Decisiones sólidas
La participación del gas natural en México tiene un avance constante. Con datos de la Secretaría de Energía se obtiene que para 2016 el gas natural ya representaba 70% de la demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico. Esta presencia se ha generado por la necesidad de sustituir combustibles caros y contaminantes como el combustóleo y diésel.
El tema de la disponibilidad de gas va más allá del avance que se tiene en México.
La discusión también debe orientarse a lo que sucede en el mundo y la demanda que se está generando del energético, por ello, el reto del gobierno debe ser el garantizar la autonomía energética.
En este terreno, es importante subrayar que el cambio de administración federal, la situación de abasto energético debe considerarse como prioridad, pues la disponibilidad de gas natural se ha convertido además en un referente para el desarrollo productivo del país.
Estos elementos y más se abordan en nuestro tema de portada, como un punto de partida para las decisiones que habrán de tomarse en el inmediato y corto plazo.
El proyecto que nació muerto
Por Marcial Díaz Ibarra
Referente en administración de riesgos y seguros en el sector energético
Presente en el sector de hidrocarburos, NRGI Broker ha desarrollado el expertise para atender el sector.
Una nueva era
México tiene una dependencia del uso de gas natural, el reto en el cambio de gobierno es realizar las acciones necesarias para evitar que el abasto sea foráneo.
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La energía solar frente a los retos nacionales
Para impulsar esta vertiente energética, se requiere de atender diversos puntos, como desarrollo de infraestructura.
México, región estratégica para BP
Fue la primera firma extranjera en desplazar a Pemex de las estaciones de servicio. Va por 15% del mercado.
¿Cómo diagnosticar la reforma energética?
La CMIC anticipa que el avance del PNI en obras energéticas se quedará al 50% del pronóstico planteado para el sexenio.
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Empoderar al consumidor: gasolineros de
Latam
LNuevos campos impulsarán producción
Petróleos Mexicanos (Pemex) planea que hacia el cierre de 2020 seis nuevos campos estén produciendo crudo y gas. En suma, los campos Manik-101A, Mulach-1, Kinbe, Koban, Xikin y Esah-1 añadirán a la producción de Pemex entre 193 mil y 210 mil barriles diarios de aceite y 350 millones de pies cúbicos de gas al día. Carlos Treviño, Director General de Pemex, informó sobre los avances y descubrimientos en estos pozos. La mayor producción de petróleo se espera en el campo Xikin, con reservas estimadas de 230 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), el cual se prevé que produzca 70 mil barriles diarios de aceite y 91 millones de pies cúbicos de gas al día.
El campo Koban será el segundo de mayor producción con 46 mil barriles diarios de crudo y 219 millones de pies cúbicos de gas al día, así como unas reservas de 205 MMbpce. Para Kinbe se proyecta una producción diaria de 24 mil barriles de petróleo y 35 millones de pies cúbicos de gas, además de reservas de 120 MMbpce. Por Thamara Martínez Vargas.
os directivos de asociaciones gasolineras de 15 países de América Latina se dieron cita en la 55 edición del Congreso de la Comisión Latinoamericana de Empresarios de Combustibles (CLAEC), con sede en Xcaret, México, donde la Organización Nacional de Expendedores de Petróleo (Onexpo Nacional) estuvo presente.
En un mercado que está transitando del monopolio a un mercado de competencia, como es el caso mexicano, surge un mensaje desde el gremio gasolinero de América Latina (Latam): empoderar al consumidor.
Renzo Lercari, Presidente de la Asociación de Grifos y Estaciones de Servicios del Perú (AGESP), advirtió que hay que tener cuidado de empoderar adecuadamente al consumidor. Dándole precio, pero también indicándole los establecimientos que ha superado los controles de calidad y cantidad. “La idea es premiar al mejor, la idea no es premiar al más astuto”, afirmó.
Expuso que al igual que en México, en su país se promovió el uso de una aplicación móvil para concentrar todos los precios de combustible que ofrecen las estaciones de servicio, pero por su experiencia en el caso peruano, alertó que hay que tener cuidado.
