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petróleo
Los resultados de la licitación de la Ronda Uno no cumplieron las expectativas.
petróleo
Los precios del petróleo siguen a la baja y sin fecha de recuperación.
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gas
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electricidad
La CFE e Iberdrola firman convenio para proveer gas.
Impulsan exploración y explotación de geotermia en siete estados de la República.
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Eaton aguarda las inversiones prometidas por la Reforma Energética, pero éstas llegarán hasta el próximo año, prevé Enrique Chávez, su director en México.
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AGOSTO 2015 notas de inframundo
Jugamos como nunca y perdimos como siempre. Lágrimas por la licitación 1. cavilaciones materiales
Rescisión de contratos de suministro de energía y su complicación. ILUSTRACIÓN: OMAR VARGAS
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rutas de negocios
Gas LP vs. Gas Natural: la incidencia de accidentes, de acuerdo con cifras del GDF.
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ideas con brío
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energía y poder
PRODESEN: ejemplo de las prisas del actual Gobierno.
¿Hacia dónde va Pemex? Preguntas que debieron hacerse antes de la Reforma.
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La “bonanza” petrolera puede frenarse por la inseguridad, la falta de financiamiento y la escasa infraestructura carretera, alerta Consorcio EMCRO.
zona técnica
La turbina de gas a combustión interna fue imaginada a finales del siglo XVIII por John Barber, pero construida para generar trabajo mecánico en el transcurso del siglo XX. AGOSTO 2015 | energíahoy
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DIRECTORA EDITORIAL
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Minera del Norte
www.ahmsa.com/minera-del-norte MICARE y MIMOSA forman parte de las importantes cadenas industriales carbón/acero y carbón/electricidad que representan la mayor fuente de empleo y actividad económica en las regiones Carbonífera y Norte de Coahuila. En colaboración con las autoridades, ambas empresas apoyan de manera permanente el desarrollo de las comunidades regionales donde operan sus minas, como forma de elevar la calidad de vida de los trabajadores y de la comunidad en general. En Coahuila existen dos cuencas carboníferas: El Área Carbón de AHMSA, integrada por MICARE y MIMOSA, opera diferentes unidades: La de Sabinas, localizada en la región comprendida entre Múzquiz, Nueva Rosita, Lampazos y Monclova, donde opera MIMOSA. Su carbón es principalmente de tipo metalúrgico, propio para la producción de acero. La cuenca de Río Escondido, fuente de carbón térmico, comprende principalmente los municipios de Piedras Negras y Nava, en la Región Norte del Estado de Coahuila, donde MICARE realiza sus operaciones. Minas subterráneas. Minas a cielo abierto (tajos).
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Siemens, www.siemens.com/siemens-en-mexico (4a de Forros). Selmec, www.selmec.com.mx (3a de Forros). UVM, www.universidaduvm.mx (2a de Forros). Carso, www.carsoinfraestructura. com (Página 3). EATON, www.eaton.com/powerquality (Página 5). Selmec, www.selmec.com.mx (Página 7). Phoenix Contact, www.phornenix.com.mx Minera del Norte, www.ahmsa.com (Página 11). Tripp Lite, www.tripplite.com (Página 12). S&C Electric Company, www.sandc.com (Página 13). Simposium Latinoamericano de la Energía, www.simposiumenergia.org.mx The Green Expo, www.thegreenexpo.com.mx (Página 19). Rittal, www.rittal.com.mx (Página 21). GLOBAL SAT, www.globalsat.com.mx (Página 23). Electricon, www.electricon.com.mx (Página 25). Simon Lighting, www.simonelectrica.com (Página 29). Simon Lighting, www.simonelectrica.com (Página 31). XXXIX Semana Nacional de Energía Solar, www.snes39anes.org (Página 41). Expo Eficiencia Eléctrica, www.expoeficienciaenergetica.com (Página 51). Foro de Seguridad Corporativa en México 2015, www.im-international.com (Página 63). Residuos Expo, www.residuosexpo.com.mx (Página 69). Expo Eléctrica Sureste, www.expoelectrica.com.mx/sureste (Página 71).
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PETRÓLEO
Licitación de Ronda Uno insatisface expectativas La primera licitación de la Ronda Uno, que marca un paso histórico en la apertura del sector energético en México desde que en 1938 el general Lázaro Cárdenas del Río nacionalizó la explotación de los hidrocarburos, no cumplió las expectativas del Gobierno, ya que sólo se adjudicaron dos bloques de un total de 14. En un proceso histórico que abría a empresas extranjeras el monopolio de Petróleos Mexicanos (Pemex), sólo nueve de las 24 que habían manifestado su interés en proyectos energéticos se presentaron. La ahora Empresa Productiva del Estado, sumida en una fuerte crisis, fue de las primeras en descartarse para ir por alguno de los 14 bloques. Pero una serie de factores internos y externos se combinaron, de acuerdo con analistas, para que esa Ronda Uno no progresara, pese a que la Reforma Energética es apuesta fuerte en el paquete promovido por el Presidente Peña Nieto. La Primera Licitación de la Ronda Uno incluyó 14 bloques para exploración y producción de hidrocarburos, ubicados frente a las costas de Veracruz, Tabasco y Campeche. De acuerdo con las bases de licitación, las Áreas Contractuales tienen una superficie de cuatro mil 222 kilómetros cuadrados. Trece están en la provincia “Cuenca Salinas” y el resto en Macuspana. La adjudicación se realizó bajo el esquema de Contratos de Producción Compartida, para realizar actividades de exploración y producción de hidrocarburos en aguas someras, con una
EL ATRACTIVO
Hacienda pidió una utilidad mínima operativa para el Estado de 40% y Sierra Oil hizo una oferta de 55.99 por ciento duración de 25 años a partir de su firma. En esta primera licitación la empresa mexicana Sierra Oil & Gas obtuvo los dos bloques; sin embargo el hecho que 12 quedaran desiertos generó. “Este arranque no tuvo el impulso que estábamos esperando, vienen otras cuatro licitaciones con mejores expectativas, con menor riesgo geológico y mayor materialidad. Solo se adjudicó 14% de un esperado de 30%”, reconoció el titular de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda. Según informes previos, la Secretaría de Energía (Sener) esperaba adjudicar por lo menos el 30% de los bloques, en línea con el promedio mundial.
FOTO: ARCHIVO
ZARPA PRIMER BUQUE CISTERNA IRANÍ CON CRUDO TRAS ACUERDO NUCLEAR
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Un petrolero iraní con dos millones de barriles de crudo partió a Asia luego de permanecer estacionado en aguas iraníes durante meses. Es el primer buque usado para almacenar petróleo que navega después de un acuerdo nuclear alcanzado entre Irán y seis grandes potencias, lo que despeja el camino para un alivio de sanciones internacionales sobre Teherán y mayores exportaciones de petróleo. Aunque analistas esperan que Irán impacte al mercado hasta el año próximo, el país ha estado almacenando millones de barriles de petróleo en buques durante meses. El barco Starla, completamente cargado y operado por el grupo iraní NITC, había sido usado para almacenamiento flotante desde el 12 de diciembre del 2014.
A quién seguir: Comisión Nacional de Hidrocarburos @CNH_MX
Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética, cuyo objeto es regular y supervisar la exploración y extracción de hidrocarburos en México.
Petroprecios siguen a la baja El precio del petróleo vuelve a revivir los movimientos del primer trimestre de este año. El West Texas de referencia en EU cayó hasta los 45 dólares, mientras que el Brent (de referencia en Europa) corrige alrededor de 4% hasta los 50 dólares. La sólida producción de la OPEP, la consolidación del fracking en EU y las dudas sobre China están siendo los artífices de la sobre-oferta de crudo BANAMEX PREVÉ EN 50 DÓLARES PROMEDIO DE BARRIL EN 2015
En lo que resta de 2015, el precio del petróleo se ubicaría en 50 dólares por barril en promedio, influido por el incremento en la producción en Irán y la crisis económica en China, de acuerdo con un estudio de Accival Casa de Bolsa de Banamex. La institución explica que el acuerdo en materia de energía nuclear alcanzado el pasado 14 de julio entre Irán y el G5+1 (Estados Unidos, Rusia, Alemania, Francia, Reino Unido y China) provocaría en los próximos meses un aumento en la oferta mundial de hidrocarburos hasta por 0.5 millones de barriles diarios. En el análisis “El precio del petróleo y la oferta mundial de hidrocarburos”, señala que la reciente crisis financiera en China podría generar una mayor desaceleración de su crecimiento económico, con la consiguiente disminución en la demanda de hidrocarburos. “En la coyuntura actual se presentan dos factores importantes que pueden ocasionar que el precio del petróleo se cotice en alrededor de 50 dólares por barril en los próximo meses y que de acuerdo con nuestros analistas de Citi, podría fluctuar entre 55 y 63 dólares por barril para 2016 y 70 y 75 para 2017”, expone.
en el mundo. Expertos y firmas financieras pronosticaron que el petróleo se recuperaría entre el segundo y tercer trimestre de 2015, unas previsiones que han sido fallidas. El barril de Brent está cayendo por debajo de los mínimos anuales que se encontraban en los 53 dólares. Por su parte, el West Texas está casi tocando estos mínimos que rondaban los 4544 dólares el barril, publica el diario español El Economista. La producción de petróleo de la OPEP volvió a marcar un nuevo récord en julio, según ha informado Reuters. Mientras que la producción de EU se está consolidando en 9.5 millones de barriles diarios. La producción de crudo de la primera economía del mundo, quizá tarde más de lo que habían previsto los expertos en comenzar a menguar de una forma visible para los mercados. Según los últimos datos publicados la Agencia de Energía de EU, las plataformas operativas de extracción de crudo están aumentando en número de una forma leve, pero inesperada. La mayoría de analistas y bancos previeron en 2014 que el precio del crudo comenzaría a remontar y estabilizarse a partir de junio de este año. Sin embargo, es claro que estos pronósticos no se cumplirán por lo menos en este año.
SENER REITERA PERMISOS A PEMEX PARA REFINACIÓN Y PROCESO DE GAS
El pasado 30 de junio, la Secretaría de Energía otorgó a Petróleos Mexicanos 18 permisos, para continuar con la realización de actividades de tratamiento y refinación de petróleo, y procesamiento de gas, en sus instalaciones existentes; de los cuales seis corresponden a refinerías, nueve a centros de procesamiento de gas y tres a tratamiento de petróleo. Los permisos tienen una vigencia de 30 años y pueden ser prorrogados de conformidad con lo establecido en la Ley de Hidrocarburos. Los permisos establecen nuevas obligaciones dentro de las que destacan la medición y entrega de productos en apego a estándares de calidad, bajo los lineamientos que fije la Comisión Reguladora de Energía. Asimismo, deberán acatar las medidas de seguridad industrial que la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos establezca. Con lo anterior, la Secretaría de Energía avanza en la implementación de la Reforma Energética en cumplimiento al Décimo Primero Transitorio de la Ley de Hidrocarburos. 8 | energíahoy | AGOSTO 2015
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GAS
Acuerdan CFE e Iberdrola suministro de gas natural La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la empresa española Iberdrola firmaron tres acuerdos de entendimiento, en el marco del convenio de colaboración suscrito en mayo de 2014. El director general de la CFE, Enrique Ochoa Reza e Ignacio Galán, presidente de Iberdrola, encabezaron la reunión de trabajo en donde se signaron estos acuerdos bajo la figura de Memorandos de Entendimiento (MOU por sus siglas en inglés). El primero consiste en que la Comisión sea el proveedor preferente de gas natural de los proyectos existentes y futuros de generación de energía eléctrica de Iberdrola en México. El segundo se refiere a impulsar el intercambio de conocimiento y mejores prácticas en el sector de la generación hidroeléctrica de bombeo entre las dos empresas. La intención de CFE es estudiar la posibilidad de desarrollar un proyecto de este tipo. Las turbinas con tecnología de bombeo, además de generar energía eléctrica, pueden operar en dirección opuesta para bombear agua. De esta forma, utilizando los mismos equipos, el agua se puede almacenar nuevamente, quedando disponible para la generación de energía hidroeléctrica futura. Normalmente, el bombeo se realiza en horario nocturno, cuando el precio de la energía que alimenta a los equipos es más barata. Con este acuerdo, técnicos de la CFE harán un recorrido técnico a centrales hidroeléctricas de bombeo de Iberdrola.
INVERSIONES
En marzo, Iberdrola anunció inversiones en México por mil millones de dólares.
Iberdrola es una empresa líder mundial en centrales hidroeléctricas con tecnología de bombeo. El tercer acuerdo consiste en analizar el aumento del suministro de gas natural de parte de la CFE a la central de ciclo combinado de Tamazunchale II, ubicada en el estado de San Luis Potosí y operada por Iberdrola. En el marco de este acuerdo también se analizará que la Comisión sea un posible comprador de la capacidad energética adicional que se genera en esta central. Finalmente, la CFE e Iberdrola también estudiarán posibles incrementos de infraestructura en proyectos de transmisión para esta misma central.
FOTO: ARCHIVO
CFE ADJUDICA GASODUCTO RAMAL VILLA DE REYES
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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) adjudicó al consorcio integrado por Transportadora de Gas Natural de Zacatecas, Distribuidora de Gas Natural México, Distribuidora de Gas Natural del Noroeste, Gas Natural Industrial y Gas Natural del Noroeste el servicio de transporte de gas natural por el gasoducto Ramal Villa de Reyes. Las compañías presentaron la mejor oferta técnica y económica, por siete millones 889 mil 39 dólares, por debajo del valor máximo presupuestado para este proyecto de 25 millones 36 mil 320 dólares, lo que generará un ahorro de 17 millones 147 mil 280 dólares. La empresa productiva del Estado, puntualizó que el ramal se ubicará en San Luis Potosí, tendrá una longitud aproximada de 19 kilómetros.
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MINERÍA
AHMSA y SE combatirán comercio desleal de acero La empresa Altos Hornos de México (AHMSA) canceló el plan de despidos que había anunciado el pasado 3 de junio, tras llegar a un acuerdo con la Secretaría de Economía, quien se comprometió con los industriales del sector a combatir la competencia desleal. El vocero de la compañía, Francisco Orduña, dijo en entrevista con la cadena Radio Fórmula, que la empresa considera que los más de 4,000 trabajadores que habían sido despedidos, seguirán laborando desde este mismo mes. En una conversación por separado con la misma cadena radiofónica, el secretario de Economía, Ildefonso Guajardo vio con beneplácito los acuerdos a los que se han llegado hasta el momento. El diario Zócalo de Saltillo dio a conocer, la versión de una fuente de primer nivel de la acerera: “Con el saldo de la reunión que sostuvimos con la Secretaría de Economía quedamos satisfechos, porque se combatirá la competencia desleal, y queda cancelado el proyecto de recorte de 4,056 empleos que incluía empleados de confianza, contratistas y 1,800 trabajadores sindicalizados”. Cabe recordar que la Secretaría de Economía endureció el trato para las compras de acero en otros países y aceptó la aplicación retroactiva de cuotas definitivas sobre productos de acero hasta 90 días antes de la resolución preliminar. Al respecto, la Secretaría de Economía publicó un comunicado donde se establece que actualmente se tienen 31 cuotas anti-
EL DETALLE
El gobierno mexicano ha rechazado subir los aranceles al acero importado de China dumping vigentes en el sector, de las cuales 15 son para productos de origen chino. “Durante la reunión de trabajo del 9 de junio del 2015, el secretario de Economía, Ildefonso Guajardo, y los integrantes de la Cámara analizaron los efectos de la disminución de la demanda mundial de acero; la sobrecapacidad registrada en China; y la devaluación del rublo en Rusia, y el efecto que estos eventos han tenido en el mercado de acero mexicano, concluyendo que en el primer semestre del 2015 se evidencia una competencia desleal de parte de algunos países asiáticos; sobre todo, en los productos de acero ubicados en la base de la cadena productiva”, dice el comunicado oficial.
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PREVÉN AUMENTO EN DEMANDA DE PLATA PARA PANELES SOLARES
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El sector de la energía renovable incrementará este año su demanda de plata para usar en paneles solares, con un aumento de 8%, es decir, 65 millones de onzas, señala en un informe del The Silver Institute, con sede en Washington DC. De acuerdo al estudio de esta asociación privada que integra a los principales productores de plata, refinadores, fabricantes y distribuidores en el mundo, alrededor del 60% de la demanda de plata es para aplicaciones industriales como joyería, química y electrónica, entre otras. El organismo privado, fundado en 1971, prevé un futuro brillante de la plata para uso industrial y cita a la consultora GFMS Thomson Reuters (GFMS) que proyecta para esta área crecimiento de 2% en 2015.
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Recaudan 2,589 mdp por nuevos derechos mineros
Las empresas mineras pagaron 2,589 millones de pesos en el año fiscal 2014 por los nuevos derechos que entraron en vigor en ese año, informó la Cámara Minera de México (Camimex). Con la reforma fiscal, la Secretaría de Hacienda cobra una nueva regalía de 7.5% sobre el flujo de operación de las empresas mineras y un nuevo derecho de 0.5% sobre sus ingresos de oro, plata y platino. La Camimex divulgó que las compañías de su sector pagaron 33,826 millones de pesos por concepto de Impuesto Sobre la Renta (ISR), un alza interanual de 34.8 por ciento. También aportaron 1,922 millones de pesos por el derecho a la minería. “El 2014 fue un año de pocos avances y muchos retrocesos para la minería en México (...) La Camimex estima necesario establecer políticas de Estado que alienten el crecimiento (del sector)”, expresó la cámara en un comunicado. El valor de la producción minero-metalúrgica fue de 196,967 millones de pesos, un descenso de 2% anual, influido por un menor precio internacional de los metales y una reducción en la producción de metales preciosos, informa El Economista. Las inversiones en el sector minero-metalúrgico presentaron un retroceso interanual de 24.8% en el 2014, a 4,948 millones de dólares, de los cuales 856 millones fueron destinados a proyectos de exploración. De acuerdo con el Fraser Institute de Canadá, el territorio mexicano fue sustituido por Perú como el segundo lugar más atractivo para las inversiones mineras en América Latina. El primer lugar lo ocupó Chile.
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ELECTRICIDAD
Diseñan transformador GE y CFE libre de aceite Ayudando a mejorar la seguridad en las subestaciones urbanas, PROLEC-GE anunció el desarrollo de un nuevo transformador de energía eléctrica que utiliza éster líquido sintético en lugar de aceite mineral tradicional como enfriador. El éster sintético tiene una resistencia mayor de inflamabilidad que el aceite mineral, lo cual hace que el líquido sea sustancialmente más seguro. Un transformador puede contener aproximadamente 10,000 galones de líquido enfriador, que representan el mayor reto de seguridad contra incendios, y es la razón por la cual éste mitiga los riesgos potenciales. El éster sintético es más amigable con el ambiente que el aceite mineral lo cual reduce el riesgo de contaminación en caso de una ruptura del tanque. Diseñado en colaboración con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el nuevo transformador de energía también será implementado por la Comisión para ayudar a modernizar las subestaciones eléctricas en la Ciudad de México y su área metropolitana. Al usar éster líquido sintético como enfriador y como aislante dieléctrico en lugar de aceite tradicional, el riesgo de un incendio potencial en el transformador se reduce en gran medida, y el potencial de contaminación del suelo se elimina, dado que el éster es biodegradable. “Los incendios en los transformadores pueden ser muy peligrosos y devastadores en las áreas que se encuentran cerca de las 14 | energíahoy | AGOSTO 2015
EL PROYECTO
Se instalarán más de 50 transformadores de energía y se implementará en cinco etapas.
subestaciones o en áreas densamente pobladas, el impacto puede ser amplificado exponencialmente”, comentó Federico Ibarra, Gerente Técnico de la CFE. “La seguridad es de suma importancia para nosotros en CFE. Nuestra decisión de implementar los nuevos transformadores de PROLEC-GE se tomó teniendo esto en consideración. Las unidades no sólo mejorarán la seguridad en nuestras subestaciones, sino que también reducirán nuestro potencial de impacto ambiental y ayudarán a modernizar nuestra infraestructura eléctrica”, dijo. “Esta solución innovadora es, sin duda, el resultado del exitoso trabajo colaborativo entre CFE y PROLEC-GE”, aseguró Pedro Puente, Vicepresidente del negocio Power Transformers de PROLEC-GE. “Los nuevos transformadores fueron diseñados y desarrollados por un equipo de ingenieros en nuestro Centro de Tecnología Avanzada donde trabajamos continuamente para crear nuevas soluciones que cumplan y excedan las necesidades presentes y futuras de la industria.” Los nuevos transformadores de PROLEC-GE están diseñados para operar tanto en interiores como en exteriores y serán instalados por la CFE en centros densamente poblados del DF. Este escenario urbano representó retos más allá de la compatibilidad ambiental y de las restricciones de tamaño y peso. Un área densamente poblada requiere que la seguridad sea el principal componente, específicamente para minimizar los riesgos potenciales de incendio o explosión. Con los transformadores PROLEC-GE rellenados con éster sintético, la Comisión puede satisfacer las demandas de energía al tiempo que reduce las probabilidades de incendio, para aquellos cercanos a las subestaciones, sin reducir la vida útil del equipo.
Rittal busca posicionarse en la industria mexicana La empresa alemana Rittal, líder ACERCA DE RITTAL lanzamientos como los de hoy nos ponen mundial en sistemas para armarios de disEs líder mundial en soluciones de sin lugar a dudas en la vanguardia de la tribución, distribución de corriente, cligabinetes industriales, distribución de tecnología industrial en México”, afirmó el matización, infraestructura TI, así como energía, controles de clima e infraesdirectivo con motivo del lanzamiento de software y servicio, presentó sus nuevas tructura TI, así como software y servilos nuevos productos Blue e y Gabinetes soluciones no solo como parte de su escios. Los sistemas hechos por Rittal se TS 8 en la reunión de distribuidores 2015. trategia internacional de expansión sino encuentran instalados a través de una La serie de aires acondicionados Blue también como apuesta clara a largo plazo gran gama de industrias y aplicaciones e+ busca una mucho mejor eficiencia energética debido a una tecnología híbrida que para la consolidación en la región. TI, incluyendo sectores verticales. permitirá ahorros de hasta 75%, una mayor “Nos hemos propuesto ambiciosos seguridad debido al enfriamiento amigable objetivos de crecimiento. Para ello necede los componentes, esto al mantener una temperatura constansitamos las más modernas soluciones del mercado”, explicó Guite dentro del gabinete, una mayor flexibilidad gracias al multillermo Hernández, director de Rittal México. voltaje de apoyo y finalmente una mayor facilidad de uso, gracias “Con la próxima programación de la ampliación y modera la pantalla táctil y una interfaz más inteligente. Asimismo se nización de nuestro almacén central en México apostamos una presentaron los equipos de aire acondicionado NEMA 3R. vez más en nuestra política de entrega de 24 horas. Además,
A quién seguir: Instituto de Energías Renovables @ierunam
Instituto de Energías Renovables de la Universidad Nacional Autónoma de México fundado el 25 de enero de 2013.
Mexicanos desarrollan transformador inteligente Un grupo de investigadores mexicanos adscritos a una asociación civil del estado de Querétaro trabaja en la construcción del primer transformador inteligente, proyecto que forma parte de la carrera mundial para llegar a dicho desarrollo. En entrevista con la Agencia Informativa Conacyt, Natalia de Jesús Nila Olmedo, presidenta del Laboratorio de Investigación en Control Reconfigurable (Licore), dijo que el proyecto es desarrollado por un grupo multidisciplinario y en colaboración con la academia. “Somos una asociación civil queretana, la cual surgió de un grupo de posgrado de la Universidad Autónoma de Querétaro (UAQ); para este proyecto colaboramos con la propia universidad y con la Universidad de Guanajuato (UGTO), la Universidad Tecnológica de San Luis Potosí (UTSLP) y la Universidad Tecnológica de Morelia (UTM); asimismo, con el Centro de Ingeniería y Desarrollo Industrial (Cidesi)”, explicó. Respecto a la innovación que están realizando, señaló que se trata de un transformador inteligente de estado sólido, cuya investigación inició gracias a un apoyo de Estados Unidos. “(Ese país) nos dio aproximadamente medio millón de dólares para comenzar el proyecto, recursos que permitieron desarrollar el primer prototipo”, subrayó. Asimismo, detalló que el proyecto está estructurado por una gama de otras investigaciones denominadas Energía Eléctrica más Eficiente. “El
LA CAPACIDAD
Actualmente hacen pruebas con un prototipo de tres kilowatts (kW), es decir, el consumo de una casa promedio en México. A la par desarrollan un modelo a mayor escala de 30 kW. objetivo final consiste en desarrollar una smart grid, es decir, una red eléctrica inteligente (…) Tenemos varias colaboraciones con otras instituciones que desarrollan otras partes de dicha red”, comentó. Señaló también que se trata de un transformador inteligente porque sustituye algunas piezas convencionales, como el embobinado de cobre, por elementos de electrónica de potencia. “Al tener electrónica, opera de manera similar a un teléfono celular; lo que le da la característica de smart es la capacidad que tiene de conectividad. Tendrá un módulo de control de comunicaciones que le permitirá comunicarse con toda la red eléctrica, optimizando el uso de la energía”, explicó. La entrevistada dijo que la red de comunicación no es la única innovación, toda vez que a la par se trabaja en la integración de un aerogenerador, así como celdas fotovoltaicas. “Una de las grandes características de este transformador inteligente es que operaría como el nexo entre la red eléctrica y este tipo de energías alternativas”, refirió.
