Energía Hoy edición 143 feb 2016

petróleo

Banco Mundial redujo la expectativa del precio del crudo para 2016 de 51 a 37 dólares.

minería

El gobierno federal inició la entrega de recursos por 2 mil mdp como parte del Fondo Minero a municipios.

electricidad

El Mercado Eléctrico Mayorista inició operaciones el 27 de enero en Baja California.

alternativas

La industria automotriz espera que en el primer trimestre inicie el proyecto de estaciones de carga “multimodal”, para gasolina, diesel gas y eléctricos.

México se encuentra en la gran oportunidad de impulsar el sector petroquímico gracias a la Reforma Energética, expone el director general de la ANIQ, Miguel Benedetto Alexanderson. El primer paso ya se dio con el complejo de Braskem-Idesa.

MARZO 2016

cavilaciones materiales

Hay que tomar ventaja y pensar cómo aprovechar los precios bajos de hidrocarburos.

32

ideas con brío La CFE debe aprovechar su disciplina para enfrentar su división tanto en vertical como horizontal.

rutas de negocios Alumno de la UP gana el Power Matrix Challenge de Siemens al presentar el proyecto energético más viable. zona técnica

energía y poder El Gobierno pisa a fondo el acelerador del Estado para detonar la multiplicación y crecimiento de los privados. columna invitada Reforming Energy Industries: Principles, Responsibilities and Actions.

Pedro Aspe Armella, quien fuese flamante secretario de Hacienda durante el sexenio de Carlos Salinas ahora incursiona en el sector energético gracias a la Ronda Uno.

NOTA DE LA REDACCIÓN EH:

Los sistemas de climatización y calor suelen estar sobredimensionados y en la mayoría de los casos se encuentran desequilibrados hidráulicamente.

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

FOTO: ARCHIVO ENERGÍA HOY

DEL 16 AL 20 DE MAYO

MIREC WEEK

HILTON REFORMA. CIUDAD DE MÉXICO. www.mirecweek.com

AGENDA

ENCUENTROS…

4TH MEXICO ELECTRIC POWER SUMMIT CIUDAD DE MÉXICO.

10 Y 11 DE FEBRERO. www.mexicoenergysummit.com

FORUM MADURE FIELDS CONGRESS

WTC VERACRUZ. 17 Y 18 DE FEBRERO. http://maturefieldscongress.com/

BI-NATIONAL GREEN ENERGY FORUM

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

MEXICO SHALE SUMMIT 2016

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

FECHAS A CONSULTAR…

MÉXICO

INDICADORES CÍCLICOS. 3 de febrero. CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 5 de febrero. BALANZA COMERCIAL. 9 de febrero. INFLACIÓN. 9 de febrero. ACTIVIDAD INDUSTRIAL. 11 de febrero. OCUPACIÓN Y EMPLEO. 12 de febrero. SECTOR MANUFACTURERO. 19 de febrero.

ESTADOS UNIDOS

CRÉDITO AL CONSUMO. 5 de febrero. SOLICITUDES DE DESEMPLEO. 5 de febrero. BALANZA COMERCIAL. 5 de febrero PRODUCCIÓN INDUSTRIAL. 15 de febrero. PRECIOS AL CONSUMIDOR. 19 de febrero. CONFIANZA DEL CONSUMIDOR. 23 de febrero.

CONGRESOS Y FERIAS…

MEXICO WINDPOWER 2016 CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. 24 Y 25 DE FEBRERO. www.mexicowindpower.com.mx

ELA EXPO LIGHTING AMERICA

CENTRO BANAMEX. CIUDAD DE MÉXICO. DEL 24 AL 26 DE FEBRERO. www.expolightingamerica.com

PECOM 2016

PARQUE TABASCO, VILLAHERMOSA. DEL 5 AL 7 DE ABRIL. www.pecomexpo.com

EXPO ECO BAJA 2016

CENTRO DE CONVENCIONES BAJA CENTER. ROSARITO, BC. 27 Y 28 DE ABRIL. www.expoecobaja.com

CONSEJEROS Santiago Barcón Karla Barbarella Canavan Ramírez Diego Arjona Argüelles

PRIMERA REVISTA EN MÉXICO LIBRE DE CO2

Año 10. No. 144

DIRECTORA EDITORIAL Rita Varela Mayorga

COEDITOR EDITORIAL Pablo Alatriste Galván

EDITOR DE ARTE Y DISEÑO Omar D. Vargas Rodríguez

EDITOR DE MEDIDOR Pedro Mentado Contreras

ADMINISTRACIÓN Mayra Silva Varela

DIRECTORA COMERCIAL Luz María López

VENTAS Norma Inocencio Mariana Páramo Annalí Ruiz

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

Somos tu fuente de poder...

Redacción energiahoy@energiahoy.com

Publicidad y ventas ventas@energiahoy.com

Suscripciones suscripciones@energiahoy.com

Teléfono (55) 6259 4607 (55) 6385 6607

Energía Hoy es una publicación mensual de Editorial Engrane SA de CV. Editor responsable: Rita del Pilar Varela Mayorga. Número del Certificado de Reserva otorgado por el Instituto Nacional de Derechos de Autor: 04-2013102911174400-102. Número de Certificado de Licitud de Título: 16135. Número de Certificado de Licitud de Contenido: 16135. Oficinas: Uxmal 221, Col. Narvarte, Distrito Federal, C.P. 03020, Teléfono (55) 6259 4607.

Publicación impresa en Grupo Ajusco, S.A. de C.V.

Circulación certificada por el Instituto Verificador de Medios. Registro No. 308/05

Pedro Aspe Armella

viejo conocido

Pocos saben tanto del sistema financiero actual y tienen tantos contactos en el mundo de los negocios como Pedro Aspe Armella. Fue el secretario de Hacienda durante el sexenio de Carlos Salinas de Gortari. A él se le atribuye quitarle tres ceros al depauperado peso, pero su principal obra, al menos para su grupo cercano, fue apuntalar el proyecto económico que rige actualmente en el país.

De hecho, el actual secretario de Hacienda, Luis Videgaray, fue empleado de Aspe antes de que ingresara a la administración de Arturo Montiel, cuando era gobernador del Estado de México, donde se acercó al ahora presidente Enrique Peña Nieto.

Mientras su discípulo hizo carrera política en Toluca, Aspe Armella se diversificó en los negocios y en recientes fechas se involucró en el sector energético. Su nombre empezó a sonar cuando el consorcio con el que está asociado obtuvo dos campos petroleros en tierra por parte de Diavaz Offshore durante la tercera licitación de la Ronda Uno.

Pedro Aspe ingresó al negocio petrolero como presidente del fondo Evercore, de este modo tiene una participación accionaria de 20% en la compañía que lideran los hermanos Óscar y Luis Vázquez Sentíes, lo cual lo coloca como un inversionista importante para la empresa.

PRESIDENTE DE EVERCORE MÉXICO

FOTO: ARCHIVO ENERGÍA HOY

La compañía ha detectado oportunidades para las próximas licitaciones, por lo que se mantendrá al pendiente de nuevas asociaciones. Diavaz es una empresa mexicana con más de 40 años de experiencia en el sector energético.

El recorrido

Aspe Armella, nacido en 1950 en la Ciudad de México, fundó Protego Asesores en 1996 (donde dio trabajo a Luis Videgaray, quien ya había sido su asesor en la secretaría de Hacienda), donde ha sido presidente y director general. En agosto de 2006, la empresa se fusionó con Evercore Partners Inc. a través de una Oferta Pública Inicial de acciones en la Bolsa de Valores de Nueva York.

“Cuando fundé Protego junto con mis socios, hace 20 años, lo hice con la convicción de fundar una institución. Llevamos 10 años desde nuestra fusión con Evercore, preparándonos para este paso fundamental en el que participan nuestros socios, empleados y clientes”, dijo Aspe tras el anuncio del nuevo director general para su empresa.

Augusto Arellano, quien quedó en el cargo indicó que México ofrece oportunidades de negocio únicas, particularmente con las reformas estructurales incluida la energética, “donde Evercore está muy bien posicionado para aprovecharlas”.

Es tal la preparación que tienen los socios de Aspe Armella, que según el diario Oro Negro, aparece en informes del mercado energético como “nuevos agentes financieros” y “jugadores clave” en la “apertura” del sector a la inversión extranjera enlistado junto a ex directores de Pemex y ex secretarios de Energía como Jesús Reyes Heroles y Luis Ramírez Corzo, Georgina Kessel, Juan José Suárez Coppel.

El diagnóstico

Como doctor, aunque éste es en Economía por el Instituto Tecnológico de Massachussets, Pedro Aspe tiene su diagnóstico sobre el bajo crecimiento de México: 25% del problema tiene que ver con el bajo crecimiento de Estados Unidos, mientras que 75% está relacionado con nuestro sector energético.

“La producción de petróleo cae 7% anual desde hace años. No es un problema de baja inversión, porque la inversión ha crecido año tras año (desde el 2000), mientras que la producción sigue cayendo (...) siempre 7% anual. Este año (2015) dicen que no caerá, pero se los digo: volverá a caer (...) no les gusta que se los diga”.

Lo anterior lo expuso en la Escuela de Administración Michael Smurfit del University College de Dublin, en mayo pasado, donde se centró en la baja productividad de Pemex:

“Comparado con otras petroleras del sector privado es una cuarta o una sexta parte. Frente a Statoil

de Noruega, otra empresa estatal, la comparación es peor. La productividad en Pemex es una séptima parte”, esto se puede leer en una columna de Luis Miguel González en El Economista, sobre la visión de Aspe, quien también se ha involucrado muy activamente en los fideicomisos de bienes raíces que cotizan en la bolsa, conocidos como Fibras.

Administrador de recursos

La polémica más reciente, incluso más que su incursión en el sector energético, se generó en Puebla. La empresa de Pedro Aspe logró el manejo de un fideicomiso que se encargará de administrar el dinero que reciba el gobierno de Puebla por Impuesto Sobre la Nómina (ISN) durante los próximos 50 años.

Esta empresa recaudará al menos 160 mil millones de pesos de los cuales solo debe usar 22 mil 554 para cubrir el pago de los Proyectos para la Prestación de Servicios (PPS) en Puebla, estableció el periódico Central Con ello pagará sus obligaciones como la adquirida por la construcción del Museo Barroco.

Las críticas a esta medida impuesta por el gobernador Rafael Moreno Valle van en el sentido de que no era necesario comprometer los recursos y que no era necesario darle esta tarea a la empresa de Aspe, la cual no trabajará gratis.

Los negocios de Aspe De acuerdo con información de Francisco Cruz, en su libro Los Golden Boys, el gran sexenio de Pedro Aspe como secretario de Hacienda, no sólo le permitió fundar en 1996 Protego Asesores, pues en 2005 presidió el consejo de administración de Volaris.

”La fortuna amasada por Aspe hoy le permite participar al lado de empresarios como Carlos Slim, Emilio Azcárraga Jean y la firma centroamericana TACA en la administración de la aerolínea de bajo costo Volaris, que encontró en el Aeropuerto Internacional de Toluca todas las facilidades para establecer su base de operaciones.

”Aspe no sólo preside el Consejo de Administración desde la fundación de la aerolínea, sino que también supervisa 25% de las acciones a través del fondo de inversión internacional Discovery Americas que fundó en 2003 en sociedad con Discovery Capital Management, pero además se prevé que, con la inminente salida de Grupo Televisa de Azcárraga Jean e Inbursa de Carlos Slim, el fondo capitaneado por Aspe se apodere de otro 25% de acciones.

”Aspe Armella es también el máximo responsable de la catástrofe económica que estalló en México a finales de 1994, cuando apenas había dejado la titularidad de la SHCP, y también es señalado por enriquecimiento ilegal al amparo del poder que detentó como titular de la dependencia”, es otro de los apuntes que se pueden leer sobre este ex funcionario público.

PETRÓLEO

PeBM reduce a 37 dólares estimado de petroprecios

El Banco Mundial bajó su previsión para los precios del petróleo en 2016 a 37 dólares por barril, un recorte de 14 dólares desde un estimado de 51 dólares por barril en sus proyecciones de octubre, según revela su más reciente informe sobre las Perspectivas para los Mercados de Productos Básicos.

La previsión inferior refleja una serie de factores de oferta y demanda como la pronta reanudación de las exportaciones de Irán; una mayor capacidad de recuperación en la producción de los Estados Unidos; un invierno suave en el hemisferio norte, y las perspectivas de crecimiento débiles en las principales economías de mercados emergentes.

Para 2016 los precios del petróleo s e proyectan promedien 37 dólares por barril , una reducción de 27 por ciento comparado con el año pasado. Desde sus niveles mínimos actuales, una gradual recuperación se espera durante el curso del año por varios factores, expone el reporte del Grupo del Banco Mundial.

Barril de crudo repunta luego de tocar niveles de 29 dólares Standard & Poor recorta calificación a firmas de energía de Asia-Pacífico Kuwait prevé que petroprecios oscilen entre 40 y 60 dls hasta 2020

En primer lugar señala que parte de la caída profunda que tuvo el precio en el inicio del 2016 no parece justificada por los fundamentales de la oferta y la demanda del hidrocarburo y probable se revierta. En segundo lugar, expone el informe, los

ESTIMADO

La tarifa para 2016 la había contemplado en 51 dólares.

productores de petróleo de alto costo se espera sufran pérdidas persistentes que los lleven a imponer recortes en su producción y así reducir cualquier capacidad adicional entrando al mercado.

La tercera razón es una esperada recuperación de la demanda junto con un modesto repunte en el crecimiento económico global.

Sin embargo, la recuperación estimada para este 2016 será menor a los rebotes observados en episodios anteriores debido a que prevalecen las expectativas de fuerte oferta, incluyendo desde la OPEC y una anémica demanda.

En su reunión de diciembre pasado la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), decidió mantener su producción en niveles actuales, en diciembre cerró en 31.6 millones de barriles por día con lo que abandonó su tope de 30 millones que había mantenido desde principios de 2012 una vez que Arabia Saudita intenta mantener su participación de mercado. Esto se suma a la incertidumbre por la expectativa de que la República Islámica de Irán podría incrementar sus exportaciones más pronto que lo pensado.

A quién seguir:

MAGNITUD

El adeudo equivale a una cuarta parte del presupuesto de inversión de PEP para 2016.

Proveedores de Pemex le reclaman 50 mmdp

Erick Legorreta, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria del Petróleo (Amipe), advirtió que ante el impago de Petróleos Mexicanos (Pemex) a un número importante de sus proveedores, éstos se encuentran “desesperados” y se están viendo obligados a disponer de ahorros y capitales para resistir la falta de recursos sin tener que recortar personal.

El empresario informó que en diciembre pasado se hicieron una serie de pagos sobre todo en Pemex Exploración y Producción (PEP) pero no se alcanzó a cubrir todo el expediente. Hay retrasos en otras áreas porque ya hubo cambios de razón social dentro de la empresa estatal y eso provocó mayores complicaciones. Por ejemplo, se pasó de Pemex Refinación a Pemex Logística o a Pemex Transformación Industrial.

El empresario estima que el adeudo ronda 50,000 millones de pesos (equivalente a casi una cuarta parte del presupuesto de inversión de PEP para el 2016), y se están explorando los caminos que pueden resolver la problemática. Hasta ahora, el programa que mejores posibilidades tiene es el de Cadenas Productivas, donde Pemex puede apoyar el financiamiento de proyectos, pero los proveedores pueden acceder a pagos con menores costos.

El proyecto de pagos o financiamiento por medio del Programa de Cadenas Productivas cuenta con el apoyo de Nacional Financiera (Nafin) y el

costo es de TIIE más 1.25 puntos porcentuales. En total, en este momento, el costo a pagar por el proveedor es de, aproximadamente 4.50%, que tiene muchas ventajas sobre otros esquemas, como el factoraje que tiene un costo de 6%, aproximadamente.

Legorreta explicó que los esquemas presentados por Pemex para resolver la problemática de los proveedores surgió porque ahora no se pagan las facturas en un mes, sino a 180, 90 y 60 días, y en ocasiones las empresas no pueden esperar ese tiempo.

Añadió que en este año, aunque se mantienen las restricciones presupuestales, hay proyectos en dos áreas muy importantes: mantenimientos mayores en refinación y la apertura en almacenamiento, transporte y distribución, que pueden convertirse en proyectos de alta rentabilidad.