Por Thamara Martínez Vargas.
IEnova compromete capacidad de terminal
Como se había dado a conocer de manera anticipa da, IEnova logró un contrato con Marathon Petro leum para una terminal marina de recibo en el puerto de Topolobampo, Sinaloa.
IEnova confirmó la firma de contrato de servicios de largo plazo en la terminal marina de recibo, que permitirá a Marathon Petroleum Corporation (MPC) usar aproximadamente 50% de la capacidad de al macenamiento de un millón de barriles.
IEnova será responsable de la im plementación total del proyecto, in cluyendo permisos, ingeniería, procura, construcción, finan ciamiento, operación y mantenimiento. Con
Luna inversión por parte de IEnova de aproximadamente 150 millones de dólares, se espera que la terminal inicie operaciones comerciales en el último trimestre de 2020. La terminal marina permitirá a MPC suministrar gasolina y diésel a su creciente red de estaciones de servicio ARCO en los estados de Sinaloa y Sonora. Esta terminal marina ampliará las opciones de suministro, mejorará la logística y aumentará la confiabilidad en el abasto de productos refinados en la costa Oeste de México, lo que se traducirá en beneficios para los con-
ceden
a Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó un convenio modificatorio de los contratos suscritos por Pantera Exploración y Producción 2.2 y Jaguar Exploración y Producción durante la Ronda Dos. Con esto se permite conceder 50% de participación en el proyecto a Vista Oil & Gas.
El primero de los contratos (CNHR02-L02-A10.CS/2017) fue suscrito por Pantera Exploración y Producción, vehículo creado por los licitantes Sun God Energía de México y Jaguar Exploración y Producción en la segunda licitación de la Ronda
Pantera y Jaguar
participación a Vista Oil & Gas
Dos. Con este acuerdo obtuvo la licencia para explotar durante 30 años el área contractual 10, Cuencas del Sureste. Los otros dos contratos (CNH-R02-L03-TM-01/2017 y CNH-R02-L03-CS-01/2017) fueron suscritos por Jaguar Exploración y Producción 2.3 durante la tercera licitación de la Ronda Dos. El primero comprende el área contractual TM-01, Tampico Misantla, y el segundo, el área contractual CS-01, Cuencas del Sureste. Ambos con una licencia por 30 años.
Los contratistas Pantera y Jaguar ingresaron solicitudes para modificar los contratos y reflejar la cesión del 50% de sus derechos y obligaciones a favor de Vista Oil & Gas Holding II, subsidiaria de Vista Oil & Gas. Por Thamara Martínez Vargas.
Efectos de la reforma en extracción, para 2025
Lasbondades de la reforma energética se traducirán en extracción petrolera hasta 2025, debido a que el petróleo funciona en ciclos de 10 años, por lo que es injusto juzgarla con base en los números actuales, así lo declaró Carlos Pascual, Vicepresidente Senior de IHS Markit, en el marco de la Semana del Petróleo organizada por OPIS México.
Explicó que los problemas de extracción petrolera que existen actualmente en nuestro país empezaron con acciones tomadas en 2003, así como la bonanza de 2004 fue consecuencia de las inversiones atraídas por el Tratado de Libre Comercio de América del Norte.
Sobre la dependencia energética que nuestro país tiene de Estados Unidos, el
Producción en terreno positivo para Pemex
Laproducción de petróleo crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) logró un aumento anual de 5.5% al cierre de septiembre, cifra que enmarca el primer incremento en producción de crudo desde enero de 2016 y el mayor dato de crecimiento en cerca de 15 años.
En el transcurso de septiembre la Empresa Productiva del Estado generó en promedio mil 825 barriles de crudo por día, el mayor volumen de producción para un mes similar en dos años.
La producción de petrolíferos también se vio impulsada en septiembre. Con 733 mil barriles producidos diariamente la generación de petrolíferos de
directivo consideró que es una situación que se debe cambiar a futuro, pero mientras tanto se debe aprovechar los precios a los que nuestra condición geográfica nos permite comprar, pues estos costos son finalmente cubiertos por el usuario final.