DOW FIRMA INICIATIVA PARA AUMENTAR EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MÉXICO
La empresa química Dow firmó junto con otras 11 empresas un convenio de concertación con la Conuee y la Agencia Alemana para la Cooperación al desarrollo (GIZ por sus siglas en alemán), el cual consistirá en la implementación de un sistema de gestión de la energía (SGEn), a través de una red de aprendizaje. Con esta iniciativa se busca ayudar y acompañar a las empresas a mejorar su desempeño energético, aumentar su eficiencia energética y reducir los impactos ambientales; así como incrementar sus ventajas competitivas dentro de los mercados donde participan, todo esto sin sacrificio de la productividad, conforme a la ISO 50001, y prepararlas para la certificación correspondiente. 16 | energíahoy | AGOSTO 2015
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ALTERNATIVAS
Impulsan exploración geotérmica de CFE El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, en presencia del director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Enrique Ochoa Reza, anunció la adjudicación de 13 áreas geotérmicas ubicadas en siete estados. Los permisos de exploración otorgados equivalen a 3.3 % del potencial del país en la materia. Durante su discurso, Pedro Joaquín Coldwell indicó que en materia de geotermia, la disponibilidad de recursos y experiencia técnica ubican a México en el cuarto lugar a nivel mundial con una capacidad instalada de 874 MW. Agregó que, el potencial de la energía geotérmica en el país, podría satisfacer una gran parte de la demanda nacional de electricidad con dicha fuente limpia y para desarrollar investigación aplicada en esta tecnología, la presente Administración ha invertido cerca de mil millones de pesos en el Centro Mexicano de Innovación en Energía Geotérmica. Por su parte, Enrique Ochoa Reza mencionó que las áreas concedidas representan 448 MW, según estimaciones de la propia CFE. Esto es 52% del potencial de producción solicitado por la empresa productiva del estado. Recordó que la CFE cuenta con cuatro campos geotérmicos con una capacidad de alrededor de 874 MW, de tal forma que con el potencial adjudicado, la capacidad instalada de generación geotérmica de la CFE crecerá en más del 50 por ciento.
LAS ÁREAS PERMISIONADAS:
Volcán Chichonal - Chiapas Acoculco - Puebla Araró-Simirao, Los Negritos, Lago de Cuitzeo e Ixtlán de los Hervores - Michoacán La Soledad, San Marcos y Planillas - Jalisco Cerritos y Calderón-Cucapáh - Baja California El Molote - Nayarit San Bartolomé de Los Baños - Guanajuato Ochoa Reza hizo un llamado a inversionistas para iniciar pláticas con CFE, a través de las cuales se puedan continuar desarrollando mecanismos para el aprovechamiento de este potencial. Durante el evento también participó el director general de la Comisión Nacional del Agua (Conagua), Roberto Ramírez de la Parra.
ACREDITAN A ANIQ COMO VERIFICADOR DE GASES DE EFECTO INVERNADERO
La Asociación Nacional de la Industria Química recibió de parte de la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA) la validación para que funcione como un organismo verificador de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en los sectores energía, que aporta 75% del total de las emisiones de gases de efecto invernadero, así como el de procesos industriales, que abarca los sectores químico, de minerales, de metales y electrónico. Para la Asociación, esta acreditación es un paso importante para ampliar la gama de servicios que ésta ofrece a sus socios, al tiempo que le permite a las empresas cumplir con las disposiciones oficiales establecidas en la Ley General de Cambio Climático y su Reglamento. 18 | energíahoy | AGOSTO 2015
NOTAS DEL INFRAMUNDO
MIRIAM GRUNSTEIN
Jugamos como nunca, perdimos como siempre. Lágrimas por la licitación 1 SI DE DEFENDER NUESTRO PETRÓLEO SE TRATA, HACIENDA SE DECLARA CIEGA, SORDA Y MUDA A LAS SEÑALES DEL MERCADO Y SUS FUNCIONARIOS MUESTRAN QUE LES IMPORTA UN COMINO QUE, POR IGNORARLAS, NADIE VENGA A SACARLO
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a frase la aprendí de los pamboleros en mi vida. Es lo que dicen cuando la Selección Mexicana de Fútbol, pese a sus mayores esfuerzos, no gana. Y creo que, pese a los mejores esfuerzos del gobierno, perdimos en la licitación 1 en la que se ofertaron 14 contratos de exploración y producción en aguas someras. Aun cuando concursaron 9 empresas, las cuales salieron con las manos vacías, ya sea porque no ofrecieron o el gobierno no les dio, creo que el mayor perdedor en este proceso competitivo fue México. Las empresas tendrán el resto del mundo para competir, con áreas tal vez aún más prometedoras. Pero este país apenas se abría a la competencia, con campanas al vuelo y a marchas forzadas. Para alcanzar a las expectativas de la reforma, la primera licitación tendría que haber sido muy llamativa, competida, nutrida de empresas de distintos perfiles y tamaños. A la víspera, y con el presentimiento de que no sería así, había razones para emocionarnos. Aun cuando los entendidos de estas cosas petroleras sabíamos que el contrato no era el mejor, la lista de empresas precalificadas era interesante. Y a veces las empresas se quejan mucho para poner presión a los gobiernos y su conducta puede ser impredecible. ¿Quién quitaba que a la mera hora se interesaran por las áreas? Anticipando este momento, los amigos hicimos apuestas y quinielas. Por supuesto, en vísperas de la licitación el Secretario de Energía ya había anunciado que la adjudicación de 30% de los contratos adjudicados se consideraría un éxito. Así que nadie apostó por un porcentaje mayor. 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
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¡Cataplum dieron las expectativas! Los que apuestas y quinielas hicimos, los fatalistas y optimistas, perdimos. Al cierre del anuncio se habían adjudicado 2 contratos de 14 y al mismo consorcio conformado por las empresas Sierra, Talos y Premier. De Sierra se sabe que es la primera empresa mexicana privada en entrar como operador independiente; las otras dos son relativamente desconocidas. Talos es un operador independiente en el Golfo de los Estados Unidos, mientras que Premier es una empresa también pequeña, con algunos proyectos internacionales, con una producción máxima diaria de tan solo 60 mil barriles diarios. En suma, corrieron los caballitos y los grandotes fueron vencidos por los chiquitos. Para el bloque 7, donde hubo moderada arrebatiña, este consorcio rebasó a Statoil, a ENI, a Hunt, como empresas individuales; y a E&P Hidrocarburos y Panamerican Oil como consorcio. Así, el tamaño no fue lo importante sino la capacidad de cumplir con los ingresos mínimos de Hacienda. Para el bloque 7, que fue el único competido, el consorcio arriba mencionado apenas rebasó a las demás por unos puntos porcentuales. Es decir, a pesar de que otras empresas ofrecían otras cosas –como su trayectoria, experiencia y capacidad tecnológica– el factor de adjudicación está fijado en puro metálico y lo determina la Secretaría de Hacienda. Para variar, en México las decisiones las toman los cazadores fiscales en detrimento de otros valores. Sin querer menospreciar al consorcio ganador, por los méritos que pueda tener, el factor de adjudicación es ciego a otras cosas que las empresas puedan brindar –como mejores tecnología y prácticas de seguridad, salud y medio ambiente. Lo único que busca Hacienda es el ingreso fiscal y eso resulta en un factor de adjudicación poco visionario, poco holístico y pobre. Tras una licitación deslucida, y el abucheo de los medios nacionales e internacionales, para colmo Miguel Messmacher, subsecretario de Ingresos, declaró que Hacienda no bajaría los mínimos requeridos para otorgar más contratos, y que continuarían siendo fijados conforme a las “caracte-
rísticas de los campos”. En otra palabras, el mentado Subsecretario declaró que, si de defender nuestro petróleo se trata, Hacienda se declara ciega, sorda y muda a las señales del mercado y que le importa un comino que, por ignorarlas, nadie venga a sacarlo. El egresado del ITAM y Harvard parece haber sido egresado, ni siquiera de las aulas de extrema izquierda de la Facultad de Economía de la UNAM, sino de la escuela más rentística del PRI. ¿Qué propone Messmacher en un mundo que revienta de petróleo? ¿Que lo saque de nuevo un Pemex, declarado en ruinas por el mismo gobierno? ¿O él mismo con sus propias manos? Otros funcionarios, como Juan Carlos Zepeda y Lourdes Melgar, de la CNH y la
Sener, respectivamente, dijeron en palabras más o palabras menos, que el proceso había sido exitoso en la medida en que fue ágil y transparente, lo cual puede estar fuera de duda. Sin embargo, si los contratos y las expectativas económicas están fuera de parámetros de mercado, seguiremos teniendo procesos ágiles y transparentes en los cuales participarán pocos y saldrán menos contratos. Creo que estos funcionarios confunden una condición necesaria con una condición suficiente para declarar el éxito de una licitación de áreas petroleras. La suma de buenas condiciones en una licitación no puede considerarse un éxito si no se llega al objetivo: la diversificación del “ecosistema” de empresas que ayude a México a producir más y mejor.
Sin embargo, y a pesar del chasco vivido, queda una última reflexión sobre esta licitación en particular, sin negar que pueden caber muchas más. Tal vez no es tan malo que no hubo una arrebatiña de barriles cuando los precios están tan bajos y cuando México ha demostrado una inmadurez institucional inapelable para repartirlos inteligente y estratégicamente. Tal vez este “fracaso” sea una oportunidad para plantear una mejor estrategia. Como dijo Joseph Stiglitz, podemos tener al menos algo de paciencia porque el petróleo no desaparece. La desilusión del 15 de julio debe ser una llamada de atención de que el nuevo modelo petrolero mexicano necesita madurar.
CAVILACIONES MATERIALES
OCTAVIO LARA
La rescisión de contratos de suministro de energía TODO AQUEL QUE HAYA TENIDO LA “FORTUNA” DE TENER QUE LEER UN CONTRATO DE ESTE TIPO, COINCIDIRÁ EN LO TERRIBLEMENTE COMPLICADOS QUE SON Y EN DESCARGO DE MIS COLEGAS ABOGADOS, ESTO SE DEBE MÁS A LO COMPLICADO DE LA NATURALEZA DE LOS MISMOS
“It’sthe economy stupid” James Carville.
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espués de los “magros resultados”, por no decir decepcionantes, que presenciamos en la primera convocatoria de la Ronda Uno en los pasados días, me viene a la mente la frase histórica que como estrategia de campaña que James Carville, ideó en la campaña presidencial de Bill Clinton en 1992. “It’s the Economy Stupid” probó su eficacia al llevar a la Presidencia a Clinton en medio de la recesión que atravesaba ese país. Y a la que con la libertad que me da ser el que esto escribe, me atrevo a modificar a “It’s the Electricity Stupid” para aludir a la situación que guarda hasta el momento la tan llevada y traída Reforma Energética. En efecto, después de que en sus inicios incluso los legisladores se desbordaron sobre el tema de gas y petróleo, en mucho llevados por los precios internacionales que existían al momento y la expectativa que se creó a nivel internacional por la eliminación del monopolio petrolero, a 19 meses de aquellos azarosos días, resulta que la electricidad puede ser la parte de la reforma que pueda salir mejor librada al momento, no sin sobresaltos valga expresión. Este impasse que se genera en marzo del presente año cuando el Gobierno federal reduce a través de la CFE, las tarifas industriales hasta en un 26%, comerciales hasta un 16%, y domésticas de alto y bajo consumo, lo cual sin dudarlo es una gran noticia sobre todo para las PYMES y las familias de bajos recursos que en mucho aligera los tiempos en que vivimos. Octavio Lara. Es un libre pensador, buzo apasionado que en su actividad profesional es Abogado de la Facultad de Derecho de la UNAM, con estudios de Maestría tanto de la misma universidad como por la George Washington University, en donde se especializó en Impuestos Internacionales. Su hiperactividad lo llevó a participar desde hace varios años en proyectos de energía principalmente en materia de renovables, siendo a la fecha asesor legal tanto del sector privado como público. olara@laranavarrete.com.mx
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Pero como en todo en la vida hay ganadores y perdedores y, en este caso, las empresas desarrolladoras principalmente de proyectos de generación de energías renovables, derivado de esta reducción de tasas arriba, señalada entre otras razones, están viendo a sus proyectos irse entre las manos, pues los márgenes de utilidad estimados en sus modelos financieros se han visto seriamente afectados. A lo anterior se suma la incertidumbre que genera en los usuarios calificados, futuros participantes del mercado eléctrico, que entrará en vigor el 1 de enero del próximo año, según la versión oficial. Dicha incertidumbre estriba en el hecho de que no saben cuales serán las condiciones del mercado y mucho menos el precio que tendrá el KWh aplicable. Estos factores generan un abierto y lógico rechazo por parte de estas empresas a obligarse a condiciones y plazos obligatorios, que se establecen en los contratos de suministro de energía o Power Purchase Agreements, mejor conocidos por sus siglas en ingles como PPA´s. Situación que hoy sufren los desarrolladores. Si bien los factores aludidos ya implican un desafío importante para estas empresas, no es el anterior el problema al que quiero referirme en esta entrega, estimado lector, sino a un problema adicional: el que derivado de éstos mismos factores haya proyectos legados (los gestionados y autorizados con anterioridad a la entrada en vigor de la nueva Ley de la Industria Eléctrica) que están en riesgo de no llevarse a cabo aunque cuenten ya con permisos de generación e incluso de interconexión. En este sentido, según información de la CRE al 31 de mayo del 2015, por las razones que sean, de mil 092 permisos gestionados 478 han sido renunciados o caducados, es decir un poco más del 43 por ciento. Esto sin contar aquellos que se encuentren en trámite todavía y que tengan problemas de viabilidad financiera, por la falta de un contrato firmado o por la calidad del usuario final. Supongo que a eso atiende que cada vez con más frecuencia acudan a mi oficina a consultarme sobre los términos, condiciones y escenarios que impliquen el rescindir uno de estos tipos de contratos.
Todo aquel que haya tenido la “fortuna” de tener que leer un contrato de este tipo, coincidirá conmigo en lo terriblemente complicados que son y en descargo de mis colegas abogados, esto se debe más a lo complicado de la naturaleza de los mismos. Además de que en muchos casos estos contratos fueron adecuados a la legislación mexicana, en función de contratos desarrollados en otros países y en consecuencia de otras culturas judiciales. No obstante y en un ejercicio de simplificación, diría que si bien como en la mayoría de los contratos, lo pactado es el fruto de una negociación, en general éstos prevén las siguientes condiciones para su rescisión: 1. Si se incumple con la fecha establecida para el inicio del suministro.
2. Si se incumple con el suministro durante la vigencia del contrato sin una causa justificada. 3. Si se incumple con el pago del servicio. 4. Por causas que llamaré accesorias [vgr. falsedad de declaración, falta de permisos, etcétera]. Siendo las penas convencionales establecidas en consecuencia, proporcionales al valor de los propios contratos, es decir cantidades substanciales que necesariamente terminarán ante un tribunal o un árbitro, que al igual que todos los demás en el país no tienen experiencia con un mercado eléctrico liberalizado, con la consiguiente incertidumbre para todos los involucrados.
Lo anterior es así, si consideramos que aún y cuando el mercado, estará regulado por el CENACE. En términos del Artículo 75 fracción V del Código de Comercio, estos contratos son de naturaleza mercantil y por ende la legislación aplicable será ésta. Así, será en estos momentos cuando la inversión que cada una de las partes haya realizado en sus abogados durante las referidas negociaciones rinda sus frutos. Así, estimado lector, éste es sólo una más de las barbas de una ballena jorobada, que tuve la increíble oportunidad de fotografiar mientras buceaba en las Islas Revillagigedo y que utilicé como analogía en alguna presentación pasada para referirme a la Reforma Energética. Esperemos que esta alusión no invoque a repetir la historia de Jonás.
COLUMNA INVITADA
BENJAMÍN TORRES BARRÓN
La Ley de la Industria Eléctrica y sus criterios respecto del Abasto Aislado DESCIFRAR Y ENTENDER POR COMPLETO EL CONCEPTO DE ABASTO AISLADO ES UN TEMA TRASCENDENTAL PARA LA INDUSTRIA Y AQUELLOS PARTICULARES QUE TENGAN INTERÉS EN EMPRENDER PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DENTRO DEL TERRITORIO NACIONAL
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a pasado ya casi un año de la promulgación de la Ley de la Industria Eléctrica (la “Ley”), la cual, acompañada de su reglamento publicado el mes de octubre del 2014, representaron un cambio importante en la regulación del sector eléctrico en México. Aún y cuando dichos ordenamientos están cerca de cumplir su primer aniversario, todavía quedan muchas dudas y existen discrepancias en la manera de interpretar algunas de sus disposiciones, en particular, aquellas figuras y modalidades que no se regulaban bajo el régimen anterior, tal como lo es el caso del Abasto Aislado. De conformidad con el artículo 22 de la Ley, el abasto aislado consiste en la generación o importación de energía eléctrica para la satisfacción de necesidades propias o para la exportación, sin transmitir dicha energía por las redes generales de transmisión y distribución. Lo anterior descrito parece ser suficiente para saber cómo implementar un proyecto de generación de energía eléctrica en la modalidad de abasto aislado. Sin embargo, debido a la amplia interpretación que permite el texto de la Ley, se pudiera pensar que hay lugar para algunas variables en este tipo de proyectos. Conservadoramente se puede entender que bajo dicha figura, una persona física o moral genera o importa energía eléctrica y únicamente esa misma persona es la que puede utilizarla para satisfacer sus necesidades propias de consumo, mas no hay una restricción expresa que Benjamín Torres Barrón. Es socio líder de la práctica de Energía, Minería e Infraestructura de Baker & McKenzie en México. Fue nombrado por la publicación internacional Chambers Latin America como abogado líder de la práctica de Energía y Recursos Naturales en México, y es considerado abogado recomendado para asuntos en materia de petróleo, gas y financiamiento de proyectos en México por la publicación Who’s Who Legal. Miembro de la Association of International Petroleum Negotiators (AIPN), Energy Law, Academia Mexicana de Derecho Energético y de la Barra de Abogados México-EU. Twitter: @btorresbarron
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prohíba dentro del abasto aislado la generación de energía eléctrica mediante la intervención de algún tercero y que de tal forma el tercero la entregue al usuario final como tomador o comprador de dicha energía. De igual forma, pareciere que en un abasto aislado sólo es posible que el generador destine la energía eléctrica producida para satisfacer sus necesidades propias de consumo y por ende, no es posible que la entregue a tercero alguno, aún y cuando dicho tercero tuviere algún interés (llámese acción o participación social) en el generador, a diferencia del marco regulatorio anterior, bajo el cual la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica expresamente permitía en la figura del autoabastecimiento, que una sociedad pudiera generar energía eléctrica para satisfacer sus necesidades de consumo o las de sus socios o accionistas (este último supuesto conocido como “sociedad de autoabastecimiento”). Descifrar y entender por completo el concepto de Abasto Aislado es un tema trascendental para la industria y aquellos particulares que tengan interés en emprender proyectos de generación de energía eléctrica dentro del territorio nacional. Por un lado, podría detonar la implementación de proyectos de generación y venta de energía eléctrica “in situ” y servir como la base de una incipiente industria que seguramente se volverá protagónica durante los próximos años, o de lo contrario podría significar una reducción potencial de oportunidades para aquellas empresas cuyo interés sea desarrollar esquemas de autoconsumo de electricidad, sin tener que participar en el mercado eléctrico mayorista o depender de algún suministrador. A pesar de que ya se ha expedido una gran parte del marco regulatorio del sector eléctrico en México y la parte restante está en vísperas de ser emitida (reglas del mercado eléctrico mayorista), existe todavía mucho trabajo que hacer por parte de la autoridad regulatoria, sobre todo de interpretación y aclaración de la Ley y su Reglamento, pues los interesados en generar energía eléctrica requerirán de una completa claridad y seguridad de sus posibilidades y límites al momento de emprender sus proyectos en México.
COLUMNA INVITADA
ADALBERTO PADILLA LIMÓN
PRONASGEn: pronto iniciará a dar frutos la gestión energética en México UN SISTEMA DE GESTIÓN DE LA ENERGÍA DEBE CONCEBIRSE COMO UN ESFUERZO ORGANIZADO Y ESTRUCTURADO, PARA CONSEGUIR LA MÁXIMA EFICIENCIA EN LA UTILIZACIÓN DE LA ENERGÍA, LOGRANDO UN USO MÁS RACIONAL DE LA MISMA
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a son prácticamente cuatro años desde que la norma ISO 50001 fue publicada por primera vez y en México escasamente se hablaba de ella, es más, me atrevo a decir que prácticamente los gerentes de empresas e industrias, así como de instituciones gubernamentales, no han escuchado jamás de ella. No es hasta recientemente, prácticamente iniciando 2015, cuando la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE) asumió un papel proactivo en la coordinación de actividades para promoción y puesta en marcha de los sistemas de gestión de la energía al amparo de la implementación de esta norma. Y es acertada la decisión. Quién más que la comisión responsable del uso eficiente de la energía en nuestro país, sea quien haya tomado el liderazgo en este tema como una herramienta fundamental para poder lograr las políticas públicas para la cual fue creada. El programa que está orquestando este esfuerzo es el Programa Nacional para Sistemas de gestión de la Energía (PRONASGEn) y del cual cuelgan diferentes iniciativas para que los sistemas de gestión de la energía sean una realidad en nuestro país. En lo personal he sido testigo de este compromiso de la CONUEE por hacer una realidad este esfuerzo. Por sus diferentes iniciativas en el marco de este programa ya he logrado ver que se está haciendo brecha a buen paso. Adalberto Padilla. Actualmente es socio de Tecener y consultor en la estructuración de proyectos de eficiencia energética. apadilla@tecener.com.mx
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Por dar un ejemplo, recientemente fui invitado a participar en una capacitación para formar consultores certificados en la norma, auspiciado por el Ministerio de Energía de Estados Unidos e impartido por Georgia Tech, universidad líder en la citada norma ISO. Adicionalmente, mientras escribo este artículo, existen empresas que han iniciado formalmente el camino de ISO50001 asumiendo la implementación de sistemas de gestión de la energía. Hoy, la CONUEE ha logrado coordinarse con gobiernos europeos, como el alemán y el danés, así como con Estados Unidos para patrocinar los primeros proyectos y desarrollo de expertos en este concepto. Es pertinente comentar que los casos éxitos mundiales se encuentran en Europa, liderado por Alemania y del cual vale la pena aprenderle. Pero, ¿qué son los sistemas de gestión de la energía y qué tiene que ver la norma ISO 50001 en todo esto?, ¿cómo está operando el PRONASGEn y qué propone? La norma ISO50001 se basa en un modelo de sistema de gestión bajo el mismo enfoque de la ISO9001 pero con una vocación en la energía. Se fundamenta en el ciclo PDCA (Plan–Do–Check–Act) en donde se parte de realizar una adecuada planeación de iniciativas bien pensadas y priorizadas para asignar recursos humanos y financieros a los esfuerzos que representen el mayor beneficio al menor esfuerzo y al menor costo [Ver: Diagrama 1]. Posteriormente, es necesario trabajar con este círculo virtuoso ejecutando, evaluando y mejorando, como en su origen lo propuso Deming cuando dieron inicio los sistemas de calidad.Ver: Diagrama 1). Según definición de la CONUEE, un sistema de gestión de la energía (SGEn) debe concebirse como un esfuerzo organizado y estructurado, para conseguir la
máxima eficiencia en la utilización de la energía, logrando un uso más racional de la misma y que permita reducir su consumo sin perjudicar el confort, productividad, calidad de los servicios y, de un modo general, sin disminuir los niveles de desempeño establecidos. Uno de los fundamentos de un sistema de gestión es la medición. En términos de energía existe una gran volumen de información que puede ser analizada para establecer la referencia de evolución de la eficiencia energética. Parte de establecer una línea base, es decir la situación actual, que es el punto de referencia sobre el cual se evaluarán los resultados. Como todo sistema de gestión, su desarrollo implica esfuerzo y disciplina, pero todos sabemos que es esto lo que permite generar resultados importantes y sostenibles. El compromiso de la dirección es crucial y esto se logra evidenciándole al cuerpo directivo que con esta herramienta se lograrán puntos adicionales al margen de resultados de la empresa. Esta es una de las grandes virtudes de los sistemas de gestión de energía: tienen un incentivo económico concreto. El PRONASGEn propone un modelo que resalta prioridades estratégicas y temas transversales críticos que las empresas deben asumir cuando deciden iniciar este tipo de iniciativas [Ver: Diagrama 2). Quiero dedicarle los últimos párrafos a este artículo a desglosar los planes de acción que plantea el PRONASGEn, siendo los mas importantes a mi juicio los siguientes : –Desarrollar casos de éxito acompañados por expertos internacionales que permitan voltear los ojos a la implementación voluntaria de los sistemas de gestión de energía. En este rubro existe un esfuerzo concreto con grandes consumidores de
Diagrama 1: Planeación en la norma ISO50001
Diagrama 2: Temas transversales en los sistemas de gestión de energía. Fuente: CONUEE
energía y PYMES que consuman al menos 500 mil pesos anuales de energía. –Desarrollo de profesionales en la implementación de buenas prácticas de sistemas de gestión de la energía. –Creación de redes de aprendizaje en donde la industria podrá compartir las lecciones aprendidas a proveedores, aliados y en general a empresas que deseen aprender del camino andado. Cabe destacar que esta fue una herramienta muy exitosa que contribu-
yó a que Alemania sea el país con mas números de empresas certificadas en ISO50001 –Difusión al público en general por medio de foros y documentos sobre los avances del PRONASGEn A todos los interesados en este tema, los invito que visiten la página de la CONUEE y en concreto puedan consultar el manual cuya liga es la siguiente: http:// www.conuee.gob.mx/pdfs/ManualGestionEnergia_V2_1.pdf AGOSTO 2015 | energíahoy
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COLUMNA INVITADA
JOSÉ MARÍA LUJAMBIO I.
Seguridad industrial y protección ambiental en el sector de los hidrocarburos LA ASEA NECESITARÁ DECENAS DE MUJERES Y HOMBRES CON CONOCIMIENTOS DE ALTA COMPLEJIDAD TÉCNICA Y DE PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS. EL AUTOR DESTACA: “NO SE TRATA DE ARMAR UN EJÉRCITO DE GENERALES SINO DE SOLDADOS Y TENIENTES QUE REALICEN UN EFICAZ TRABAJO DE CAMPO Y DE GABINETE”
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na de las novedades más importantes que la Reforma Energética ha traído al orden jurídico mexicano es la creación de un nueva institución denominada Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente en el Sector de Hidrocarburos. Su nombre es muy largo, aunque en abril de este año se anunció que también se identificará como Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente, y con el acrónimo ASEA. Desde el decreto de reformas constitucionales de diciembre de 2013 se ordenó al Congreso de la Unión la creación de este órgano desconcentrado de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat), con autonomía técnica y de gestión, y cierto grado de autonomía presupuestal. A diferencia de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la ASEA no se configuró como un órgano regulador coordinado, independiente de cualquier Secretaría de Estado. El artículo décimo noveno transitorio de dicho decreto previó para este órgano las atribuciones de regular y supervisar las instalaciones y actividades del sector de los hidrocarburos en materia de seguridad industrial y operativa, y de protección al medio ambiente, incluyendo el desmantelamiento y abandono de instalaciones y el control integral de residuos. Así se concibió, para el sector de hidrocarburos, la garantía institucional de los nuevos contenidos del artículo 25 de la Constitución, según el cual se sujetará a las empresas al uso de los recursos productivos en beneficio general, cuidando su conservación y el medio ambiente, además de que existirá una política nacional para el desarrollo industrial sustentable. José María Lujambio I. Es miembro del despacho de abogados Cacheaux, Cavazos & Newton. Fue Asesor General de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) de 2009 a 2012. Antes trabajó en la oficina del Asesor Jurídico del Presidente de México de 2005 a 2009. Es Licenciado en Derecho del Instituto Tecnológico Autónomo de México (ITAM) y tiene Maestría en Derechos Fundamentales por la Universidad Carlos III de Madrid, España. También tiene una Maestría en Leyes (LL.M.) por la Universidad de Texas en Austin, con especialidad en Legislación Energética.
