las diferentes etapas para la realización de una auditoria energética, comprobando que cada una de ellas requiere de la presencia de personal altamente cualificado con amplios conocimientos técnicos.

En posteriores documentos, se aportarán detalles concretos para la realización de cada una de las etapas.

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

La libertad como valor supremo (HOMENAJE DE 80 AUTORES A MARIO VARGAS LLOSA)

TEXTO: BERTHA HERRERÍAS

Hablar de la libertad siempre será necesario y nunca suficiente; es uno de los temas más apasionantes y arduos en los que nos podemos embarcar. Tiene que ver con todo y con todos, seamos conscientes o no de ello, por lo que suyas hay tantas versiones como cabezas pueda haber. Sin embargo, y a pesar de esa inacabable diversidad, la libertad se reconoce de inmediato; es inconfundible porque, más que entenderla o tratar de explicarla, la libertad se vive… o no.

Desde la política, la academia, la vida pública, el activismo y, sobre todo, desde las letras, el tema de la libertad ha sido la constante en la vida del peruano Mario Vargas Llosa. Sus novelas, ensayos, comentarios, críticas, conferencias son una forma de lucha constante, casi devocional y obsesiva, por y hacia la experiencia de la libertad.

Ahora, el Premio Nobel de Literatura 2010 acaba de cumplir 80 años. A manera de homenaje, Editorial Lid publicó un libro singular: Ideas en Libertad, en el que 80 reconocidas personalidades reflexionan sobre el fenómeno libertario, y la obra y la figura de Vargas Llosa.

El resultado es un notable mosaico literario, político, económico, social, cultural, artístico iluminado por la libertad y con Vargas Llosa como fondo. Por ejemplo, Enrique Krauze recuerda el momento en el que Vargas Llosa acuñó la famosa frase: “México es la dictadura perfecta”, o Luis María Ansón opina que “no hay nadie que escriba en español y que tenga tanta influencia cultural, intelectual y política”. Se habla de ideales, industria, gobierno, libros, escuelas, políticos, empresas, medios, militares, intelectuales, propuestas, en fin, de la vida actual y se construye un recuento de nuestro tiempo, principalmente en la América de habla hispana. Breves, sólidos y luminosos, los ochenta textos de ochenta autores por los ochenta años de Vargas Llosa, son una sola reflexión, desde diferentes ángulos del hecho, el desafío y la ilusión de la libertad. En sí misma, esta obra es un testimonio de que es la mente la que hace a un hombre libre o esclavo, y que la libertad siempre es posible.

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Las 10 habilidades más solicitadas por empleadores en 2016, de acuerdo con LinkedIn

LinkedIn, la red social para profesionales dio a conocer las conclusiones de su estudio Top Skills 2016, en el que se recogen cuáles son las habilidades que han sido más solicitadas entre los empleadores tanto a nivel mundial como las habilidades concretas por países durante este año.

El listado se ha elaborado en base a toda la actividad de reclutamiento en LinkedIn durante el presente año e incluye varias tendencias sobre el mercado laboral.

La compañía ha explicado que la demanda en habilidades tecnológicas se mantiene alta, y se ha convertido “en una necesidad transversal a diferentes niveles en varias industrias y regiones, no sólo en el sector tecnológico”. Por su parte, las habilidades relacionadas con el marketing han perdido fuerza, aunque sí se sigue manteniendo en la lista a nivel global y aparece también como una de las principales demandas en nuestro país.

En concreto, los conocimientos más reclamados este año fueron:

1. Cloud computing y distributed computing.

2. Análisis estadístico y recopilación de datos.

3. Arquitectura web y desarrollo de infraestructura.

4. Software QA y User testing. 5. Diseño de interfaz de usuario. 6. Reclutamiento.

7. Marketing SEO/SEM. 8. Ingeniería y almacenamiento de datos. 9. Middleware y software de integración. 10. Software de revisión de control de sistemas.

Por su parte, a nivel global, las habilidades más demandadas durante este año son: 1. Cloud computing y distributed computing. 2. Análisis estadístico y recopilación de datos.

3. Arquitectura web y desarrollo de infraestructura. 4. Middleware y software de integración. 5. Diseño e interfaz de usuario. 6. Seguridad e información de Red. 7. Desarrollo móvil. 8. Presentación de datos. 9. Marketing SEO/SEM. 10. Gestión y almacenamiento de sistemas.

Como se puede observar, las principales habilidades presentan un marcado corte tecnológico, “una tendencia que seguirá creciendo en los próximos años en la gran mayoría de las industrias. Es imprescindible para estar mejor posicionado en el mercado como profesional adquirirlas y perfeccionarlas, para poder ser así más competitivo”, explica Catherine Fisher, Career Expert de LinkedIn. (Cortesía: elEconomista.es)