El mantenimiento y las mejoras en las refinerías son importantes para recuperar capacidad de producción, dijo. “Hay empresas como Chevron que cuando lo hicieron mejoraron 30% su capacidad integrada”, abundó.

Advirtió que la caída del precio del petróleo no debe detener a la industria, es en este momento en el que se debe invertir en transporte y almacenamiento, donde el flujo se mantiene.

Dijo que los proveedores de Pemex Exploración y Producción, buscan las ventajas de las Cadenas Productivas, pues quieren ordenar sus facturas.

CARSTENS ACEPTA ‘MOMENTOS INUSITADOS’ POR CHINA Y PETRÓLEO

El gobernador del Banco de México (Banxico), Agustín Carstens, reconoció que vivimos “momentos inusitados” en un mundo con “aguas picadas” por la caída del precio del petróleo, la situación de China y la incertidumbre de la política monetaria en Estados Unidos. “Estamos con un mundo con aguas picadas y eso hace que el Banco se mueva un poco”, advirtió durante la firma de un convenio de colaboración con el Instituto Nacional de Transparencia y Acceso a la Información. Destacó que las subastas y política cambiaria es una responsabilidad compartida entre la Secretaría de Hacienda y el banco central y tienen como objetivo suavizar los movimientos cambiarios en el mercado en momentos álgidos y no defender un nivel específico. “Ya daremos oportunamente razón de la decisión que tomemos”, dijo.

Pemex Global @PemexGlobal Cuenta manejada por la petrolera Pemex para su difusión en inglés dedicada a crear valor.

Licitaciones continuarán, aseguran en la Sener

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell aseguró que pese a los problemas de la baja de los precios del petróleo en el mercado internacional no se detendrá la cuarta licitación de la Ronda Uno y se está preparando lo que será la quinta licitación.

Sobre el arranque del mercado eléctrico mayorista en Baja California y en el sistema interconectado nacional, explicó que participará como suministrador y generador la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y para el sistema interconectado del país solicitó ingresar la Comisión y otra empresa privada que ha manifestado su interés.

Indicó que en “México tenemos 15 años de retraso en la implementación del mercado eléctrico si nos comparamos, por ejemplo, con Colombia, pero si nos comparamos con los primeros mercados eléctricos de la década de los 90 tenemos 25 años de retraso”.

Se trata, dijo, de un nuevo modelo de negocios para el sector eléctrico con un esquema en el que no existen precedentes en México. “De acuerdo con las experiencias internacionales una vez que inicie operaciones el mercado eléctrico requerirá transitar por un periodo de maduración para alcanzar la operación plena en la que a través del tiempo van a participar múltiples generadores, suministradores y usuarios calificados”.

Estimó que el periodo de maduración del mercado eléctrico será de un año, periodo en el cual la Secretaría de Energía estará evaluando periódicamente la valuación del mercado e informando sistemáticamente a la sociedad. “En 2017 el mercado eléctrico alcanzará su mayor robustez en 2017”.

Pedro Joaquín Coldwell expuso que el nuevo mercado eléctrico dará tres frutos: Primero, aumenta desde ahora la transparencia de la industria eléctrica. Desde el 27 de enero pasado, cuando que inició operaciones, la información de precios de electricidad será pública y los consumidores y empresas podremos ver el comportamiento del mercado todos los días.

“Desde nuestras computadoras podremos observar en la página de Internet del Cenace cuánto cuesta generar la electricidad en los más de 4 mil nodos que unen al país, en cada una de las 24 horas de cada día. Conoceremos los costos reales de generación de cada una de las plantas que estén en el mercado y podremos ver, cómo

EN PIE

Las licitaciones 4 y 5 de la Ronda Uno siguen de acuerdo a lo programado.

la planta que genere la electricidad más barata será la que el Cenace como operador independiente, despachará primero”.

El mercado de Baja California y el interconectado nacional tendrán un diseño básico embrionario, que se irá perfeccionando y expandiendo a lo largo del año, a la par que se incorporen más operadores.

Un segundo fruto del Mercado Eléctrico es que los costos de generación de electricidad que se hacen públicos, se constituyen en precios de referencia.

Las empresas contarán con un banco de información exhaustivo sobre los precios, la oferta y la demanda de energía a lo largo del territorio nacional.

El tercer beneficio del Mercado es que representa una simplificación y flexibilización administrativa. De esta manera, se podrá comercializar electricidad bajo el esquema anterior implicaba barreras de entrada ligadas a largos y complejos trámites.

Además, no sólo el ingreso al mercado es más sencillo, sino también las operaciones de compra-venta al mercado y a terceros se vuelven más flexibles con el nuevo esquema, siguiendo las mejores prácticas internacionales. Indicó que en abril se lanzará la licitación para la línea de transmisión de alto voltaje que correrá del Itsmo de Tehuantepec al centro del país.

GE OIL & GAS SUMA MÁS DE 700 MILLONES DE DÓLARES EN ACUERDOS DE INNOVACIÓN

GE Oil & Gas anunció una serie de acuerdos innovadores que suman un valor combinado de más de 700 millones de dólares a ejercer a lo largo de su vida útil. Los nuevos acuerdos integran varios productos de la diversa gama ofrecida por GE, incluyendo soluciones digitales, que atienden las cambiantes necesidades de toda su base de clientes alrededor del mundo. La extensión de los acuerdos anunciados demuestra la capacidad de GE Oil & Gas para adaptarse a las necesidades de sus clientes y a las requisiciones de un mercado desafiante. Entre los negocios. GE Oil & Gas firmó un Memorando de Entendimiento con Pemex – un compromiso para desarrollar y financiar proyectos para toda la cadena de valor del petróleo y gas.

MINERÍA

MiEntregan 2 mil mdp del Fondo Minero

La secretaria de Desarrollo Agrario, Territorial y Urbano (Sedatu), Rosario Robles Berlanga, comenzó la entrega de 2 mil 74 millones de pesos del Fondo Minero que se destinarán a los 25 estados del país con actividades mineras.

La funcionaria arrancó la entrega de los primeros 164 millones de pesos al estado de Zacatecas, de un total de 444 millones 660 mil 356 pesos que destinará para obras de beneficio social, directamente a los alcaldes de 16 municipios de esa entidad que cuentan con actividades mineras.

“El dinero se entregará con total transparencia y apegado a la norma a los presidentes municipales para que los empleen en obra pública y en obra social, y habrá una página de internet donde se pondrán, proyecto por proyecto, monto por monto, municipio por municipio, para que todos puedan consultar los montos aplicados. Vamos a referenciar las obras, vamos a estar vigilantes”, dijo Robles Berlanga.

Expuso que “este acto de justicia social hace posible que los municipios más pobres con actividades mineras cuenten con proyectos en alumbrado, agua potable, infraestructura, caminos, pavimentación, infraestructura carretera, modernización y ampliación de vialidades urbanas”.

Indicó que estas obras “son una realidad, gracias a la Reforma Fiscal impulsada por el Presidente de la República”.

Informó también que cinco estados concentran 75 por ciento de estos recursos: Sonora, Zacatecas, Chihuahua, Durango,

BENEFICIADOS

Los recursos van a 25 estados con actividad minera.

Coahuila y Michoacán y aclaró que estos recursos pertenecen al ejercicio 2014 y que los recursos de 2015 permitirán al país “pensar ya en grande”.

“No solo pensaremos en proyectos municipales, sino en proyectos de desarrollo regional que también imparten en los municipios aledaños a los mineros y que este recurso que está en el subsuelo y que es de la nación realmente sea productivo para todos los zacatecanos y todos los estados con actividades mineras”, comentó.

La secretaria invitó a las empresas mineras extranjeras a que transmita en sus países el mensaje de que en México se actúa con total transparencia y con honestidad; además de que la recaudación de impuestos por extracción de minerales y metales se utiliza en beneficio de las comunidades mineras.

ENDEAVOUR SILVER INVERTIRÁ 13.8 MDD EN MÉXICO

La minera Endeavour Silver planea invertir 13.8 millones de dólares en sus proyectos que tiene en México, principalmente en su mina Guanacevi, entre planes de capital y exploración para nuevas vetas. En su reporte al cuarto trimestre de 2015, la empresa destacó que esta cifra podría aumentar hasta 25.3 millones de dólares, siempre y cuando se cuente con financiamiento viable; la empresa cuenta con tres minas en México llamadas Guanaceví, ubicada en Durango, y Bolañitos y El Cubo, en Guanajuato. “Nuestras minas Guanaceví y Bolañitos son rentables a los precios actuales de los metales; no obstante, El Cubo continúa arrojando pérdidas a pesar de nuestros esfuerzos para expandir la operación y disminuir los costos de operación”, destacó Bradford Cooke, director general.

Minería reporta tres años de inversiones a la baja

México atrajo inversiones mineras por 4,500 millones de dólares en el 2015, una caída interanual de 9.1%, de acuerdo con datos preliminares de la Secretaría de Economía (SE).

El monto representa la tercera caída anual de este indicador, desde el máximo histórico alcanzado en el 2012, cuando sumó 8,043 millones de dólares; también es la cantidad más baja en los últimos cinco años.

Mario Cantú, coordinador general de Minería, de la Secretaría de Economía, estimó que el 2016 podría ser un punto de inflexión en el sector, pues el gobierno federal proyecta 5,000 millones de dólares de inversiones, impulsadas por minas de oro.

En el ámbikto global, el sector minero ha sufrido impactos negativos como la tendencia generalizada a la baja de los precios de diversos minerales.

En México, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) cobra desde el 2014 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. Además, eliminó las deducciones fiscales de los gastos de exploración.

Según Sergio Almazán, director general de la Camimex, la minería mantiene tendencias cíclicas históricas. Pasó por un periodo al alza que comenzó desde finales del 2003 y culminó en el 2012, durante el cual se demostró el valor estratégico del sector para México, porque lleva recursos a donde ninguna otra industria puede, a lugares remotos.

En México operan varias minas más destacadas a nivel mundial, por ejemplo, la de Fresnillo, en Zacatecas, las más rica y grande en cuanto a producción de plata.

ElELECTRICIDAD Arranca Mercado Eléctrico Mayorista

El Mercado Eléctrico Mayorista inició operaciones en México el pasado 27 de enero en el sistema aislado de la península de Baja California, mientras que el 29 de enero, el mercado se puso en marcha en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

En el caso del sistema de Baja California, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) será el primer generador y suministrador, mientras que para el resto del país han solicitado ingresar desde el inicio la CFE y otra empresa.

Se trata de un nuevo modelo de negocios para el sector eléctrico, un esquema para el que no existen precedentes en nuestro país, expusieron las autoridades federales. De acuerdo con otras experiencias internacionales, una vez que inicie operaciones el Mercado Eléctrico requerirá transitar por un periodo de maduración para alcanzar la operación plena, en la que con el tiempo, participarán múltiples generadores, suministradores y usuarios calificados.

La Secretaría de Energía (Sener) estima que dicho periodo de maduración será de por lo menos un año, en el que la propia dependencia evaluará periódicamente la evolución del mercado e informará sistemáticamente a la sociedad. A lo largo del 2016 se sumarán más empresas y, de acuerdo con previsiones de la Sener, el Mercado Eléctrico Mayorista logrará alcanzar mayor robustez en 2017.

En otros países que pusieron en marcha mercados eléctricos, el proceso de maduración duró cinco años, pero según cál-

LA QUE SE APUNTÓ

Energía BuenaVista tiene permiso como suministrador calificado de energía

culos de la dependencia en México es posible reducir ese lapso en virtud de que operadores actuales inscritos bajo figuras anteriores, ya se encuentran conectados al Sistema. El mercado les permitirá la flexibilidad suficiente para incorporarse como generadores.

Según la Sener, el nuevo Mercado Eléctrico Mayorista tendrá tres frutos inmediatos: Aumentar desde ahora la transparencia de la industria eléctrica.

– Con el inicio de operaciones, la información de precios de electricidad será pública y los consumidores y empresas podrán ver el comportamiento del mercado todos los días. Desde las computadoras se podrá observar en la página de Internet del Cenace cuánto cuesta generar la electricidad en los más de 4 mil nodos que unen al país, en cada una de las 24 horas de cada día.

Segundo: Los costos se constituyen en Precios de Referencia.

– Las empresas contarán con un banco de información exhaustivo sobre los precios, la oferta y la demanda de energía a lo largo del territorio nacional. Lo anterior permitirá a los inversionistas ir conociendo los costos reales de producción que les servirá como referencia para tomar decisiones sobre las ubicaciones con mayores oportunidades de negocio y las tecnologías más viables para cada región.

Tercero: Simplificación y Flexibilización Administrativa.

– Comercializar electricidad bajo el esquema anterior implicaba barreras de entrada ligadas a largos y complejos trámites, porque los empresarios debían constituirse como sociedad de auto-abasto, como cogenerador, pequeño productor, productor independiente o como importador o exportador. Ahora, con este nuevo modelo hay una enorme simplificación, dado que únicamente deberán presentar su solicitud de permiso o registro ante la CRE y firmar un contrato de participante de mercado con el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).

Precio máximo de CFE en verdes limitará inversión en energía solar

El precio máximo de 70 dólares por megawatt/hora de energías limpias es un tope muy bajo para hacer rentables grandes proyectos en generación solar y eólica, por lo que esto podría menguar la inversión en estos sectores, afirman empresarios.

Héctor Olea, presidente y director general del desarrollador Gauss Energía, dijo que esto tiene que cambiar con el tiempo, porque puede limitar proyectos solares donde se tienen proyectadas inversiones por 5 mil millones de dólares entre varias empresas.

“Si te ponen un tope muy bajo limitan tu capacidad de manejar la operación, al final seguiremos en pequeños y medianos proyectos, dejando a un lado los grandes parques”, destacó el directivo.

Miguel Ángel Alonso, director de Acciona energía en México, dijo que ellos se mantendrán a la expectativa de la primera subasta, y hasta entonces anunciarán nuevas inversiones.

“Es una subasta compleja desde el punto de vista técnico, no es fácil ingresar a esta subasta no están fácil preparar la documentación, se requiere de una serie de avales de pre calificación técnica de conocimiento de los proyectos que las compañías de capital privado no están preparados para hacerlo... Si quieren que sea sincero no me sorprendieron nada, incluso me parecieron altos”, comentó el empresario.

Enrique Ochoa, director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) defendió la tarifa diciendo que a nivel internacional el precio es bueno porque los costos de operación son de 50 dólares por megawatt/hora.

“Pero en México las tecnologías lo hacen con 100 dólares, pero porque la tecnología no es avanzada, nosotros queremos que lleguen las mejores tecnologías”, destacó.

A quién seguir:

Onexpo Nacional A.C.

@OnexpoNacional

La Organización Nacional de Expendedores de Petróleo es la asociaciones de gasolineros más grande del país.

Estaciones automotrices multimodales, este año

La industria automotriz dio a conocer que se espera que en el primer trimestre del año inicie el proyecto de estaciones de carga “multimodal”, en donde vehículos a gasolina, a diesel, a gas y los eléctricos podrán realizar sus recargas.

También propuso que el gobierno federal otorgue la concesión al sector privado de un modelo de negocio de electrolineras, para generar infraestructura que permita avanzar hacia la utilización de vehículos eléctricos.

El director de Exportaciones y Relaciones Gubernamentales de Nissan Mexicana, Jorge Vallejo, dijo que con base en la Reforma Energética, es posible que haya más jugadores en el mercado y que se cumplan con las expectativas de generación de energías limpias.

Asimismo, adelantó que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha mostrado interés en la propuesta y “estamos trabajando conjuntamente”.

“Hemos desarrollado varios centros de carga y nos ofrecía también que uno de los centros sean multimodales y se están conjuntando en ciertas partes de la República para tener cargadores eléctricos, bombas diesel, de gasolina y de gas que provean a todo tipo de vehículo. O sea una estación multimodal en donde ya esté presente un cargador eléctrico”.

El representante de la armadora japonesa, la cual ya cuenta con más de 200 vehículos eléctricos en circulación en el país, expresó que este es uno

INCIPIENTE

Nissan apenas supera las 200 unidades de autos eléctricos en México.

de los puntos claves que están trabajando en la CFE y que esperan estar cerrando a más tardar en marzo. Dicha acción será un parteaguas para avanzar hacia la penetración de autos cero emisiones, lo que además mostrará que las autoridades están dando prioridad a este tipo de transporte.