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La referencia más reciente para la creación de la ASEA se encuentra en los Estados Unidos, donde en 2011 se separó al Bureau of Safety and Environmental Enforcement del Bureau of Ocean Energy Management, ambos del Departamento del Interior, tras el desastre de la plataforma Deepwater Horizon que en abril de 2010 costó la vida a 11 personas y provocó el derrame de 4.9 millones de barriles de petróleo en el Golfo de México. La primera de estas oficinas tiene a su cargo la seguridad industrial y la regulación ambiental, y la segunda el desarrollo responsable de los recursos energéticos offshore, incluyendo la asignación de bloques que son de propiedad federal. Se buscó evitar conflictos de interés pues habían existido acusaciones de cierta benevolencia regulatoria con la industria petrolera. Bajo la misma premisa, en México se pensó que la CNH no debía encargarse de cuestiones de seguridad y medio ambiente. Sin embargo, llegamos más lejos que nuestros vecinos del norte pues la ASEA no sólo vigilará las actividades en el mar sino todas las que forman parte de la cadena de valor de los hidrocarburos. En los debates de las nuevas leyes energéticas que tuvieron lugar en 2014, uno de los temas de mayor preocupación y que más tiempo de discusión consumió fue el impacto ambiental de la fracturación hidráulica (fracking) como método para la extracción de petróleo y gas del subsuelo. En Estados Unidos los posibles impactos negativos de esta tecnología han sido atendidos desde el derecho a través del potente régimen anglosajón de responsabilidad civil. Dada la tradición jurídica mexicana, la apuesta deberá ser por una regulación muy escrupulosa, que recoja las mejores prácticas de la industria estadounidense y, sobre todo, que pueda hacerse valer con eficacia frente a los sujetos regulados. Pero desde luego que la misión de la ASEA no se agota ahí. Bajo su lupa estarán los miles de kilómetros de ductos que transportan y distribuyen todo tipo de combustibles, obviamente inflamables y explosivos; las enormes instalaciones de las refinerías del país, o todas las gasolineras y las pipas de distribución de gas licuado de petróleo (recuérdese la reciente tragedia que colapsó un hospital de Cuajimalpa, en la Ciudad de México). Petróleos Mexicanos
(Pemex) será por supuesto el principal sujeto regulado, en muchos aspectos acostumbrado a la autorregulación. Se entiende que el primer Director Ejecutivo de la ASEA provenga de Pemex, por su expertise acumulado, pero en todo momento deberá hacer valer su independencia para lograr credibilidad. En los aspectos ambientales, otras áreas de la Semarnat han transferido sus competencias a la ASEA, por ejemplo, en materia de evaluación de impacto ambiental, gestión integral de residuos, y también control de emisiones contaminantes y de gases de efecto invernadero. Sobre este último punto, será clave la regulación estricta del venteo y las fugas de metano tanto en el upstream como en el midstream. La ASEA se va a convertir en una pequeña Semarnat es-
pecializada en las actividades que involucren petróleo, gas y sus derivados. Por otro lado, será interesante ver cómo se va a coordinar la ASEA, por ejemplo, con la CRE. Y es que, en términos de la Ley de Hidrocarburos, para otorgar permisos de transporte, almacenamiento y distribución la CRE debe vigilar que los solicitantes demuestren que cuentan con diseños de instalaciones o equipos acordes con la normativa aplicable y las mejores prácticas, así como con las condiciones apropiadas para garantizar la adecuada continuidad de la actividad regulada. La ASEA va a necesitar decenas de mujeres y hombres con conocimientos de alta complejidad técnica y alguna idea de procedimientos administrativos. La preocupación por la falta de recursos humanos en el sector energético
es particularmente justificada en este ámbito. En todo caso, llama mucho la atención que el Reglamento Interior del órgano haya creado muchas unidades y direcciones generales, a ser ocupadas por servidores públicos de alto nivel. A mi juicio, no se trata de armar un ejército de generales sino de soldados y tenientes que realicen un eficaz trabajo de campo y de gabinete. Por lo pronto, conforme al régimen transitorio de los ordenamientos energéticos, el pasado 2 de marzo de 2015 la ASEA asumió todas sus competencias. Habrá que estar atentos a las disposiciones administrativas generales que vaya emitiendo. Hacemos votos porque México esté estrenando un regulador que actúe a la altura del volumen de sus tareas y la dimensión de sus responsabilidades.
IDEAS CON BRÍO
SANTIAGO BARCÓN
PRODESEN: un ejemplo más de las prisas que corren en la actual administración EL 30 DE JUNIO FUE PRESENTADO CON BOMBO Y PLATILLO EL PRODESEN, MISMO QUE PRESENTA FALTAS QUE DENOTAN LA POCA DEDICACIÓN Y FALTA DE CONOCIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE QUIENES LO ELABORARON. PEOR AÚN, REPITE LOS PECADOS DEL POISE Y PROPONE INVERSIONES CUANTIOSAS E IRREALIZABLES
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l Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) viene a sustituir al Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) y adolece de los mismos problemas. De hecho entre uno y otro la única diferencia es de forma: mejores gráficas y una tipografía más cuidad en la versión actual que denota la mano de alguna consultora quien lo embelleció. Ya no se ven las gráficas ingenieriles que acompañaban al POISE. Desgraciadamente en el fondo no hay cambios y se observa de inmediato la necesidad de cumplir con la fecha sin un análisis ni discusión. Resulta muy grave que la herramienta que supuestamente debería guiar el camino del desarrollo tenga errores y promesas irrealizables. En mi quehacer profesional siempre consideré al POISE un dolor: tanto jefes o ya bien socios cuestionaban la pobre participación del mercado basado en las cifras “oficiales”, no los culpo pero pronto aprendieron a interpretarlo. La palabra más utilizada en el PRODESEN, omitiendo las cifras de magnitud eléctrica, es “indicativo”. De esta forma si algo no se realiza no hay problema y todo lo que no se realice es justificable. Quizás a los autores les serviría aprender que el Diccionario de la 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 30 | energíahoy | AGOSTO 2015
Real Academia Española define “indicativo” como mostrar o significar algo con indicios y señales. Adicionemos que un plan lleva en si mismo la realización de acciones, por lo que el modo “indicativo” toma preponderancia. En gramática, al igual que en la mayoría de las lenguas de origen indoeuropeo incluyendo al español, distingue las modalidades realis frente a irrealis por lo que se utiliza en situaciones donde la materialidad y objetividad toman preponderancia. Basta de comentarios e iniciemos el análisis. Comenzaremos con el margen de reserva de generación donde se fija como objetivo un 13 por ciento. Esto implica que si nuestra punta de demanda es de 50 GW debemos de contar con 56.5 GW en plantas de generación. Por supuesto cualquier valor por encima de ésta cifra representa activos sin utilizar y, quizás peor aún, que en el futuro cuando la demanda crezca tendremos un parque de generación más antiguo y menos eficiente. Resulta que contamos, en el 2015, con 28.6% de reserva pero que, de acuerdo a lo propuesto, llegaremos al 41.7% en el 2019. Esto implica que, contaremos con un exceso de 28 puntos porcentuales que, dólares más o menos, implican 25 mil millones de activos en exceso. Un verdadero desperdicio de recursos a lo que nos vemos obligados a preguntar: ¿Por qué no posponer las inversiones? ¿Tanta necesidad de cortar listones tiene la administración actual? Por desgracia, el POISE no proponía nada diferente y en el que plan que abarca el periodo 2012 al 2016 partía de 23.6% para llegar, en el 2015 al 17.1% Como vemos tenemos 10 puntos porcentuales más en un periodo de tres años lo que resulta a todas luces ridículo. El PRODESEN menciona un retiro de casi 16 GW de generación pero aún así los márgenes de reserva no llegan al sugerido, 13% si no hasta el 2027. ¿Alguien ha revisado realmente la propuesta? Por supuesto el contar con mayor reserva da seguridad de
abasto, pero hay diversas alternativas. La primera, al alcance y urgente, es responde a la pregunta: ¿No es mejor construir agresivamente más líneas de transmisión? Si de algo adolecemos es no contar con un sistema mallado y rígido. Disponemos con 52 mil 185 kilómetros de líneas de transmisión, definidas como las de 230 KV y 400 KV, que tan sólo crecieron en 1.1% del 2013 al 2014. Las líneas de 69 KV a 169 KV cuentan con 58 mil 860 kilómetros de longitud y crecieron en un año 1.6 por ciento. El construir líneas permite distribuir mejor la energía y, por ende, bajar los precios nodales que al final del día definirán una parte importante de los precios en el mercado libre. En segundo término, y reconozco que no es parte del alcance del PRODESEN pero sí del sector, ¿no valdría la pena enfocarnos a eficiencia energética? Un Negawatt cuesta la tercera parte que un watt. Si consideramos que podemos lograr un mínimo de un 10% de ahorro, aunado con el exceso de reserva, no necesitaríamos invertir en nueva generación en por lo menos dos lustros. Sé que esto mata las ilusiones de muchos, pero tener plantas de generación ociosas, en un país con carencias económicas como el nuestro, constituye una falta de respeto a los más necesitados. Hilando ahora sobre los que requieren servicio eléctrico, se apunta a una cobertura del 99.8% para el 2024, partiendo de un 98.4% actual. Indica el PRODESEN que se instalarán 40 plantas solares en el 2015, con una potencia de 41 KW cada una, para apoyar a este esfuerzo. El problema es que estos sistemas no pueden considerarse plenamente como electrificación rural. Loable que cuenten con iluminación, la capacidad de conectar algunos televisores y refrigeradores, pero lo que realmente cambia la vida es el contar con potencia: poder conectar motores para bombeo de agua, pequeños tornos, molinos, empacadoras y tantas
actividades más que facilita el caballo de nuestras épocas: el motor eléctrico. Ya no mencionemos que las baterías y los sistemas requerirán de un mantenimiento considerable y caro, que se antoja difícil el implementar. Sorprende, por usar una palabra no altisonante, que de los 40 proyectos a instalar este año no incluya a los dos estados más pobres: Chiapas y Oaxaca. Tan sólo uno en Guerrero pero eso sí 27 en Durango. Para continuar ahora con la medición de la calidad, que sólo se menciona ligeramente en la introducción al documento, el TIU (Tiempo de Interrupción al Usuario) es de 37 minutos en el 2014 y en el 2010 fue de 60 minutos, una diminución del 39 por ciento. Dos comentarios sobre estas cifras. En primer lugar que el TIU es una medida pobrísima de calidad ya sólo mide tiempo: no es lo mismo 37 minutos continuos que 296 eventos de 7.5 segundos. Las cargas actuales son cada día más sensibles y una computadora o un proceso controlado digitalmente, que son la mayoría, se detienen con una falla de unos cuantos ciclos. El segundo, que no creo los datos que se reportan. Por supuesto no cuento con la información de todo el sistema eléctrico nacional, pero tan sólo por experiencia de clientes y propia, la cifra no resulta creíble. De nuevo, contamos ahora de nuevo con un PRODESEN que sustituye al POISE pero que no aporta nada nuevo. Son tan similares que siguen proponiendo las plantas generadoras nucleares, mismas que al parecer son los personajes que siempre acompañan la trama, pero que jamás participan. Recordé, así mismo, la frase que enuncia que mientras más parece que cambian las cosas más similares son. Sin un plan realista, que tome el toro por los cuernos y fije un rumbo claro estamos destinados a seguir posponiendo el desarrollo, ¿no era acaso esto lo que impulsaría la Reforma Energética? AGOSTO 2015 | energíahoy
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ENERGÍA Y PODER
VÍCTOR RODRÍGUEZ PADILLA Y JAVIER ESTRADA ESTRADA
El Sarcófago ¿HACIA DÓNDE VA PEMEX? ¿HACIA DÓNDE PODRÍA IR? ¿HACIA DÓNDE QUEREMOS QUE VAYA? ¿HACIA DÓNDE PUEDE IR CON LOS MEDIOS A SU ALCANCE? SON PREGUNTAS QUE DEBIERON RESPONDERSE EN LA DISCUSIÓN DE LA REFORMA, Y AHORA HA QUEDADO ATRAPADA EN UN SARCÓFAGO
P
emex no participó en la primera convocatoria de la Ronda Uno. La justificación es que sus finanzas están exhaustas y que concentrará atención y recursos en las áreas que ya le fueron asignados durante la Ronda Cero. Quizás se trate de una decisión más política que económica porque no se necesitaba mucho capital propio para participar en uno de los bloques y menos si se iba en asociación con otras empresas. Durante la reforma se afirmó que Pemex mejoraría y se fortalecería al fragor de la competencia. Hoy no hizo el intento de entrar en la contienda, ni siquiera como socio minoritario de un consorcio, ni apoyándose en el abundante capital de los fondos de inversión extranjeros que hoy están en boga. Después de ese balde de agua fría para quienes esperaban una actividad más dinámica en nuestro sector petrolero es natural preguntarse: ¿Hacia dónde va Pemex? ¿Hacia dónde podría ir? ¿Hacia dónde queremos que vaya? ¿Hacia dónde puede ir con los medios a su alcance? Esas preguntas se debieron responder durante la discusión de la Reforma Energética. Lamentablemente el debate fue escaso, precipitado, llegando en algunos casos a lo superficial entre los representantes populares; se ganó rapidez legislativa pero se perdió seriedad y prudencia. La profundidad de lo que finalmente se aprobó no se conocía a priori. Había que avanzar más que lo poco que se había logrado con la reforma de 2008 pero el esbozo general de lo deseado fue matizado tomando en cuenta supuestos y circunstancias, se agregaron y quitaron piezas, se establecieron restricciones, se acomodaron intereses diversos. El resultado fue la adopción de un modelo híbrido de industria petrolera y de empresa pública. Víctor Rodríguez Padilla. Es profesor de la UNAM. Estudió Física en la Facultad de Ciencias de la UNAM y la maestría en Ingeniería Energética en la Facultad de Ingeniería de la misma universidad. Realizó el Doctorado en Economía de la Energía, en la Universidad de Grenoble, Francia, y realizó posdoctorados en Francia y Quebec. www.energia.org.mx energia123@hotmail.com Javier Estrada Estrada. Es Consultor en Energía.
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La legislación actual traduce la voluntad de tener un Pemex lo suficientemente fuerte para garantizar la transición hacia otro sistema. En un futuro no muy lejano Pemex dejará de ser el único productor y el único contribuyente, pero mientras que se instalan los nuevos operadores, se desarrolla la nueva producción y comienzan a pagar impuestos, Pemex debe dar soporte a la hacienda pública. La reforma energética eximió a Pemex de algunas obligaciones pero no de su tarea fundamental de ser la variable de ajuste de las finanzas del Estado y eso desde hace algunas décadas. Tan es así que lo primero que hizo el Gobierno federal para enfrentar la baja del precio del petróleo fue apoyarse en Pemex para aumentar ingresos y reducir gastos (aprovechamiento extraordinario y recorte presupuestal de 50 mil y 63 mil millones de pesos en diciembre de 2014 y febrero de 2015, respectivamente). Mantener un piso de producción a partir de sus asignaciones, considerando que la extracción en Cantarell naturalmente tiende a caer cada año, es la primera de las obligaciones de Pemex por el cuantioso ingreso fiscal que genera, sea cual sea el nivel de precios. En términos fiscales es mejor un dólar invertido en las asignaciones que en los contratos pues los gravámenes para las primeras son más importantes. Pemex se quedó con el peso de la historia a cuestas, pagando culpas ajenas, en este caso de Hacienda, por la secular debilidad del Estado mexicano para recaudar impuestos. Es un pesado lastre que no tienen que arrastrar los nuevos operadores. En este artículo argumentamos que Pemex está destinado a seguir trabajando en el espacio aislado de las asignaciones, de las cuales no se alcanza a ver cómo podrá salir. Es como si la empresa pública hubiera quedado atrapada en un sarcófago. En términos legales y prácticos, Pemex sigue siendo el garante del desarrollo de los actuales campos en producción, así como de las reservas y recursos que le permitan continuar con esa tarea durante los próximos veinte años. El espacio legal se llama “asignaciones”. En esa esfera el Ejecutivo federal asume la exclusividad y la responsabilidad
de aprovechar el potencial geológico a través de Pemex, eventualmente de otras empresas productivas del Estado. Esa fue la razón de la Ronda Cero, de otro modo no hubiera existido fundamento lógico para que el proceso se hubiera basado en ella. Dicho en otras palabras, pudo haber existido un proceso de rondas en zonas con recursos prospectivos o simplemente pudo haber un proceso de rondas en campos en producción con Pemex como contraparte. Había muchos esquemas posibles, pero al elegir el de la Ronda Cero, Pemex heredó una responsabilidad legal, más fuerte que los operadores de contratos. Con la última reforma constitucional y legal, las asignaciones ya no son el único mecanismo o vehículo con el que cuenta el Estado para desarrollar las reservas y recursos de hidrocarburos del país. Ahora existe otro espacio legal llamado “contratos” que en principio adopta las prácticas internacionales. En teoría Pemex puede participar en las licitaciones para ganar esos contratos, en la práctica no cuenta con los recursos económicos para hacerlo. Por otra parte la decisión de su participación en las rondas de licitaciones depende de los ministerios que también tienen asientos en el consejo de administración de la empresa, por lo que queda en duda la total autonomía de sus decisiones. Pemex está encerrado en las obligaciones productivas, legales y políticas que derivan de las asignaciones. Es ahí en donde tendrá que enfocarse para explorar, desarrollar reservas y mantener la producción. En el área de asignaciones no hay competencia de nadie más, ni nuevos impulsos tecnológicos, por lo que Pemex es su propio referente. También su esquema impositivo y sus presupuestos anuales son diferentes al de los contratistas. El nivel de exigencia es superior al que tenía Pemex bajo el régimen anterior. En caso de no explorar y producir lo suficiente, la empresa pública se irá degradando gradualmente tanto en reservas como en recursos económicos. La Secretaría de Energía podría acelerar el proceso retirándole asignaciones si considera que Pemex no las está trabajando bien. Funciona como espada de Damocles.
Y no hay luz al final del túnel. El espacio de las asignaciones es una esfera cerrada. Comprende únicamente las áreas que le fueron asignadas a Pemex durante la Ronda Cero; cuando se agoten los hidrocarburos que recelan dichas áreas Pemex se extinguirá con ellos, a menos que se le otorguen nuevas asignaciones o que consiga predios petroleros concursando en las rondas convocadas en México o en el extranjero. Teóricamente la Secretaría de Energía podría darle a Pemex nuevas asignaciones siempre y cuando exista voluntad política en ese sentido, pero aún en ese caso la Ley establece severas limitaciones, entre ellas, que se otorguen sólo de manera excepcional (habría entonces que probar la excepcionalidad), y que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emita un dictamen técnico positivo. Para multiplicar las posibilidades de evitar la extinción, Pemex tendrá que endeudarse para conseguir recursos con qué concursar por contratos, lo cual requiere capacidad técnico financiera y autonomía de acción y decisión respecto a la autoridad política, dos atributos que Pemex difícilmente conseguirá encerrado en el sarcófago. A Pemex con dificultad le irán quedando remanentes de utilidad para financiar sus apuestas por los mejores bloques de las futuras rondas. También tendrá dificultades para generar un superávit de personal capacitado y capacidades productivas para ganar las licitaciones y cumplir con sus nuevas obligaciones, a menos, claro está, que el Estado le permita hacerse de dinero transfiriendo parte de sus asignaciones al sistema de contratos. Esa salida de emergencia aún no ha sido utilizada, ni las reglas son suficientemente claras con respecto a la retribución que Pemex pueda o deba recibir por esa venta implícita de áreas de asignación petroleras. De hecho, las reservas no se pueden vender ya que son de la nación. Tampoco se puede vender el derecho a producir esas reservas. Si bien es teóricamente viable que Pemex hiciera un farm out del 100 por ciento de las asignaciones, en realidad hoy no existe el mercado para hacerlo, ni sería políticamente aceptable ya que la reforma se fundamentó en que nada se vendería. Una oferta masiva de farm out
también tendría efectos distorsionantes sobre las futuras rondas ya que competirían contra la ronda en turno y las subsecuentes, propiciando que las empresas tomen su tiempo para ir descremando las mejores oportunidades. Así es que por ahora, lo único que Pemex puede vender son las instalaciones existentes pero esa ruta enfrenta limitaciones política como ya dijimos. Hay una salida para que el sarcófago no se convierta en ataúd, pero requiere de eventos difíciles pero no imposibles de reunir: si la geología es pródiga, si los precios del petróleo son remuneradores, si el sindicato coopera, si hay facilidad para manejar con toda flexibilidad los recursos técnicos, financieros y humanos y, sobre todo, si existe voluntad política para que la empresa pública prospere, es pensable un futuro promisorio para Pemex. En esas condiciones la entidad podría trascender y convertirse en empresa global. El modelo que consciente o inconscientemente se eligió para Pemex lo podría llevar a la extinción, a menos que se tome a tiempo un conjunto de buenas decisiones. La primera es que se le otorgue autonomía constitucional, ya que pareciera ser la solución de último recurso para que la empresa se desprenda de las obligaciones que no tienen los otros participantes del mercado, y se libere de la tutela política de las Secretarías de Hacienda y Energía. Eso es lo que se hizo con Statoil cuando Noruega mostraba claros signos de convertirse en una provincia madura con bajo potencial petrolero. La segunda es que se iguale el tratamiento fiscal entre asignaciones y contratos, lo cual implicaría para Pemex una desgravación generadora de recursos de inversión. Pemex Exploración y Producción reportó una pérdida superior a 66 mil millones de pesos durante el primer trimestre de 2015. La caída del precio del petróleo explica ese resultado pero también los impuestos. Ciertamente nos encontramos en un régimen impositivo transitorio, pero no olvidemos que Pemex ha tenido transitoriedades fiscales similares durante décadas. La carga fiscal representó el 60% de las ventas, lo cual sigue siendo una carga excepcional en la industria petrolera internacional. AGOSTO 2015 | energíahoy
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ILUSTRACIÓN: ALEJANDRO ESPINOSA
EL ESCENARIO ADVERSO PONE A MÉXICO DONDE NO QUERÍA ESTAR: PRIORIZAR PRODUCCIÓN SOBRE RENTA PETROLERA TEXTO: PEDRO MENTADO CONTRERAS
México inició la transformación del paradigma petrolero en medio de un escenario no previsto: el desplome de los precios del crudo, la caída en la producción petrolera y una Empresa Productiva del Estado [Petróleos Mexicanos] con pérdidas operativas millonarias y pasivos que rebasan sus activos, lo que la pone en situación de quiebra técnica. La situación se complica todavía más cuendo la economía mexicana entró en una etapa de desaceleración, en un entorno de crisis internacional y con unas finanzas públicas que todavía no terminan de quitarse la dependencia del petróleo y resienten la presión por la falta de recursos. El entorno adverso en el mercado petrolero y la economía global no es una sorpresa. De acuerdo con datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE, por sus siglas en inglés) se han cancelado más de 3 mil proyectos de exploración petrolera en el mundo; Pemex ya hizo recortes a su presupuesto y muchas de las empresas que están interesadas en las licitaciones de la Ronda Uno han ajustado sus presupuestos y son más selectivos en su inversión. En ese escenario, la Comisión Nacional de Hidrocarburso (CNH) lanzó la Primera Licitación de la Ronda Uno con la adjudicación de dos bloques de 14 y con una utilidad para el Estado por arriba del 80 por ciento. Un éxito si se considera como objetivo la renta petrolera, pero un fracaso si se toma en cuenta el porcentaje de adjudicación, el flujo de inversión e incluso el número de tiradores. Ante la situación de apremio por impulsar la economía y empezar a despetrolizar las finanzas públicas, el Gobierno federal cambió la estrategia y México necesita aumentar la producción para resarcir la caída de los precios del petróleo en el mercado internacional, una caída que no se espera sea coyuntural. Pedro Joaquín Coldwell, titular de la Secretaría de Energía (Sener), cabeza del sector, se adelantó y anunció cambios en las reglas del juego de las próximas licitaciones de la Ronda Uno e incluso anunció que se pospone la convocatoria de las licitaciones cuatro y cinco pues, dijo, “se tienen que madurar bien los criterios, no debe hacer margen de error”. En el calendario de la Ronda Uno están la Segunda Licitación para el 30 de septiembre y la Tercera Licitación para el 15 de diciembre, pero el entorno de precios no es el mejor, situación que se une a la urgencia del Estado por atraer nuevas inversiones para el sector petrolero y ser el motor de la economía. El pasado 4 de agosto, la Sener junto con la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la CNH anunciaron las modificaciones al modelo de contrato y a las bases de licitación de la Segunda Convocatoria de la Ronda Uno. Las dependencias decidieron flexibilizar las condiciones para la presentación de las propuestas de la segunda convocatoria de la licitación de la Ronda Uno, a fin de fomentar la competitividad.