Destacó que el gas ahora es un producto global, lo que facilita que Estados Unidos busque clientes en otras latitudes, aunque destacó que la competencia aún no es tan alta como pareciera.
Por Eduardo Aguilar.
la empresa se acrecentó en 5.5%, revelando la primera cifra de crecimiento a partir de diciembre de 2015 y la más alta desde octubre de 2013.
En cuanto a las gasolinas, con 216 mil barriles diarios su producción aumentó 15.1%, rompiendo la racha de dos años y medio de caídas. Por su parte, los querosenos reportaron una producción de 35 mil barriles diarios, 20.7% más que el año pasado.
En cuanto al gas licuado y diésel continuó en terreno negativo. La producción de gas licuado descendió 11.3% en el año hasta 121 mil barriles diarios y la de diésel 2.9% a 109 mil barriles diarios.
Por Thamara Martínez Vargas.
Mercado de la electricidad
En México la termodinámica es el proceso más importante para generar energía eléctrica, en 2017 este proceso generó el 85% de la energía del país. En ese año Veracruz, Tamaulipas y Guerrero fueron los mayores generadores de electricidad, mientras el Estado de México, Ciudad de México y Jalisco, tuvieron el mayor número de usuarios. Por Thamara Martínez. @ThamaraMV
Generación de energía
» Megawatts-hora*
*Promedio anual.
Generación de energía hidroeléctrica
» Megawatts-hora*
Generación de energía termodinámica
» Megawatts-hora*
*Promedio anual.
Generación de energía eólica
» Megawatts-hora*
*Promedio anual.
*Promedio anual.
Generación de energía por estado
» Porcentaje, 2017
4.7
4.5
4.5 Hidalgo
Colima
Coahuila 5.6
Chihuahua 5.2
Sonora
Usuarios de energía eléctrica
» Variación porcentual *Enero-Noviembre
Tarifa por sector
» Centavos por kilowatt-hora
*Promedio anual, para 2017 promedio de enero a noviembre.
Usuarios de energía eléctrica por sector
» Miles de usuarios
Ventas internas de energía eléctrica » Megawatts-hora
4,069 Comercial
Residencial
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Cita textual
Cita textual
*Promedio anual, para 2017 promedio de enero a noviembre.
Nombre
Cargo
Usuarios de energía eléctrica por estado
El proyecto que nació muerto
Marcial Díaz Ibarra
marcial.diaz.ibarra@gmail.com
Es Abogado Consultor del Sector Energía, con estudios en Administración Pública. Con 15 años de experiencia dentro del sector, colaboró en la Dirección Jurídica de Pemex por más de 10 años, y como consultor ha colaborado en algunos proyectos como seguridad en ductos.
Se viven los momentos en donde el equipo de transición dejará de serlo para convertirse en gobierno. En este contexto, los Diputados de Morena, que son el partido mayoritario en el Congreso, han presentado una propuesta para modificar la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, donde se contempla que los órganos reguladores del sector energético se integren a la cabeza de sector que es la Secretaría de Energía (Sener).
¿Cómo se encuentran hoy?
Desde 2014 existe la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la cual establece que estás entidades respondan directamente al Ejecutivo Federal y señala que deben de coordinarse con la Sener para desempeñar sus actividades.
¿Qué pretende la modificación a la Ley Orgánica?
En el artículo 33 fracción XXVI del documento propone “Los órganos reguladores de energía a que se refiere el párrafo octavo del artículo 28 constitucional estarán sectorizados en la Secretaría de Energía”.
Con esta propuesta los reguladores dependerían de la Sener, restándole autonomía para la regulación de las actividades para las que fueron creadas.
¿Esta medida beneficia o perjudica a los regulados?