Sostuvo que la industria también está gestionando modelos de negocio en donde la iniciativa privada participe por la concesión de electrolineras.

La idea es que vengan más proveedores de este servicio, como sucede en Colombia que son entidades privadas las que dan dicho servicio. Entonces “lo que estamos proyectando es que Comisión Federal de Electricidad empiece a aperturar y haya más jugadores clave que quieran venir a proveer el servicio de carga de estas estaciones”.

El directivo de la armadora destacó que para impulsar la reducción de emisiones de los vehículos es necesario impulsar las tecnologías alternas y apoyar la instalación de infraestructura.

Asimismo, explicó que Nissan Mexicana y la industria han trabajado de cerca con las autoridades para promover diversos incentivos.

CFE PIERDE 42 MIL MDP DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN 2015

El director de la Comisión Federal de Electricidad reveló que en 2015 México registró una pérdida millonaria de energía eléctrica, pero fue de un monto menor al que se tuvo hace 3 años de 52 mil millones de pesos. “En el 2015 cerramos el año con pérdidas cercanas a los 42 mil millones de pesos es decir hemos reducido las perdidas en el sistema en estos tres años en 10 mil millones de pesos y claramente seguimos en la ruta correcta pero falta camino por recorrer”, dijo Enrique Ochoa Reza, director de la Comisión Federal de Electricidad. Explicó que en los últimos 3 años las pérdidas de energía eléctrica, tanto por los robos de luz como por la energía que se pierde en las líneas de transmisión pasó de un nivel de 16% que se tuvo en 2013 a un nivel 13.1% y la meta es llevar esa pérdida a 10% en 2018.

FOTO: ARCHIVO

Fibra E atraerá inversión para la CFE y Pemex

El sector de la construcción será uno de los principales beneficiados por la introducción de la estructura de inversión Fibra E, de acuerdo con Moody’s Investors Service.

La calificadora explicó que la estructura Fibra E, diseñada con base en las Sociedades Maestras Limitadas utilizadas en Estados Unidos, permite que los propietarios de activos maduros que generan ingresos, vendan una participación de estos activos a inversionistas externos.

Esto, agregó, ofrece una especie de financiamiento alternativo para compañías de infraestructura, ya que los recursos obtenidos por la venta de estas participaciones pueden utilizarse para financiar nuevos proyectos.

En un reporte, Moody’s informó que Infraestructura Energética Nova y Fermaca Enterprises están entre las firmas que espera se beneficien de una mejor capacidad para generar nuevos flujos de inversión.

Sin embargo, precisó, el principal objetivo del gobierno al crear la FIBRA E fue atraer inversión para la empresa de energía eléctrica Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la petrolera Petróleos Mexicanos (Pemex), ambas propiedad del Estado mexicano.

Aunque Pemex podría generar hasta 4 mil millones de dólares utilizando la estructura, monto que sería relativamente pequeño respecto al total de su base de activos de 126 mil millones de dólares, expuso la vicepresidente y senior credit officer de Moody’s, Nymia Almeida.

“No creemos que Pemex transferiría una parte importante de su base de activos a vehículos Fibra E, lo cual limita cualquier efecto en detrimento de sus acreedores”, subrayó.

La vicepresidenta de Moody´s dijo que Fibra E ampliará la base de inversionistas de la firma y ayudará a reducir su carga de deuda y gasto de intereses.

La evaluadora apuntó que las nuevas estructuras de inversión también serán positivas para efectos crediticios de los bancos

RENTABLE Fibra E, como instrumento de inversión en proyectos de energía y de infraestructura, ofrece rendimientos entre 10 y 15 por ciento.

mexicanos, ya que generarán más oportunidades para que los acreedores inviertan en financiamiento de proyectos, lo cual impulsará su rentabilidad.

Destacó que los bancos también se beneficiarán por la mejor capacidad de sus balances generales, toda vez que los flujos de efectivo de transacciones Fibra E ayudarán a las constructoras a pagar sus créditos más rápidamente.

Pese a sus elevadas necesidades de financiamiento para infraestructura, Moody’s espera que el sector de gobiernos regionales y locales adopte la alternativa de Fibra E más lentamente, reflejando la debilidad de sus prácticas contables y de gobierno y administración.

Adicionalmente, debido a que la típica fuente de colateral para su deuda son las transferencias por participaciones del gobierno federal, existe poco incentivo para que los estados busquen mecanismos de financiamiento innovadores, puntualizó.

MÉXICO NECESITA INVERTIR 146 MIL MILLONES EN SECTOR ELÉCTRICO

En un informe divulgado durante Foro Económico Mundial se estima que México necesita una inversión de 146.000 millones de dólares en el sector de la energía para poder crear una matriz suficiente que cubra la creciente demanda energética del país para 2029. Durante el Foro celebrado en Davos, se divulgó un informe titulado “El futuro de la electricidad en economías de rápido crecimiento” en el que se reconoce la necesidad de una política que aborde la seguridad y accesibilidad a la energía, la asequibilidad de esta y la sostenibilidad ambiental. 1,2 millones de personas carecían de acceso a la electricidad en 2012, por lo que la accesibilidad y la asequibilidad se convierten en aspectos imprescindibles y urgentes. Sin embargo, los mercados de rápido crecimiento aún tendrán que desarrollar planes de trabajo para aprovechar las nuevas tecnologías en materia de electricidad, ya que se enfrentan a una importante demanda que no hace más crecer al mismo ritmo que sus economías, puesto que cada vez más los clientes requieren de conexión a la red y crece el consumo per cápita de energía.

AlALTERNATIVAS

Renovables desafían caída de los precios del petróleo

La inversión en energía limpia aumentó en China, África, Estados Unidos, América Latina, en especial en México y la India en el 2015, impulsando el total mundial a sus cifras más altas en la historia, con 328 mil 900 millones de dólares, 4% más respecto a los 315 mil 900 mdd registrados en 2014 y batiendo el récord anterior, establecido en 2011, por 3 por ciento.

Las últimas cifras de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), muestran que las inversiones en dólares a nivel mundial crecieron durante 2015, alcanzando cerca de seis veces su total respecto a 2004 e imponiendo un nuevo récord de un tercio de un billón de dólares, a pesar de cuatro factores que se esperaba podrían haberlas frenarlo.

Estos fueron: mayores caídas en el costo de la energía solar fotovoltaica, lo que significa que mayor capacidad podría ser instalada a un precio más competitivo; la fortaleza del dólar estadounidense, que reduce el valor en dólares de la inversión que no está en esta moneda; la continua debilidad de la economía europea, ante-

CRECIMIENTO

La industria renovable es seis veces más grande que en 2004.

riormente el motor de inversión en energía renovable; y quizás lo más importante, la caída de los precios de las materias primas de combustibles fósiles.

Durante los últimos 18 meses, hasta diciembre de 2015, el precio del crudo Brent, que se usa de referencia, se desplomó 67%, cayendo de 112.36 a 37.28 dólares por barril (dpb) y el carbón térmico internacional surtido en el noroeste de Europa se redujo un 35%, de 73.70 a 47.60 dólares por tonelada. El gas natural en EE.UU. cayó 48% en el índice Henry Hub, de 4.42 a 2.31 dólares por millón de unidades térmicas británicas.

Michael Liebreich, presidente del Consejo Consultivo de Bloomberg New Energy Finance, mencionó: “Estas cifras son una asombrosa respuesta a todos los que esperaban que la inversión en energías limpias se detendría ante el descenso de los precios de petróleo y gas. Destaca la ejora de la competitividad de los costos de la energía solar y eólica, impulsada en parte por el movimiento en varios países de realizar una subasta inversa de la nueva capacidad, en lugar de ofrecer tarifas ventajosas; un cambio que ha puesto a los productores bajo continua presión respecto a los precios.

SCHNEIDER ELECTRIC DESTACA EN RANKING DE SOSTENIBLES

La empresa Schneider Electric, especialista global en gestión de la energía y automatización, ha sido reconocida como una de las 100 compañías más sostenibles del mundo, logrando la posición número 12 global y la primera en su sector (GICS - Global Industry Classification Standard). Se trata del cuarto año consecutivo en el que el grupo está ubicado entre las 15 corporaciones más sostenibles en el ranking elaborado por Corporate Knights, la revista que aboga por un “capitalismo limpio” y que se publica cada año durante el World Economic Forum de Davos. Las empresas que conforman el ranking Global 100 de Corporate Knights son las que consiguen un mejor desempeño en sostenibilidad.

Gamesa y filial de Siemens crean gigante de renovables

La creación de la mayor compañía de eólica del mundo está en marcha. Tal y como ha podido confirmar elEconomista, Gamesa y Siemens llevan negociando tres meses para fusionarse en una operación que terminará cristalizando en una opa pactada de la alemana sobre la española. Las acciones de Gamesa se disparan en bolsa hasta en 20 por ciento.

Fuentes cercanas a la operación confirman que ninguna de las dos compañías contará con una participación superior al 50% tras la fusión y que Iberdrola mantendrá en el accionariado final en torno al 20% que actualmente controla en Gamesa.

La operación, que aún debe ser comunicada al regulador, tiene todavía algunos flecos colgando aunque lo básico ya esté pactado. Por ejemplo, aún no se ha decidido quién será el CEO de la firma resultante, si bien la balanza podría inclinarse del lado de Ignacio Martín San Vicente, actual dirigente de Gamesa.

Del mismo modo, y aunque las fuentes consultadas señalan que se mantendrán estructuras operativas tanto en España como en Alemania, se desconoce en este momento dónde estará la sede fiscal.

Las mismas fuentes destacan las sinergias geográficas que se pueden generar tras la fusión, algo en lo que están de acuerdo los analistas de Bankinter, que señalan que “esta operación tendría sentido estratégico para Siemens porque pasaría a ser líder mundial por cuota de mercado en renovables”. En este mismo sentido, desde Commerzbank apuntan que “la exposición geográfica de Gamesa es muy complementaria con la de Siemens” y estiman que su cuota en el mercado eólico pasaría del 12% al 17 por ciento.

Y es que los aerogeneradores de Siemens y Gamesa completarían una de las ofertas más amplias del mercado. Las configuraciones de máquinas que tiene el gigante alemán son ampliamente compatibles con algunos de los grandes desarrollos que está realizando Gamesa, como la apuesta por la turbina de 5Mw de la que ya tiene una pruebas piloto en Canarias y las de 8 Mw que está desarrollando en alianza con Areva para el negocio offshore.

Gamesa cuenta además con una amplia cartera de pedidos en países de gran desarrollo como China e India. Ambos mercados representan uno de los mayores potenciales de crecimiento de la compañía, así como su presencia en Latinoamérica.

IBC SOLAR PRESENTA UNA SOLUCIÓN PARA EL RIEGO AGRÍCOLA

TRÍO

La empresa española Iberdrola tendrá 20% de las acciones.

Otro de los pasos adelante que supondría una integración de ambas compañías se encuentra en las labores de mantenimiento de parques eólicos que crecerán en importancia a lo largo de estos próximos años. El envejecimiento de los primeros aerogeneradores permite adoptar dos soluciones o aplicar mejoras para alargar la vida útil o la repotenciacion de los parques.

Por ese motivo, la unión tecnológica de ambas empresas puede suponer también un importante crecimiento de este negocio.

Fuentes próximas a la negociación, que irá apurándose a lo largo del fin de semana con la intención de presentar números concretos a los consejos de administración la semana que viene, indican que la prima ofrecida por Siemens será “moderada”, en torno al 5 o 10% sobre la valoración final que están llevando a cabo los auditores contratados a tal efecto.

Desde Bankinter creen que la operación podría alcanzar un precio de “al menos 17 euros por acción” para tener una valoración justa, frente al cierre del jueves en los 14,4 euros. Si bien algunas de las valoraciones que fijan los analistas son más altas. Por su parte en Goldman Sachs fijan su precio justo en los 19,5 euros y en Société Générale en los 19.

La empresa IBC SOLAR AG, uno de los proveedores líderes de sistemas fotovoltaicos, brinda a los agricultores la oportunidad de cambiar a un suministro de agua no tóxico, económico y fiable. Así, pueden sustituirse los costosos generadores diésel de elevado mantenimiento por un sistema fotovoltaico conectado al IBC PumpController. A su vez, este sistema puede conectarse a las bombas de agua existentes por medio de un convertidor de frecuencia de Siemens. Los sistemas de riego existentes pueden modificarse fácilmente para usar un suministro energético mucho más eficiente y económico. Para la conversión, se conservan tanto las bombas existentes como la infraestructura de riego completa y solamente se reemplaza el generador diesel por un sistema fotovoltaico. Esta solución con un sistema fotovoltaico está estructurada según conceptos de modularización.

NOTAS DEL INFRAMUNDO MIRIAM GRUNSTEIN

Bailando en la tormenta: ¿Debemos parar?

SI LA EXPLORACIÓN Y LA PRODUCCIÓN NO SON ACTIVIDADES QUE HOY PODEMOS DESARROLLAR COMPETITIVAMENTE, HAY QUE PENSAR EN CÓMO SACAR PROVECHO A LOS PRECIOS BAJOS DE HIDROCARBUROS Y ATARLOS A UNA NUEVA POLÍTICA DE INDUSTRIALIZACIÓN NACIONAL.

Nos ha llovido en la milpita. Pero no sólo a nosotros. La tiniebla envolvió el mundo de los países productores de hidrocarburos. Un nubarrón espeso cubrió los horizontes petroleros en las semanas de enero pasado y así se emparejaron los números del barril y del paso. Ambos rascaban el cabalístico 19. También, así como se alinearon cinco planetas, se emparejaron estos números. La energía del sector estaba enrarecida y daban ganas de ascender a las pirámides, y sacrificar a alguna virgen a punta de obsidiana, para que los Dioses detuvieran el ascenso del precio del dólar y la caída del barril.

Y ya que estamos cósmicos, hemos buscado la forma de encontrar el lado amable de estos estragos. Si no pensamos como país productor, dependiente empedernido de los ingresos petroleros, podríamos pensar en que la situación puede beneficiarnos. ¿He perdido el

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

juicio? Déjenme explicar antes de mandarme a la hoguera: hemos equiparado la Reforma Energética con la exploración y la producción del petróleo y gas y eso, no sólo en este momento sino en cualquier otro, es un error estratégico. Si nos concentramos únicamente en el crudo, y en sus beneficios inmediatos, claro que sentiremos desconsuelo. La actividad extractiva de los hidrocarburos en este momento preciso no es un buen negocio para casi nadie. Es más, aún los titanes productores que tanto nos pisan los talones (y que extrañamente condecoramos hace unos días) están sintiendo el dolor. Pero estos países han optado inmolarse para poner a los Estados Unidos en su lugar. El cetro del Rey de Arabia Saudí apunta a los gringos mientras sentencia: “Sobre mi cadáver serán un país exportador”.

Y entre los tirones de Burundanga, Muchilanga y Bernabé quedamos los países en desarrollo dependientes de los ingresos petroleros para su supervivencia. En América Latina a México le queda el delgado consuelo que la situación en Venezuela y Ecuador es tanto peor. Pero hasta la comparación duele.

¿Qué hacer entonces? Cambiar. ¿Cómo? Miren ustedes: cuando de energía se trata es hora de quitarnos el traje bananero de exportadores de materia prima y empezar a estrechar la liga entre la energía y la industrialización del país. Si los combustibles son bajos, y lo serán por un tiempo, hay que buscar la manera de que esto beneficie a la expansión de la planta industrial. En EU los precios bajos en los combustibles han sido bienvenidos por la población porque

se sienten como una especie de vacación fiscal. Aquí ni los sentimos porque en esta tierra la energía no tiene vacación fiscal. Hacienda no deja de meter las narices jamás, le convenga o no al país. Y no hemos tenido una visión integradora de valor a este sector, porque lo hemos percibido como una fuente relativamente accesible de financiamiento público y esa óptica tan sesgada y tan pobre nos ha puesto a bailar bajo la tormenta, a patinar sobre hielo fino. Hay quienes dicen que hoy en México no hay gasolineras sino ventanillas del SAT. La tormenta no va a parar pero tampoco nosotros debemos hacerlo. Tal vez debemos de resguardarnos a pensar qué hacer para que estos nubarrones no nos desalienten, al menos del todo. Si la exploración y la producción no son actividades que podemos desarrollar competitivamente en este momento, hay que pensar en cómo sacarle provecho a los precios bajos de los hidrocarburos y atarlos a una nueva política de industrialización nacional. La cadena de valor de la energía no comienza y termina en la exploración y la producción. Ésta es apenas el inicio. Y con los barriles por los pisos, sospecho que hay que ver más allá.