Pedro Joaquín Coldwell
Durante la sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la CNH, también se modificaron las reglas para la formación de consorcios. Ahora un inversionista interesado podrá participar por un área contractual de forma individual o en consorcio. Asimismo se incluyó una previsión para que, ante la salida de un operador del consorcio, los demás miembros puedan unirse a otro licitante o incorporar un nuevo operador precalificado al consorcio. En este sentido, la Comisión expuso que las adecuaciones están dirigidas a captar mayores inversiones, incrementar la generación de empleos, así como aumentar la generación de petróleo y gas. Los cambios realizados por el organismo regulador para la segunda convocatoria también incluyen un ajuste a los umbrales del mecanismo de ajuste aplicable para el cálculo de las contraprestaciones. Además, en línea con la práctica internacional, se flexibilizaron las condiciones para la presentación de garantías correspondientes a la prestación de propuestas, cumplimiento del programa mínimo de trabajo y de las obligaciones del contratista También se especifican los montos de cobertura de los seguros requeridos de manera previa a la realización de las actividades petroleras amparadas en el contrato; se incluyen definiciones de los conceptos de culpa y dolo, con la finalidad de dar mayor certidumbre sobre el proceso de rescisión administrativa. En materia de arbitraje, se designó como autoridad nominadora al Secretario General del Tribunal Permanente de Arbitraje de La Haya; además, se prevé que la transferencia de la propiedad de los materiales muebles del contratista al Estado estará sujeta a la recuperación del inversión. Hoy México está donde no quería: en un entorno de crisis, debilidad financiera, caída en la producción y precios del petróleo, que lo pone al filo de la navaja para negociar el petróleo con las empresas petroleras privadas, bajo un contrato de producción compartida, utilidad compartida o un contrato de licencia por un periodo de 25 0 más años. Producción vs. renta petrolera
A menos de 60 días de celebrar la Segunda Licitación de la Ronda Uno, la Secretaría de Energía, la CNH y la Secretaría de Hacienda evaluaron cambios para hacer atractivo invertir en el sector petrolero mexicano, y la premisa es AGOSTO 2015 | energíahoy
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aumentar la producción aun a costa de sacrificar un “pequeño” porcentaje de la renta petrolera. Al menos esa es la lectura que se hace de la declaración que hizo Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía (Sener) en entrevista para el canal ForoTV, donde anunció cambios a las reglas del juego para hacer atractiva la Licitación Uno y la Segunda Licitación. Además, la convocatoria de la Licitación Cuatro se cambió hacia finales de septiembre y la Licitación Cinco se pospone indefinidamente para evaluar y lanzar la convocatoria para un mejor momento. La realidad es que hoy los contratos están diseñados para maximizar la renta petrolera, dice Pablo López Sarabia, coordinador de Estudios de Mercado de Grupo Financiero Banamex, porque es un escenario de que un yacimiento observe mayor capacidad o los precios suban, el Estado mexicano capta mayor ganancia o renta petrolera. Sin embargo, México hoy está colocado en una posición de riesgo, dice el economista. La actividad económica y las finanzas públicas se han visto muy golpeadas por la baja producción de Pemex y por la caída de los precios del petróleo, pero además los mercados no prevén en una recuperación de precios en un tiempo razonable y la producción nacional tampoco se observa una recuperación. Cuando la Reforma Energética se empezó a construir el precio del petróleo estaba en 104 dólares el barril, hoy apenas rebasa los 45 dólares. En este año reporta un avance de 7%, pero una caída de 18% en casi mes y medio. La producción de petróleo apenas alcanza los 2 mil 300 millones de barriles diarios, todavía por debajo del estimado para el 2015. En una situación como ésta, si no entran nuevos jugadores se esperaría que Pemex tuviera el músculo financiero y la fuerza tecnológica para restituir de manera acelerada la producción, explica el experto; pero la respuesta es que no la tiene, añade. Además, el titular de la Sener anunció el cambio de las reglas del juego casi al mismo tiempo que se conocían las fuertes pérdidas de Pemex, que en el primer semestre sumaron arriba de los 185 mil millones de pesos. “Pemex no tiene el músculo financiero para restituir de manera acelerada las producción, por tanto, están apostando a que los que te van ayudar a incrementar esas reservas e incrementar la producción son las empresas privadas nacionales o extranjeras que van a licitar en las próximas semanas o meses”. La señal que envía el Estado es que la variable de optimización de las licitaciones es el aumento de la producción de petróleo, explica López Sarabia. En un escenario 38 | energíahoy | AGOSTO 2015
donde dos variables relevantes para la economía y las finanzas –la producción y el precio del petróleo– están a la baja, la única variable que pueden controlar es la producción de crudo. El precio no se está a su alcance, cotiza en los mercados internacionales. “Pemex con lo que obtuvo de Ronda Cero y la poca capacidad de ingresos que tiene, no puede acelerar las inversiones que se necesitan; por tanto, los jugadores privados nacionales y extranjeros se vuelven clave en la variable de optimización”, plantea el experto. En ese escenario, “la única manera para que entren más jugadores y que se vuelva más apetitosa las próximas licitaciones es, como se hizo, flexibilizar los contratos. En ese contexto, dice López Sarabia, los contratos ya no deben tener como variable objetivo la renta petrolera sino generar incentivos para que haya mayor producción. Las empresas privadas nacionales y extranjeras van a tomar un papel relevante para restituir la reservas, un poco la señal es hacer atractivas la licitaciones y tratar de amortiguar la caída de la producción. Luego de los cambios, la fecha clave es el 14 de agosto, cuando se publicarán las bases finales de la Segunda Licitación. Primera licitación, pago los platos rotos
A la primera licitación de la Ronda Uno le jugó en contra un entorno adverso que no se tenía contemplado, aseguró Pablo López Sarabia. Los precios del petróleo llegaron a su máximo en mayo y luego vino una caída y apareció la incertidumbre para la segunda mitad del año. El precio de la mezcla mexicana que al cierre de la semana terminó en 48 dólares por barril, reporta un incremento del 7.7% comparado con los niveles de principio de año, sin embargo, si se compara con el máximo de 59 dólares que se alcanzó en mayo el 2015, reporta una caída del 18 por ciento. ¿Qué nos dicen estos precios?
Que la recuperación que tuvo el precio en cinco meses ofreció una expectativa muy positiva para la Ronda Uno con un precio del crudo en 59 dólares, incluso los especialistas empezaron hablar de un piso en los 55 dólares el barril. La primera noticia que impactó la estabilidad de los precios, fue el reporte del mercado petrolero de la Agencia Internacional de Energía, que informó que la producción mundial de petróleo alcanzó los 96.6 millones de barriles por día, lo que representa 3.1 millones de barriles adicionales de la cuota promedio del 2014. De acuerdo con la AIE, solamente en junio se adicionaron 550 mil barriles diarios. La creciente oferta de petróleo se explica por una mayor producción de crudo en Arabia Saudita, los Emiratos Arabes, Irak entre los países del OPEP, mientras que en América la encabezan EU, Canadá y Brasil.
En ese marco, apareció con fuerza la desaceleración de China y la crisis Griega, que se sumó a la noticia de que los productores del shale oil encontraron una mejora tecnológica que permite competir en los 50 dólares, así como la ruta final del verano, lo que pegó a los precios del crudo internacional. Hay otro factor que juega en contra de los precios y los nuevos proyectos petroleros, el acuerdo de Irán con el Consejo de Seguridad de la ONU, en una expectativa de corto plazo se espera que se incorporen al mercado unos 500 mil barriles diarios y en el largo plazo –14 meses– se puedan incorporar hasta un millón y medio de barriles diarios. La carta sobre la mesa, petróleo a la baja Hace un par de semanas, Banamex cambió sus proyecciones de precios para el petróleo para el 2015. Las revisiones a la baja se explican por las presiones que hay en el mercado de los commodities y el escenario económico de un menor crecimiento global. En la proyección de julio, por ejemplo, se ajustó el precio del Brent a 58 dólares de niveles de 65 dólares que se tenían en mayo; para el 2016, el ajuste pasó a 63 de 68 dólares por barril. La mezcla mexicana cambió de 54 a 50 dólares y para el 2016 se ajustó de 59 a 55 dólares por barril. En el mercado spot, el precio Brent terminó en 54.62 dólares por barril; por su parte, Pemex informó que el precio de la mezcla mexicana se colocó en 48.47 dólares por barril. En el mercado de futuros de Chicago, el precio del Brent se colocó en 54.58 y 56.20 dólares por barril para los contratos de septiembre y diciembre, mientras que para los contratos de junio de 2016 cotizó en 58.91 dólares. De acuerdo con las previsiones, el significativo ajuste de 5% en el Brent y 8% en la mezcla mexicana en julio se explica por una mayor aversión al riesgo en los mercados financieros (riesgo de Grexit, caída bursátil de China), el fortalecimiento del dólar, la posibilidad de levantar la sanciones a Irán y una posible salida de posiciones financieras de los mercados petroleros. Se suman las perforaciones en shale oil que están en sus niveles bajos, pero muestran una ligera recuperación y es que el avance de la tecnología ha hecho rentables esos proyectos en niveles de 50 dólares. Al cierre del 24 de julio, el índice de commodities reportó una caída de 11% en lo que va del año; la mayor baja la tienen los metales industriales con un deslome del 15%, por una menor demanda de metales industriales de China. El sector energético reporta un decremento de 10.9%, mientras que los productos agrícolas una baja de 10 por ciento. Riegos y competencia
Las condiciones de los precios y el mercado petróleo no son las mejores para la Segunda y Tercera Licitación de la Ronda Uno, dice Raymundo Tenorio Aguilar, director de la carrera de Economía
Escenario de riesgo económico Al cierre del 24 de junio de 2015, los precios de los commodities reportan una baja promedio de 11%, una baja que responde a diferentes variables. La más importante es la demanda de los principales consumidores, que está asociada a cambios estructurales, la reorientación de la economía de China, el fortalecimiento del dólar, la desaceleración económica mundial y la divergencia monetaria. El primer factor es la desaceleración de China, un freno que también se explica por el cambio de su modelo exportador a uno sustentado en el mercado interno, comenta Pablo López Sarabia, coordinador de Estudios de Mercado de Grupo Financiero Banamex. “Ese gran país maquilador del mundo, que ha movido la demanda de materias primas en la última década”, dice Sarabia, crecería en 2015 6.8%, según las previsiones de Banamex, mientras que el consenso de Bloomberg lo ubica en 7.0%, niveles menores al 7.4% registrado en el 2014 y el 10.4% en el 2010. Una ajuste en el crecimiento chino significa una menor demanda de materias primas y commodities en general. El segundo factor, el fortalecimiento del dólar, tiene un efecto directo en las mercancías que son muy sensibles a la cotización del dólar; un dólar más fuerte implica que si el precio se mantiene se entregan menos dólares en términos relativos por ese precio. Hoy el dólar se ubica muy cerca de sus niveles máximos de marzo, si checamos el índice del dólar y se compara con una canasta de divisas de monedas fuertes, el índice del dólar cerró en 97.94 unidades, nivel muy cercano a su máximo, eso presiona para que en términos relativos el dólar sea un driver que afecta a los commodities. “China afecta por el lado de la demanda y el dólar afecta en termino relativos el precio”, dice López Sarabia. El tercer driver es un menor crecimiento a nivel global, China en un proceso de desaceleración y Europa en un proceso de recuperación gradual pero con Grecia como factor de riesgo para el crecimiento de la eurozona. En la reciente revisión de proyecciones del FMI, se observa un ajuste a la baja en la economía mundial a 3.5% para el 2015, que implica un crecimiento más lento, incluso con todo y la recuperación de Estados Unidos se ajustó la expectativa a 3.1%, mientras que la eurozona con el riesgo de Greacia mantiene una expectativa de debilitamiento en su crecimiento. En el otro lado del océano, América Latina está muy afectada por las economías dependientes de los commodities impactadas por la desaceleración de China, por ejemplo, Colombia, Brasil, Ecuador, Venezuela y México. Incluso en AL hay preocupación de una recesión, en el informe más reciente el Fondo Monetario Internacional (FMI) se indica que existe un 35% de probabilidades de recesión en Latinoamérica –Brasil, Chile, Colombia, México y Perú– contra el 15% que se tenía a mediados del 2014. Para México, el organismo internacional recortó dos décimas de puntos su expectativa al pasar de 3.2 a 3.0 para el 2015, para sumar dos ajustes a la baja en la estimación para nuestro país. Y el cuarto factor, la divergencia en las políticas monetarias de las economías desarrolladas Por un lado, EU está en un proceso de normalización de tasas de interés con una política más restrictiva; en el lado contrario se observa un relajamiento monetario en China para que su economía tenga un aterrizaje más suave. En ese mismo caso está el banco europeo para apuntalar la economía de la eurozona y Japón que mantiene su laxitud monetaria. Así, la liquidez que generan las políticas monetarias más relajadas se tiene que colocar en algunos mercados, pero seguramente no será en commodities, que hoy no reportan un escenario de rentabilidad. AGOSTO 2015 | energíahoy
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de la Escuela de Negocios del Tecnológico de Monterrey, pues “está en riesgo el éxito que espera la CNH, poder licitar todo lo que espera licitar en un escenario de precios bajos del petróleo”. Para muestra un botón de lo que pasa en el mercado: de acuerdo con el Informe de la AIE “en los últimos 24 meses se han cancelado al menos 3 mil 260 nuevos proyectos de exploración en el mundo, entonces el horizonte no es del todo optimista, es un escenario conservador que limita el éxito de la apertura de México a la inversión privada”. Pero en ese entorno, explica el experto, hay que sumar un segundo factor: “Seguramente como somos primerizos en esto, a pesar de toda la transparencia y todo el show, las empresas internacionales todavía tienen la duda de que México dé paso atrás en el proceso de apertura, porque no hay precedente”. Un tercer elemento, que pesa en las licitaciones futuras, es que “en el afán –hay que reconocer a las autoridades– de no rematar la renta petrolera, Hacienda no va a cambiar su postura en cuanto a las fórmulas de cálculo de renta compartida para el Gobierno mexicano. Es bueno para el país, pero no para las empresas que quieren invertir. Es entendible que no se bajen las pretensiones del Gobierno mexicano en materia de compartición de la renta petrolera, pero creo que como todo en la vida es sujeto de negociación”. Es un entorno complicado y alto riesgo, dice el Coordinador de Estudios de Mercado de Grupo Financiero Banamex, pero hay una variable que juega a favor de la CNH, la segunda licitación de la Ronda Uno es la parte más apetitosa para las grandes compañías y se abre la oportunidad de colocar un buen número de bloques. “La CNH, Hacienda y las empresas tuvieron su curva de aprendizaje de la primera litación de la Ronda Uno y podrían hacer ajustes. En ese sentido, afirma, viene la parte más interesante de la Ronda Uno, pues se presenta un escenario donde se aprenderá cómo va ser la incursión de los nuevos jugadores a un mercado que parece muy apetitoso en un entorno de precios a la baja. Las empresas que entran a la licitación podrán en la balanza las reservas equivalentes y el tipo de yacimiento, variables que se tienen que ver en un horizonte de inversión, porque aunque los precios estén bajos ahorita, esa capacidad y atractivo que tienen los yacimientos es de mediano y largo plazos, agrega el especialista. Hay que entender que no es un escenario pesimista pero sí de riesgo, dice. Por ejemplo: “Que ganen las ganas de colocar algunos bloques y se empiece a relejar algunas variables en detrimento de la renta petrolera”. También existe el riesgo que Pemex –ya como Empresa Productiva del Estado– enfrente un escenario de insolvencia financiera, aunque sí hay quien le preste dinero. El tipo de cambio es otra variable que abre riesgos para los nuevos proyectos, explica Raymundo Tenorio, porque el componente importado de maquinaria, equipo, plataformas, etcétera, para nuevas inversiones es de 75% de procedencia extranjera, eso hay que pagarlo a un dólar más caro, el componente nacional apenas si llega al 25 por ciento. Un as bajo la maga: las asociaciones ¿El Gobierno federal tiene margen para hacer atractivo el sector?
Sí tiene otros márgenes de maniobra el Gobierno mexicano: utilizar las asociaciones público privadas, a pesar de los recortes presupuestales y las exenciones que ha venido teniendo el gobierno mexicano –dice Tenorio Aguilar, y añade: “El Estado no tiene cerrada la posibilidad de tener inversión de jugadores de grandes, puede utilizar el esquema de inversión público-privada y Pemex puede entrar a competir y no renunciar”. Pero, Pemex no tiene margen de maniobra.
No, Pemex no tiene dinero. Pero pudiera conseguirlo emitiendo bonos. Pemex sigue siendo sujeto de crédito, entonces Pemex pudiera regresar a la mesa de postores. Es una opción, pero habría qué analizarla. 40 | energíahoy | AGOSTO 2015
RondaUno Segunda Licitación: Empresas que están en proceso de precalificación
1 Atlantic Rim México 2 BG Group México Exploration 3 Chevron Energía de México 4 CNOOC International 5 Compañía Española de Petróleo 6 Controladora de Infraestructura Petrolera de México 7 Dea Deutsche Erdoel 8 Diavaz Offshore 9 E&P Hidrocarburos y Servicios 10 Ecopetrol 11 ENI International 12 Fieldwood Energy 13 Galp Energía 14 Hunt Overseas Oil 15 Lukoil Overseas Netherlands 16 ONGC 17 Petrobal 18 Petroleos Mexicanos 19 Petronas Carigali 20 Plains Acquisition Corporation 21 PTT Exploration and Production Public Company 22 Sanchez Oil & Gas Corporation 23 Sell Exploración y Extracción de México 24 Sierra Oil & Gas 25 Sinopec Internacional 26 Statoil E&P de México
RondaUno Tercera Licitación: Empresas que están en proceso de precalificación
1 Carso Oil & Gas 2 Citla Energy Onshore 3 Grupo R Exploración y Producción 4 Jaguar Exploración y Producción de Hidrocarburos 5 Perfolat de México 6 Química Apollo 7 Strata Campos Maduros 8 Torenco Energy
Eaton aguarda inversiones prometidas por la Energética; llegarán hasta 2016, prevé Enrique Chávez TEXTO: SHAILA ROSAGEL
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La Reforma Energética trajo consigo elevadas expectativas para las empresas proveedoras de equipos y servicios en el sector. Compañías como Eaton, que a la luz de los cambios estimó crecimiento e inversiones para 2015. Un año en el que se esperaba que llegaran al país nuevas inversiones. Pero no fue así. Hoy la caída de los precios del petróleo mantienen deprimida la demanda y se estima que será, quizás, hasta 2016, cuando el capital empiece a fluir. Con 19 plantas de manufactura en el país y 12 mil empleados, la multinacional espera la recuperación del sector para analizar nuevas inversiones y despegar principalmente en Oil and Gas y en energías renovables como solar y eólica, ramas en las que la compañía cuenta con una gran gama de soluciones y equipos. Enrique Chávez, director de Operaciones AL, Norte y Caribe de Eaton, conversa con Energía Hoy sobre el sector energético mexicano y los cambios que se avecinan, una vez que el mercado deprimido se libere.
FOTO: JOSÉ ANTONIO CRUZ
“Pero, ¿cómo vemos en la empresa 2015 conforme lo planeado en 2014?: va más lento de los esperado y no es sólo un problema del país, es parte de una economía global”. ENRIQUE CHÁVEZ, DIRECTOR DE OPERACIONES AL, NORTE Y CARIBE DE EATON. AGOSTO 2015 | energíahoy
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Con la Reforma Energética, ¿qué planes tiene Eaton para México?
Realmente veníamos de estar trabajando para atender las necesidades de la parte de energía y los requerimientos de distintas empresas. Estas inversiones en estos momentos están detenidas, por un efecto la caída de los precios del petróleos, que vino a reducir esas inversiones. Tenemos identificados los proyectos y las inversiones, estamos preparados con los equipos para atender la demanda cuando ya se libere. Aún así hay demanda de tecnología, nos estamos digitalizando cada vez más y más y estamos apoyando al sector. Yo tengo responsabilidades para México y Latinoamérica norte en calidad de energía, ahí sí continúa actividad y desarrollándose negocio. ¿Cómo se preparó Eaton? ¿Se realizaron algunas inversiones?
Mira, de inversiones en México como tal hay algunas de hecho que hicimos a partir de este año con una integración local, a pequeña escala. La Reforma Energética la veíamos como una necesidad dentro de México. El año pasado la corporación invirtió 675 millones de dólares en Investigación y Desarrollo para desarrollar nuevos productos que ayuden a los clientes a ser más suficientes y sustentables. Las inversiones están detenidas, ¿para cuándo estiman que se liberarán las inversiones en México?
En el periodo de un año, año y medio que esto empiece a liberarse. Vemos en 2016, esperamos que antes, pero vemos que hay otros 44 | energíahoy | AGOSTO 2015
factores. Hay países como Grecia que están en crisis y que nos afecta a todos, por el tipo de cambio. A nosotros como corporación se nos fue mucho más arriba en los tipos de cambios que como estaba previsto. No esperábamos que tocara los niveles de los 16 pesos. Esto hace más complejo. Pero esperamos que se libere, que las condiciones de mercado favorezcan. Son ciclos propios de este negocio, pero que deben estabilizase y mantener su nivel, donde las inversiones sean atractivas. Tenemos una alta dependencia de los precios de petróleo, que es el motor para desarrollar las economías. ¿Ha ido caminando más lento de lo que se esperaba la Reforma Energética.
Más lento, porque esperábamos que una vez que se liberara las inversiones llegarían. México no deja de ser una economía emergente, la segunda a nivel Latinoamérica más grande después de Brasil. Brasil trae una situación más complicada que la que estamos viviendo en México. En México se ha sabido manejar para mantener
con más estabilidad. En Brasil lo que nos llega, es que se ha complicado mucho la situación. En
los michos de negocio de
Eaton
en el
sector energético, ¿dónde ven más desarrollo a futuro?
Definitivamente en Oil and Gas, es una de las industrias de mayor futuro y mayor inversión. Con todo esto que vendrán inversiones públicas y privadas y generarán mucho negocio. La otra es la generación de energía. Hacer más eficiente el uso de la energía, hacer las redes más inteligentes, mayor eficiencia en el consumo de energía eléctrica desde el punto de vista del sector eléctrico. La parte de confiabilidad en la red, la parte más inteligente, sistemas de monitoreo. Es donde hemos invertido. Hay hicos que vemos que la participación será grande. Nosotros participamos fuertemente en equipamiento en los sistemas de las redes eólica y solar. ¿Qué
Nosotros damos la certidumbre de que contamos con productos que tienen certificaciones a nivel global. Son muchos factores los que determinan en dónde se puede poner una planta de manufactura.
tipo de equipos están desarrollando
para la generación de energía eólica y solar?
La parte de protección, de monitoreo. Tenemos sistemas que hacen desde el punto de vista comercial y residencial donde podemos tener un sistema fotovoltaico en tu hogar. Haces tu inversión, generas energía por vía solar.
Depende entonces de cómo se vaya desarrollando el mercado energético en el país para planear nuevas inversiones. ¿Cuándo se vería certidumbre de nuevas plantas para México?
Conforme los mercados, hablando de México, que veamos que se van desarrollando, vamos a estar preparándonos para hacer las inversiones. Hace dos años adquirimos a Cooper Industries. Vino a reforzar y está en miras a esas tendencias a nivel global. Lo que vemos en el sector de energía es que el mundo va a consumir para 2040 un 80 por ciento más de energía de la que consumimos ahora. Vemos en el mercado de data center un crecimiento grande. El uso de petróleo, la forma de extracción, trabajamos en el área hidráulica. Según sus proyecciones, ¿México requerirá de estas nuevas inversiones.
Sí. Vemos algo que será importante es que seamos locales. El tener la disponibilidad para el cliente, habrá muchos proyectos importantes, inversiones en los cuales van a demandar en México y aquí tenemos una cantidad de ingenieros, sobre todo en la parte de servicios. Estamos preparados para esas inversiones. Hacemos un ejercicio cada año, un plan, empezamos en agosto un proceso de tres o cuatro meses, ponemos lo que haremos de inversiones, armar el panorama para el año que viene. Luego tenemos la planeación estratégica que se hace a cinco años a futuro. En 2015, por la caída del precio del petróleo y el tipo de cambio, ha bajado el nivel de inversión contra lo que esperábamos. Pero, ¿cómo vemos en la empresa 2015 conforme lo planeado en 2014?: va más lento de los esperado y no es sólo un problema del país, es parte de una economía global.
¿Estamos hablando que estos equipos que se producen en México?
¿Las
nuevas inversiones que esperan para el sector energético po-
No estos equipos se producen en Estados Unidos y Asia, pero todo dependerá de cuánto crecerá el mercado para hacer inversiones en México. Eaton como corporación tenemos la segunda operación más grande en toda América aquí en México, como manufactura. Somos 12 mil empleados, en 19 plantas, en los diferentes negocios y segmentos que tenemos del sector eléctrico e industrial. Para hacer una producción nacional e internacional, tenemos la ventaja de vivir a un lado del país de mayor consumo del mundo, suministramos al mercado de Norteamérica.
Esperemos que en 216 se pueda dar, que estas corporaciones extranjeras y locales empiecen a invertir. Oportunidades seguimos viendo en el mercado. El mercado está contraído, va mucho más lento de los esperado, hay un reto muy fuerte con el tipo de cambio, pero las oportunidades existen, es cuestión de buscarlas.
drían llegar en
2016?
¿En el sector industrial hay más demanda para eficientar el uso de energía?
Sí, el nicho va creciendo 13 por ciento año contra año. No vemos que el mercado en general esté creciendo, pero identificamos nuevos nichos con crecimientos desde un 50 y 100 por ciento como en seguridad.
Esto es importante. Productores de energía han dicho que se vienen nuevos negocios con la
Reforma Energética, y que esto ayu-
dará a que se desarrollen los proveedores en
México, porque
inicialmente empezarán
importando proveeduría. ¿En qué nichos ven ustedes nueva proveeduría?
Al final del día la red demanda. Hay un expertis en la corporación en otros países. AGOSTO 2015 | energíahoy
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La “bonanza” petrolera puede frenarse por inseguridad y falta de financiamiento: Consorcio EMCRO TEXTO: PEDRO
MENTADO CONTRERAS
En los próximos 10 años, las Pymes de la industria petrolera mexicana tendrán oportunidad de consolidarse y entrar a nuevos negocios, sin embargo, tendrán que ofrecer precios, servicio, certificaciones y calidad. Para tomar alguna de las oportunidades de negocio, las empresas tendrán que hacer inversiones en tecnologías, capital de trabajo y en nuevas plantas. Habrá oportunidad de asociaciones con nacionales y extranjeros, pero siempre en un escenario de largo plazo. Las compañíasancla serán las grandes corporaciones extranjeras junto con Petróleos Mexicanos (Pemex) y las nacionales que están en la pelea por obtener algunas de los licitaciones que están en proceso para adjudicar bloques o campos para explorar y producir petróleo en México con el nuevo esquema legal. La industria petrolera necesitará contenedores, tuberías, pipas, fluidos, comedores… una lista larga de bienes y servicios. Sin embargo hay áreas de negocio hoy cerradas que se tendrán que abrir por la fuerte demanda que se abrirá en el sector, como el surtido de tubería, el abastecimiento de productos químicos y los servicios de mantenimiento a equipos mecánicos y eléctricos.