En el supuesto de que se diera la integración, estaríamos ante una Comisión Reguladora de Energía (CRE)
y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), donde dejarían de tener autonomía técnica, operativa y de gestión; además tanto los permisos que regulan al sector como las licitaciones, los contratos de las rondas serían regulados sólo por la Secretaría.
La gran inquietud: ¿la Sener podrá con toda la carga de revisar el cumplimiento de un cúmulo de obligaciones?
¿Cuáles han sido las reacciones?
CNH fue la primera en defender la autonomía, argumentando su fundamento constitucional y haciendo hincapie que su autonomía técnica y de gestión ante las funciones que realiza son en cumplimiento al mandato de leyes y que estará atento ante esta iniciativa, recordando que en todo momento ha sotenido una estrecha coordinación con la Secretaría de Energía.
Por parte de la iniciativa privada se pronunció la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) y la Confederación Patronal de la República Mexicana, ambas expresaron su respaldo a mantener la autonomía de los reguladores en el sector energético: CNH y CRE.
La Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) fijó su postura: “la separación de roles es reconocida como una mejor practica internacional y que sectorizar significaría dar marcha atrás a un modelo exitoso probado internacionalmente”.
Conclusiones:
La iniciativa de sectorización ha nacido muerta.
Los reguladores manifiestan de manera respetuosa su rechazo. Los regulados lo ven como un freno a la reforma energética y además como un reto el que una sola entidad coordine toda la carga regulatoria.
Ante estos hechos Alfonso Romo, quien será el jefe de la Oficina del presidente electo, ha manifestado que no va prosperar esta inciativa, lo que indica que existe una falta de coordinación en el equipo del próximo gobierno, de ahí que la inciativa de sectorizar a los Organos Reguladores, naciera muerta y no se logrará eliminar la autonomía .
Mientras esto pasa, la próxima secretaria de Energía, Rocio Nahle, señaló que analizan de dónde se recuperarían los 250 mil millones de pesos que implica el IEPS , anticipó que eso es muy dificil de lograrse, pues significaría darse un balazo en el pie y recordemos que la cuarta transformación de México, requiere inversión.
nueva era Una
El gas natural cobra relevancia en el mercado energético nacional, ante ello se debe evitar la dependencia energética.
Por Eduardo Aguilar Peralta @EAguilar_E21
¿Quién
es Héctor Moreira Rodríguez?
Es licenciado en Ciencias Químicas e ingeniero químico por el ITESM.
Cuenta con un Doctorado por la Universidad de Georgetown en Washington D.C; además, tiene un Diplomado en Administración Universitaria realizada en la Universidad de Warwick.
Tiene una trayectoria de más de 13 años ocupando cargos importantes en el sec tor energético. Ha sido Subsecretario en diversas responsabilidades en Sener, integrante del Consejo de Pemex y del IMP.
el Comisionado Moreira, sobre la importancia del gas natural y los peligros de la dependencia energética.
En México actualmente el 60% de la electricidad se genera con gas. A medida que avanza el desarrollo económico la necesidad de este energético será mayor, pues entre sus virtudes tiene la facilidad de transporte, atender la industria petroquímica y el desplazar insumos más contaminantes como el carbón.
El gas es cada vez más importante no sólo en México, sino a nivel mundial. En términos de eficiencia está por arriba de otros energéticos, y ello ha motivado la transición a nivel mundial para desplazar otros insumos como el combustóleo y carbón, así lo visualiza Héctor Moreira Rodríguez (HMR), Comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
En el marco del Congreso Mexicano del Petróleo 2018, Energy 21 conversó con
E21: Sobre su conferencia en el Congreso Mexicano del Petróleo...
HMR: El mensaje de Acapulco es: dense cuenta de esta importancia. En nuestro esquema mental el petróleo lo es todo y el gas es un poquito. No es cierto: son del mismo tamaño y ambos son muy importantes para el país.