COLUMNA INVITADA JESÚS ANTONIO DEL RÍO PORTILLA

Es posible un sector innovador de vehículos eléctricos en México

MÉXICO ES HOY UNO DE LOS MÁS IMPORTANTES FABRICANTES DE AUTOMÓVILES. EN 2013 SE UBICÓ COMO EL CUARTO PAÍS EXPORTADOR DE VEHÍCULOS EN EL MUNDO, DE ACUERDO CON FORBES. YA PARA OCTUBRE DE 2015 SE APUNTABA HACIA EL SEGUNDO LUGAR, SEGÚN EL REPORTE DE MEXICO-EXPORT. EN CUANTO A LA PRODUCCIÓN DE AUTOMÓVILES, MÉXICO OCUPABA EL OCTAVO LUGAR EN 2013 Y CONTINÚA EN ASCENSO.

aumentaría las posibilidades de contar con fuentes de empleo de calidad por algo más de una generación. A diferencia, los motores de combustión interna pueden ofrecer con certeza este desarrollo por el tiempo comprendido en una generación y no más.

Con una participación importante del sector automotriz en el Producto Interno Bruto (PIB) es claro que, como país, debemos apuntar a consolidarnos en el futuro como un exportador de bienes de valor agregado como los automóviles. En este sentido, de acuerdo con la tendencia actual para promover la sustitución de vehículos impulsados con motor de combustión interna por otros con motor eléctrico, insisto: debemos promover la innovación en este sector. El impulso para convertirnos en un país que provea de la tecnología para los diferentes componentes de los autos eléctricos nos daría una clara ventaja en el largo plazo y

Jesús Antonio del Río Portilla. Es Director fundador e Investigador titular “C” del Instituto de Energías Renovables de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) con nivel D en el PRIDE y miembro del Sistema Nacional de Investigadores, nivel III. Es Licenciado, Maestro y Doctor en Física por la Facultad de Ciencias de la UNAM. Sus contribuciones científicas van desde investigación básica hasta el desarrollo tecnológico en los ámbitos de la termodinámica de procesos irreversibles, transporte en medios porosos, fotónica con nanoestructuras, sistemas complejos, fuentes renovables de energía y minería de citas. arp@ier.unam.mx

Es importante insistir, hay ventajas claras para promover el uso del transporte eléctrico en todas sus vertientes y, a pesar de algunos opositores, se ha demostrado que los vehículos eléctricos contribuyen sustancialmente más en combatir la emisión de gases de efecto invernadero que los autos de gasolina más eficientes (Los Angeles Times). Así, contar con la capacidad industrial para proveer de vehículos eléctricos puede ser un nicho de oportunidad en el largo plazo. Reitero, tener un sector industrial con esquemas innovadores para vehículos eléctricos: individuales (bicicletas o motocicletas), familiares (automóviles) o masivos (autobuses, metrobuses o trolebuses) es claramente una oportunidad a nivel global.

El día de hoy propongo una posible ruta para tener una industria innovadora en el ámbito de la movilidad eléctrica.

En otras partes del mundo una decisión gubernamental puede catapultar un sector industrial con medidas que demanden productos específicos. Déjenme explicar con detalle.

En nuestro país contamos con cerca de 90 pueblos mágicos, en varios de ellos se ha desarrollado un sistema de movilidad basado en motocicletas modificadas para movilizar a dos o tres pasajeros. Estas regiones podrían ser impulsadas con la promoción del uso de motocicletas eléctricas

para sustituir a las de combustión interna. Son evidentes algunas de las ventajas: las motocicletas eléctricas son menos ruidosas, no arrojan gases de la combustión a los pasajeros o a las personas o vehículos que transitan por el mismo camino y no contribuyen a incrementar la temperatura de la isla de calor en las ciudades. Los Pueblos Mágicos atraerán más personas y será otro atractivo adicional el disfrutar de un paseo en un sistema eléctrico.

De acuerdo con el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (Inegi), en Morelos en los últimos cinco años se ha incrementado en más del doble el número de motocicletas registradas (de 15 mil 998 en 2010 a 39 mil 588 en 2014). Algo similar se puede decir en el ámbito nacional (de 1 millón 154 mil 145 en 2010 a 2 millones 270 mil 458 en 2014). El número total de motocicletas registradas es del orden del 10% de los automóviles en ambos entornos, el mercado es amplio.

En 2014, los estudios de mercado de las motocicletas en México apuntaban hacia una oportunidad para las motos de combustión interna de acuerdo con estudios reportados por El Financiero o Alto Nivel Estas oportunidades de negocio pueden ser convertidas en realidad y con un valor agregado adicional al promover el uso de estos vehículos eléctricos en poblaciones pequeñas. Además esto permitiría amalgamar el conocimiento científico con el tradicional y abrir la opción a la implementación de energías renovables en la vida diaria. Es más, en otras ciudades o poblaciones el uso de motocicletas modificadas se ha incrementado; por ejemplo, en la región de Xoxocotla,

Morelos o de Taxco, Guerrero, por dar dos ejemplos. De esta manera no solo los Pueblos Mágicos pueden ser beneficiados, sino muchos otras regiones.

Para conseguir el desarrollo de la industria de los vehículos eléctricos se podría demandar primeramente el involucramiento de las instituciones de investigación y desarrollo tecnológico de las regiones, para que en colaboración con las empresas desarrollen los diferentes componentes que se requieren para tener vehículos eléctricos más eficientes y que reúnan las expectativas de los usuarios. Los retos tecnológicos pueden ser menores en los vehículos como las motocicletas o las motocicletas modificadas para transporte local de pasajeros que para automóviles, pero la experiencia adquirida podría posteriormente aplicarse a los vehículos familiares, para en el futuro dar el brinco al transporte masivo. Esta propuesta puede ser implantada en diferentes regiones del país. Morelos tiene cierta ventaja para iniciar este camino e impulsar una industria basada en el sector automotriz que tiene y cuenta con centros de investigación e instituciones líderes a nivel nacional con experiencia en energías renovables e investigaciones eléctricas.

El sector científico y tecnológico está listo para colaborar, ahora falta la visión comercial e industrial del sector empresarial y la visión de largo plazo del sector gubernamental para propiciar encuentros que generen sinergias y productos de alto valor agregado en el desarrollo de un mercado de vehículos eléctricos amigables con el ambiente.

COLUMNA INVITADA MARÍA ORTIZ ALONSO

Medición de Hidrocarburos

LA CNH ESTABLECE CUÁLES SON LOS MECANISMOS ESTÁNDARES Y REQUERIMIENTOS QUE SE UTILIZARÁN PARA LA MEDICIÓN DE VÓLUMENES EXTRAÍDOS Y VENDIDOS, ASÍ COMO

LOS CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE LOS MISMOS.

Respecto de la medición se consideran diversos aspectos como son el volumen y la determinación de la calidad de los hidrocarburos, así como la medición fiscal, las mediciones: (i)operacional, (ii) de referencia y (iii) de transferencia.

La medición de los hidrocarburos, tanto de volúmenes extraídos como vendidos, forma parte esencial del proceso de la estimación de las reservas de hidrocarburos, asimismo, en la medición de los volúmenes extraídos es necesario emplear métodos de medición directa e indirecta, desde los pozos, hasta su transferencia de custodia y entrega para determinar los valores netos de venta.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se encuentra facultada para emitir y supervisar el cumplimiento de la regulación en materia de medición de hidrocarburos. para ello emitió los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos (Lineamentos).

En dichos Lineamientos, la CNH establece cuáles son esos mecanismos, estándares y requerimientos que se utilizarán para la medición, así como los criterios de evaluación de los mismos.

Por otro lado, en el cuerpo de dichas disipaciones se indica como agente obligado tanto a las empresas productivas del Estado, como las personas morales a las que se les hayan adjudicado contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Siendo que la mayoría de las ocasiones se desarrolla la operación de dichos contratos por un tercero estas reglas también serán del cumplimiento del operador.

La CNH contempla los Lineamientos como mecanismos de medición tanto técnicas, estándares, procedimientos y sistemas de medición, mismos que detallaremos para conocimiento general.

María Guadalupe Ortiz Alonso. Es Maestra en Medio Ambiente y Energía por la Universidad de Tulane, en Estados Unidos. Es abogada del Instituto Tecnológico Autónomo de México, y experta en Derecho Regulatorio Energético, específicamente en petróleo, gas natural y electricidad, con mas de 15 anos de experiencia tanto en el sector público, como privado. En septiembre del 2014 fue nominada como candidata por el Presidente Enrique Peña Nieto para participar en la designación para ocupar el puesto de Comisionada en la CRE para el periodo 2014-2019. Actualmente es Socia Fundadora de Legal Energy México, consultora de despachos nacionales e internacionales, empresas del sector energético y consultorías expertas en energía. legalenergymexico@husmail.com

Siendo que existe una estructura por la cual se extraen los hidrocarburos y otra por donde se trasportan esos mismos para su separación, es que el esquema de la medición se torna un tanto complejo. Es por ello que se va haciendo la división de la medición en varias etapas.

Se regula pues la medición operacional, que es la cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los hidrocarburos durante los procesos operativos de producción que se realizan en campo sin propósitos de transferencia.

También la CNH regula lo que se denomina la medición de referencia, que es en sí la cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los hidrocarburos que es comparada y utilizada con datos procedentes de otros sistemas de medición con menor incertidumbre de medida, cuya finalidad es establecer los principios de cómo determinar los valores producidos.

Las mediciones anteriores generan las bases cuantificables para determinar en un futuro el volumen de transferencia de los hidrocarburos, esto significa que se debe hacer una cuantificación en el punto donde el operador petrolero entrega los hidrocarburos a un tercero, inclusive a otro operador petrolero o se integran al sistema de transporte o de almacenamiento, según corresponda, así como entre éstos y el punto de medición, en su caso.

El fisco revisará los denominados puntos de medición para entre otros saber los ingresos y corroborar las cifras anteriores.

Lo anterior explica de una manera un tanto simple un tema del sector petrolero que genera grandes conflictos, pues de no existir las bases para determinarlos, generarían en los nuevos participantes del mercado serias incertidumbres.

COLUMNA INVITADA ADALBERTO PADILLA LIMÓN

Información: Pieza clave para el desarrollo del mercado de la Eficiencia Energética

NO ES NUEVO, COMO PARTE DE LOS ARTÍCULOS QUE HE ESCRITO EN EH, HABLAR DE LA NECESIDAD Y EL RETO QUE SIGNIFICA EL DESARROLLO DEL MERCADO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA. HACE POCO HABLÉ SOBRE LAS BARRERAS QUE EXISTEN PARA QUE ESTA PRÁCTICA SEA UN NEGOCIO PLENAMENTE ASIMILADO POR LOS PARTICIPANTES Y CON ELLO SE PUEDA DECIR QUE EXISTE ESTE “MERCADO”.

Los dueño del capital deben de tener claridad de cuales son las premisas de riesgo y de rendimiento en los negocios y proyectos de eficiencia energética. Los proveedores de servicios energéticos deben de poder expresar de una forma razonable u entendible como generarán el ahorro energético y como el mismo será expresado en términos financieros. Los usuarios de energía deben de comprender el potencial de eficiencia energética y como podrán constatar en el tiempo que este beneficio es otorgado y se reflejará en su factura energética. Mientras este mecanismo no exista, habrá una percepción de riesgo alta que inhibirá que el dinero llegue al desarrollo de este mercado.

Sin querer entrar a teorizar en economía, para que exista mercado, es necesario dos elementos fundamentales en el mismo, una oferta y una demanda, y que estas se vayan desarrollando armónica y sincronizadamente, retroalimentándose en un círculo virtuoso que permita su crecimiento.

Con lo expresado en el párrafo anterior sería evidente concluir que el capital monetario necesario para que esto funcione se iría incorporando en la fórmula de manera paulatina, recordando que ya habíamos comentado que él dinero para la eficiencia energética está disponible, y que en nuestro país no se han dado las condiciones para que sea asignado de una forma estructural.

Entrando en detalle de estas condiciones estructurales, habíamos comentado que la información era una de las barreras importantes a considerar para fomentar la eficiencia energética. Uno de los brazos de esta barrera es la información técnica, energética y financiera de un proyecto expresada en una forma estándar para los tomadores de decisiones.

En artículos anteriores he comentado sobre este mecanismo y he platicado sobre la relevancia de un sistema MR&V (Medición, Reporte y Verificación) como una herramienta necesaria para que todas las partes entiendan en números la eficiencia energética. Un reto está en poder definir, en un inicio, un protocolo MR&V lo suficientemente sencillo para que sea comprensible para todos los actores comprendiendo los diferentes perfiles de los mismos.

Otro reto es mantener este protocolo económicamente viable, en donde los costos para obtener la información sean bajos con respecto a los beneficios obtenidos por el ahorro energético. Los costos de transacción son un fantasma que nos seguirá en tanto no creemos mecanismos funcionales al estructurar un proyecto.

La tarea es ardua y con un elemento intelectual considerable, pero dista de ser imposible. Tenemos ejemplos muy evidentes del papel que tiene la información para

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

la toma de decisiones y de cómo sistemas estructurados y consensados han permitido realizar millones de transacciones en diferentes partes de la economía.

Los más evidentes o al menos ilustrativos son los “principios de contabilidad generalmente aceptados” que no son otra situación mas que reglas generales que establecen criterios para poder explicar y cuantificar la estructura patrimonial de un ente económico y cómo éste se modifica en el tiempo.

El objetivo de esta breve analogía es con la intención de abonar en convencer sobre el impacto que tiene la información para fomentar que los jugadores de mercado participen con la tranquilidad de la información será expresada en forma comprensible, transparente, oportuna y consistente.

Con estos principios básicos un banco por ejemplo podrá recibir información financiera y podrá aplicar criterios de valuación para otorgar un crédito conociendo que la información que el está revisando es universalmente entendible y fue estructurada por el cliente con las mismas bases y estándares que le dan un significado objetivo a esta información.

La existencia de protocolos no es una materia nueva en esta materia. Ya existen instituciones que han buscado resolver este reto como es EVO e ISO. Ahora es necesario una campaña de difusión y discusión para que los actores lo asuman de una manera estándar y práctica.

Espero que esta analogía sea ilustrativa ya que tiene la intención de poner énfasis en el desarrollo y entendimiento de los MR&V como una pieza básica para dar un paso al desarrollo de la eficiencia energética.

CAVILACIONES MATERIALES OCTAVIO LARA

Amparo contra la LTE, ¿una opción?

UNA DE LAS REITERADAS PREGUNTAS QUE HE TENIDO QUE RESPONDER ESTE INICIO DE AÑO HA SIDO: ¿QUIÉN DEBE Y EN QUÉ MOMENTO AMPARARSE CONTRA LA LEY DE TRANSICIÓN ENERGÉTICA? LO ANTERIOR ME DA PIE PARA PLATICAR CON USTED, ESTIMADO LECTOR, SOBRE ESTE TEMA QUE ME PARECE POR DEMÁS INTERESANTE.

gación para que 5% del total de consumo de todos los usuarios del mercado eléctrico debe de provenir de fuentes de energía limpias, esta obligación será exigible en el año 2018 y en caso de no hacerlo se harán acreedores a una multa progresiva en función del porcentaje de incumplimiento.

Si bien la definición de energía limpia amerita una discusión aparte, en esta ocasión, y en función de mi deformación profesional, me referiré sólo a algunos argumentos legales.

“México ha dado vida y realidad a una institución que no poseen ni los países más adelantados en cultura”.

Ignacio L. Vallarta.