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Un ejemplo de la bonanza petrolera será el mercado de los contenedores, que hoy vale 200 millones de pesos, pero que, sin embargo, se duplicaría hasta cinco veces en los próximos años, y esa es apenas un área de negocio. Consorcio EMCRO es una de los cientos de empresas de servicios petroleros que ya se preparan para competir. A pesar de que es la segunda empresa en el mercado en contenedores, quiere ser la primera en el mercado de los fluidos y en el mercado de presas. No obstante, hay tres cuellos de botella que preocupan: la inseguridad en las zonas petroleras, la falta de financiamiento y apoyos por parte de la banca de desarrollo, y la deficiente infraestructura carretera y de comunicación; los tres factores limitan el crecimiento y consolidación de la industria. Contenido nacional hasta 70%
Con las tres licitaciones de la Ronda Uno para exploración y producción viene una oportunidad de crecimiento para las empresas que ya están en la industria y las nuevas que surjan en los próximos 10 años en la industria petrolera, dice Emanuel Guillermo Montaño Rubio, director general de Consorcio EMCRO.
“El principal cuello de botella que existe en esta zona petrolera, que abarca desde Campeche, Tabasco, Veracruz, y Tamaulipas, es la inseguridad. La verdad no se atiende y como empresarios es una impotencia sentir como se acercan los grupos de la delincuencia y no tienes con quién acudir”. EMANUEL GUILLERMO MONTAÑO RUBIO, DIRECTOR GENERAL DE CONSORCIO EMCRO. AGOSTO 2015 | energíahoy
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La primera licitación de 14 bloques para explorar, que fue adjudicada el 15 de julio pasado y que, además, no cumplió con las expectativas del mercado, tendrá sus primeros resultados en dos y hasta tres años. No obstante, el directivo espera que sea antes, posiblemente año y medio, porque las empresas vienen con ganas de invertir y recuperar rápido su capital. “En la segunda licitación que viene para el 30 de septiembre, que son pozos explorados con bajo riesgo en cuanto a la reservas que están en el subsuelo, los resultados se van a dar más rápido, estamos hablando que para el primer semestre de 2016 se van a dar los primeros resultados, pero la primera licitación ya estará en proceso”, añade. Los resultados de esos nuevos campos, que son inmensos, van a requerir inversiones que se calculan en unos 21 mil millones de dólares en la primera etapa de esas dos licitaciones, expone. Las empresas ganadoras pueden ser extranjeras o mexicanas, dice el empresario del sector; sin embargo, las condiciones de la Ronda Uno obligan a que el 25 por ciento del contenido debe ser nacional, con miras de que hacia el 2018 sea de 35 por ciento, lo que garantiza oportunidades de negocios para las empresas nacionales. Por ejemplo, las empresas que tienen que perforar necesitan contenedores, tuberías, pipas, fluidos, comedores, y una lista larga de bienes y servicios. “Consorcio EMCRO, por ejemplo, ofrece los contenedores, otras empresas otros servicios que podrán utilizar esa empresas para cumplir con ese 25 por ciento, para que las ganadoras de las licitaciones se dediquen 100 por ciento a la perforación”, explica. Sin embargo, el mercado va estar muy competido, prevé. “Las empresas nacionales tendrán que ofrecer precios, servicio, certificaciones y calidad. En este caso, Consorcio EMCRO ofrece precios de mercado competitivos a nivel internacional, calidad, valor agregado, pero lo más importantes cumplimos con la normas que requiere Petróleos Mexicanos y ahora el sector petrolero mexicano”.
desafortunadamente en México las empresas grandes de perforación no existen o son muy pocas. Hay empresas que hacen tendidos de líneas, empresas de servicios electromecánicos, reparación de turbinas, de motores, todas importantes, pero de perforación son muy pocas, se cuentan con los dedos de las manos, Grupo Diavaz, Oro Negro, Grupo R, CICSA y un par más, pero realmente son muy pocas y relativamente nuevas. En perforación, por ejemplo, está Oro Negro, que es capital extranjero y nacional, pero tiene menos de un año, México en si tiene poco tiempo realmente explotando con equipos propios de empresas nacionales en el área de la región marina, no obstante, en tierra es diferente, pero estamos hablando de Ronda Uno, que es la región marina. Hay poca especialidad, las empresas privadas nacionales no tienen el tamaño en experiencia y tecnología de Exxon, BP, Shell o las grandes, claro a excepción de Pemex, pero incluso ni la ahora Empresa Productiva del Estado tiene experiencia en aguas profundas. México está iniciando una transformación con la apertura del sector petrolero, que estaba en manos de Petróleos Mexicanos como única empresa, que va caminar poco a poco.
¿No hay problema para cumplir ese 25% de contenido nacional?
Los nuevos negocios en puerta
No, no veo ningún problema, fácilmente se puede cumplir con el 35% del que se habla o incluso hasta más; Noruega y Brasil juegan en porcentajes más altos. Obviamente, ese 25 o 35% no va ser problema de que tenga contenido nacional, pero las expectativa debería ser a tener el 70%, y sí se puede alcanzar ese 70% dando buen servicio, calidad, buena atención a los clientes. Camino hacia una industria nacional ¿Las empresas extranjeras se vienen a comer el mercado?
Sí y no. Hay que entender la apertura del mercado petrolero, y todo esto está sucediendo porque 48 | energíahoy | AGOSTO 2015
¿Qué van a necesitar la industria mexicana?
Expertise, tecnología y financiamiento, todo a la vez. La gran fortaleza que tiene México es su mano de obra, hay técnicos especializados y profesionales en ingeniería petrolera, ingeniería metalúrgica, ingeniería química, biólogos, relacionados todos al campo de la perforación. Sin embargo, viene una revolución en el sector petrolero que hará insuficiente lo que tenemos. Hay que seguir preparando a los jóvenes, hay que hacer un llamado a las universidades a que resurjan esas carreras y se les dé un impulso en particular, porque se habla de que se van generar 212 mil empleos, de los cuales 57 mil son empleos directos y el resto son indirectos. La realidad es que se está abriendo una gran oportunidad para empresas como la nuestra, explica el director general de EMCRO, “pero tenemos que invertir, no se puede entrar al negocio solo con ganas, hay que meterle dinero si queremos un pedazo del pastel”. Por ejemplo, añade, “nosotros tenemos contenedores, tenemos presas de lodos, una planta de fluido en proceso de construcción, pero nos interesa comercializar productos químicos, nos interesa un barco lodero que lleve y traiga barita, que saque los recortes, en fin… los fluidos que los lleve, que haga más integral el servicio que ofrece Consorcio EMCRO”.
La variedad negocios que se pueden establecer es muy amplia y, por ello, agrega “a lo mejor también podríamos integrar una línea de transporte terrestre dentro de esa misma logística; una planta de tratamiento de recortes, porque las que existen no se dan abasto, hay una mexicana muy buena, pero hay otras tres que no alcanzan niveles de practica internacional”. ¿Dónde urgen inversiones en el sector servicios?
Un área que requiere inversión es el surtido en tiempo la tubería de perforación y producción, y cuando digo surtir no es ponerla en tierra y tenerla en el almacen, sino llevársela a la plataforma; es hacer el servicio integral en barcos y la logística para que la plataforma nunca se quede sin tubería de perforación y producción. El surtido de tubería es un área muy interesante que durante muchos años únicamente TAMSA ha estado dando el servicio, ahora con esta apertura definitivamente le tienen que dar entrada a nuevos jugadores que traigan tubería de perforación, producción de línea extranjera, no hay de otra: se tiene que abrir realmente para que sea competitivo el sector. Esa es un área de oportunidad inmensa. Los productos químicos son otra área de oportunidad para abastecer en tiempo y forma la cantidad de productos que se requieren para el proceso de la perforación, y cuándo hablo de productos químicos no nada más me refiero a barita, que aparentemente está cubierto con dos o tres empresa que han hecho un oligopolio de este producto. Nosotros tenemos interés en participar, sin embargo está muy acotado para poder entrar, creo que se tiene que abrir y va dar oportunidad a empresas pequeñas a ir creciendo. Otra área importante es el servicio de mantenimiento a equipos mecánicos y eléctricos, electromecánicos, mismas plantas, turbinas… ahorita las turbinas es un nicho de cuatro empresas extranjeras que las han estado reparando. Cuando vemos que en Querétaro hay una especialidad para todo lo que es aeroespacial y ahí se incluyen las turbinas es que vienen buenas oportunidades para todas esas empresas enfocadas en sus áreas de especialización que pretendan meterse a hacer este tipo de trabajos. Hay un campo inmenso para diferentes especialidades, entre estas están los servicios marítimos; avituallamiento de diferentes áreas: alimentos; servicios eléctricos; pintura; mantenimiento a plataformas; hay una inmensa oportunidad en el área eléctrica; carpintería, que se necesita como servicio dentro de plataformas. Además el servicio de barcos, pues hay que estar limpiando los barcos por dentro por norma cada seis meses, limpiarles las panzas, hay empresa que ofrecen esos servicios, que ya existen, y que son mexicanas la mayoría se les viene una oportunidad divina para crecer en el sector.
SERVICIOS PETROLEROS: CONTENEDORES, PLANTAS DE FLUIDOS, TRATAMIENTO Y TRANSPORTE DE LODOS EMCRO SE PREPARA PARA OFRECER PRECIO, CALIDAD Y VALOR AGREGADO Consorcio EMCRO, una empresa mexicana con nueve años en el mercado de los contenedores y los fluidos, ya hace la gestiones para pelear por una “rebanada del pastel” en el negocio petróleo, que está en un proceso de apertura y transformación profunda. Consorcio EMCRO, que inició con 42 contenedores en la primera etapa, tiene actualmente más de mil, siendo el “core business” de la empresa con una participación en el mercado del 25 por ciento. Sin embargo, ya tiene planes para otros negocios. “En ocho años de operación se han invertido 100 millones de pesos para la consolidación de la compañía; este año, llevamos 50 millones de pesos para acondicionar nuestras instalaciones a las nuevas exigencias del mercado en plena expansión, y se pretenden destinar otros 50 millones adicionales antes de que termine el año”, dice Emanuel Guillermo Montaño Rubio, director general de Consorcio EMCRO, quien destaca que las empresas de servicios petroleros mexicanas, que en su mayoría son Pymes, tienen que ofrecer precio y servicio con estándares internacionales para competir en el nuevo mercado mexicano. “Nosotros para estar en el mercado de la perforación, nuestros contenedores se tienen que apegar a la norma NRF-261-Pemex-2010, cumplir con la certificación de la soldadura, pruebas de hermeticidad, pruebas de líquidos penetrables, rastreabilidad de materiales, las calcomanías que marca la norma, nomenclaturas, aplicación de RP6, que es un anticorrosivo, incluso con un color verde específico que establece Pemex, todo bajo norma”, afirma. El mercado de arrendamiento de contenedores metálicos de 4 metros cúbicos representa un monto total de 200 millones de pesos anuales, pero en los próximos años fácilmente se puede multiplicar por dos o hasta cinco veces, afirma el directivo. “Hoy nuestros clientes son primordialmente empresas petroleras dedicadas al manejo de Fluidos de Perforación: Baker Hughes, Qmax, Halliburton, Schlumberger, Wheterford, Protexa y Cosl. “En el negocio de servicios al sector petrolero han surgido nuevas oportunidades. Por ejemplo, desde el año pasado iniciamos la fabricación de presas de lodos, que es donde se almacenan los fluidos de perforación, al día de hoy tenemos un inventario de 30 presas, que son de 80 metros cúbicos y estamos en el proceso de la planta de fluidos en Paraíso, Tabasco”. En el área de fluidos del proceso de la perforación trabaja en la perforación como tal, pero son varias áreas donde intervienen y una de ellas es la de fluido, otra es la segmentación y luego la perforación direccional o con herramientas. EMCRO en este momento está en el proceso de fluidos: contenedores, presas y la planta de fluidos. La empresa se ubica en segundo lugar en el mercado de contenedores, en el segmento de presas de lodo somos el primer lugar y en planta de fluidos hay cuatro competidores, pero va por el primer lugar. Las capacidades de fluidos que tienen por estar dentro de la planta están muy reducidas, dice. “Estamos hablando de una capacidad de mil 300 metros cúbicos, y la planta que estamos construyendo tendrá una capacidad de cinco mil metros cúbocos en una primera parte, pero la idea es tener una capacidad de 10 mil metros cúbicos, destaca el empresario. AGOSTO 2015 | energíahoy
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El consumo de acero, por ejemplo, es muy importante en la industria petrolera. México tiene una industria acerera muy significativa, hay que voltear a ver a Monterrey, Guadalajara, San Luis Potosí, Monclova, se podría cubrir las necesidades de acero con acero nacional. A lo mejor en tubería se tiene un rezago por cuestiones de competitividad en precio no por capacidad de fabricación, porque de repente se consigue tubería de perforación 10% más barata en Rusia o Ucrania, ya puesta aquí, eso se tendrá que permitir o se debería permitir. Los cuellos de botella de la transformación ¿Cuáles son los cuellos de botellas para detonar la inversión?
El principal cuello de botella que existe en esta zona petrolera, que abarca desde Campeche, Tabasco, Veracruz, y Tamaulipas, es la inseguridad. La verdad no se atiende y como empresarios es una impotencia sentir como se acercan los grupos de la delincuencia y no tienes con quién acudir. Las empresas destinan entre 3 a 5% de su presupuesto para seguridad, que es un monto muy alto; como mexicanos ya estamos acostumbrados a lidiar con ese tipo de problemas, pero los extranjeros no, y eso puede ser un motivo para que desistan y se regresen a su país. La delincuencia se manifiesta de diferentes maneras, la extorsión es una de ellas, las visitas imprevistas para robar, es muy riesgoso. A lo mejor en Tabasco no es tanto, pero si me dijeras, te voy a dar un contrato para Matamoros en aguas profundas, lo pensaría; en Poza Rica también, 50 | energíahoy | AGOSTO 2015
porque es un lugar peligroso. Tabasco es peligroso y es uno de los 10 estados con mayor delincuencia que están reconocidos, pero Tamaulipas es el número uno o dos, y Veracruz el tres o cuatro”. Los gobiernos municipal, estatal y federal tienen que reducir la delincuencia a como dé lugar en esas zonas. La delincuencia en un cuello de botella. Otro cuello de botella, en el caso de las Pymes, es la falta de financiamiento barato. Estamos recurriendo a niveles de 20-25 por ciento en financiamiento, porque no queda de otra. Un banco de segundo piso ofrece tasas de 11-12 por ciento, pero no es fácil acceder al crédito bancario. Hay muchas problemáticas: si tú pides 100 te prestan 10, te dan el 10 o 15% de lo que pides, que no es suficiente. ¿Qué hemos hecho? Utilizar recursos propios, reinvertir utilidades, buscando proveedores de acero, y esa es la forma que las empresas han logrado crecer. La infraestructura es otro de los problemas. La infraestructura es muy pobre, sobre todo en Paraíso, Tabasco, no hay carreteras alternas para camiones, es una calle donde entran los habitantes de la ciudad y los camiones que surten costa fuera. Urge infraestructura en todas esas ciudades: en Paraíso, Cinco Presidentes, Nanchital y Poza Rica. Ciudad del Carmen está bien, le han invertido mucho dinero, tienen concreto hidráulico, pero en Dos Bocas, el puerto más importante de Tabasco, no han hecho nada. La Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT) debe intervenir, porque se necesita infraestructura de mayor calado, más ahora con este crecimiento, va a ser urgente implementar la infraestructura adecuada. ¿El Gobierno federal qué puede hacer?
El gobierno lo que sí ha hecho es que las leyes secundarias se hicieron en un tiempo récord, se modificó todo lo necesario para que se implementara rápido la Reforma Energética, eso tiene mucho mérito. Pero el Gobierno federal puede intervenir para garantizar seguridad, que estás zonas tengan protocolos para enfrentar la inseguridad; si a esto le agregas financiamiento barato a las empresas, sobre todo a las Pymes y los nuevos organismos que facilitan los permisos –CNH y la ASEA– ayuden en la tramitología, la región petrolera del Golfo de México va detonar en una forma importante. Los mexicanos del sur y centro del país voltean hacia Estados Unidos para la educación, trabajo, pero ahora hay que voltear hacia el Golfo –Tamaulipas, Veracruz, Tabasco y Campeche– que va a detonar la economía en el largo plazo. Esto arranca en el 2015 con 10 años para la primera etapa y otros 10 años para la segunda etapa, hay que buscar la fórmula para que el gobierno se involucre de una manera más agresiva en el proceso.
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FINANCIERO 10 de julio de 2015 Dólar
15.98
Euro
17.53
anterior 15.67 anterior 17.52
MEDIDOR
Cetes 28 días
Centenario
anterior 2.96
anterior 23,100
2.96
23,000
Md MEDIDOR
Análisis Irán afectaría crudo mexicano a Europa Las exportaciones de crudo mexicano a Europa aumentaron a la par que Irán redujo su participación por la imposición de las sanciones económicas. Sin embargo, el hecho de que Irán esté a un paso de ampliar su actual cuota de bombeo de petróleo, podría pasar de su cuota actual a 2.8 millones de barriles diarios, según cifras divulgadas por Bloomberg, a los 3.6 millones de barriles que proveía antes de las sanciones, cantidad que está respaldada por una capacidad de producción superior a 4 millones. Esto impactaría a Petróleos Mexicanos quien ha sufrido, como el resto de las empresas petroleras, la caída de los precios básicamente a la mitad de hace 12 meses, y por otra parte el hecho de que Irán regresaría a la Unión europea como proveedor, lo que daría la posibilidad de una reducción de las exportaciones mexicanas e
inevitablemente impactaría las finanzas nacionales. De acuerdo con el analista de commodities del diario El Financiero, Álvaro Montero, los envíos de Pemex aumentaron cada año desde 2011, año previo a las sanciones económicas que castigaron las exportaciones iraníes. México colocaba entonces 131 mil barriles diarios. En 2012 cuando se establecieron las penalizaciones al país asiático, el volumen mexicano ascendió a 176 mil barriles diarios. En 2013 reportó la comercialización de 179 mil barriles, mientras que en 2014 se llegó a 215 mil barriles. El promedio de barriles diarios es de 309 mil barriles. Sin embargo, Irán ofrece petróleo de mejor calidad, que cuesta menos obtenerlo, lo que puede castigar las cotizaciones de crudo, y en consecuencia, le restaría presencia al crudo mexicano en el viejo continente.