Tenemos que producir más gas porque a medida que nuestras necesidades han aumentado hemos dependido cada vez más de Estados Unidos. Ellos tienen muchos recursos de gas y nos los venden muy baratos, pero no es correcto que una nación dependa tanto. El 85% del gas de México viene de Estados Unidos y, además, entra por un número muy pequeño de puntos, todos entre Laredo y Reynosa. Imagínate que entra un huracán en la zona y corta el gas. ¿Qué vamos a hacer? No tenemos una estructura de reemplazo ni un proveedor alterno.
del gas natural que se consume en México proviene de EU.
Somos una nación gasera que puede aprovechar todos sus recursos, lo que representaría que aunque el precio final de compra fuera más caro, la cadena completa estaría aquí y como nación recogeríamos impuestos de todas las empresas involucradas. Necesitamos replantearnos el modelo y conseguir una mayor independencia energética.
E21: En Europa ya hay una preocupación por la dependencia y Estados Unidos anunció que enviará cantidades importantes de gas a esa zona. Hablaba usted de un huracán que limite nuestro acceso al gas, ¿ese huracán no podría llamarse Europa?
HMR: Vamos a tener un competidor a la hora de la compra, lo que sí podría provocar cambios sustanciales en el precio. Quizá a Estados Unidos le conviene que Europa dependa menos de Rusia y puede jugar el gas como su carta, entonces hay un interés de ambos lados. Europa también está intentando diversificar su gas a través de Argelia y Medio Oriente, mientras que los noruegos están explorando cada vez más el norte y no sabemos qué van a encontrar. Nosotros somos una nación que no tendría por qué tener riesgo, porque sí tenemos el gas. Con el precio y la tecnología apropia-
dos ciudades como Monterrey, por ejemplo, tendrían yacimientos a 30 km de distancia. Lo mismo podría pasar con otras zonas.
E21: ¿Qué tan grande ha sido el olvido del gas en temas de infraestructura, exploración y extracción?
HMR: Creo que para que una nación pueda competir tiene que tener electricidad y gas disponibles a buen precio. Actualmente tenemos estados que no tienen gas, lo que les impide tener un desarrollo industrial, encontramos a Nayarit, Quintana Roo, Yucatán, etcétera. Necesitamos garantizar la infraestructura en todos los estados e invertir más en la parte de exploración y producción. El nuevo gobierno tendrá la responsabilidad de encontrar la forma de motivar esto.
E21: ¿Cuál debería ser el siguiente paso?
HMR: En la industria de los hidrocarburos los tiempos son muy largos. Una vez que una empresa tiene el área, le tomará como dos años explorar y decidir dónde conviene perforar. Son pozos tan profundos que la claridad no es absoluta y la probabilidad de fracaso es muy alta.
Todo esto quiere decir que se empieza a producir en un periodo superior a tres años, y si el yacimiento fuera en mar entonces son siete o diez. Estamos construyendo el siguiente sexenio y a veces cues-
ta trabajo reconocer eso: construir la infraestructura necesaria para encontrar gas, transportarlo y procesarlo es una labor que va a llevar todo el sexenio. Hay que recordar que los países no se construyen en seis años y estamos construyendo el México de la nueva generación.
E21: ¿Necesitamos un “Pemex de gas”?
HMR: La experiencia internacional es que con una empresa como Pemex, la cultura y la formación de cadenas de valor giran alrededor del petróleo. El gas tiene condiciones distintas y requiere otra velocidad de acción.
El petróleo es más rentable que el gas, entonces si le dices a Pemex o Chevron que saquen la rentabilidad máxima van a producir petróleo. Si no pensamos cómo hacer para motivar un cambio va a ser difícil. Lo que es mejor para una empresa petrolera no necesariamente es lo mejor para México.
E21: El Presidente Electo ha mencionado que no habrá fracking durante su sexenio.
¿Qué impacto tendría esto?