En primer lugar diré que el juicio de amparo es el medio de defensa, consagrado en nuestra Constitución, que tenemos los ciudadanos en contra de los actos de autoridad; es decir, el medio de defensa por antonomasia en el país para defendernos de acciones u omisiones realizadas por el Estado. En el caso que nos ocupa, el acto de autoridad es la discusión, aprobación y promulgación de una Ley por parte del Congreso de la Unión y del Ejecutivo federal, que entre otras cosas establece una obli-

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

Así la primera pregunta a contestar es: ¿quién puede presentar el amparo? Tomando en consideración que en función del texto de la Ley de Transición Energética (LTE), los obligados a cumplir con el porcentaje serán los suministradores del mercado eléctrico. En este sentido, la Ley de Amparo prevé que podrán promoverlo aquellos que tengan “interés legítimo”, entendido éste como el vínculo entre el derecho y la acción u omisión por parte de la autoridad que motiva la acción legal.

Por lo que para contestar la pregunta anterior tendríamos que definir quiénes son los directamente afectados por esta Ley. La respuesta es sin duda los suministradores del mercado, que como lo señalé anteriormente serán los que tengan que asumir la obligación y pagar las multas por el incumplimiento, en su caso. Sin embargo, en mi opinión también los usuarios, ya sean calificados o básicos, tienen este interés, pues finalmente serán ellos los incididos por el incremento del costo del precio de la energía, derivado del costo de generación de dichas energías.

En función de lo anterior considero que podrán promover el juicio de amparo, además de los suministradores eléctricos, los usuarios ya sean básicos o calificados por la razón anteriormente expuesta, siempre que éstos últimos la impugnen en esta primera oportunidad.

Me explico: la Ley de Amparo establece dos momentos para poder iniciar el proceso judicial, en el caso de una Ley autoaplicativa como esta –lo cual es consenso entre mis compañeros del gremio–. El quejoso, como lo llama dicha Ley, tiene 30 días hábiles a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF) –que fue el 24 de diciembre pasado–; es decir, el término para presentarlo vence este 8 de febrero.

Por otro lado, podrá promover el amparo en contra del acto de autoridad específico que realice la autoridad al momento de aplicar la Ley, es decir cuando imponga la multa prevista en la LTE. Como lo señalé antes, los únicos que podrán impugnarla en este supuesto serán los suministradores, pues sólo a ellos les será aplicable la sanción, siempre que éstos agoten antes del amparo los medios de defensa que existan en contra de ese acto de autoridad, es decir: que agoten el Principio de Definitividad.

Una pregunta que surge de manera natural de esta reflexión es, como lo comenté anteriormente, si todos los usuarios tienen el interés legítimo de impugnar la LTE, ¿qué podría resolver un Juez de Distrito en el caso de que algún usuario impugnara como acto de autoridad el incremento en el costo de su recibo mensual por el sumi-

nistrador, como consecuencia de traslado económico de la obligación de el referido 5%? ¿Quién será la autoridad responsable para efectos de la demanda en este caso?

¿El suministrador? La multicitada Ley de Amparo prevé que podrá promoverse este juicio contra actos de particulares, siempre que éstos actúen como “autoridad”. ¿Podrá ser este el caso? Hay ya precedentes judiciales que reconocieron a la CFE como autoridad para efectos del amparo en ciertos casos, ¿será el caso para el resto de los suministradores?

Como lo he dicho en pasadas entregas, se avecinan tiempos diferentes y retos inminentes en la aplicación de reglas nuevas y de la implementación de un mercado del que hoy sólo hemos podido especular.

Esto demandará responsabilidad y mejores conocimientos de todos los que participemos en este proceso.

COLUMNA INVITADA NOÉ NAVARRETE GONZÁLEZ

La CRE, los retos para el cambio y la transición

LA CRE VIVE TIEMPOS DE CAMBIO Y TRANSICIÓN, INCLUIDA LA ELECCIÓN DE UN NUEVO COMISIONADO PRESIDENTE, PERO LOS NUEVOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO DEL SECTOR MEXICANO LA OBLIGAN A TRABAJAR, CON LA EXPERIENCIA ACUMULADA, A MARCHAS FORZADAS Y EN TIEMPO RECORD.

simplemente es imposible. Sin embargo, resolver un reto de estas dimensiones en la Comisión Reguladora de Energía está siendo posible, realizándolo además a grandes pasos y en tiempo récord, porque así lo exige el nuevo sector energético nacional.

Este entorno de cambio y de transición tiene implicaciones significativas, las cuales trataré de compartir con ustedes a lo largo de las siguientes líneas, no sin antes aclarar que todas mis opiniones son a título personal y en ningún momento intentan reflejar la posición de mis demás compañeros comisionados y mucho menos de la institución de la cual formo parte.

Estos días en la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se han estado viviendo, literalmente hablando, momentos de cambio y de transición. Por un lado, estamos a la espera del nombramiento de dos nuevos comisionados, uno de ellos el comisionado presidente. Por otro lado estamos trabajando en 86 disposiciones administrativas. Además de lo anterior, estamos atendiendo labores regulatorias cotidianas, que no por cotidianas dejan de ser importantes en contenido y cantidad. Por si esto fuera poco, hemos estado haciendo y deshaciendo “maletas”, pues nos mudamos de casa. Contextualizando lo que les acabo de mencionar, usando un lenguaje eléctrico, equivaldría pedirle a una central térmica que se convirtiera a ciclo combinado en otras instalaciones y que además no dejara de generar electricidad, lo cual

Noé Navarrete González. Es Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Egresado del Instituto Tecnológico de Morelia, donde recibió el título de Ingeniero Electricista y el Grado de Maestro en Ciencias con la Especialidad en Sistemas Eléctricos de Potencia. Su tesis de licenciatura la realizó bajo el programa de becas que otorga el Instituto de Investigaciones Eléctricas y la Maestría bajo el Programa de becas del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología. Ha sido profesor a nivel bachillerato y licenciatura.Fungió como Diputado Federal en la LVIII Legislatura de 2000 a 2003, donde fue Secretario y Presidente de la Comisión de Energía. En su participación como servidor público, se ha desempeñado en la Secretaría de Energía como Asesor del Secretario y como Director General de Generación, Conducción y Transformación de Energía Eléctrica de la Subsecretaría de Electricidad. nnavarrete@cre.gob.mx

Antes de platicarles lo que viene para este nuevo año quisiera comentarles, de manera resumida, los principales retos a los cuales nos enfrentamos el año pasado y la manera en que logramos sacarlos adelante. El primero de ellos, sin duda, fue iniciar e instrumentar todas las facultades que la reforma energética nos concedió, convertirlas de texto legal a textos regulatorios; esto requirió de un gran esfuerzo y de un gran trabajo en equipo, todos sin excepción nos arremangamos la camisa y empezamos a trabajar. Como siempre ha sido en esta institución, nadie rehuyó a su responsabilidad y nadie rehuyó al trabajo. Nos repartimos los temas dependiendo de la especialización y experiencia de cada comisionado y fuimos acompañando el trabajo desarrollado por las áreas correspondientes. Los resultados están a la vista de todos: se enviaron, al 31 de diciembre del año pasado, 53 proyectos de Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG), de los cuales al día de hoy se han publicado 45; las pendientes están al final del proceso en Cofemer y serán publicadas pronto.

Otro gran tema que abordamos el año pasado fue la emisión de permisos de toda la cadena de negocio de petrolíferos en nuestro país. Era un gran reto, no por lo

sofisticado, sino por el volumen de trabajo y de permisionarios con los cuales teníamos que hacer contacto; muchos de ellos era la primera vez que tenían contacto con la CRE para realizar un trámite. Tuvimos que implementar toda una estrategia de comunicación para hacerles saber esta nueva responsabilidad y que pudieran acudir a la CRE para cumplir con esta obligación. De manera satisfactoria se hizo también un trabajo en equipo, con las áreas de Petrolíferos y de Tecnología de Información, logrando que al 31 de diciembre del año pasado el 96% de las gasolineras tuvieran su permiso otorgado por la CRE y pudieran seguir prestando sus servicios; imagínense el reto que se enfrentó. De hecho, de no haber logrado lo anterior podríamos incluso haber tenido un problema de abasto, lo cual afortunadamente no ocurrió por la responsabilidad y el trabajo de todos los actores involucrados en el tema. Se consiguió tener una cobertura nacional en lo que respecta al otorgamiento de permisos en la cadena de la industria de los petrolíferos, no solamente gasolina y diesel, sino también de Gas LP y de Gas Natural Comprimido.

Dos grandes temas que también se abordaron el año pasado fueron: la emisión de las tarifas de transmisión y de distribución de energía eléctrica, que proveen la certidumbre para la entrada en operación del MEM, y la publicación de las DACG en materia de CEL, regulaciones necesarias para tomar decisiones sobre la elaboración de propuestas en las subastas de largo plazo que se están llevando a cabo en estos días.

Hablar del 2015 también implica hablar del liderazgo de Francisco Salazar, nuestro entonces Comisionado Presidente, y no solamente por el liderazgo que ejerció ese año, sino por el liderazgo que desarrolló a lo largo de sus 10 años como Presidente de la CRE.

Paco Salazar, un intelectual del sector, contribuyó en gran medida no solamente a darle una nueva cara a la Comisión Reguladora de Energía, sino también, y de manera muy importante, para que la Reforma Energética se pudiera lograr; mi reconocimiento para su trabajo y mi admiración por siempre.

Bueno, y ahora ¿qué viene para el 2016? La realidad es muy clara: la CRE sigue funcionando –el trabajo no se puede detener, y contamos con la ventaja de tener un Órgano de Gobierno Colegiado, con miembros reemplazados de manera escalonada, lo que permite aprovechar la experiencia obtenida y dar seguimiento tanto a los temas nuevos como a los pendientes.

En este sentido y con la conformación actual del Órgano de Gobierno, los temas que desde mi punto de vista abordaremos, en un plazo no mayor de tres meses, son los siguientes:

Para la distribución de Gas Natural por ductos estaremos terminando las 16 revisiones quinquenales que tenemos en proceso; incluso me atrevería a decir que cuando usted esté leyendo esta columna por lo menos la mitad de ellas ya estarán terminadas.

Así también estaremos haciendo un análisis profundo de las diferentes metodologías que hemos venido aplicando en este tema.

En esta materia también tendremos que definir los criterios para la ampliación de las zonas de distribución de Gas Natural. Requeriremos de un trabajo con el Gobierno federal para poder definir, en su caso, posibles políticas públicas que incentiven a invertir en un contexto en el cual el concepto de exclusividad ya no existe.

Una tarea que estaremos concluyendo también a mediados de febrero, y que en lo personal me da mucha satisfacción, es la adjudicación del permiso para la zona geo-

gráfica de distribución de gas natural en mi estado, Michoacán, lo cual estoy convencido que traerá beneficios para mis paisanos y abrirá una puerta de oportunidad para la atracción de nuevas inversiones.

En materia de electricidad, estaremos acompañando al Cenace para el arranque del Mercado Eléctrico Mayorista, así como le daremos seguimiento cotidiano. Tendremos que hacer los ajustes necesarios a los instrumentos regulatorios ya publicados para sintonizarlos con cada uno de los instrumentos que el Mercado Eléctrico vaya implementando.

En lo que toca a la emisión de DACG, tendremos que definir, de entre las que están pendientes, cuáles son las que vamos a empezar a trabajar y bajo qué proceso metodológico lo vamos a hacer.

Estos son, estimado lector, los temas que, desde mi perspectiva, formarán parte de la agenda regulatoria del primer trimestre de este 2016, la cual puede cambiar dependiendo de la opinión de cada uno de mis compañeros comisionados y de la eventual llegada del Comisionado Presidente, que sin duda lleva mano al momento de priorizarla.

Muchas gracias y me ratifico nuevamente a sus órdenes en mi correo electrónico: nnavarrete@cre.gob.mx

Respecto a la nota escrita por José María Lujambio y publicada por Energía Hoy en la edición pasada quiero decir que estoy en total desacuerdo en sus argumentos y en su análisis, y que rechazo cualquier intento de adjetivar el trabajo del personal de la CRE, incluyendo el mío propio. Sin embargo, aclaro que estoy a favor de la libertad de expresión, la cual nos exige responsabilidad en nuestros dichos. En mi caso particular estos siempre estarán respaldados por los hechos y esta columna no puede ser la excepción.

IDEAS CON BRÍO SANTIAGO BARCÓN

La CFE se dividirá en más de 15 empresas, ¿qué oportunidades y riesgos tenemos?

CON EL OBJETIVO DE GARANTIZAR UNA LIBRE COMPETENCIA, LA CFE DEBERÁ DE DIVIDIRSE TANTO EN FORMA VERTICAL COMO EN HORIZONTAL. NO ES UNA LABOR MENOR Y LOS ESCOLLOS, POR DESGRACIA, SUPERAN CON CRECES LAS COYUNTURAS POSITIVAS.

que efectuarlo en un periodo muy corto: seis meses. Si la institución es como la CFE, una empresa con una estructura piramidal que la osifica, aumenta el reto. Si además el sindicato tiene voz y voto acota gravemente la gama de opciones a implementar. Podemos seguir aumentando obstáculos, pero terminemos que si la economía del país depende de su correcto funcionamiento y sin interrupciones severas los errores pueden ser de consecuencias funestas.

El desmembramiento de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) constituye un desafío de primera magnitud que tiene que implementarse en menos de seis meses. Extraña que se haya dejado pasar tanto tiempo para tomar decisiones aunque la velocidad con la que se están implementando los cambios, en general de forma exitosa, resulta imposible el no tener traspiés. Criticar es fácil, implementar no.

Para darnos idea de la magnitud de la labor, la CFE cuenta con más de 70 mil empleados, supera los 34 millones de clientes, sus retirados rebasan cuatro decenas de miles, factura más de 300 mil millones de pesos –unos 17 mil millones de dólares–, cubre todo el territorio nacional y se distingue en épocas de catástrofes dando una total entrega sólo similar a la de las Fuerzas Armadas.

No se trata sólo de separarla en forma vertical como horizontal. Hay que reorganizar una empresa, que jamás resulta una labor sencilla. Llevarlo a cabo con una empresa con más de más de siete décadas de existencia en pocas ocasiones se hace. Menos aún si hay

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

Los términos publicados hace algunos días obligan a la CFE a separarse, verticalmente, en cuatro grandes áreas claramente relacionadas con su funcionamiento: generación, transmisión, distribución y comercialización. A estas nuevas entidades se les denominará como Empresas Productivas Subsidiarias (EPS). Adicionalmente en el caso de generación lo hará también en forma horizontal creando cuatro empresas de las que queda por determinar qué activos heredarán, pero se esbozan algunos criterios para hacerlo. También otorga facultades para crear empresas filiales y un caso podría ser el de centralizar compras como, por ejemplo, el gas o ya bien en insumos comunes como papelería y servicios de comunicación.

Referente al órgano de gobierno de las mismas los términos determinan el número de consejeros, de donde deben de provenir y las diversas facultades que tendrán. En todos ellos el presidente del Consejo es el Director General de la CFE o quien él determine. La composición de éstos, de cinco miembros, ordena que cuatro deben de ser funcionarios públicos y el restante independiente.

Por supuesto hay docenas de puntos adicionales, pero me gustaría centrarme en

el reto y analizar los riesgos así como las oportunidades.

He pasado en mi vida profesional por fusiones y reorganizaciones. Viví en carne propia la unión de ASEA, de Suecia, con Brown Boveri, de Suiza, para crear ABB. A pesar que yo colaboraba en una rama de producto que los suizos no tenían en su portafolio, capacitores, fue una experiencia poco agradable. En otras empresas, el paso de una organización central a unidades de negocio o ya bien cierre de unidades productivas. En cualquier caso la política, las patadas por debajo de la mesa, las puñaladas traperas y las mentiras estaba al orden del día. Sólo puedo predecir que en el caso de CFE será aún peor por el tamaño, el que son burócratas y al que sólo la ínfima parte de sus colaboradores ha pasado por algo similar. En la parte positiva, que siempre la hay, en la CFE cuentan con una disciplina tan rigurosa como la castrense misma que forma parte de su ADN.

El primer riesgo, y el más peligroso, es el aumento de personal en una empresa de por sí ya resulta excesivo. La actuación natural, al separarse, es el crear “miniCFE’s” que al ser unidades más pequeñas resultaría extremamente oneroso, además de limitar la flexibilidad de actuación, misma que será indispensable para poder competir. El foco más importante, sin duda, es en evitar que esto suceda.