ECONÓMICO Porcentaje PIB I-15
2.50
Desempleo May-15 Inflación Jun-15 Balanza com. May-15
4.40
anterior 2.60 anterior 4.32
0.17
-1017.0
anterior -0.26 anterior -85.0
SPOTS PRODUCTO 10-JUL-15 10-JUN-15 VAR. % West Texas 52.46 58.15 -9.79 Brent Blend 57.19 61.33 -6.75 Maya 56.71 62.18 -8.80 Istmo 56.33 61.36 -8.20 OPEP 91.07 96.18 -5.31 Gas natural / residencial (Pesos /Gjoules) 39.458 34.792 13.41 Gasolina Magna 13.57 13.57 0.00 Premium 14.38 14.38 0.00 Diesel Pemex 14.20 14.20 0.00 Turbosina 9.57 9.17 4.36 Combustóleo 6.01 5.34 12.55 FUTUROS PRODUCTO 10-JUL-15 10-JUN-15 Light Sweet NY-Sep 15 52.71 61.60 Brent Londres-Sep 15 57.73 66.13 Etanol NY-Sep 15 1.644 1.468 Gas Natural NY-Sep 15 2.867 2.869 Aceite de Calefacción NY-Sep 15 1.9297 2.0494 Certificados de emisiones NY-Sep 15 7.78 7.36 Electricidad NY-Sep 15 42.07 41.82 Gasolina NY-Sep 15 1.871 2.043 BALANZA COMERCIAL PETRÓLEO (MDD) PERIODO DATO Exportaciones may-15 2,251.00 Importaciones may-15 1,897.40 Saldo may-15 353.60 VENTAS INTERNAS (MDP) PERIODO Petrolíferos may-15 Petroquímicos may-15 Gas licuado may-15 Gas natural may-15
DATO 54,930.0 2,642.3 6,192.7 4,201.6
VAR. % -14.43 -12.70 11.99 -0.07 -5.84 5.71 0.60 -8.43 ANTERIOR 1,860.90 1,627.10 233.80 ANTERIOR 54,116.2 2,772.6 6,124.0 3,832.0
AGOSTO 2015 | energíahoy
| 53
MEDIDOR ENERGÍA EN MÉXICO PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MILES DE BARRILES DIARIOS) POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Pesado 1,169 0.1 -10.8 1,311 Ligero 798 3.2 -9.1 878 Superligero 260 0.0 -13.6 301 Por región Marinas 1,725 1.7 -8.1 1,878 Norte 390 -0.5 -18.9 481 Sur 112 -0.9 -13.8 130 TOTAL 2,550 1.2 -10.7 2,856 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS) POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Asociado 3,752 1.4 -9.3 4,136 Nitrógeno 882 -1.0 19.4 739 No asociado 1,568 -5.9 -3.0 1,616 Por región Marinas 3,101 1.8 2.4 3,029 Sur 1,370 -0.7 -12.4 1,564 Norte 1,731 -5.4 -8.8 1,899 TOTAL 6,202 -0.9 -4.5 6,492
GENERACIÓN DE ENERGÍA POR REGIÓN (MEGAWATTS / HORA) POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Baja California 957,720 3.6 -5.6 1,014,564 Chiapas 1,929,704 16.9 21.2 1,592,531 Chihuahua 1,359,204 12.5 -1.7 1,383,135 Coahuila 1,480,457 -5.6 -20.1 1,853,931 Colima 1,035,703 -1.0 -8.1 1,126,452 Durango 725,510 6.9 -13.6 840,041 Guerrero 2,188,501 -0.2 17.7 1,859,311 Hidalgo 1,031,136 23.6 -10.0 1,145,378 Nuevo León 898,083 6.8 9.4 820,544 San Luis Potosí 919,062 6.5 38.3 664,525 Sonora 975,181 29.3 17.2 832,179 Tamaulipas 3,038,168 12.2 -0.4 3,050,011 Veracruz 2,533,856 1.9 -0.5 2,546,871 Otros 4,123,799 8.5 -4.7 4,325,497 Plantas Móviles 3,781 4.8 194.0 1,286.0 TOTAL 23,199,865 7.6 0.6 23,056,256
VENTAS INTERNAS DE ELECTRICIDAD (MEGAWATTS / HORA) POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Aguascalientes 248,225 14.0 7.4 231,106 Baja California 746,076 8.0 -1.2 755,088 Chuhuahua 1,060,194 18.9 1.4 1,045,158 Coahuila 859,018 -11.1 -3.7 891,804 ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Distrito Federal 1,204,068 1.2 -0.2 1,207,046 (MILES DE BARRILES DIARIOS) Edo de México 1,568,839 2.3 4.2 1,506,013 POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Guanajuato 982,680 -2.0 -3.6 1,019,556 Gas licuado 176 1.0 -17.4 213.0 Jalisco 1,123,696 7.4 2.4 1,097,682 Gasolinas 397 -4.0 -9.5 438.4 Michoacán 621,200 15.3 -2.5 637,371 Querosenos 49 0.6 -15.4 57.9 Nuevo León 1,421,409 -3.5 0.9 1,409,426 Diesel 260 -3.3 -8.7 284.9 Puebla 635,642 -0.3 -3.2 656,802 Combustóleo 238 9.5 -20.9 300.4 Querétaro 426,410 9.0 0.7 423,413 Otros 160 -9.9 2.9 155.8 San Luis Potosí 492,683 4.7 -6.9 529,216 TOTAL 1,280 -1.5 -11.7 1,450.4 Sinaloa 477,935 25.7 -3.3 494,158 Sonora 743,263 18.0 -3.1 767,211 ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS Tamaulipas 738,915 24.6 0.2 737,217 (MILES DE TONELADAS) Veracruz 1,006,441 24.8 3.6 971,167 POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Dicloroetano 0.0 0 EXPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD) Amoníaco 44.0 4.8 -43.6 78 POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Benceno 6.0 -45.5 -40.0 10 Gas licuado 0.00 - 100.0 13.20 Cloruro de vinilio 0.0 0 Gasolinas 65.30 13.8 8.8 60.00 Etireno 3.0 -75.0 -76.9 13 Turbosina 0.00 0.00 Etileno 89.0 9.9 2.3 87 Diesel 0.00 0.00 Oxido de etileno 33.0 6.5 0.0 33 Combustóleo 142.50 0.4 0.6 141.60 Polietileno AD 13.0 18.2 -13.3 15 Otros 19.60 - 38.0 752.2 2.30 Polietileno BD 20.0 33.3 17.6 17 Gas natural 2.70 0.0 4.50 Polietileno lineal BD 25.0 4.2 25.0 20 Petroquímicos 39.80 20.2 - 9.3 43.90 Propileno 39.0 -9.3 21.9 32 TOTAL 227.40 - 1.5 4.7 217.10 Tolueno 13.0 0.0 0.0 13 Otros 595.0 62.6 -13.4 687 IMPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD) TOTAL 881.0 36.2 -12.3 1,005 POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Gas licuado 84.10 - 23.5 74.1 48.30 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Gasolinas 371.00 - 2.8 11.4 333.10 (MEGAWATTS / HORA) Diesel 179.40 52.3 46.3 122.60 POR TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Combustóleo 14.10 281.1 31.8 10.70 Termoeléctrica 13,388,369 -1.0 -5.3 14,136,471 Otros 38.00 - 27.5 21.0 31.40 Dual 0 -100.0 0 Gas natural 1,344.20 11.0 - 2.5 1,379.30 Carboeléctrica 3,075,439 127.2 12.3 2,737,988 Petroquímicos 10.10 573.3 46.4 6.90 Geotérmica 519,641 -0.9 2.0 509,248 TOTAL 686.60 3.2 25.7 546.10 Nucleoeléctrica 1,065,362 -4.9 123.6 476,513 Eólica 108,488 -50.5 -24.2 143,165 Hidroeléctrica 3,504,334 26.0 4.3 3,360,643 TOTAL 21,662,832 4.1 1.4 21,365,300 54 | energíahoy | AGOSTO 2015
MEDIDOR PRECIOS DE ENERGÉTICOS EN MÉXICO GAS NATURAL TIPO JUN-15 % MES % ANUAL JU-14 Residencial / Referencia (Pesos / GJoules) 39.458 1.86 -12.89 45.297 GAS NATURAL POR REGION (DLS / GJOULES) TIPO JUN-15 % MES % ANUAL JUN-14 Bajío: Distribuidora de Gas Natural Bajío Residencial 155.81 2.48 -9.08 171.37 Comercial 84.02 4.70 -15.63 99.58 Industrial 63.16 6.33 -19.78 78.73 Chihuahua: ECOGAS México Residencial 184.17 2.08 - 7.73 199.59 Comercial 77.29 5.10 -16.63 92.71 Industrial 63.49 6.29 -19.53 78.9 DF: Metrogas Residencial 160.30 2.42 - 9.04 176.24 Comercial 82.57 4.80 -16.18 98.51 Industrial 60.43 6.67 -20.87 76.37 Jalisco: Tractebel DGJ Residencial 145.25 9.28 - 4.55 152.17 Comercial 96.22 8.86 -10.62 107.65 Industrial 82.15 8.66 -13.40 94.86 Monterrey: Compañía Mexicana de Gas Residencial 113.23 3.43 -12.58 129.53 Comercial 90.67 4.33 -15.25 106.98 Industrial 60.96 6.55 -21.11 77.27 Puebla-Tlaxcala: Natgasmex Residencial 155.83 7.33 - 5.42 164.76 Comercial 65.16 7.83 -18.55 80.00 Industrial 60.84 7.87 -19.92 75.97 Querétaro: Tractebel Digaqro Residencial 119.85 8.00 - 7.96 130.22 Comercial 100.73 7.87 -10.49 112.54 Industrial 99.69 6.83 -10.66 111.58 Toluca: Gas Natural Residencial 176.00 2.22 - 8.40 192.14 Comercial 95.44 4.18 -14.46 111.58 Industrial 66.63 6.10 -19.50 82.77 * precios incluyen costo de transporte GAS LICUADO (PESOS / KG) TIPO ABR-15 % MES % ANUAL Norte Burgos, Tamaps. 10.6715 7.70 -10.62 Cadereyta, N.L. 9.8028 - 5.31 -19.25 Cd. Juárez, Chih. 8.7514 -14.77 -30.16 Matamoros, Tamps. 10.5026 - 2.31 -12.70 Centro Abasolo, Gto. 10.7484 - 2.64 -15.83 Zapotlanejo, Jal. 11.0460 0.25 -13.64 Puebla, Puebla 10.8609 0.41 -15.08 Manzanillo, Col 10.7341 1.88 -15.61 Atotonilco, Hgo 10.4968 - 1.52 -16.49 Sur Salina Cruz, Oaxaca 10.7703 4.00 -13.91 Cactus, Chiapas 9.9509 - 4.63 -23.75 Matapionche, Ver. 10.9485 0.51 -16.17 Pajaritos, Veracruz 10.1315 - 5.55 -21.52 Pajaritos, Veracruz 10.1315 - 5.55 -21.52
ABR-14 11.9400 12.1400 12.5300 12.0300 12.7700 12.7900 12.7900 12.7200 12.5700 12.5100 13.0500 13.0600 12.9100 12.9100
PRECIOS DEL CRUDO MEXICANO (DÓLARES POR BARRIL) TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Mezcla 55.30 10.62 -42.87 96.79 Istmo 58.80 6.66 -43.07 103.28 Maya 53.53 9.87 -43.71 95.09 Olmeca 63.14 7.18 -40.41 105.95 América 57.05 10.80 -40.51 95.90 Europa 54.07 23.36 -45.62 99.43 Lejano Oriente 51.52 3.75 -47.43 98.00 PRECIOS AL PÚBLICO DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (PESOS POR LITRO) TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Gas licuado 14.49 0.00 5.77 13.70 Gasolinas automotrices Frontera Magna 13.57 6.43 7.02 12.68 Premium 14.38 0.00 7.80 13.34 Resto Magna 13.57 0.00 7.02 12.68 Premium 14.38 0.00 7.80 13.34 Turbosina 9.57 4.36 -17.36 11.58 Diesel emex 14.20 0.00 7.82 13.17 Combustóleo 6.01 12.55 -31.78 8.81 PRECIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PESOS / KILOWATT - HORA, CFE) TIPO MAY-15 DIC-14 DIC-13 DIC-12 Doméstico 1.118 1.299 1.285 1.242 Comercial 2.746 3.003 3.001 2.916 Servicios 2.484 2.452 2.321 2.123 Agrícola 0.528 0.539 0.188 0.574 Industrial 1.252 1.583 1.666 1.562 Mediana empresa 1.373 1.723 1.806 1.714 Gran industria 1.020 1.339 1.419 1.315 PROMEDIO 1.338 1.622 1.648 1.559 VENTAS INTERNAS DE PETROLÍFEROS (MBD) TIPO MAY-15 % MES % ANUAL MAY-14 Gas licuado 260.0 - 2.26 - 1.25 263.3 Gasolinas 782.7 - 0.89 - 0.86 789.5 Magna 634.3 - 0.61 - 2.57 651.0 Premium 148.4 - 2.05 7.15 138.5 Turbosina 67.2 - 3.31 4.67 64.2 Pemex diesel 339.7 - 0.23 - 3.33 351.4 Diesel desulfurado 55.5 - 4.64 10.78 50.1 Combustóleo 66.7 19.32 -50.19 133.9 Asfaltos 16.6 7.10 -14.43 19.4 Otros 50.5 -10.30 16.36 43.4 TOTAL 1,639.0 - 0.75 - 4.44 1,715.2 VOLUMEN DE VENTAS DE PETROQUIMICOS (MBD) TIPO ABR-15 % MES % ANUAL ABR-14 Derivados de metano AmonIaco y metanol 48.90 -19.04 -35.15 75.4 Otros 19.00 18.01 -30.40 27.3 Derivados de etano Polietilenos 50.60 5.42 1.81 49.7 Etilenos y derivados 0.10 0.00 -66.67 0.3 Oxido etileno y derivados 37.90 0.00 0.26 37.8 Propileno y derivados Acrilonitrillo y propileno 34.00 1.49 21.43 28.0 Otros 0.70 0.00 -22.22 0.9 Aromáticos y derivados 16.50 -31.54 -25.00 22.0 Otros 111.90 - 1.41 0.72 111.1 TOTAL 319.50 - 3.91 - 9.39 352.6
* Precios sin IVA AGOSTO 2015 | energíahoy
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MEDIDOR PRECIOS INTERNACIONALES DEL CRUDO (DLS. POR BARRIL) BRENT / REINO UNIDO
WEST TEXAS / EU 90.33
90.65 84.90
78.77
68.98
70.87
58.15
58.92 49.24 50.05 Oct14
Nov
Dic
Ene15
49.59 Feb
Mar
51.63 Abr
May
51.08
52.48 Jun
REGIÓN / PAÍS CRUDO API GRAVITY % SULFURO Norteamérica Canadá Canadian Par 40 n.d Canadá Heavy Hardisty 22 n.d México Istmo 33 1.3 México Maya 22 3.3 EU West Texas 40 0.2 EU Costo importación n.a n.a
Jul
Oct14
Nov
64.62
60.75
Dic
57.14
51.93 Ene15
Feb
61.33
Mar
Abr
57.19 May
Jun
Jul
10-JUL-15 2013 2011 2008 2006 2004 2002 1977 57.02 95.42 90.12 33.10 55.69 41.49 31.78 n.d 53.98 86.45 78.25 23.58 n.d n.d n.d n.d 56.33 95.68 101.21 35.31 48.54 33.87 30.14 13.10 56.71 96.21 98.47 29.53 41.87 26.16 26.29 n.d 52.48 93.20 98.83 38.95 60.85 43.15 31.21 n.d 87.04 103.78 102.50 31.76 47.72 32.07 28.52 13.38
Centro y Sudamérica Colombia Cano Limón 30 0.5 66.43 115.47 110.32 42.83 50.85 35.90 Ecuador Oriente 30 1.0 67.04 116.32 109.54 39.31 44.65 24.95 Venezuela Tía Juana Ligth 31 1.2 69.90 115.72 108.21 35.42 48.65 33.98
29.07 27.32 30.25
n.d 12.35 13.54
Europa Noruega Ekofisk Blend 42 0.2 75.32 114.21 115.47 37.22 52.67 38.15 31.06 14.20 Reino Unido Brent Blend 38 0.4 57.19 112.49 118.56 34.33 51.82 39.43 31.36 n.d Rusia Urals 32 1.3 77.87 122.63 111.89 34.20 47.58 33.06 30.31 13.20 Medio Oriente Abu Dhabi Murban 39 0.8 83.21 133.51 112.87 38.97 57.00 38.16 28.37 Arabia Saudita Arabian Ligth 34 1.8 81.64 126.91 110.35 35.21 48.78 31.86 27.39 Arabia SAudita Arabian Medium 31 2.5 81.77 127.54 113.45 32.16 46.83 27.96 26.44 Arabia Saudita Arabian Heavy 27 2.8 85.91 125.76 109.56 30.16 45.13 25.11 25.69 Dubai Fateh 32 n.d 88.53 119.38 115.63 36.67 52.28 33.38 27.28 Irán Iranian Ligh 34 1.5 81.02 120.78 108.45 35.31 49.16 33.84 27.85 Irán Iranian Havy 30 1.8 80.00 120.62 109.23 33.16 47.36 30.79 27.08 Iraq Kirkuk Blend 36 2.0 90.88 118.30 108.75 35.60 48.61 32.84 27.93 Kuwait Kuwait Blend 31 2.6 88.55 124.78 112.52 32.86 49.16 30.92 27.30 Omán Omán Blend 34 1.1 88.02 125.57 115.92 37.14 52.93 35.05 27.71 Qátar Dukhan 40 32.8 87.20 117.82 118.45 37.13 56.04 37.61 28.03 Promedio OPEP n.a n.a 91.07 122.14 108.41 35.48 50.75 33.90 28.47
13.26 12.70 12.32 12.02 12.64 13.45 12.49 13.17 12.22 13.06 13.19 13.03
África Angola Cabinda 32 0.1 78.80 127.54 116.21 35.04 50.35 32.47 30.60 Egipto Suez Blend 33 1.6 85.67 125.81 112.78 32.67 46.90 31.96 28.63 Libia Es Sider 37 0.3 87.09 122.77 116.24 36.66 52.35 38.00 30.40 Nigeria Bonny Ligth 37 0.1 85.00 124.26 116.32 39.85 55.98 38.21 31.16 Nigeria Forcados 31 0.3 86.93 124.96 118.78 40.65 55.98 38.21 31.13
n.d 12.81 13.68 15.12 13.70
Asia y Oceania Australia Gippsland 42 0.1 81.36 125.10 119.23 37.04 57.84 38.31 32.22 n.d China Daquing 33 0.1 89.98 123.03 115.21 35.65 53.65 36.01 34.38 13.73 Indonesia Minas 34 0.1 86.28 124.08 113.54 36.63 56.29 35.86 35.03 13.55 Malasia Tapis Blend 44 0.0 85.05 124.69 115.28 39.83 58.90 38.41 32.54 14.30 56 | energíahoy | AGOSTO 2015
MEDIDOR PRODUCCIÓN Y RESERVA MUNDIAL DE CRUDO
DEMANDA MUNDIAL DE CRUDO (ESTIMADOS, MBD) CAMBIOS ANUALES/ MARZO 2015 REGIÓN 2013 2014 2015 Norteamérica 0.49 -0.04 0.15 América Latina 0.20 0.16 0.08 Europa -0.15 -0.22 0.18 PRODUCCIÓN MUNDIAL DE CRUDO (MBD) OECD Pacífico 0.14 -0.46 0.39 REGIÓN/PAÍS MAY-15 2013 2005 2003 % MES % 2015 0.53 0.55 0.78 OPEP Asia FSU (Rusia) 0.12 0.12 -0.16 Arabia Saudita 10.22 9.56 9.21 8.48 1.7 6.9 Medio Oriente 0.15 0.20 0.13 Irán 2.85 2.75 3.85 3.79 -1.0 3.6 África 0.06 0.08 0.16 Irak 3.85 3.07 1.55 1.33 1.3 25.4 TOTAL MUNDIAL 1.20 0.66 1.40 EAU 2.87 2.76 2.56 2.29 1.1 4.0 Kuwait 2.73 2.55 2.22 1.87 -0.7 7.1 RESERVAS EN LOS PAÍSES DE LA OCDE Zona neutral 0.07 0.52 0.59 0.61 -53.3 -86.5 (MILLONES DE BARRILES, FEBRERO 2015) Qatar 0.67 0.72 0.83 0.74 -2.9 -6.9 REGIÓN SEP-14 DIC-14 % DEL TOTAL Angola 1.77 1.62 1.40 0.88 5.4 9.3 Norteamérica Nigeria 1.76 1.92 2.46 2.15 -2.2 -8.3 EU 1,836.0 1,909.4 41.8% Libia 0.45 0.90 1.65 1.42 -13.5 -50.0 Canadá 186.1 184.5 4.1% Argelia 1.11 1.15 1.37 1.11 0.0 -3.5 México 48.8 47.1 1.0% Ecuador 0.55 0.53 0.55 0.43 0.0 3.8 Total 2,103.0 2,172.9 47.4% Venezuela 2.44 2.44 2.05 2.01 0.0 0.0 Europa Total 31.33 29.82 29.26 26.80 0.4 5.1 Alemania 286.9 285.0 6.8% Total NGLs 6.62 6.42 4.85 3.67 0.0 3.1 Francia 171.3 172.9 4.6% Total OPEP 37.95 36.24 34.11 30.47 0.32 4.72 Italia 123.0 121.0 3.0% OCDE España 122.7 132.4 3.1% Norte América 19.49 18.25 14.13 14.70 -0.4 6.8 Reino Unido 74.9 79.0 2.4% EU 12.91 11.08 7.01 7.92 2.5 16.5 Otros 579.4 610.8 12.7% México 2.58 2.89 3.85 3.79 -2.6 -10.7 Total 1,358.2 1,401.1 32.6% Canadá 3.99 4.28 3.27 2.99 -7.2 -6.8 Pacífico Europa 3.32 3.36 5.71 6.32 -3.8 -1.2 Japón 604.1 563.5 15.1% Reino Unido 0.88 0.84 1.85 2.28 -7.4 4.8 Corea 186.7 181.4 3.7% Noruega 1.88 1.92 3.05 3.25 -3.6 -2.1 Australia 38.6 34.2 0.9% Otros 0.56 0.60 0.81 0.80 1.8 -6.7 Nueva Zelanda 9.0 8.7 20.0% Pacífico 0.50 0.51 0.55 0.65 -2.0 -2.0 Total 838.4 787.8 20.0% Australia 0.42 0.44 0.51 0.61 -4.5 -4.5 TOTAL OCDE 4,299.6 4,361.8 100.0% Otros 0.07 0.07 0.04 0.05 0.0 0.0 Total OECD 23.31 22.12 20.38 21.67 -0.9 5.4 Fuera OCDE PRECIOS DE HIDROCARBUROS Federación Rusa 14.04 14.01 11.92 10.31 -0.1 0.2 GASOLINA DIESEL AUTOMOTRIZ Rusia 11.04 11.00 9.67 8.49 0.0 0.4 (DÓLARES POR LITRO) (DÓLARES POR LITRO) Otros 3.00 3.01 2.24 1.82 -0.3 -0.3 PAÍS MAY-15 % % PAÍS MAY-15 % % Asia 7.94 7.68 6.45 5.90 1.0 3.4 MES ANUAL MES ANUAL China 4.25 4.23 3.63 3.41 0.0 0.5 Francia 1.617 0.9 -22.3 Francia 1.140 -0.8 -23.2 Malasia 0.76 0.64 0.86 0.83 -1.3 18.8 Alemania 1.675 0.7 -22.5 Alemania 1.172 -1.2 -25.8 India 0.88 0.91 0.75 0.78 0.0 -3.3 Italia 1.820 1.1 -23.4 Italia 1.356 0.2 -25.5 Indonesia 0.86 0.80 0.94 1.01 11.7 7.5 España 1.488 1.4 -23.8 España 1.103 -0.7 -26.2 Otros 1.18 1.10 1.22 0.88 -0.8 7.3 Reino U. 1.812 1.7 -17.6 Reino U. 1.574 1.1 -17.8 Europa 0.14 0.14 0.15 0.17 0.0 0.0 Japón 1.166 -0.7 -28.8 Japón 0.991 -0.8 -30.3 América Latina 4.50 4.26 4.32 3.92 -1.3 5.6 Canadá 0.978 3.8 -23.8 Canadá 0.911 -1.6 -27.1 Brasil 2.47 2.19 2.07 1.77 -2.0 12.8 EU 0.740 3.1 -24.1 EU 0.759 -0.5 -26.5 Argentina 0.65 0.62 0.73 0.78 1.6 4.8 Colombia 1.01 1.02 0.52 0.55 4.1 -1.0 COMBUSTIBLE DOMÉSTICO COMBUSTIBLE INDUSTRIAL Otros 0.37 0.42 0.46 0.39 -11.9 -11.9 (DÓLARES POR MIL LITROS) (DÓLARES POR TONELADA Medio Oriente 1.19 1.32 1.84 1.99 -4.0 -9.8 PAÍS MAY-15 % % MÉTRICA) Omán 0.96 0.95 0.76 0.83 0.0 1.1 MES ANUAL PAÍS MAY-15 % % Siria 0.03 0.03 0.45 0.53 0.0 0.0 Francia 0.9 -1.7 -28.7 MES ANUAL Yemen 0.02 0.12 0.42 0.44 -89.5 -83.3 Alemania 0.8 -1.4 -32.5 Francia 492.0 4.4 -34.5 África 2.34 2.46 3.94 3.06 0.0 -4.9 Italia 1.4 -0.7 -25.8 Alemania .. .. .. Egipto 0.69 0.68 0.68 0.75 0.0 1.5 España 0.8 -1.1 -31.6 Italia 469.4 6.0 -40.0 Gabón 0.23 0.24 0.24 0.24 0.0 -4.2 Reino U. 0.8 -1.3 -28.8 España 454.8 10.3 -40.0 Otros 1.41 1.54 1.62 1.20 -0.7 -8.4 Japón 0.7 -1.6 -34.7 Reino U. .. .. .. Total no-OCDE 30.16 29.86 28.63 25.36 -0.1 1.0 Canadá 0.9 -2.4 -25.9 Japón .. .. .. En proceso 2.22 2.20 1.88 1.80 0.0 0.9 EU .. .. .. Canadá .. .. .. Total no OPEP 58.01 55.99 50.90 48.84 0.2 3.6 EU .. .. .. Producción Total 95.96 92.23 85.00 79.31 0.3 4.0 Precios excluyendo impuestos. Fuente: Agencia Internacional de Energía. AGOSTO 2015 | energíahoy
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MEDIDOR MERCADO DE FUTUROS NUEVA YORK - NYMEX PETRÓLEO LIGHT SWEET (DÓLARES POR BARRIL) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 Ago 2015 52.20 61.22 Sep 2015 52.71 61.60 Oct 2015 53.13 61.81 Nov 2015 53.68 62.07 Dic 2015 54.27 62.33 Ene 2016 54.80 -
VAR. % -14.73 -14.43 -14.04 -13.52 -12.93 -
ETANOL (DÓLARES POR GALÓN) CONTRATOS 10-JUL-15 Ago 2015 1.655 Sep 2015 1.644 Oct 2015 1.626 Nov 2015 1.614 Dic 2015 1.601 Ene 2016 1.582
VAR. % 11.67 11.99 12.06 12.71 12.83 -
10-JUN-15 1.482 1.468 1.451 1.432 1.419 -
ACEITE DE CALEFACCIÓN (DÓLARES POR GALÓN) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 Ago 2015 2.0165 2.0996 Sep 2015 1.9297 2.0494 Oct 2015 1.7153 1.8820 Nov 2015 1.6475 1.8357 Dic 2015 1.6156 1.8017 Ene 2016 1.6057 GAS NATURAL (DÓLARES MMBTU) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 Ago 2015 2.864 2.855 Sep 2015 2.867 2.869 Oct 2015 2.895 2.900 Nov 2015 2.993 3.018 Dic 2015 3.178 3.201 Ene 2016 3.286 CERTIFICADOS DE EMISIONES (CERS) (DÓLARES) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 Sep 2015 7.78 7.36 Dic 2015 7.79 7.38 Mar 2016 7.80 7.41 Jun 2016 7.86 7.42 Sep 2016 7.82 7.44 Dic 2016 7.87 7.46 ELECTRICIDAD (DÓLARES MWH) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 Ago 2015 41.82 41.57 Sep 2015 42.07 41.82 Oct 2015 43.77 43.45 Nov 2015 45.57 46.20 Dic 2015 46.17 46.69 Ene 2016 46.83 46.69 GASOLINA (DÓLARES POR GALÓN) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 Ago 2015 1.940 2.093 Sep 2015 1.871 2.043 Oct 2015 1.670 1.874 Nov 2015 1.612 1.826 Dic 2015 1.585 1.791 Ene 2016 1.579 58 | energíahoy | AGOSTO 2015
VAR. % -3.96 -5.84 -8.86 -10.25 -10.33 VAR. % 0.32 -0.07 -0.17 -0.83 -0.72 VAR. % 5.71 5.56 5.26 5.93 5.11 VAR. % 0.60 0.60 0.74 -1.36 -1.11 VAR. % -7.33 -8.45 -10.88 -11.74 -11.51 -
CARBÓN (DÓLARES POR TONELADA) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 VAR. % Ago 2015 55.58 57.15 -2.75 Sep 2015 58.75 57.40 2.35 Oct 2015 58.65 57.60 1.82 Nov 2015 58.65 57.60 1.82 Dic 2015 58.55 57.60 1.65 Ene 2016 58.15 LONDRES BRENT (DÓLARES POR BARRIL) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 VAR. % Ago 2015 57.42 65.49 -12.32 Sep 2015 57.73 66.13 -12.70 Oct 2015 58.15 66.62 -12.71 Nov 2015 58.73 67.05 -12.41 Dic 2015 59.27 67.44 -12.11 Ene 2016 59.69 GASOLEO (DÓLARES POR TONELADA) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 VAR. % Ago 2015 529.50 592.00 -10.56 Sep 2015 532.75 596.50 -10.69 Oct 2015 537.75 602.75 -10.78 Nov 2015 541.00 605.25 -10.62 Dic 2015 543.50 604.75 -10.13 Ene 2016 551.50 GAS NATURAL - ESTACIONES CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 VAR. % WI15 47.40 48.05 -1.35 SU16 42.96 43.90 -2.14 WI 16 48.75 50.40 -3.27 SU17 43.37 45.00 -3.62 GAS NATURAL - TRIMESTRAL CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 VAR. % IV-15 46.50 46.61 -0.24 I-16 48.50 49.46 -1.94 II-16 43.85 44.40 -1.24 III-16 44.96 45.85 -1.94 Iv-16 45.73 46.34 -1.32 I-17 46.17 GAS NATURAL MENSUAL (LIBRAS POR TERMIA) CONTRATOS 10-JUL-15 10-JUN-15 VAR. % Ago 2015 43.78 42.30 3.50 Sep 2015 43.58 42.40 2.78 ct 2015 44.80 44.15 1.47 Nov 2015 46.50 47.05 -1.17 Dic 2015 47.85 48.80 -1.95 Ene 2016 48.70 48.80 BRENT EUROPA (DÓLARES POR BARRIL)
64.81
62.91
60.45
63.89
61.73 59.00 Sep-15
Dic-15
Mar-16
Jun-16
Sep-16
Dic-16
MEDIDOR ACCIONES DEL SECTOR ENERGÉTICO EN NY EMISORA/CLAVE DE PIZARRA PAÍS Norteamérica AMEREN CORPORATION (AEE) EU Anadarko Petroleum Corporation ( APC ) EU Apache Corporation (APA) EU Arch Coal, Inc. ( ACI ) EU Cloud Peak Energy Inc. (CLD) EU Canadian Natural Resources Limited ( CNQ ) Canadá Chesapeak Energy Corporation (CHK) EU Chevron Corporation ( CVX ) EU ConocoPhillips ( COP ) EU Consol Energy, Inc. ( CNX ) EU Devon Energy Corporation ( DVN ) EU El Paso Corporation (EP-PC) EU EnCana Corporation ( ECA ) Canadá Enterprise Products Partners, LP ( EPD ) EU Exelon Corporation ( EXC ) EU Exxon Mobil Corporation ( XOM ) EU Halliburton Company ( HAL ) EU Imperial Oil Limited ( IMO ) Canadá Marathon Oil Coporation ( MRO ) EU Natural Resource Partners, LP ( NRP ) EU Occidental Petroleum Corporation ( OXY ) EU Peabody Energy Corporation ( BTU ) EU Penn Virginia Corporation (PVA) EU PPL Corporation ( PPL ) EU Schlumberger Lmited ( SLB ) EU Southern Company ( SO ) EU Suncor Energy, Inc. ( SU ) Canadá Sunoco, Inc. ( SLX ) EU TransCanada Corporation ( TRP ) Canadá Transocean Limited ( RIG ) EU Valero Energy Corporation ( VLO ) EU América Latina Paranaense de Energia ( ELP ) Brasil Ecopetrol, S.A. ( EC ) Colombia Endesa Chile ( EOC ) Chile Enersis, S.A. ( ENI ) Chile Petroleo Brasileiro - Petrobras ( PBR ) Brasil Transportadora de Gas del Sur ( TGS ) Argentina Willbross Group, Inc. ( WG ) Panamá YPF Sociedad Anonima ( YPF ) Argentina Europa LUKOIL Oil Company ( LUKOY) Rusia BP, PLC ( BP ) Reino Unido E.ON SE ( EONGY) Alemania Electricite de France - EDF( EDF.PA ) Francia Energias de Portugal, S.A. ( EDPFY ) Portugal Areva, S.A. ( ARVCF) Francia ENI, S.p.A. ( E ) Italia IBERDROLA ( IBDRY) España National Grid Transco, PLC ( NGG ) Reino Unido Norsk Hydro ASA ( NHYDY ) Noruega Repsol YPF, S.A. ( REPYY) España Royal Dutch Sell, PLC ( RDS-B ) Alemania Statoil ASA ( STO ) Noruega TOTAL, S.A. ( TOT ) Francia Yanzhou Coal Mining Company ( YZC ) Rusia Asia China Petroleum & Chemical Corporation ( SNP ) China Huaneng Power International, Inc. ( HNP ) China PetroChina Company Limited ( PTR ) China Korea Electric Power Corporation ( KEP ) Corea
SECTOR
PRECIO (DLS) 10-JUL-15
VAR. % MES
VAR. % 2015
Electricidad Petróleo y gas Petróleo y gas Carbón Carbón Petróleo y gas Petróleo Petróleo Petróleo Carbón y gas Petróleo y gas Gas y tubería Petróleo Gas Electricidad Petróleo Construcción y serv. Petróleo y gas Petróleo y gas Carbón Petróleo y gas Carbón Carbón Electricidad Servicios Electricidad Petróleo y gas Petróleo Gas y tubería Petróleo y gas Petróleo
38.91 75.70 53.26 0.30 4.30 26.08 10.90 94.60 58.93 19.91 55.40 55.63 9.61 30.35 32.70 82.42 41.87 36.86 24.73 3.06 73.45 1.67 3.22 30.96 84.29 43.40 27.03 29.50 39.74 14.90 66.87
1.6 -9.8 -8.4 -32.0 -15.7 -12.7 -12.8 -6.4 -8.0 -24.4 -12.0 -2.8 -21.7 -3.2 -4.5 -3.1 -8.2 -6.8 -8.2 -24.8 -6.9 -39.9 -24.6 1.4 -7.0 1.9 -6.5 -11.9 -6.1 -17.8 12.1
-15.7 -8.2 -14.7 -83.2 -53.2 -15.5 -44.0 -15.7 -14.7 -41.1 -9.5 -5.7 -30.7 -15.1 -11.8 -10.2 6.5 -15.2 -12.6 -65.6 -8.9 -78.4 -51.8 -14.8 -1.3 -11.6 -14.9 -16.8 -19.1 -18.7 35.1
Electricidad Petróleo Electricidad Electricidad Petróleo y gas Gas Construcción Petróleo y gas
11.25 12.21 42.33 15.91 8.51 4.48 1.07 25.40
5.5 -15.2 -2.9 -1.2 -6.9 -11.6 -44.0 -11.3
-14.6 -28.7 -5.0 -0.3 16.6 28.0 -82.9 -4.0
Petróleo Petróleo Electricidad Electricidad Electricidad Electricidad Petróleo Electricidad Electricidad Petróleo y gas Petróleo Petróleo Petróleo y gas Petróleo y gas Carbón
42.98 39.96 13.61 20.92 39.27 8.45 34.77 27.40 66.04 4.06 18.19 57.32 16.91 48.96 6.73
-6.5 -3.5 -5.0 0.4 1.7 -13.3 -5.4 -1.2 -1.2 -11.8 -5.0 -4.3 -8.6 -4.1 -24.6
10.3 4.8 -19.9 -8.4 1.1 -19.9 -0.4 1.8 -6.5 -28.6 -2.1 -17.6 -4.0 -4.4 -20.2
Petróleo Electricidad Petróleo y gas Electricidad
79.55 49.52 104.42 20.99
-4.3 -7.7 -8.8 6.3
-1.8 -8.6 -5.9 8.4
AGOSTO 2015 | energíahoy
| 59
Dr DIRECTORIO
SECTOR PRIVADO ELECTRICIDAD ELECTRICITÉ DE FRANCE >> EDUARDO ZENTENO GARZA GALINDO, DIRECTOR GENERAL PARA MÉXICO Tel. 5339-0601
edf@edfmexico.com ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES Tel: 5540-2592 IBERDROLA
>> EDUARDO JESÚS ANDRADE ITURRIBARRÍA Tel. 5803-4607
eduardo.andrade@iberdrola.com GAS NATURAL FENOSA >> ÁNGEL LARRAGA PALACIOS, PRESIDENTE Y DIRECTOR GENERAL Tel. 5279-2400 WÄRTSILA NORTH AMERICA >> JUAN CARLOS QUINTERO. SAMPO SUVISAARI Tel: 01(938) 105-8487
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LUBRICANTES COMERCIAL ROSHFRANS >> SERGIO PLATONOFF, DIRECTOR GENERAL Tel: 5747-5719
sergiopm@roshfrans.com CASTROL MÉXICO
>> ING. FERNANDO FERNANDINI, GERENTE GENERAL Tel: 5063-2000
fernando.fernandini@bp.com ELF LUBRICANTES DE MÉXICO
>> MICHEL ROMERO, DIRECTOR GENERAL Tel: 01 (33) 3812-2300
michel.romero@elf-lub-mex. com.mx
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>> VICENTE LLEDO, DIRECTOR GRAL.