HMR: No he hablado con él. Me gustaría saber qué está entendiendo por fracking
Reservas y recursos prospectivos de gas natural en México al 1 de enero de 2018 – millones de millones de pies cúbicos ((MMMMpc)
Hay tres maneras de hacer fracking, y todas tienen mucha historia en México: Chicontepec y Burgos llevan muchos años produciendo con fracking. Creo que al fracking le pasa como a la energía nuclear: tiene mala imagen. Estados Unidos actualmente tiene 600 mil pozos de fracking y no he leído que haya muchos accidentes. No me atrevo a poner palabras (en boca del Presidente Electo), no sé lo que estaba pensando, pero si hubiera dicho: “no es posible hacer fracking con agua potable”, estaríamos de acuerdo y no afectaría mucho. No quiero emitir un juicio al respecto porque no estoy seguro de la intención de la declaración.
El fracking en México representa alrededor del 80% de la extracción de gas no asociado y probablemente esa tendencia se mantendría si crecemos la producción.
Fuente:CNH
La energía solar nacionales frente a los retos
Por Eduardo Aguilar Peralta @EAguilar_E21
Diversos
actores de este sector se manifiestan sobre los temas a resolver.
Entre los actores de la energía solar, las principales preocupaciones generadas para continuar el desarrollo de ésta se encuentran la falta de infraestructura de transmisión, el futuro de los Certificados de Energía Limpia (CEC), fuentes de financiamiento y la tendencia a la baja de los precios de generación en las subastas públicas.
En el marco del Solar Asset Management organizado por Solar Plaza, se pudieron identificar este tipo de adversidades, y se plantearon algunos retos.
“Ya no es cuánta energía renovable es necesaria que el gobierno obligue a que sea producida, sino cuánto nos vamos a comer del pastel porque nuestra energía es mucho más
competitiva que la convencional, ahí es donde el regulador tiene un papel funda mental porque tenemos tres o cuatro obs táculos muy fuertes para la generación de energía renovable. El primero es la falta de infraestructura de conexión (...) y el segundo es que nuestra energía no le gusta al operador porque es intermitente, y tenemos que asumir nuestra responsabilidad de contribuir a la estabilidad del sistema”, dijo José Luis García, Director de Desarrollo de Zuma Energía.
La reciente subida en los cobros de Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha provocado que reciban llamadas casi diario de clientes explorando métodos alternos de generación eléctrica, situación que fue reconocida por múltiples partici pantes, compartió Jack Kahan, Director General de IUSASOL.
Sin embargo, los participantes consi deraron que uno de los temas más apre miantes es la falta de opciones de finan ciamiento para los participantes del sector, sobre todo cuando no se trata de enormes desarrollos como los que surgen de las li citaciones públicas.
En este punto la banca de desarrollo es factor como explicó Joana Pascual, Oficial de Inversión de la División de Infraestructura del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), quien describió que de 10 de los proyectos ganadores de las subastas han sido financiados a través de la banca de desarrollo y que los retornos se han encogido paulatinamente.
“Hubo una disminución pronunciada de la primera subasta a la tercera. En la primera los precios estaban entre 35 y 37 dólares por kWh y en la última estaban cerca de 17. Creemos que los proyectos no se pueden financiar en esos precios y lo que está pasando es que hay una estrategia detrás de los ganadores de la última subasta, donde están vendiendo al mercado entre el 30 y el 40% de la energía que pro-
17
dólares por KWh fue el precio de la tercera subasta
tienen que comprometer al menos 80% de la energía producida(...) e incluso internamente en el Banco nos preguntamos si vale la pena”, expresó Pascual, quien además consideró que en el mercado mexicano además de disminuir retornos se está aumentando el riesgo.
En temas de infraestructura, los asistentes expresaron preocupación por la cancelación de proyectos de Cenace, al tiempo que resaltaron la necesidad de permitir la inversión privada en temas de transmisión.
“El éxito de la parte renovable de la reforma ha sido tal que tarde o temprano, probablemente temprano, llegaremos a niveles en donde la red no va a aguantar la llegada de más generación intermitente. Para eso es absolutamente imprescindible que se fortalezca la red y eso sólo se puede lograr a través de un mecanismo que permita que los privados inviertan en transmisión”, explicó Víctor Cervantes, Gerente de Desarrollo de IEnova
México, región estratégica para
La firma británica fue la primera extranjera en tener presencia en el país, ahora va por 15% del mercado.