Por otro lado existirá la tentación para la Dirección General de la CFE de participar en el mayor número de Consejos posible lo cual resultaría un error. Conducir ahora la CFE requiere de una habilidad empresarial muy desarrollada aunada a un colmillo político retorcido, un perfil difí-

cil de llenar y el participar en demasiados Consejos evita el concentrarse.

Aunemos que debe de vigilarse que las empresas más lejanas al centro de poder no queden mermadas al dejarles los problemas más agudos, como mayor deuda o ya bien un parque de activos obsoletos. Las decisiones se toman en los corporativos y el que se encuentra alejado tiene una alta posibilidad de perder.

Una oportunidad para iniciar una desconcentración, no sólo de las empresas sino de estar en el DF, sería que todas tengan base en otras ciudades y los consejeros sean de la zona. Hago, de nuevo, énfasis en todas porque sólo así se evita la formación de cotos de poder.

Debe, por otro lado, modificarse la composición de los Consejos es poco plural, ya que 80% es del Estado. Esto, sin duda, inhibe la generación ideas creativas y aportaciones de expertos en negocios: los funcionarios públicos son burócratas y no empresarios aunque en ocasiones piensan que lo son. Por lo menos deberían de contar con dos independientes, verdaderos emprendedores y no solo nombres conocidos, que ya darían 40% de peso dentro del Consejo y una visión mayor de empresa productiva.

No cabe duda que el cambio es de gran calaje y que requerirá de un esfuerzo, sin hipérbole, titánico. Creo que la CFE puede; si la misma tarea se impusiera a Pemex tendría mis severas dudas.

Adicionalmente, como sociedad civil, debemos de revisar su labor y exigir que cumplan con su encomienda: que la CFE genere resultados económicos positivos. El primer paso, vital, es no aumentar la plantilla laboral.

ENERGÍA Y

PODER

VÍCTOR RODRÍGUEZ PADILLA

Inversión privada con deuda pública

EN UN AMBIENTE DE INCERTIDUMBRE POR LA CAÍDA DE PETROPRECIOS Y LA PRUDENCIA DEL SECTOR PRIVADO VIS A VIS EL NUEVO MODELO ORGANIZATIVO Y REGULATORIO, EL GOBIERNO HA DECIDIDO USAR A FONDO EL ACELERADOR DEL ESTADO PARA DETONAR LA MULTIPLICACIÓN Y CRECIMIENTO DE EMPRESAS PRIVADAS

de mercado, geológicos y ambientales, industriales y sociales.

Desde que concluyó la fase legislativa, el Gobierno de Enrique Peña Nieto ha estado utilizando las nuevas herramientas a su alcance, no sólo para que el sector privado reemplace operativamente a Pemex y a la CFE, sino también para que adquiera la propiedad de la infraestructura nueva o existente. La Ley es muy flexible y acepta cualquier forma de privatización.

El argumento financiero fue clave para justificar la Reforma Energética. Se alegó la carencia de recursos públicos para soportar el crecimiento del consumo de energía; los riesgos que asumía el Estado para garantizar el suministro de combustibles y electricidad; los límites de recurrir al endeudamiento público; la amplia disponibilidad de capital privado y su disposición para asumir riesgos; la superioridad de la empresa privada, así como el beneficio social de concentrar los recursos públicos en salud, educación, seguridad y combate a la pobreza. Se argumentó que los mecanismos utilizados por Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se habían agotado o se agotarían en pocos años, por lo que se hacía necesario compartir el esfuerzo con el sector privado. Había entonces motivos suficientes, a decir de los reformadores, para adoptar formas de organización y regulación distintas al monopolio público que resolvieran el problema del financiamiento.

Durante dos sexenios se insistió en la apertura pero no fue sino hasta la Reforma Energética de 2013-2014 que se liberalizó el comercio y la inversión, se introdujo la competencia, se crearon instituciones de mercado, se reorganizaron las empresas estatales y se ajustaron las políticas públicas. Ahora el motor de modernización y crecimiento reside en la iniciativa privada, que en forma creciente aportará capital, tecnología, conocimientos, experiencia y todo lo que haga falta, además de asumir riesgos comerciales y

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.

Sin embargo, la fortaleza del nuevo modelo es al mismo tiempo su debilidad. Los mercados perfectos sólo existen en los libros de texto y la decisión de invertir es voluntaria. Conscientes de lo anterior los diseñadores de la reforma dotaron al Gobierno federal de un vasto poder de intervención para corregir fallas de mercado y apuntalar a la inversión privada por si ésta llegara a fallar. La Ley dotó a la Secretaría de Energía (Sener) de un freno y un acelerador para que no faltaran combustibles y electricidad, pero también para evitar una costosa sobreinversión.

En un ambiente de incertidumbre por la caída del precio del petróleo y la prudencia del sector privado vis a vis el nuevo modelo organizativo y regulatorio, el Gobierno ha decidido utilizar al Estado para detonar la multiplicación y crecimiento de las empresas privadas.

La Secretaría de Energía (Sener), con el visto bueno de la Secretaría de Hacienda, ha instruido a la CFE para que licite plantas de generación y líneas eléctricas bajo el esquema de obra pública financiada, de igual modo, ha instruido a Pemex y también a la CFE para que liciten la construcción de gasoductos y estaciones de compresión. Por su parte, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) logró que la Cámara de Diputados aprobara excluir de la meta de balance presupuestario un monto de inversión hasta por 2.5% del PIB, “integrado por la inversión de Pemex, CFE y los grandes proyectos en infraestructura que se podrían financiar con deuda pública”. Aquí lo interesante es que una parte de los proyectos a finan-

ciar serán realizados por el sector privado mediante los esquemas financieros que se utilizaban antes de la reforma, algunos de los cuales le permiten al privado retener la propiedad de los activos (inversión financiada condicionada). Destacamos que los proyectos que se financian de esa manera no son obras que modernizan y fortalecen a las empresas públicas, en realidad privatizan las operaciones y la infraestructura. Las empresas y organismos públicos sólo sirven de “ancla” para hacer bancables los proyectos y dar viabilidad a los privados.

Vale la pena recordar que entre 1997 y 2014, la CFE invirtió 45 mil millones de dólares (mdd) en infraestructura. El 55% fue financiado por inversionistas privados, de los cuales 37% mediante proyectos llave en mano y 18% a través de productores independientes, es decir, mediante inversión financiada directa y condicionada. Los recursos presupuestales se utilizaron de manera complementaria aunque el Estado tenía formalmente el monopolio del servicio público.

El plan quinquenal del sistema de transporte y almacenamiento nacional integrado de gas natural 2015-2019, incluye 12 gasoductos y una estación de compresión, con una inversión de 10 mil mdd. Comprende 10 gasoductos estratégicos y dos “gasoductos sociales”. En ambos casos será infraestructura privada, construida con financiamiento y garantías gubernamentales. La Sener asegura que los ductos construidos permitirán tener una capacidad de importación de 9 mil millones de pies cúbicos diarios en 2019.

Paralelamente, la Prospectiva del Sector Eléctrico 2015-2029 prevé la construcción de casi 60 mil Megawatts (MW) de capacidad de generación adicional, de los cuales 32% corresponderá a centrales eléctricas a cargo de la CFE y de los productores independientes. Ese porcentaje se elevará en un número indeterminado de proyectos adicionales que en su momento la Sener instruirá a la CFE, con una ventana de oportunidad de 0 a 21 mil MW y que invariablemente implicarán inversión financiada directa o condicionada.

A su vez, el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2015-2029, contempla inversiones por 138 mil mdp en obras de transmisión, transformación y compensación, así como 112 mil mdp para obras de distribución, que serán financiadas mediante obra pública presupuestal, inversión financiada directa, inversión financiada condicionada, asociaciones público-privadas, “fibras E” y “fideicomisos transparentes”, que implican deuda pública o venta de activos. Tan sólo en 2016 la inversión financiada condicionada (227 mil 887 mdp) será cuatro veces mayor que la inversión financiada directa (54 mil 661 mdp). Otra decisión que llama la atención se refiere a las licitaciones de capacidad de generación suplementaria que en los próximos años lanzará la CFE. Se establecerá la ubicación más conveniente para el Sistema Eléctrico Nacional obtenida de una optimización de mínimo costo, sin embargo, los inversionistas podrán proponer otra localización aunque sea costoso.

El curso que toman los acontecimientos nos lleva a las reflexiones siguientes:

–El gobierno de Enrique Peña sigue utilizando los esquemas financieros que en su momento fueron denostados para justificar la Reforma Energética, porque ni están agotados ni son ajenos a los objetivos de su política pública de largo plazo.

–Desde finales del siglo pasado la inversión pública en el sector energético se ejerce a través de empresas productivas y organismos descentralizados, pero procurando que el sector privado sea quien ejecute los proyectos y se quede con la propiedad de los activos.

–Los proyectos financiados se introdujeron en México a raíz de la crisis financiera de 1994-1995 por recomendación de los organismos financieros internacionales. Desde un inicio sirvieron para abrir el sector energético. Se les utilizó para ampliar y profundizar la penetración de empresas privadas en áreas reservadas al Estado. La Reforma no echó fuera los proyectos financiados y seguirán jugando un papel muy importante por razones econó-

micas, políticas e ideologías, para que los privados se encarguen de todo.

–La Reforma Energética se ejecutó para que los privados asumieran inversiones y riesgos. Vemos que el sector energético y la infraestructura privada continuarán su expansión con deuda pública y garantías gubernamentales.

–El Gobierno no ha esperado que se desarrolle la competencia en el mercado y ha impulsado la competencia por el mercado. Los privados concursan por contratos ofrecidos por dependencias públicas.

–La inversión financiada contribuye a garantizar que no falte gas natural y electricidad, cierto, pero a largo plazo desalientan al sector privado a construir infraestructura con mayor participación de capital propio y bajo su propio riesgo. La actual administración está pervirtiendo el sano desarrollo del mercado.

–El mensaje de la Secretaría de Energía a los potenciales inversionistas es inequívoco: “ustedes pongan la central donde quieran, nosotros ponemos la transmisión aunque tengamos que realizar un esfuerzo adicional”. La infraestructura privada crece con recursos públicos.

–La reforma creó mercados pero no son libres, el Gobierno decide inversiones y desinversiones con la finalidad de que operadores y propietarios privados crezcan y desplacen a los públicos.

–La inversión financiada directa y condicionada implican deuda pública. Al obligar a las empresas productivas del Estado y organismos descentralizados a utilizar esos instrumentos, la Secretaría de Energía los está obligando a endeudarse y no pueden negarse a cumplir la orden.

–El intervencionismo de la Sener en gas natural propicia una costosa sobre inversión cuando las necesidades serán de sólo 4 mil millones según la prospectiva.

El Gobierno pretende justificar su intervención en el mercado argumentando la seguridad energética, pero en el fondo está la voluntad de crecer la infraestructura privada, utilizando los recursos y la deuda pública.

COLUMNA INVITADA SCOTT HEMPLING

Reforming Energy Industries: Principles, Responsibilities and Actions

LA CRE VIVE TIEMPOS DE CAMBIO Y TRANSICIÓN, INCLUIDA LA ELECCIÓN DE UN NUEVO COMISIONADO PRESIDENTE, PERO LOS NUEVOS RETOS DEL SECTOR ENERGÉTICO DEL SECTOR MEXICANO LA OBLIGAN A TRABAJAR, CON LA EXPERIENCIA ACUMULADA, A MARCHAS FORZADAS Y EN TIEMPO RECORD.

absence of ideology: these are the ingredients of effective efforts to “find the best possible mix”.

I would like to discuss reform by addressing three questions: (1) For industry reform to succeed, what principles should apply? (2) Given these principles, what are the responsibilities of industry stakeholders? (3) Given these principles, what are the responsibilities of the regulators who are overseeing an industry transition?

I. For industry reform to succeed, what principles should apply?

Throughout the world, energy regulators focus on “reform”. What does this word mean? The legendary Alfred Kahn famously wrote: The “central, continuing responsibility of legislatures and regulatory commissions [is] finding the best possible mix of inevitably imperfect regulation and inevitably imperfect competition”.

This quote aptly defines “reform”. Reform is not a choice of competition over regulation; it is a combination of competition and regulation. Reform is not perfection. Reform requires us to continuously. Facts, intellect, integrity, humility and the

Scott Hempling. Is an attorney and expert witness in the United States. He has advised regulatory and legislative bodies throughout North America, and is a frequent speaker at international conferences. Hempling is an adjunct professor at Georgetown University Law Center, where he teaches courses on public utility law and regulatory litigation. His book, Regulating Public Utility Performance: The Law of Market Structure, Pricing and Jurisdiction was published by the American Bar Association in 2013. He has also authored a book of essays on the art of regulation, Preside or Lead? The Attributes and Actions of Effective Regulators. Hempling received a B.A. cum laude from Yale University in (1) Economics and Political Science and (2) Music, and a J.D. magna cum laude from Georgetown University Law Center. More detail is at www.scotthemplinglaw.com. This article is adapted from remarks presented at the [insert formal name of the conference), Dec. 21, 2015. shempling@scotthemplinglaw.com

Political philosophers ask this question: Suppose that at the time of your birth, you did not know your future: whether you would grow up to be a utility CEO, a coal-company shareholder, a gas pipeline owner, a renewable energy developer, a regulatory professional, a small residential consumer or a major automobile manufacturer. You knew not if you would be rich or poor. Now suppose that in that condition of utter ignorance, you could choose the principles that would apply to regulated industries. What principles would you choose, so that no matter what position you later attained, you would be treated fairly? I suggest you would choose the nine principles discussed next.

A. The purpose of regulation is performance. Under competition, sellers win customers by providing high quality service at reasonable cost. Regulation must produce the same results. To achieve those results, regulators define standards of performance, then award fair compensation for good performance and impose penalties for poor performance. Through these actions, regulators align seller selfinterest with the public interest.

But first, effective regulators define larger goals. They envision an optimal

mix of products and services. They design the market structures most likely to produce that mix, cost-effectively and reliably. They have a vision, then act to realize that vision, because vision without action is useless. They act predictably and unambiguously.

B. Financial success depends on merit alone. In both regulation and competition, rewards should be based on merit –not on incumbency, not on self-praise, not on connections to politicians, but on merit. For each job regulators need fulfilled, they should find and appoint whoever can do it the best. That goes for home improvement contractors, wind energy sellers, pepperoni pizza makers and “distribution systems platform providers”. Giving the job to the incumbent, just because it is the incumbent, is like hiring the boss’s son. It dispirits competitors and abuses customers. Lazy regulation invites lazy performance. Regulation is not bicycle repair, where grease is dispensed based on the loudness of the squeak. Effective regulators insist on excellence.

C. Economic efficiency comes first. Economic efficiency requires that we allocate costs to those who cause the costs, while allocating benefits to those who take the risks and bear the burdens. Economic efficiency comes first; allocating the gains from efficiency comes second. Inevitably we will fight over who gets the biggest slice. Let us first cooperate to make the biggest pie.

D. There must be symmetry of risk and reward, of burden and benefit. If investors want rewards for taking risks, they must accept the losses when they fail. If a company witness testifies that an IGCC plant will cost $2.4 billion, then when the cost rises to $5 billion his company needs to eat the excess. And if consumers want protection from risk, they

must pay for it in the rate of return. No free rides on the ratepayer, no free lunch for the ratepayer.

E. “Competition” is not a religion; it is a market structure. Religion is based on beliefs and prayers. Effective regulators create competition not by believing and praying, but by working with facts. For competition to benefit the consumer, it must be effective competition, not theoretical competition, not theological competition. Effective competition requires facts: many viable suppliers, many educated customers and low barriers to entry. If these facts are absent, we will not have competition, regardless of how much we believe and pray.

F. Competition and regulation are not in conflict. They share a purpose –to align private behavior with the public interest. Effective competition presses competitors toward efficiency, reliability, customer service, innovation and differentiation. Effective regulation does the same. Together, they induce accountability –to the consumers, investors and the public.

G. What matters most is not historical habit but emerging facts. For most of the 20th century, regulators assumed that vertically integrated monopolies enjoyed economies of scale and scope, making competition inefficient. But facts change. Economies of scale and scope change, because other things change: cost structure, technology, customer preferences, and production processes. The alert regulator looks for changes in facts that challenge historic assumptions. Inalertness breeds inertia, depriving innovators of opportunities and customers of efficiencies.

H. Consumers are actors, not victims. Politicians talk about utility prices like they talk about incomes taxes: Both are too “high”, and need to be “lower”.