>> DAVID GALÁN,
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DIRECTOR GENERAL Tel: 5825-7019
PRESIDENTE Tel: 5722-1210
gerardo.gonzalez@exxonmobil.com ROSHFRANS Tel: 5747-5700
HIDROCARBUROS Y PETROQUÍMICA ORO NEGRO >> MANUEL OLEA VILLANUEVA, DIRECTOR GENERAL ADJUNTO Tel: 55 5992 8300
molea@oronegro.com.mx 3M MÉXICO >> GUILLERMO SURRACO, DIRECTOR GENERAL Tel: 5270 0400
www.3m.com.mx AGROGEN Tel: 5596-8911
agrogen@agrogen.com.mx CANAMEX ESP. QUÍMICAS >> DIETZ A. KAMINSKI KROENENTHAL, PRESIDENTE Tel: 5322-0560
corporativo@canamex.com.mx COMPAÑIA INTERNACIONAL DE LUBRICANTES >> ING. DAVID ROSALES, GERENTE GENERAL Tels: 01 (33) 3810 1917,
david.rosales@globallub.com AKZO NOBEL CHEMICALS
>> VÍCTOR CORONADO, GERENTE GENERAL Tel: 5858-0700
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galvan_david@infosel.net.mx bipmexico@infosel.net.mx BOSTIK FINDLEY MEXICANA >> ING. SALVADOR SORIA, DIRECTOR GENERAL Tels: 5576-7644 y 5576-4055
bostik@geoline.net CELANESE MEXICANA Tel: 5557-2099 y 5480-9100
www.celanese.com.mx
EASTMAN CHEMICAL COMPANY MÉXICO Tel. 5662-9962
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ICI MÉXICO Tel. 5615-2959
www.ici.com GRUPO IDESA Tel: 2789 2200
>> JORGE PELÁEZ LINARES, DIRECTOR GENERAL Tel: 5726-1800
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claudia.gomez@cibasc.com CROMPTON CORPORATION
>> MIKE DÚCHENSE,
VICEPRESIDENTE REGIONAL Tel. 5010-6500
german_olague@cromptoncorp.com CYDSA Tel. 5576-7344 y 5576 7167
www.cydsa.com.mx
>> FREDO ARIAS,
GERENTE GENERAL Tel: 5286-0211
resinas@resinas.com RESIRENE
>> ING. NICOLÁS GUTIÉRREZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 5723-2800
ngutierr@mail.girsa.com.mx REXCEL >> ING. ISAAC WAIZEL, DIRECTOR GENERAL Tel: 5723-2800
DEGUSSA MÉXICO >> PETER STOESSEL, DIRECTOR GENERAL Tel: 5483-1000
iwaizel@mail.girsa.com.mx
peter.stoessel@degussa.com
DIRECTOR GENERAL Tel: 5081-6666
DOW CORNING DE MÉXICO Tel: 5955-1300
ROHM AND HAAS MÉXICO
>> ING. MA. JOSÉ BERMÚDEZ,
DOW QUÍMICA MEXICANA
Tel. 52014722
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>> CHARLY EID NADER, ceid@dow.com SIGNA
>> ING. OSCAR VIVANCO,
www.resistol.com.mx
DIRECTOR GENERAL
ovivanco@signachem.com.mx
DIRECTOR GENERAL Tel. 5358-1804
www.regiogas.com.mx
GAS NATURAL GAS NATURAL FENOSA >> ING. ÁNGEL LARRAGA PALACIOS, PRESIDENTE Y DIRECTOR GENERAL Tels: 5279-2400 COMPAÑÍA MEXICANA DE GAS
ESQUIVEL, DIR. GENERAL Tel: 01 (81) 8125-8600 COMPAÑÍA NACIONAL DE GAS, >> ING. MORRIS LIBSON VALDÉS, DIRECTOR GENERAL Tel. (91) 8782 0002 MEXIGAS
>> ING. BERNARD AUZON, DIRECTOR REGIONAL ESTADO DE MÉXICO Tel: 5202-9430 DISTRIBUIDORA DE GAS DE OCCIDENTE >> ING. GUILLERMO MORENO DE LEÓN, GERENTE GENERAL Tel: 01 (645) 332-0085 ENERGÍA MAYAKÁN
SENSIENT COLORS >> ING. ALEJANDRO CHÁVEZ, PRESIDENTE Y DIRECTOR GENERAL
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REGIO GAS
>> CP. FRANCISCO VIDAÑA RESINAS SINTÉTICAS
CIBA ESPECIALIDADES QUÍMICAS Tels: 5528-9300 y 5528-9400
www.gasmetropolitano.com.mx
>> ING. LUIS LANDEROS M.,
INDUSTRIAS NEGROMEX
CELULOSA Y DERIVADOS >> FRANCISCO INDABEREA, DIRECTOR GENERAL Tel: 5557-2099
INDUSTRIAS RESISTOL Tel: 5078-9900
62 | energíahoy | SEPTIEMBRE 2015
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GAS LICUADO METROPOLITANO >> ING. MIGUEL TAPIA VELASCO, GERENTE GENERAL Tel. 5715-1464
CARGO CRANE Tel: 8503-9801. Fax: 8503-9800
cargocrane@prodigy.net.mx
>> ING. GERARD MALLET, DIRECTOR GENERAL Tel: 01 (999) 944-5005 GAS NATURAL INDUSTRIAL
>> ING. FERNANDO
CAMPOS, GERENTE GRAL. Tel: 01 (871) 717-9461 SHELL MÉXICO Tel. 5089-5700, Fax. 5089-5790
shellmex@shellus.com
DIRECTORIO GAS INDUSTRIAL DE MONTERREY
PROVEEDORES
DIRECTOR GENERAL Tel: 01 (81) 1247-7076
ENDRESS+HAUSSER >> CARLOS OLVERA, INGENIERO DE VENTAS Tel. 5321-2080
>> ING. JAIME WILLIAMS,
GRUPO GDF SUEZ ENERGÍA DE MÉXICO >> SR. MARK VAN HAVER, DIRECTOR GENERAL Tel: 5284 4000 GRUPO GDF SUEZ >> SR. GERMAINE MANCHON, DELEGADO EN MÉXICO Tel: 5520 1300 NATGASMEX >> ING. CARLOS GARCÉS, DIRECTOR REGIONAL PUEBLA-TLAXCALA Tel: 01 (222) 2295 700 PTD SERVICIOS MÚLTIPLES S. DE R.L. DE C.V. >> ING. MILTON COSTA, DIRECTOR GENERAL Tel. 5205-0955 REPSOL MÉXICO Tel. 5201-4532
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INSTALACIONES TÉCNICAS ESPECIALIZADAS >> ING. ENRIQUE RAMONEDA, DIRECTOR Tel: 5260-0573
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TUBOS DE ACERO DE MÉXICO (TAMSA) >> ING. PAOLO ROCCA, DIRECTOR GENERAL Tel: 01 (229) 989-1141
PROVEEDOR DE FUENTES DE ENERGÍA ECOLÓGICA Tel: 5245-7534
SCHLUMBERGER DISTRIBUCIÓN >> ING. ENRIQUE ZERTUCHE LOZANO, GERENTE GEOQUEST Tels: 5263-3000 y 5263-3190 VÁLVULAS WORCESTER DE MÉXICO >> SR. HÉCTOR CUÉLLAR, DIRECTOR GENERAL Tels: 5670-5155 y 5670-6624
MÓDULO SOLAR >> ING. DANIEL GARCÍA VALLADARES Tel. 01 777 318 0104
www.modulosolar.com.mx BOSCH TERMOTECNOLOGÍA
>> DIVISIÓN DE
EMBAJADA DE ESPAÑA
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mexico@comercio.mityc.es EMBAJADA DE FRANCIA >> PASCAL MACCIONI Tel: 9171-9889
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ecoembachina@gmail.com EMBAJADA DE NORUEGA >> ARME AASHEIM Tel: 5540-3486
TERMOTECNOLOGÍA Tel. 5284 3089
embmexico@mfa.no
www.bosch.com.mx buderus.comercial@bosch.com www.buderus.com.mx
EMBAJADA DE ITALIA >> PATRIZIA BINDI Tel: 5596-2582 y 5251-6460
CONSULTORÍAS
CINERGY MARKETING AND TRADING, L.P. >> ALFONSO MADRID, DIRECTOR MÉXICO Tel: 001 (713) 393-6956
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TGN DE BAJA CALIFORNIA
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MONTERO, DIRECTOR GENERAL Tels: 5254-5822 TECPETROL, S.A. >> ING. JULIO VIEIRO, DIRECTOR GENERAL Tel: (54-11) 4018-5900 TERRANOVA ENERGÍA >> MICHAEL R. WARD, REPRESENTANTE Tel: (210) 764 8642
M & A OIL CO. MÉXICO >> BLANCA HERNÁNDEZ, DIRECTORA COMERCIAL Tels. 5684-1234, 5679-9753
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>> ING. ENRIQUE RUSCHKE GALÁN, DIRECTOR GRAL. Tel: 01 (55) 5280 6775.
eruschke@caname.org.mx CALPRO Tel. 5362-7431
www.calpro..com.mx
AGREGADOS COMERCIALES EMBAJADA DE CANADA
>> SR. WAYNE ROBSON Tel: 57 24 79 00
Wayne.robson@international.gc.ca EMBAJADA DE BRASIL >> SYLVIA RUSCHEL DE LEONI RAMOS Tel: 52 01 72 99
secom@brasil.org.mx EMBAJADA DE INGLATERRA >> SR. JOHN FRANCK Tel: 52 42 85 00
John.franck@fco.gov.uk EMBAJADA DE ALEMANIA >> SR. DAVID SCHMIDT Tel: 5283-2200
info@mexi.diplo.de
gpandalg@guas-mex.com.mx
SECTOR PÚBLICO SECRETARÍA DE ENERGÍA (SENER)
>> PEDRO JOAQUÍN
COLDWELL, SECRETARIO Tel: 5000-6000 Ext. 1000 y 1062.
secretario@energia.gob.mx
>> LOURDES MELGAR
comerciale.messico@esteri.it
PALACIOS, SUBSECRETARIA DE HIDROCARBUROS Tel: 5000-6012, ext. 1495
EMBAJADA DE RUSIA
lmelgar@energia.gob.mx
Tel: 2502-4906 y 5202-8351
>> CÉSAR EMILIANO HERNÁNDEZ
interexpert@dk.ru
OCHOA, SUBSECRETARIO DE ELECTRICIDAD Tel: 5000-6120 ext. 1200.
>> NICOLAI SHKONYA
EMBAJADA DE JAPÓN
SEMPRA PIPELINES & STORAGE MÉXICO >> ING. GERARDO DE SANTIAGO TONA, VICEPRESIDENTE EJECUTIVO Tel. 9138-0100
ECOENERGIAS RENOVABLES ING. GERARDO PANDAL RODRÍGUEZ Tel: 5219 2235
>> MAKOTO IWASHIETA
cehernandez@energia.gob.mx
Tel: 1102-3800
sando@me.mofa.go.jp
>> LEONARDO BELTRÁN
EMBAJADA DE ESTADOS UNIDOS >> JEFF HAMILTON Tel: 5140-2621
RODRÍGUEZ, SUBSECRETARIO DE PLANEACIÓN Y TRANSICIÓN ENERGÉTICA Tel: 5000-6000, ext. 2674
martha.sanchez@trade.gov
lbeltran@energia.gob.mx
ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS ESCO (AMESCO)
>> JOSÉ LUIS FERNÁNDEZ ZAYAS,
ENERSAVE ING. RAÚL G. ORTEGA Tel: 2623 0555 Ext. 110
DIR. EJECUTIVO DEL INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS Tel: 01 (777) 318-2424
joseluis.fernandez@iie.org.mx
COMISIÓN DE ENERGÍA DEL SENADO DE LA REPÚBLICA
raul@enersave-is.com DALKIA ING. PEDRO PRÁDANOS Tel: 5626-5400
>> SEN. DAVID PENCHYNA GRUB,
ppradanos@dalkia.com.mx OPTIMA ENERGÍA ING. ENRIQUE GÓMEZ-JUNCO Tel: (81) 8000 6113
egomez@optimaenergia.com
PRESIDENTE Tel: 5345 3000 Ext.: 3166.
dpenchyna@senado.gob.mx
COMISIÓN DE ENERGÍA DE LA CÁMARA DE DIPUTADOS
>> DIP. ANDRÉS MARCO
ANTONIO BERNAL GUTIÉRREZ, PRESIDENTE Tel: 5036 0000 Ext. 5011-1833
EQUILLIBRIUM ING. MANUEL DE DIEGO Tel: 5592 6192
mdediego@coenergia.com.mx
marco.antonio@congreso. gob.mx
IPSE ING. ALEJANDRO MORALES RODRÍGUEZ Tel: 5335 1916
amorales@ipseenergia.com SEPTIEMBRE 2015 | energíahoy
| 63
DIRECTORIO COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)
>> ENRIQUE OCHOA REZA,
DIRECTOR GENERAL Tel: 5553-6537, 5229-4400, ext. 90001
eochoa@cfe.gob.mx
>> ALBERTO RAMOS ELORDUY WOLFLINGSEDER, SUBDIRECTOR DE DESARROLLO DE PROYECTOS Tel: 5229-4400, ext. 93530
alberto.ramos01@cfe.gob.mx
>> RAMÓN DÍAZ DE LEÓN ZAMU-
>> ING. JUAN BAUTISTA
DIO, SRIO. PARTICULAR DEL DIR. GRAL. Tel: 5273-6241 y 5229-4400, ext. 90002
FLORES, COORDINADOR DE TRANSMISIÓN Tels: 5490-0400, ext. 33010
ramón.diazdeleon@cfe.gob.mx
>> JAIME HERNÁNDEZ MARTÍNEZ, DIR. DE FINANZAS Tel: 5705-0538
jaime.hernandez16@cfe.gob.mx
>> LUIS CARLOS HERNÁNDEZ AYALA, DIR. DE OPERACIÓN 5229-4400, ext. 86900
carlos.hernandez@cfe.gob.mx
>> HÉCTOR DE LA CRUZ OSTOS, DIRECTOR DE ADMINISTRACIÓN Tels: 5286-0735 ext.94500
hector.delacruz@cfe.gob.mx
>> BENJAMÍN GRANADOS DOMÍNGUEZ, DIRECTOR DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIERA Tel: 5229-4400, ext. 93500
benjamin.granados@cfe. gob.mx
>> GUILLERMO TURRENT SCHNAAS, DIRECTOR DE MODERNIZACIÓN Y CAMBIO ESTRUCTURAL Tel: 5229-4400, ext. 90026
juan.bautista@cfe.gob.mx
COMISIÓN NACIONAL PARA EL USO EFICIENTE DE ENERGÍA (CONUEE)
>> ING. ODÓN DE BUEN RODRÍGUEZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 3000-1000 Ext.-1203
francisco.delaparra@cfe. gob.mx
>> ROBERTO VIDAL LEÓN, SUBDIRECTOR DE DISTRIBUCIÓN Tel: 5241-8403
roberto.vidal@cfe.gob.mx
directorgeneral@pemex.com PEMEX-PETROQUÍMICA >> MANUEL SÁNCHEZ GUZMÁN, DIRECCIÓN GENERAL DE PETROQUÍMICA BÁSICA Tel: 1944-8983
URQUIZA, SUBDIRECTOR DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS Tel: 1944-5678
acaio@conuee.gob.mx
>> ING. FERNANDO HERNÁNDEZ PENSADO, DIRECTOR GRAL. ADJUNTO DE NORMATIVIDAD EN EFICIENCIA ENERGÉTICA Tel: 3000-1000 Ext.-1112
Fernando.hernandez@conuee. gob.mx
Jose.gomezurquiza@pemex.com
>> MARCELO PARIZOT MURILLO, SUBDIRECTOR DE GAS LICUADO Y PETROQUÍMICOS BÁSICOS Tel: 1944-5252
Juan.marcelo.parizot@pemex.com
>> FELIPE ALBERTO CAREAGA
>> SERGIO PIMENTEL VARGAS,
CAMPOS, GTE. DE MANTENIMIENTO DE REFINERÍAS Tel: 5531-6043
COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2206
felipe.alberto.careaga@pemex.com
>> LUIS ALBERTO NÚÑEZ SANTANDER, GERENTE DE LA COORDINACIÓN DE OPERACIONES Tel: 1944-2500 ext. 58290 PEMEX-PETROQUÍMICA >> RAFAEL BEVERIDO LOMELÍN, DIRECTOR GRAL. Tel: 1944 2500
Rafael.beverido@pemex.com
>> HORACIO AGUIRRE BACEROT, ADMINISTRADOR GRAL/ COMPLEJO PETROQUÍMICA INDEPENDENCIA Tel: 01 (248) 484-0199
haguirre@ptq.pemex.com PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE FINANZAS >> MARIO ALBERTO BEAUREGARD ÁLVAREZ Tel: 1944-9781
mario.beauregard@pemex.com PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE ADMINISTRACIÓN >> VÍCTOR DÍAZ SOLÍS Tel: 1944-8016
>> ING. GONZALO MONTE-
>> JORGE DE LA HUERTA MORENO,
MAYOR MEDINA, DIRECTOR GRAL. ADJUNTO DE FOMENTO, DIFUSIÓN E INNOVACIÓN Tel: 3000-1000 Ext.-1025
SUBDIRECTOR DE GAS NATURAL Tel: 1944-5956
victor.diaz@pemex.com
jorge.delahuerta@pemex.com
PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE OPERACIONES >> CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGS, DIRECTOR CORPORATIVO DE OPERACIONES Tel: 1944-2500
RRETE BARBOSA, DIR. GENERAL ADJUNTO DE POLÍTICAS Y PROGRAMAS Tel: 3000-1000 Ext.-1083
DE LA PARRA. SUBDIRECTOR DE GENERACIÓN Tel: 5490-4030
DIRECTOR GENERAL Tel. 1944-9419
LLO, SECRETARÍA TÉCNICA Tel: 3000-1000 Ext.-1030
>> ING. JUAN IGNACIO NAVA-
>> ING. FRANCISCO GABREIL
>> EMILIO LOZOYA AUSTIN,
>> JOSÉ ANTONIO GÓMEZ
GARCÍA, SUBDIRECTOR DE PROGRAMACIÓN Tel: 5229-4400, ext.80001
noe.pena@cfe.gob.mx
PETRÓLEOS MEXICANOS (PEMEX)
>> LIC. LETICIA ACACIO TRUJI-
>> DR. FLORENCIO ABOYTES
SUBDIRECTOR DE TRANSMISIÓN Tel: 5490-0400, ext. 31010
PRESIDENTE Tel: 5283-1500 y 5283-1515 fsalazar@cre.gob.mx
manuel.sanchez@pemex.com
guillermo.turrent@cfe.gob.mx
>> ING. NOÉ PEÑA SILVA,
>> FRANCISCO SALAZAR,
odon.debuen@conuee.gob.mx
Gonzalo.montemayor@ conuee.gob.mx
florencio.aboytes@cfe.gob.mx
COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA (CRE)
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
>> ARMANDO ARENAS BRIONES, SUBDIRECTOR DE PRODUCCIÓN Tel: 1944-5114
armando.ricardo.arenas@ pemex.com PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN >> GUSTAVO HERNÁNDEZ GARCÍA, DIRECTOR GENERAL Tel: 1944-8044
gustavo.hernandez@pemex. com
>> LUIS SERGIO GUASO, SUBDIRECCIÓN DE DESARROLLO DE NEGOCIOS Tel: 1944-9123
>> EDGAR RENÉ RANGEL GERMÁN, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2205
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>> NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2203
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>> HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2207
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>> GUILLERMO CRUZ DOMÍNGUEZ VARGAS, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2204
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INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP)
>> VINICIO SURO PÉREZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 9175-6120
vsurop@imp.mx
>> ERNESTO RÍOS PATRÓN, DIR. CORPORATIVO DE PLANEACIÓN Y DESARROLLO Tel: 9175-6085
>> JUAN ARTURO LIM MEDRANO, DIRECTOR CORPORATIVO DE OPERACIÓN Tel: 9175-6150
jalim@imp.mx
>> ESTEBAN CEDILLO PARDO,
PEMEX-DIRECCIÓN CORPORATIVA DE TECNOLOGÍA DE INFORMACIÓN Y PROCESOS DE NEGOCIO >> JOSÉ LUIS LUNA CÁRDENAS, Marina Nacional N°329, piso 28. Col. Huasteca. Miguel Hidalgo. C.P. 11311. México, D.F.