Por Thamara Martínez Vargas @ThamaMV
Hace poco más de un año, BP fue la primera firma extranjera en establecerse en México, aprovechando la aplicación de la reforma energética en el país.
Ahora, la firma británica tiene un objetivo mundial, abrir tres mil nuevos puntos de venta en los 80 mercados donde opera, y México captará mil 500 de ellos.
“La mitad del crecimiento mundial de BP en estaciones de servicio será en México”, comparte Álvaro Granada, Director General de Combustibles de BP México.
Si bien existen 43 marcas que comercializan en combustible, BP fue la primera extranjera y eso le ha permitido posicionarse con la mayor presencia.
“En toda la República tenemos más de 350 estaciones de servicio en opera-
ción. Tenemos presencia en 22 estados, servimos diariamente a más de 500 mil consumidores mexicanos y planificamos cerrar el año cerca de las 500 estaciones con un plan a cinco años de tener mil 500 estaciones de servicio en toda la República, se traduce en cerca de 15% de la cuota de mercado en el país”, describe Granada.
LOGÍSTICA PARALELA
BP tiene la meta de alcanzar presencia nacional, por lo que han implementado una campaña con la que han logrado abrir 10 estaciones de servicio cada semana, lo que representa varios retos logísticos de cadena de suministro.
“El reto de abrir con éxito, como lo hemos venido haciendo hasta la fecha, 10 es-
22 estados son en los que BP tiene presencia.
1,500 estaciones de servicio tendrá BP en el país.
15% de participación de mercado es la que busca BP en cuanto a estaciones de servicio.
taciones de servicio a la semana, no se ha hecho nunca. Me atrevería a decir que no se ha hecho en ningún otro país y con total seguridad puedo decir que no lo ha podido hacer, por lo menos hasta la fecha, ningún otro competidor”, describe.
Pero este avance implica una planeación logística, para respaldar el servicio a los consumidores. “Tenemos que garantizar a nuestro consumidor que siempre va a tener el mejor producto al mejor precio, ese es nuestra visión y eso significa que según qué zonas o según qué momentos, el producto puede venir de unas fuentes o de otras, siempre garantizando que la calidad sea la más alta y que el precio sea el más adecuado para sus necesidades”, agrega.
En ese tenor, observa que no es ningún secreto que la cadena de suministro, en este caso del principal operador que es Pemex, está saturada en algunas zonas más que en otras, por lo que la empresa está contemplando
opciones logísticas para traer su molécula al consumidor mexicano como terminales de importación.
A modo de ejemplo, enfatiza que han llegado a un acuerdo con IEnova para tener una terminal de importación en Ensenada, para a partir de ahí poder suministrar toda la parte de Baja California y la parte más oeste de Sonora. Además, comparte que BP está involucrada otros proyectos similares.
“Para cubrir toda la República necesitaremos varios puntos de internación de producto y en su caso llegaremos a los acuerdos oportunos con socios locales o internacionales que mejor satisfagan las necesidades del cliente final para asegurar que el producto sea el mejor y el más barato”, precisa.
Además, reveló que las inversiones en este campo ascenderán a varios cientos de millones de dólares y representarán compromisos de inversión y compromisos de largo plazo, especialmente en terminales.
Álvaro Granada Director General de Combustibles de BP México.
Debe evaluarse el punto de partida para identificar los cambios necesarios.
¿Cómo diagnosticar la reforma energética?
Por Eduardo Aguilar Peralta @EAguilar_E21
El proceso de la reforma energética, en términos generales, ha sido positivo. Sin embargo, está lejos de conseguir el estatus que el gobierno saliente vislumbraba para finales del sexenio. La Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC) reporta que del presupuesto previsto en el Plan Nacional de Infraestructura (PNI) para energía, sólo el 50% fue ejecutado en obra. Al mismo tiempo, los participantes del sector reclaman en foros las carencias logísticas y legislativas que impiden una participación satisfactoria en el mercado.