1. A. Kahn, The Economics of Regulation: Principles and Institutions, Vol. I, Introduction at xxxvii; Volume II at 114 (1970; 1988 edition).

But in regulation, rates are not “low” or “high”; rates are right or wrong. Rates that reflect reasonable cost are efficient and right; rates that reflect unreasonable cost, or fail to reflect all reasonable costs, are inefficient and wrong. In competitive markets, prices are not determined by sellers alone; prices are determined by sellers interacting with buyers –by supply curves intersecting with demand curves. Consumers, like sellers, can be inefficient, wasteful or dishonest. So consumers are actors; their behavior affects prices. Effective regulators help consumers not by lowering their rates below efficient levels, not by focusing on whether rates are “low” or “high”, but by educating and empowering customers to shift their demand to low-cost periods, and to reduce their consumption overall. Rather than “protecting” customers from costs, effective regulators expose customers to reality, so they learn to protect themselves.

I. In expertise and in compensation, regulatory agencies must be the equals of regulated companies. For their judgments to be credible, those who judge performance must be experts in performance. Ratepayers are required to pay in their rates for a utility’s expertise; they should pay similarly for their regulator’s expertise –expertise that matches the utility’s. The persistent differential between utilities and their regulators, in training, experience, expertise, salaries and benefits, is regulation’s dirty secret. It must be exposed and fixed.

II. What are the responsibilities of industry stakeholders?

A. Accept the purposes of regulation. Regulation inspires both love and hate. We favor regulation when it protects;

we disfavor regulation when it obstructs. These differences make the political support for regulation unstable. How can we strengthen that political support? For regulation to succeed, everyone must accept its purposes. Everyone must accept standards for utility performance and the consequences of noncompliance. But acceptance of the purposes of regulation is not inevitable. The legislator running for election wants prices lowered. The company shareholder wants his share values to rise. The industrial customer want reliable service, at prices lowered so he can meet global competition. The residential customer, protection from monopoly abuse. The environmental advocate wants the commission to reduce carbon emissions. The labor unions want their jobs protected. See how easily conflicts can arise, over the very purpose of regulation.

There are also differences over performance standards. Do we want performance to be excellent or just average? When companies fail to meet these standards, what should be the consequences –fines, revocation of permits, disallowance of costs? For regulation to succeed, there must be consensus about, and acceptance of, the purposes and standards of regulation. The purpose is performance. The standard must be excellence.

B. Respect knowledge, expertise and merit. In every company there are experts: power supply planners, back office systems managers, information technology experts, generating plant operators, control room operators, gas pipeline inspectors: the people who make things work. They operate within a hierarchy. But that hierarchy is based not in economic or political power but in performance. These are the people who deserve our respect.

III. What are the responsibilities of the regulators who oversee “reform”?

A. Increase the focus on the facts. We cannot favor competition in the abstract. We must ask specific questions to gather specific facts. Here are some examples: Which geographic and product markets do we wish to discuss? Is competition economically desirable, i.e., are economies of scale and scope sufficiently low that competition will not damage “static efficiency”? (See the work of Dr. John Kwoka of Northeastern University). And if there is a potential loss of “static effficiency,” will this loss be offset by gains in “dynamic efficiency,” as each competitor strives to win with better service and lower prices? Is competition technically feasible? Can the physical and communications networks accommodate the new traffic stimulated by competition? Are consumers ready and willing to shop? Theories must confront practice. If consumers are too busy living their lives to compare products and prices, competition will not work.

B. Practice the right kind of politics. There are two types of politics: public interest politics and private interest politics. One enhances, the other undermines, regulation’s public interest mission. Understanding the distinction is essential to effective regulation. Public interest politics involves the interpretation of broad statutory phrases—phrases like “just and reasonable”, “undue discrimination”, “public interest”. Those broad phrases give regulators broad discretion. The exercise of policy discretion is a political act: the use of government powers to create rights and obligations, to allocate benefits and costs, to establish expectations and consequences. They must confront the tensions between the techni-

cal and equitable, between the short term and long term, between rural and urban residents, between large customers and small customers, between investors and consumer, between shareholders and lenders. This discretion comes with constraints: regulators must use facts and logic, rather than act arbitrarily.

Private interest politics is very different. Because a regulator has broad discretion to promote the public interest, it is tempting for stakeholders to seek special private favors while citing the public interest: private interest bodies wearing public interest clothing. Here are two examples. I have seen companies justify a request for a high return on equity (that is a private interest desire) by saying it is necessary to raise the funds for new infrastructure (that is a public interest concern). Industrial customers often argue for discounts below fully allocated cost (that is a private interest desire), by arguing that otherwise they will close their operations and lose jobs (that a public interest argument). These arguments are potentially legitimate. The regulator must discipline these arguments by requiring facts.

C. Reveal and explain the tension between competing objectives. The electric system is not perfect. When managers make mistakes, there will be outages. When there are shortages, rates will rise and consumers will suffer. When there is surplus, rates will fall and investors will suffer. We have to live with these imperfections because perfection is too expensive. But when people are disappointed, they protest, and they lose trust. A commission must preserve that trust. How?

Resolving conflicts requires courage and decisiveness. To be everything to everyone is to embrace indecision. Regu-

lators also must deal with constraints: constraints imposed by statutes, by other government bodies, by economic scarcity and engineering reality, by public impatience and political pressures. And they must deal with disappointment. In regulatory disappointment as in human disappointment, we accept only if we understand. And we understand only if someone explains. So the regulator must explain the inevitable conflicts among the things we value.

D. Guide private interest behavior toward public interest goals. Even aggressive automobile drivers want red lights to prevent accidents. No consumer wants a weak utility, unable to modernize its infrastructure. No investor wants a weak regulator that fails to discipline inefficient management. In energy regulation as in all regulation, unconditional accommodation helps no one.

The problem is that in regulatory proceedings, every separate participant has its own priority and its own attorney. The industrial customer lawyer advocates only for industrial customers. The investor’s lawyer advocates only for the investors, and so on. But just as no man is an island, no party is purely private. Every industrial customer, every shareholder, every individual citizen, is a combination –a combination of consumer, producer, polluter, investor and worker.

The regulator must help each participant to recognize his connections to the others. Regulators must cause everyone to look into the mirror, to see themselves as more than just one interest, to understand that each person depends on the public interest. By anchoring every proceeding in the public interest –requiring parties to address the public needs rather than private needs– the regulator

can help build a community that shares a common interests and therefore serves the public interest.

E. Create a culture of commitment to the long term. Our political freedoms and economic opportunities owe much to prior generations –those who saved and invested, who sacrificed, who fought wars of independence. We owe our present and our future, to our predecessors who cared about the future.

In energy regulation, regulators must be the ones who care about the future. Regulators must be political leaders, in the best sense of both words. They can be political by resolving tradeoffs forthrightly. They can be leaders by persuading the populace to make investments today for the public of tomorrow. They can say: If the energy infrastructure built by our predecessors is being used by the citizens of today, it is our responsibility to build new infrastructure for the citizens of tomorrow. If our consumption of energy has caused pollution, we must invest money to clean our air. Just as we benefit from the work of our predecessors, we must invest for future generations.

F. Make the right compromises. “Compromise” is an ambiguous term. Making tradeoffs among conflicting public interest values is legitimate compromise. Departing from principles is not compromise; it is caving. This distinction translates into several recommendations for regulators: Compromise on techniques, not on purposes; compromise on pace, not on principle; compromise on the angle of change, not on the direction of change; compromise not among private interests that diverge from the public interest, but among inherently conflicting components of the public interest.

MÉXICO TIENE ANTE SÍ LA OPORTUNIDAD DE SER UN CLÚSTER PETROQUÍMICO: ANIQ

TEXTO: PEDRO MENTADO CONTRERAS

La industria petroquímica se ubica actualmente en el cuarto eslabón del sector petrolero, y muy difícilmente podría despegar antes de ver los primeros barriles de petróleo y los ductos llenos de gas productos de la Reforma Energética, ambos esenciales para una industria que pide a gritos materias primas. Es tanto como pensar en hacer jugo de naranja… sin naranjas.

En el escenario oficial que avizora tener el primer barril de petróleo para el 2018, ya como consecuencia de la Reforma Energética, los expertos consideran que no hay duda que la nueva industria petroquímica empezará a surgir con fuerza en los próximos cuatro años, pero no antes.

Sin embargo, México tiene las condiciones para colocarse como uno de los clúster de la industria petroquímica mundial: tiene reservas importantes de petróleo y gas; cuenta con acceso a mercados de materias a precios competitivos; es vecino de Estados Unidos, uno de los consumidores más importantes del mundo, y acaba de firmar un tratado comercial con una de los zonas geográficas con mayor potencial de crecimiento futuro y que es, además, un mercado deficitario y en crecimiento.

“Aquí tenemos otro gran reto, en la medida que importemos gasolinas o exclusivamente el gas, no estamos generando los productos que necesitamos como industria para desarrollar la industria petroquímica”.

MIGUEL BENEDETTO ALEXANDERSON, DIRECTOR GENERAL DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA (ANIQ).

Los empresarios del industria petroquímica saben de la oportunidad que viene y ya revisan cuál es la mejor estrategia para lo que parece ser la nueva época dorada de la industria. Por el momento hablan de terminar una “operación cicatriz” e integrar las cadenas productivas rotas para reconstruir la que fuera una industria de talla mundial.

En el escenario de la nueva industria y en una primera etapa se buscaría abastecer el mercado interno que tiene un déficit proyectado en 25 mil millones de dólares y que se traduciría en la sustitución de importaciones; en una segunda etapa y casi al mismo tiempo, el sector deberá apuntar a los mercados internacionales.

Pero el proceso debe hacerse con orden. Los empresarios de la industria ven en primer instancia la cadena de las resinas y los fertilizantes, dos de las áreas de negocio con alta dependencia del exterior, lo que casi garantiza el éxito de los nuevos negocios. En principio esa será la ruta.

Hay proyectos pequeños en marcha de Dupont, Mexichem, Idea, pero nada que cambie la geografía de la industria en México todavía. El gran proyecto se llama Braskem-Idesa, que no es producto de la Reforma Energética, y con él se integran un millón de toneladas de polietileno para

abastecer un mercado que actualmente tiene un déficit de 2 mil 400 toneladas; se queda corto, pero ya es parte de la nueva etapa de la industria mexicana.

Sin embargo, el futuro petroquímico de este país no se puede explicar sin Petróleos Mexicanos (Pemex), la nueva Empresa Productiva del Estado. Los empresarios lo ven como el catalizador del futuro, un importante proveedor de materias primas para la nueva era, y de no lograrse se pondría en peligro la viabilidad del sector en el corto, mediano y largo plazos.

Los condiciones para un nuevo entorno de negocios es inmejorable, pero las tiene que materializar la empresa líder, Pemex, y las privadas que ya operan en este mercado, además de las nuevas. Además, el Gobierno federal tiene una importante función en este rompecabezas. Es una responsabilidad compartida, dicen los empresarios, pues si una de estas piezas no hace su chamba pone en riesgo la oportunidad que se abre en la industria petroquímica.

Nuevo entorno de negocios

La transformación que trae la Reforma Energética es relevante para la industria petroquímica, dice Miguel Benedetto Alexanderson, director general de la Asociación Nacional de la Industria Petroquímica (ANIQ). Ahora se puede dejar de depender de los petroquímicos básicos suministrados solamente por Pemex y se abre un nuevo entorno de negocio para el sector privado, comenta en entrevista.

“Las oportunidades se presentan en el upstream y el dowstream, un acceso a nuevos productos y servicios en condiciones de precio, calidad y mercados internacionales”, añade.

Un cambio fundamental es que los precios de los productos petroquímicos ya no están fijados en la Secretaría de Hacienda sino que los fija la Comisión Reguladora de Energía (CRE), y esto

es muy importante porque es el eslabón que limitaba el aprovechamiento de los precios competitivos internacionales.

En esa misma línea, expone Benedetto Alexanderson, a partir de ahora hay una lista de productos petroquímicos que están regulados por la CRE y ahora la calidad de esos productos es acordada entre autoridad, Pemex y la industria. “Los productos petroquímicos no estaban sujetos a normas de calidad y a partir de ahora algunos estarán sujetos a nuevos parámetros de calidad”, detalla.

Un tercer elemento que ofrece la reforma, de acuerdo con el representante de la ANIQ, es la posibilidad de articular y encadenar las cadenas productivas; sin embargo, en la medida que esas cadenas no se articulen, en esa medida seguiremos teniendo la capacidad de producir únicamente el producto terminado en función de la disponibilidad de materia prima que hoy es limitado.

Todos los cambios que vienen cambian el entorno de negocios, explica el ejecutivo. Viene una mayor participación de empresas en lo que tradicionalmente era un sector que estaba reservado exclusivamente al Estado, “el problema que ha tenido la industria por años es que no ha podido crecer por la falta de materias primas, y ahora se espera una mayor disponibilidad y puede significar el despegue de la industria petroquímica”.

Operación cicatriz en el sector

Desde ahora los empresarios de la industria trabajan para identificar cuáles son las cadenas productivas que están rotas, explica el director general de la ANIQ. Se identifica dónde pueden existir esas oportunidades de inversión en la medida de que exista una proveeduría de materia prima.

La materia prima es fundamental para pensar en reconstruir las cadenas productivas, destaca. Si no se tienen “es como pensar en hacer jugo de naranja sin naranjas, es algo muy complicado. Si queremos producir lo que sea, necesitamos la materia prima, eso es lo que ha inhibido el desarrollo: la falta de materia prima”.

Al hacer un primer análisis de la industria comenta que “hay muchas cadenas de producción rotas; sin embargo pensamos que debemos por empezar atender aquellas en las que hoy el déficit de producto es mayor, lo que facilitaría articularlas”.

En principio, en todo lo que son resinas hay una gran oportunidad; en el polietileno se registra gran volumen de importaciones; también están los faltantes de propileno para el polipropileno y los faltantes de VCM para PVC; el sector de resinas es otra de las áreas de mayor potencial por el momento, dice.

El otro relevante es el sector de fertilizantes, pues al no haber amoniaco y urea no se producen esos fertilizantes que son derivados de esas materias primas, y ese es otro de los negocios con alto potencial.

“Nosotros creemos que esas dos cadenas fundamentales serían las primeras que pudieran verse beneficiadas de la Reforma

2015, otro año atados de manos

En términos generales 2015 fue un año complicado para la industria, dice dice Miguel Benedetto Alexanderson, director general de la Asociación Nacional de la Industria Petroquímica (ANIQ). En esta ocasión influyeron factores exógenos como la caída de los precios del petróleo y la depreciación de tipo de cambio ha dificultado el desarrollo de la industria.

La caída en las cotizaciones del crudo impacta en los precios de los derivados, mientras que el deslizamiento tipo de cambio que acumuló un 20% en el 2015 y casi 10% en el 2016, llega un momento que pega y repercute en una industria y aunque es un fenómeno que afecta a todo mundo, complica el escenario en nuestro país.

Por otra parte, hay factores internos, básicamente toda la transición que se ha llevado en el interior en Pemex, derivado principalmente de la instrumentación de la Reforma Energética y las leyes secundarias en el 2015.

Los cambios y la creación de subsidiarias en la empresa petroler –que hasta hoy es el mayor proveedor de materias primas de México–ha dificultado la operación de la industria y en términos generales estiman que cerrarán 2015 con una producción similar a la del 2014 y años anteriores.

No se observa ningún incremento en lo que es la producción de productos químicos y petroquímicos y en contraparte el mercado sigue creciendo: las importaciones crecieron por debajo del 4%, mientras que las exportaciones aumentaron en un rango del 3 al 4% por arriba del 2014. Además, la balanza comercial alcanzó un déficit superior a los 21 mil millones de dólares.

Braskem-Idesa, símbolo del nuevo sector petroquímico

La planta de etileno de Braskem Idesa, que al cierre de noviembre pasado tenía un avance de 99 por ciento, para estas fechas ya arrancó y empezó a producir polietileno, que una primera etapa empezará producir 300 mil toneladas de producto y más tardar en un año estará produciendo el millón 50 toneladas y hacia el 2025 un millón 500 mil toneladas.