DIRECTOR DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO Tel: 9175-6246
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS (CNH)
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>> JUAN CARLOS ZEPEDA MOLI-
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>> ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, DIRECTOR DE PRODUCCIÓN Y EXPLORACIÓN Tel: 9175-6230
>> ARTURO RICARDO ROSALES
guaso@pemex.com
NA, COMISIONADO PRESIDENTE Tel: 3626-6086 Ext. 2201
GONZÁLEZ, DIR. DE INGENIERÍA DE PROYECTO Tel: 9175-6103
PEMEX-REFINACIÓN
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DIRECTOR GENERAL Tel: 1944-9176
>> ALMA AMÉRICA PORRES
>> MIGUEL TAME, DOMÍNGUEZ, miguel.tame@pemex.com
LUNA, COMISIONADA Tel: 1454-8500 Ext. 8587
aporres@cnh.gob.mx
64 | energíahoy | SEPTIEMBRE 2015
sergio.pimentel@cnh.gob.mx
AHORRO DE ENERGÍA TÉRMICA
La turbina de gas (parte 1)
Zt ZONA TÉCNICA
La turbina de gas a combustión interna fue imaginada a finales del siglo XVIII por John Barber, pero construida para generar trabajo mecánico en el transcurso del siglo XX. En el pasado, la generación de potencia eléctrica estaba dominada por grandes planta de uso de hidrocarburos, pero hoy las opciones se han diversificado
TEXTO:
JEROME PENARROYA
Actualmente se ha dado un gran cambio hacia las turbinas de gas debido a sus mayores eficiencias. Actualmente las turbinas de gas, pueden funcionar con gran variedad de combustibles: Gas Natural, Diesel, Metano, Gases de biomas. Considerando la importancia de aportar un correcto descriptivo de las tecnologías de las turbinas de gas, vemos necesario abordarlo en dos artículos bien diferenciados. En el de hoy, se reflejara una descripción de los componentes, funcionamiento termodinámico, clasificación, así como sus ventajas y desventajas, brindando una introducción a la tecnología. Componentes
La turbina de gas es una maquina térmica cuya objeto es el de convertir energía calorífica contenida en el combustible líquido o gaseoso en energía mecánica aprovechable.
Los principales componentes de una turbina de gas son: ¬–Compresor. –Cámara de combustión. –Turbina. –Auxiliares. 64 | energíahoy | AGOSTO 2015
El compresor
La(s) cámara(s) de combustión:
En las turbinas a gas, los compresores utilizados son de dos tipos: –Compresor centrífugo: donde la corriente de aire de salida es perpendicular a la de entrada. –Compresor axial: donde la corriente de aire fluye en dirección axial a través de una serie de alabes móviles ubicados en el eje y fijos integrados en la carcasa. La sección de compresión va disminuyendo su diámetro.
La cámara de combustión dispone de la mezcla del aire con el combustible donde se generan temperaturas en torno a 1500°C. Se distinguen dos tipologías en los sistemas de combustión: mono cámara y multicámara. –La mono cámara dispone una sola cámara de combustión ubicada perpendicularmente al eje de la turbina. El encendido de la mezcla aire-combustible se realiza a través de bujías de encendido. –La multi-cámara dispone de varias cámaras de combustión integradas paralelamente al eje de la turbina. El encendido se realiza en una de las cámaras, transmitiendo los gases de escape al resto de los hogares de combustión, que por ignición prenden la mezcla aire combustible.
Ilustración 2 Compresor radial de una Turbina a Gas.
Ilustración 4 Cámara de combustión de una Turbina a Gas, tipo mono cámara. (fuente: Turbinas pfernadezdiez.es)
Ilustración 3 Compresor axial de una Turbina a Gas.
El compresor centrífugo otorga mayor diferencial de presión que el compresor axial. Sin embargo, los compresores axiales suelen ser más utilizados por su facilidad de integración al conjunto del equipo, implementando varias etapas de compresión para obtener mayor presión. En nuestro caso, abordaremos la descripción de este tipo de tecnología por ser la más común. Este tipo de compresor dispone de múltiples rotores donde se encuentran fijados los alabes de perfil aerodinámico. El rotor (eje) es accionado a través de la turbina, permitiendo un flujo de aire en el interior del compresor. Este aire aspirado, atraviesa los alabes rotativos que lo impulsan hacia hileras de alabes fijos ubicados en la carcasa del equipo. Como en las alas de los aviones, la presión reinante en el lado convexo de los alabes es baja y del lado cóncavo alta. Esta circulación del aire, a través de los alabes implica un aumento de su velocidad sobre la parte convexa, logrando un efecto de difusión del aire al salir del alabe. Esta difusión del aire en los pasos entre alabes móviles y fijos, es la que genera la elevación de la presión. El rol de los alabes fijos reside en garantizar un ángulo correcto del aire para ingresar a las siguientes etapas, limitando posibles turbulencias. Según el aire ingresa en las diferentes etapas del compresor, su densidad y presión incrementan. Por lo tanto para mantener una velocidad constante, la sección de compresión va reduciendo su diámetro.
Ilustración 5 Cámara de combustión de una Turbina a Gas, multi cámara. (fuente: Turbinas pfernadezdiez.es)
Como medida de seguridad, las cámaras disponen de detectores de llama, que alarman en caso de falla. La turbina
Esta sección de la turbina de gas está concebida para aprovechar la energía cinética obtenida de la combustión y ciclo de compresión para transformarla en energía mecánica. Suele estar constituida de diversas etapas de expansión (en general 5 etapas), compuestas de una hilera de alabes fijos unidos a la carcasa de la turbina y móviles fijados en el rotor (eje). De igual forma que para el compresor, el rol de los alabes fijos es de dirigir correctamente el flujo de aire a los alabes móviles. En vista de las altas temperaturas a las que deben enfrentarse los alabes de la sección de la turbina, estos suelen estar recubiertos de materiales cerámicos que garantizan su estado funcional. Para reducir la temperatura de los gases de combustión, esta sección suele estar equipada de entradas de aire comprimido en todo su recorrido proveniente del compresor.
Ilustración 6 Turbina de una Turbina a Gas. (Fuente: Fieras dela ingeniería.com) AGOSTO 2015 | energíahoy
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Equipos auxiliares: –Sistema de lubricación: su función es la de garantizar la
presencia de una lámina de aceite en todas las superficies de contacto permitiendo la lubricación y refrigeración de los elementos. Este sistema esta provisto de un tanque de almacenamiento, bomba de circulación conectada al eje de la turbina, una bomba eléctrica y una de seguridad, elementos de seguridad y filtros. –Sistema de filtración: en la entrada de la sección de compresión, existen dos tipos de filtración que se encargan de mantener las condiciones del aire óptimas para el correcto funcionamiento del sistema. La primera etapa de filtración se basa en un pre filtro que retiene las partículas de gran tamaño, seguida de una segunda etapa, con filtros que llegan a retener partículas de tamaño de en torno a 5 micras. –Virador: este sistema de seguridad se encarga de mantener la integridad estructural de la turbina (eje) a través de un giro constante de la turbina cuando se encuentra apagada. Este giro garantiza que no existan deformaciones por los cambios bruscos de temperaturas (paro y marcha) y el propio peso de los componentes. –Motor de arranque (de diésel o eléctrico): en algunos casos, las turbinas vienen equipadas de sistemas de arranque a través de motores que pueden ser de tipo eléctrico o de combustible. La turbina se encuentra acoplada al compresor (axial o centrífugo) a través de un eje. Por lo tanto, la función de la turbina consiste en mover el compresor y el alternador. Clasificación de las turbinas a gas
Existen tres posibles clasificaciones en las turbinas a gas, que son:
En base a la caída de presión donde se distinguen dos tipologías: Turbinas a gas de acción: donde la caída de presión de los gases
de escape se genera a nivel de las toberas que se sitúan antes de los estadios móviles y fijos. Esta caída de presión produce energía cinética. La presión en el interior de la turbina se mantiene constante. Turbinas de reacción: donde la caída de presión de los gases de escape se genera a nivel de las toberas, estadios móviles y fijos. La presión va disminuyendo dentro de la turbina. En base al número de estadios, donde de igual forma distinguimos dos tipologías Turbinas a gas mono etapa (un solo estadio móvil): Es una turbina que solo tiene un gradiente térmico, debido al recorrido de los gases por los alabes de la turbina. Turbinas de gas multi-etapas (varios estadios moviles):
Las turbinas multietapa pueden verse como turbinas de una etapa en consecutivo, con lo que los gradientes térmicos logrados son mayores, aprovechando en mayor manera la energía térmica. Tienen una mayor eficiencia a las turbinas monoetapa. En base al número de ejes Turbinas a gas de un solo eje: donde el compresor mantiene
un flujo y una velocidad de giro constante asociada al generador. Este efecto implica que el trabajo de compresión es constante, independientemente de la carga de funcionamiento de la turbina. Por ello, el compresor está equipado de alabes en sus primeras etapas de geometría variable que permite variar el paso del aire y por lo tanto reducir la potencia solicitada en compresión. Turbinas a gas de dos ejes: donde la velocidad de giro del compresor es independiente de la del generador, permitiendo una regulación del caudal de aire ajustada a las necesidades de funcionamiento. 66 | energíahoy | AGOSTO 2015
Etapas de funcionamiento de una turbina de gas simple (un eje)
Las etapas de funcionamiento de una turbina de gas son según el esquema adjunto los siguientes:
1. Se introduce un caudal másico m1 de aire del medio ambiente (punto 1) al interior del equipo a través de un compresor acoplado a un eje central. Este aire es filtrado para retener todo tipo de partículas en suspensión contenidas en el ambiente. El aire introducido es comprimido (máxima presión del ciclo), generando su calentamiento y llevado a una cámara de combustión. 2. En la cámara de combustión el aire comprimido (m1) es mezclado con un caudal másico de combustible m2. Esta mezcla es quemada a presión constante, aportando una energía calorífica Q a la turbina. Se debe tener en cuenta que el exceso de aire es de 6 a 7 veces, para limitar la temperatura en la cámara de combustión y por lo tanto evitar el deterioro del material de la turbina. 3. Al salir de la cámara de combustión (punto 3), los gases resultantes de caudal m1 más m2 de la combustión son llevados a la turbina a una temperatura cercana de los 1200°C donde se expanden y generan el movimiento del eje que acciona el compresor de la turbina y un alternador. 4. Los gases de escape a baja presión y alta temperatura (después de la expansión) son expulsados de la turbina en el punto 4. La energía térmica Q2 es desechada. Arranque de las turbinas Etapas de arranque de una turbina a gas
En este apartado, se mencionará el método de arranque de las turbinas, distinguiendo las siguientes etapas: 1. En caso de paro prolongado, se debe iniciar el virador durante un periodo determinado para asegurar que no existan deformaciones causadas por la baja temperatura. En caso que el virador, haya funcionado tras el paro no se debe realizar esta operación. 2. Se comprueban una serie de parámetros tales como: a. Alimentación eléctrica ya que suministrara energía eléctrica en la fase de inicio b. Sistemas de recuperación térmica con niveles de agua correctos y todos los componentes listos para trabajar. c. Sistema de lubricación en funcionamiento para asegurar que todos los elementos dispongan del aceite requerido. d. Que no existan alarmas en el tablero de control 3. Se inicia el arranque de la turbina a través del alternador que se transforma en motor alimentado por la red eléctrica. Un variador de frecuencia se encarga de garantizar un arranque suave del conjunto. 4. Pre barrido de aire a 500 rpm durante un periodo de tiempo que suele situarse entre 5 a 10 minutos en el conjunto del equipo para evitar que existan acumulaciones de combustible. 5. Una vez realizado el barrido y llegado a 50% de la velocidad de rotación nominal, se inyecta combustible al aire a través del ignitor. Por medio de la bujía se inicia el proceso de combustión de la mezcla aire combustible. Un sistema de protección denominado
detección de llama se asegura que la combustión haya iniciado, ya que en el caso contrario, se cortará el suministro de combustible, implicando iniciar nuevamente todas las anteriores etapas. 6. Una vez el proceso de combustión asegurado, los gases de escape inician su acción sobre los alabes de la turbina, implicando un descenso del trabajo otorgado por el generador que se encuentra en ciclo motor. Llegado a un nivel de velocidad, el alternador vuelve a su fase de generador eléctrico, dejando que el giro del conjunto sea a través de los gases de escape. En el transcurso de esta fase, la turbina pasa por una fase de velocidades críticas que causan vibraciones y ruidos. 7. Llegando a un nivel de velocidad situado entre los 3000 y 3600 rpm, un sincronizador se pone en funcionamiento para regular la tensión y frecuencia para ajustarse a la red eléctrica. Este proceso ronda los 20 minutos a 40 minutos en las turbinas a gas de ciclo abierto, y de 1 hora a hora y media en ciclos combinados (arranque en caliente) hasta 6 horas en arranque en frio. Tipos de arranques
Se pueden destacar cinco tipos de arranques que depende básicamente la temperatura interna de la turbina y concretamente del rotor, cámara de combustión y alabes, de la temperatura de los fluidos en los sistemas de recuperación térmica: Arranque superfrio donde la turbina y sistemas de recuperación térmica se encuentran en condiciones ambientales:
Esta situación se presenta en la puesta en marcha de la turbina tras su ejecución o tras largos periodos de inactividad del sistema (más de 20 días). En este caso, el virador está parado y el metal del rotor se encuentra en condiciones de temperatura ambientales, implicando un funcionamiento del virador antes del arranque de 6 a 24 horas. Arranque en frio (turbina fría y sistemas de recuperación en condiciones medias): En este caso, la turbina y todos sus
componentes se encuentran a temperatura ambiente y los sistemas de recuperación mantienen una cierta energía calorífica (de 25 % a 50%). Esta situación se presenta tras un paro prolongado situado entre 72 horas y 120 horas,
Arranque templado: La energía calorífica reinante en la turbina y
equipos de recuperación térmicas es de en torno al 50% (templado). Esta situación se presenta tras un paro de 24 horas a 72 horas. Arranque caliente: La influencia de la temperatura de la carcasa y del rotor en el inicio del arranque, implican ritmos de calentamiento diferentes por las masas de los diversos componentes. Esto debe hacerse de forma progresiva para limitar el estrés causado por la dilatación de los materiales. Re-arranque: Tras un paro corto o disparo del sistema de en torno a dos horas, las condiciones de temperatura del conjunto del sistema no han sufrido variaciones, implicando un arranque rápido del sistema. Protecciones de las turbinas a gas
Un funcionamiento anómalo de una turbina puede provocar daños importantes en los componentes y elementos del equipo. Por ello, se deben incorporar una serie de protecciones y sistemas de monitoreo que minimicen los riesgos de un mal funcionamiento Independientemente de las protecciones eléctricas y de los
equipos de recuperación, se reflejan a continuación los principales equipos y sistemas de protección de una turbina a gas: Sobre velocidad del equipo:
En caso de sobre velocidades, este sistema permite desconectar el eje de la turbina de la caja de engranes, reduciendo la velocidad de giro del rotor. Se basa en un embrague centrífugo ubicado en los convertidores de torque del equipo, que se acciona cuando las revoluciones del rotor llegan a un límite de seguridad. Baja presión de aceite: Este sistema mide la presión del aceite permitiendo su uso cuando se llega a un mínimo valor requerido. Alta temperatura de aceite: Existe un sistema de protección que mide la temperatura del aceite, y limita su uso pasado un cierto nivel de seguridad Detector de llama: Tal y como se mencionó anteriormente, la cámara de combustión se encuentra equipada de una serie de detectores de llama que indican si la combustión se lleva a cabo. Este sistema tiene dos funciones: • En el encendido, desconectar la llegada de combustible en el caso de que la fase de encendido no haya resultado. • Durante el funcionamiento, comprueba que exista combustión de lo contrario cerrara la admisión de combustible. Existen principalmente dos tipologías de detectores de llama que son:
• Fotoeléctrico compuesto de una foto celda que actúa sobre el sistema de inyección del combustible, cuando no detecta luz radiante. Esta luz radiante altera la conductividad eléctrica o genera un potencial eléctrico en el dispositivo accionándolo. • Infrarrojo o ultravioleta: este dispositivo detectan variaciones de la luz radiante, comprobando que existe combustión. Estos detectores suelen situarse en los tubos cruza llama. Baja presión de suministro del combustible
Un suministro de combustible con baja presión por debajo de las especificaciones técnicas del sistema, genera un funcionamiento peligroso y errático de la turbina. Vibración
Cualquier anomalía en el giro del rotor o mala combustión provocan vibraciones que son detectadas por este sistema de protección. El sistema suele conectarse a un panel de control transmitiendo la información al técnico operario. Sistema contra incendios
Comúnmente, este sistema se basa en depósitos de dióxido de carbono a alta presión conectados a una línea de aspersores de descarga, ubicados a lo largo de la turbina. El sistema contempla una alarma sonora para avisar al personal operario de su activación, ya que el dióxido de carbono puede ser perjudicial para las personas. Ciclo termodinámico, potencias y rendimientos
Para analizar el ciclo termodinámico de una turbina simple, distinguiremos dos ciclos: –Ciclo ideal. –Ciclo real. Ciclo ideal: El ciclo ideal que describe el funcionamiento de una turbina a combustión es el ciclo de Brayton, que se caracteriza por: –Una compresión adiabática reversible (isotrópica) : punto 1 a 2. AGOSTO 2015 | energíahoy
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–Una aportación de calor a presión constante (isobara) : punto 2 a 3. –Una expansión isotrópica hasta presión atmosférica: punto 3 a 4.
Considerando que cp es constante se puede escribir
Se demuestra que el rendimiento de la turbina de gas se expresa en base a la tasa de compresión r y de γ:
Cálculo de los puntos del ciclo de Brayton
El ciclo de una turbina de gas simple se caracteriza por: –La relación de compresión r entre la presión 2 y la presión 1:
–La temperatura máxima de entrada en la turbina T3 –El caudal másico de aire de admisión. En el ciclo ideal, para el cálculo, se toman una serie de hipótesis que son las siguientes: • Se considera el aire como un gas perfecto, cuyo calor másico cp (cp para el aire = 1.004 kJ kg-1 K-1) y exponente Y se mantienen idénticos en todo punto del equipo. • Que se trata de un régimen estacionario • Caudal idéntico en el conjunto de los componentes del equipo • Compresión y expansión reversibles En base a lo anterior, se pueden determinar las características termodinámicas de cada punto a través del diagrama de P,T y considerando el cálculo de las siguientes temperaturas:
Donde, m h Cp T r ϒ τ q
Caudal másico de aire en kg/s Entalpia en kJ/kg Calor especifico en kJ/(kg.K) Temperatura en K Relación de Presión adimensional Coeficiente isoentropico Potencia Mecánica kW Potencia del combustible kW
Ciclo real
Cuando el aire es comprimido y lo gases expandidos, las irreversibilidades consecuencia de la viscosidad del aire, fricciones y rozamientos, provocan entropía (perdidas) que deben ser reflejadas en los balances. Por lo tanto, se observa lo siguiente: • El trabajo de compresión real es más importante que el trabajo del ciclo de Brayton (trabajo isotrópico es decir a entropía constante) • El trabajo obtenido en la turbina es inferior al trabajo del ciclo de Brayton donde también se considera una entropía constante.
Cálculo de las potencias
Potencia mecánica de compresión
Potencia mecanica de expansión Potencia mecánica recuperable sobre el eje de la turbina
Ilustración 10 Ciclo real de una turbina a gas
Todo ello implica que las irreversibilidades disminuyen la eficacia de la turbina.
Potencia entregada por el combustible es:
Calculo del rendimiento
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Jérôme Penarroya. Es Ingeniero con grado de Master en Energía y con más de 20 años de experiencia en el sector energético y de instalaciones técnicas. (Certificado EVO, proyectos europeos I+D...). jerome.penarroya@gmail.com
Grandes Financieros Mexicanos (COORDINADORA: LEONOR LUDLOW)
Lo
LECTURA OBLIGADA
Bertha Herrerías. Es Gerente de Comunicación y Relaciones Públicas de LID Editorial Mexicana. bertha.herrerias@lideditorial.com LID Editorial Mexicana. Publica libros de negocios, historia empresarial y diccionarios especializados. Tiene oficinas en D.F. Monterrey, Buenos Aires, Madrid, Barcelona, Bogotá, Londres, Nueva York, San Francisco, Shanghái. Cuenta con red de conferencistas. http://www.lideditorial.com/ 70 | energíahoy | AGOSTO 2015
TEXTO: BERTHA HERRERÍAS
A lo largo de la historia de México el desarrollo del sistema financiero y bancario ha sido protagonista constante e importante en la construcción de la nación. Personajes tanto de la iniciativa privada como del sector público han trazado estos sucesos a veces en conjunto y otras de manera independiente. Este texto dirigido por Leonor Ludlow, especialista en Historia Económica y Social de México, narra los acontecimientos que han conformado la historia financiera de México a través de las biografías de sus protagonistas quienes con liderazgo, creatividad y capacidad de innovación crearon o dirigieron los proyectos que sostienen esta historia. Treinta y tres autores participaron en este libro auspiciado por el Centro de Estudios Espinosa Yglesias el cual realiza investigación de alto nivel y que desde sus inicios se ha dedicado a estudiar la historia bancaria y financiera de México. En este texto encontramos biografías de personalidades como Pedro Romero de Terreros fundador del Sacro y Real Monte de Piedad de Ánimas predecesor del Monte de Piedad, la de Lucas Alamán impulsor del Banco de Avío, historiador y escritor. Manuel Dublán y José Limantour hacendistas, Manuel Gómez Morín fundador del Banco Central y del Partido Acción Nacional. También se desarrollan las trayectorias de los emprendedores que construyeron el sistema bancario del siglo XX como Manuel Espinosa Iglesias, Antonio Carrillo Flores, Gustavo Petriccioli, Miguel Mancera, José Madariaga, Roberto Hernández, Carlos Slim y muchos más. En la primera parte se habla de las dinámicas del crédito eclesiástico y mercantil del último período virreinal hasta la crisis que antecedió a la Reforma Liberal. Abarca de los años 1780 a 1850. Se seleccionaron instituciones colectividades y personalidades que en aquéllos años introdujeron en Nueva España los instrumentos y las prácticas de crédito en el marco de la expansión económica de los siglos XV y XVI hasta su transformación en el siglo XVIII. La segunda sección de esta publicación está dedicada a los emprendedores que forjaron el primer sistema bancario mexicano entre los años 1864 y 1915. Es la historia de la banca moderna que se sumó a las actividades de crédito que realizaba la red de comerciantes de diversas nacionalidades que operaban en México. Se presentan los prototipos de la primera generación de banqueros cuyos consejos estuvieron compuestos por comerciantes y funcionarios. La tercera parte de esta investigación se desarrolla en el período de la Revolución Mexicana. A partir de esta sección el libro está dedicado a la sucesión de los diversos sistemas bancarios. Aquí cabe destacar la continua intervención del Estado en las instituciones de crédito. Al mismo tiempo se presenta el proceso de creación de diversos bancos públicos responsables del financiamiento a diversos sectores productivos o de servicios durante el siglo XX. Se habla de la creación del Banco de México, de los convulsos años del final del siglo XX, después de una etapa de crecimiento durante el llamado “desarrollo estabilizador”. La quiebra de las finanzas públicas en 1982 se tradujo en una revisión de las actividades económicas y las reformas constitucionales que permitieron la venta de la mayoría de las empresas estatales. Indudablemente la historia de la banca mexicana seguirá su desarrollo a la par de la historia de México, cada vez más influenciada por la globalización que, ya desde hace unos años, está permeando todas las áreas tanto de los sectores públicos como privados.
TOQUES
KELLY SERVICES
El talento es la verdadera energía donde México debe invertir: Hays
E
Hays. Es el grupo líder internacional en reclutamiento profesional para puestos de mando medio y alta gerencia, con presencia mundial en 33 países. Su equipo de expertos –formado por 7 mil 800 profesionales distribuidos en 250 oficinas alrededor del mundo– coloca alrededor de 55 mil candidatos en posiciones permanentes cada año. Las necesidades de contratación de sus clientes son atendidas por expertos en reclutamiento profesional en 20 áreas de especialización, que abarcan desde contabilidad y finanzas, ingeniería, mercadotecnia, recursos humanos, entre otras. www.hays.com. mx/
n México, la población en edad de trabajar no encuentra empleo y las empresas tampoco consiguen el talento especializado que necesitan para crecer. Ante la falta de incentivos a la demanda, los esfuerzos puntuales de las empresas para formar a los empleados terminan en que el talento que cumple con los requisitos del mercado se recicla una y otra vez, ejerciendo presión en los salarios. Esta es una de las conclusiones del Reporte Laboral México 2015, elaborado por Hays. Se trata de la segunda entrega del Reporte Laboral, un informe que expone la realidad del mercado laboral en México, desde el puntos de vistas de las empresas, empleados y reclutadores. “Las necesidades más grandes de talento están las posiciones intermedias, donde las preferencias son seguridad económica, aprendizaje y desarrollo; y tienen que ver con habilidades de liderazgo, pensamiento estratégico y manejo de equipos”, indicó Gerardo Kanahuati, director General de Hays México. En concreto, con base en los hallazgos del Reporte Laboral México 2015, Hays México hace las siguientes recomendaciones para hacer del talento mexicano una ventaja competitiva para el crecimiento de México: Crear una responsabilidad laboral tripartita: trabajo conjunto entre gobierno, empresas y universidades para acabar con la escasez de talento. Cada quien haciendo su parte: el gobierno dando incentivos a la demanda, las empresas abriendo sus puertas al talento en formación, y las uni-
versidades cambiando los programas de estudio para que reflejen las necesidades del mercado. Adoptar un esquema dual: cambio de visión y flexibilidad por parte de la industria para que los trabajadores dediquen un espacio de la jornada laboral a realizar estudios de especialidad o para el desarrollo de habilidades blandas. Reforzar la formación continua: reforzar desde la educación temprana el compromiso de tener una formación permanente, para que el profesional económicamente activo se actualice mediante certificaciones o estudios de especialidad. Desarrollar habilidades comerciales: en cuestión de competencias, la más escasa y al mismo tiempo, demandada, es la habilidad comercial. Es una capacidad que, en la mayoría de los casos, proviene de la experiencia laboral del empleado en determinada empresa. Así, es prioritario involucrar a las universidades en la incorporación de asignaturas que ayuden al desarrollo de pensamiento estratégico comercial. Aprovechar la competitividad del talento local: aprovechar las ventajas competitivas del trabajador mexicano como la creatividad, lealtad, compromiso con la empresa. Las transnacionales pueden enriquecer al mercado dando oportunidades de trabajo en el exterior a empleados mexicanos. En una coyuntura donde las reformas estructurales dictan dónde deberían de ir los recursos externos e internos del país, Hays opina que el talento es la verdadera energía donde México debe de invertir.
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