Con la sucesión presidencial en puerta, existe incertidumbre acerca del curso que la nueva administración tomará para crecer al sector energético. Es momento de analizar las carencias, los fallos y los temas pendientes de la implementación de la reforma estructural y cómo podrían ser afectados por el gobierno entrante. Uno de los problemas iniciales de la reforma fue que la legislación secundaria se realizó “con prisa”, por lo que era de esperarse que no toda la normatividad iba a emitirse en ese periodo y que más bien representaba el inicio de un proceso, identifica Josefina Cortés Campos, catedrática del Tecnológico de Monterrey.
“Eso te produce una falta de acoplamiento entre la legislación con la que todavía puedes subsistir después de la reforma y toda esa legislación que debe estar por venir para hacer realidad la reforma en todas sus definiciones. Hace falta una revisión de ambas”, abunda.
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Billones de pesos es la inversión (privada y pública) del sector energía en el PNI
Fuente: CMIC
La extensión de la reforma provoca que cada sector tenga carencias distintas.
Las principales quejas son: falta de regulación ajustada a la nueva realidad nacional, sobrerregulación y burocracia que limitan la participación de nuevos jugadores en el mercado, a lo que se suma falta de infraestructura que permita a alternativas energéticas ser competitivas en todo el territorio nacional.
“En gas, por ejemplo, los regulados está sufriendo consecuencias de sobrerregulación, pero al mismo tiempo hay cosas que no se han regulado adecuadamente, como las temporadas abiertas y los registros de transacciones diarias. Esto podría generar un problema en términos de prácticas anticompetitivas”, comparte Cortés Campos.
Aun cuando se han otorgado 110 contratos, la mayoría de ellos están en fase de planeación, por lo que tendremos que esperar al menos diez años para ver al sector energético convertido en un mercado competitivo del tamaño que la reforma
pretendía, describe Marcial
Díaz Ibarra, Socio Consultor de Lexoil.
“En el tema de los combustibles vemos un crecimiento por la entrada de otros jugadores, pero la infraestructura y refinación sigue siendo de Pemex y no creo que vaya a haber un tercero que quiera entrar al negocio por los altos costos y el bajo margen.
La reforma es un parteaguas en el sistema político mexicano (...) hoy está abierto para terceros, lo que es bueno”.
Además, no es viable decidir una nueva estrategia gubernamental alrededor de la reforma sin antes haber realizado los diagnósticos necesarios para entender los aciertos y las fallas. “Si no tienes un diagnóstico y tienes una aproximación ideológica es preocupante. Cuando tú le abres espacio a estas decisiones estructurales sin los datos duros pareciera que un viraje es la primera opción. Sobre todo, si hiciste un discurso en el que anticipaste tu postura”, enfatiza Josefina Cortés.
Por estas razones, la catedrática anticipa que en un escenario ideal no habría mucho movimiento en los siguientes tres
“En el tema de los combustibles vemos un crecimiento por la entrada de otros jugadores, pero la infraestructura y refinación sigue siendo de Pemex y no creo que vaya a haber un tercero que quiera entrar al negocio por los altos costos y el bajo margen”
Marcial Díaz
años, pues hace falta llamar a expertos que puedan realizar este diagnóstico y posteriormente establecer un mapa de acción.
“Las reformas estructurales requieren procesos de asentamiento, seguimiento, evaluación y cambio. Hay todo un ciclo que te permite evaluarla y esto es de años, sobre todo en sectores intensivos en capital. Yo desconfiaría de alguien que te dice que en dos años nos vamos a emparejar con todo lo que no se hizo”, afirma.
“Estimo que la nueva administración, aunque en el discurso no le gusta la reforma, no la va a modificar porque saben perfectamente que se abrió un canal de inversión con muchas oportunidades por los recursos que se están invirtiendo en proyectos que se van a quedar en México”, puntualiza Díaz Ibarra.