Aunque el proyecto Etileno XXI no es producto de la Reforma Energética, coincide en los tiempos con la transformación y apertura de la industria petrolera nacional, lo que coloca a Braskem-Idesa como el símbolo de la nueva era de la industria petroquímica mexicana.

La empresa hizo una inversión total de 4 mil 600 millones de dólares en un periodo de cinco años, es la inversión más grande en este momento en América Latina, monto que sólo se explica por el contrato de suministro de la materia prima por 20 años establecido con Petróleos Mexicanos.

Actualmente, el mercado nacional consume alrededor de 2 millones de toneladas de polietileno al año, de los cuales sólo 33% lo produce Pemex, mientras que el otro 70% es importado, principalmente de Estados Unidos.

De acuerdo con los planes de la empresa, en un principio, parte de la producción se exportará a otros mercados pero poco a poco se plantea la sustitución de importaciones para que en un periodo de cinco años se puede reducir el déficit comercial en la cadena del polietileno.

Energética, en la medida que haya más gas y derivados del petróleo ya refinados, entonces se podrá activar el sector de fertilizantes y plásticos de manera importante”.

La otra cadena que se ya atiende es la del polietileno con el arranque de Braskem-Idesa, que viene a cubrir un boquete en la oferta de polietileno. “Después habría muchas otras, pero en la medida que vayamos atendiendo esto, nos va ir ayudando a sanar un sector que fue abandonado por casi tres décadas”.

¿Cuál es el valor de estas Cadenas produCtivas? Nosotros lo manejamos en toneladas, es muy difícil calcular en valor, pero la dependencia de las importaciones es muy alta; el año pasado las importaciones representaron 80% del consumo. Al cubrir ese mercado de materias primas, se abren dos oportunidades: articular cadenas productivas y sustituir importaciones en la medida que se vaya invirtiendo en nuevas plantas.

Al revisar las cadenas productivas rotas en la industria petroquímica y partiendo de la participación del 1.8 % en el PIB que se tuvo en el 2014, que fue el mejor de muchos años, al integrar esas cadenas productivas fácilmente podríamos alcanzar el 3.8% del valor de la economía; hoy a nivel internacional los grandes países que son fuertes en industria petroquímica, llámense China, Japón, EU y en Europa, Alemania e Inglaterra, la participación de la industria química y petroquímica alcanza 4.0 y 4.5% PIB de esas economías.

Para alcanzar esa participación del mercado en la economía se requieren inversiones de 25 mil millones de dólares (mdd) anuales en los próximos 10 años, lo que se traduciría en 2 mil 500 mdd de dólares adicionales a lo que hoy se invierte. Además de la participación de nuevos jugadores en petróleo, gas, refinación y petroquímica que estuvieron cerrados a la participación privada y obviamente implicaría una reducción de la balanza comercial.

México, ¿nuevo clúster petroquímico?

México tiene la condiciones para ser unos de los clúster petroquímicos del mundo sin problema, dice Miguel Benedetto. Hoy en el mundo solamente se instalan proyectos petroquímicos en aquellos lugares donde están las materias primas, nadie instala un complejo donde no hay materias primas, y la segunda condición es la disponibilidad de varios lugares en donde ese lugar el precio sea más competitivo para poder materializar las inversiones, explica.

“Hoy por azares del destino tenemos los recursos y por primera vez en muchos años tenemos un precio competitivo para, realmente, tener una industria que atraiga inversión, condiciones que ponen a México en el mejor de los mundos”.

El ejecutivo detalla que si se revisan los precios en el mundo, la región de NAFTA es la que tiene el precio más competitivo de las principales regiones de desarrollo. Obviamente, dice, habría

que poner el Golfo Pérsico que tiene un precio más competitivo, tiene la materia prima, pero todos sus productos son de exportación porque no tienen mercado. Los precios promedio siguen siendo los mismos en la región de Norteamérica y más o menos la misma relación con otras partes del mundo.

El otro tema es que México tiene importantes reservas de shale gas, como país somos la sexta reserva del shale gas, que también es importante porque en nuestro país no se ha desarrollado, lo que ofrece una gran oportunidad.

No obstante, México tiene el reto de abastecer sus mercados internos. Por ejemplo, la producción de gas natural se ha mantenido prácticamente estable, mientras que la demanda se ha venido incrementando, las importaciones pasaron de 20% a más de 40% en una década, respecto a los requerimientos de gas que tenemos como país.

El otro gran tema es la parte de la industria de la refinación. “Nos centramos en el gas porque ahí está el etano, ahí ésta la materia prima para poder desarrollar los diferentes productos petroquímicos, pero la realidad es que tampoco tenemos productos derivados de la refinación y en esa medida tenemos otras muchas de cadenas productivas que no hemos podido desarrollar.

“Para ponerlo en contexto, hay que visualizar cómo ésta la relación capacidad instalada de producción de petróleo a refinación que tienen las grandes empresas petroleras comparado con Pemex hay una gran brecha. Si revisamos el caso de Exxon, su producción de petróleo es de 2.11 mbd, Chevron por debajo de 1.7 mbd, y Pemex es el mayor productor de petróleo con 2.42 mbd.

“Sin embargo, la capacidad de refinación que tiene cada una de las empresas es importante, Exxon casi 4.5 mbd, Chevron

Radiografía de la industria Petroquímica

Producción

Año 2010 2011 2012 2013 2014 Producción* 17,563 17,220 16,669 17,565 18,344 Importación** 26,380 28,175 29,964 31,278 32,708 Exportación** 9,301 11,671 10,910 11,777 11,339 Consumo Nacional Aparente 34,642 33,724 35,723 37,067 39,713

Fuente:* Elaboración en base a información de ANIQ. ** En base al Sistema de Información de Comercio Exterior (SICM) de la Secretaría de Economía.

Oportunidades de negocio de corto plazo

(Miles de toneladas 2014)

KTA

Producción Importaciones

Propileno 470.7 107.3

Polipropileno 419.4 731.3

Estireno 122.1 514.1

Poliestireno 454.7 262.4

VCM 176.4 487.8

PVC 535.3 395.4

Amoniaco 869.1 124.8

Urea 0 1304.7

Óxido Etileno 350.7 0.1

Etilenglicoles 266.1 188

Tolueno 144 19.4

Tolueno Diisocianato 0 31.4

Fuente Elaboración en base a información de ANIQ.

prácticamente en balance, Pemex tiene la mitad de lo que produce y si sacamos la relación de productos con la relación de refinación con respecto al petróleo, tenemos que Pemex es el más bajo, de tal manera que producimos petróleo pero no le damos el valor agregado, mientras que las otras empresas producen petróleo y su capacidad de darle valor agregado es mayor.

“Aquí tenemos otro gran reto, en la medida que importemos gasolinas o exclusivamente el gas, no estamos generando los productos que necesitamos como industria para desarrollar la industria petroquímica”, afirma.

Pemex, catalizador del sector

La ANIQ ha insistido en la importancia de Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad desde los debates de la Reforma Energética y hasta ahora no ve un Pemex con menor participación en el sector petroquímico.

El director de la Asociación Nacional de la Industria Petroquímica expone: “Nosotros como clientes creemos que Pemex debe seguir siendo el pilar de la proveeduría de la industria petroquímica en el mediano y largo plazo y que puede irse complementado esa producción y esa proveeduría de materias primas con la participación de empresas privadas”.

También ven con preocupación, y así lo han externado, porque se dieron los recortes en el 2015 y por todos los problemas, que los recortes al presupuesto a Pemex ponen en riesgo la proveeduría y que no se alcancen los volúmenes que se requieren y se necesitan para la industria.

“Es fundamental que hoy se mantengan no tanto nuevas inversiones por parte de Pemex, pero que sí se garanticen los recursos mínimos necesarios para seguir operando sus plantas de manera eficiente

y segura, y nosotros tener la proveeduría que requerimos como industria. Esperamos que eso se mantenga y que Pemex pueda cumplir todos los contratos establecidos con las diferentes empresas.

“Hoy independientemente de la reforma, necesitamos que cada vez más se fortalezca a Pemex y a la CFE, porque hoy Pemex es el único y en un futuro un proveedor muy importante de materia prima, y porque si no se materializa esa situación seguirá habiendo faltantes de energía y de nada habrá servido la reforma”.

Sin embargo, dice, si queremos incrementar esa proveeduría esto se visualiza en dos vías: una, la reforma abre la posibilidad para que nuevas empresas puedan llegar al sector, y otra, la iniciativa privada puede establecer asociaciones con Pemex para el desarrollo de nuevos productos, ampliaciones capacidades o cualquier necesidad e interés de cada una de las empresas.

A Pemex lo ven como socio estratégico, a través la proveeduría de materias primas y como un socio potencial para ir haciendo estas alianzas estratégicas que permitan incrementar conjuntamente los volúmenes de producción en esas cadenas que tenemos identificadas como faltantes, asegura el ejecutivo de la ANIQ.

Petroquímica

a la mexicana

¿la industria petroquímiCa puede Competir en el merCado internaCional? México tiene las condiciones necesarias en términos generales para competir, las materias primas derivadas del petróleo que llegan a precios internacionales ofrecen condiciones competitivas, mientras que las materias primas que vienen del gas con precios muy competitivo ofrecen una plataforma todavía más competitividad todavía mejores.

¿Hay las CondiCiones generales y neCesarias para Competir? Yo te diría en principio sí, porque tenemos los recursos naturales y tenemos el precio competitivo que hace atractiva la producción.

¿lo estamos materializando? No. No lo estamos materializando, porque en este momento no tenemos la posibilidad de extraer y darle el valor agregado en los volúmenes que quisiéramos, estamos desarrollando y lo vemos muy bien, el Gobierno federal ésta desarrollando toda una infraestructura de ductos que permitirá una mayor proveeduría de gas, que es muy importante, pero necesitamos también que ese gas sea convertido en materia prima petroquímica, todavía va llevar su tiempo.

Las condiciones están, ahora el gran reto es aprovechar y desarrollar esas condiciones, ahí es donde tenemos que trabajar y tendríamos que materializar la oportunidad que abren los inventarios de recursos para convertirlos en materias primas o en recursos energéticos a precio competitivos.

Producción de la industria química y petroquímica (Toneladas)

Sector Sep 2015 Ene-sep Sep Sep vs ago

Adhesivos 8,900 -10.7% 5.2% 8.3% Fibras 14,141 3.9% -23.7% -0.2% Inorgánicos 69,923 31.5% 23.0% -34.8% Lubricantes y Grasas * 2,783 -25.0% -5.7% -6.3% Petroquímica 622,142 -15.3% -3.4% -7.5% Pigmentos y Colorantes 3,683 -13.0% -4.8% -8.4% Resinas Sintéticas y Hules 131,583 -19.9% -12.3% -0.1% Fertilizantes y Plaguicidas 120,293 -9.0% -8.5% -11.0% Gases Industriales 284,567 -22.3% -13.9% -2.9%

TOTAL: 1,258,015 -14.3% -6.6% -8.1% Lubricantes y Grasas * (Miles de litros) 46,324 4.1% -4.5% -5.8% Fuente: ANIQ

En ese escenario de precios competitivos, la firma de tratados internacionales también abren la posibilidad a nuevos mercados. Nosotros estamos satisfechos con las negociaciones en el marco del Acuerdo Transpacífico de Cooperación Económica (TPP), la Secretaría de Energía materializó al 100% en nuestras solicitudes: los plazos de desgravación, las reglas de origen, eso abre una plataforma de exportación a nuevos mercados.

Poner el TPP en el contexto de una mayor oferta de materias primas, nos va permitir no solamente atender nuestro mercado nacional sino también ir a las regiones de mayor crecimiento económico en el mundo, que son los principales proveedores de materias primas en donde nos pone en igualdad de circunstancias y creemos que podemos competir en la medida que tengamos la disponibilidad de materias primas.

¿Cuándo va empezar a operar el aCuerdo? El acuerdo va para largo, la negociación ha concluido, los textos de la negociación, como en todas las negociaciones se hacen en inglés, posteriormente son siete los idiomas oficiales del TPP, debe hacerse una traducción oficial a cada uno de los siete idiomas de los países involucrados. Todo este año debe haber una ratificación por cada uno de los diferentes senados de cada uno de los 12 países y hasta que haya una masa crítica de países que hayan aprobado el acuerdo puede entrar en operación.

Nosotros estimamos que 2016 será un proceso a través del cual los países irán aprobando en sus respectivos senados el acuerdo y una vez que se alcance la masa crítica entraría en vigor a finales de este año próximo o al inicio de 2017. Es una gran plataforma y oportunidad para competir, pero esa es otra cosa que tenemos que materializar como industria y, eventualmente, si se firma un acuerdo con Brasil, ahí también hay una gran oportunidad para exportar a otros países.

Dos o tres años para un nuevo sector

en el 2016 avanzará la reforma, Hay preCios Competitivos en eleCtriCidad, bajos preCios en gas y un merCado que demanda produCtos, pareCiera que están dadas las CondiCiones para las grandes inversiones en el seCtor petroquímiCo. ¿ya es Hora de las grandes inversiones? El escenario es muy bueno, pero el tema es que materializar inversiones en el sector energético lleva años.No vemos que en el 2016 exista la proveeduría de materias primas que se requieren, pero sí vemos que en la medida que se liciten y se asignen bloques de los diferentes campos, podremos tener materias primas en volúmenes importantes. Pero eso ocurrirá en uno cuatro años más.

En el 2016, lo único que vamos a ver es el proyecto de Braskem-Idesa, que ya está arrancado y que se negoció desde hace cinco o seis años; el inició de operaciones de Cyplus-Idesa, que es una Joint-Venture de Idesa con Evonik para cianuro de sodio que están en construcción en Coatzacoalcos, y el arranque de la planta en Altamira para dióxido de titanio de Dupont.

Fuera de eso no visualizamos ninguna proveeduría de materia prima, por lo tanto, no habría un incremento de materias primas propiamente, pero sí esperamos que con las asignaciones se vayan dando, en cuatro años tendremos esa proveeduría.

Por ello, el que se vaya avanzado en las licitaciones y se vayan asignando bloques es importantísimo, porque esa es la única manera de garantizar que en el 2018 vaya a ver producto, si eso se retrasa, tendremos también un retraso en la oferta de productos y podría demorar más de las fechas previstas.

la situaCión es Compleja: ¿en qué terreno Cae la bolita para aCelerar el proCeso?

La bolita está en los dos lados. Por un lado, la iniciativa privada en términos generales está participando en las Licitaciones, tendrán que hacer su trabajo, pero a la vez nosotros tenemos que hacer una proveeduría; en el otro lado, están Pemex y la CFE que deben lograe esa reconversión a Empresas Productivas del Estado, y eso es fundamental para el éxito del país, porque si uno de esos dos eslabones no funciona adecuadamente en términos generales no se puede materializar. Hoy ese juego está muy claro, lo que tiene que hacer cada quien y el gran reto es lograrlo.

¿entonCes durante 2016 no se espera muCHo avanCe?

Los precios se van a mantener muy similares a los de 2015, sigue habiendo una sobreoferta de petróleo en el mundo, las condiciones en México no se podrán cambiar mucho en términos de disponibilidad de materias primas, pero en la medida que se vaya avanzando en su instrumentación se podría tener un cambio importante rumbo al 2018 y al 2019.

MEDIDOR Md

Análisis

El Banco mundial recorta precios promedio del petróleo para 2016

El Banco Mundial (BM) recortó sus estimaciones para el precio del petróleo en los mercados internacionales de 52 dólares por barril a 37 dólares en que promediará este año, es decir una caída de 27% en comparación a 2015.

Al dar a conocer el reporte de expectativas de los mercados de materias primas entre los que se incluye el petróleo, el organismo financiero internacional explicó que el ajuste respecto al informe de octubre del año pasado, refleja una serie de factores de oferta y demanda que permiten prever una recuperación gradual para llegar a casi 60 dólares en los próximos cuatro años.

La nueva estimación del Banco Mundial para los petroprecios significan una caída de

27.1% respecto a los 50.8 dólares por barril en que se situó en 2015 en promedio.

El economista senior del BM, John Baffes y autor principal del informe revelado a finales de enero, advirtió que “los bajos precios del petróleo y las materias primas seguirán con nosotros por algún tiempo”.

El organismo está proyectando una cotización de los precios del crudo en los mercados energéticos internacionales de 48 dólares por barril para 2017 que subirá a 51.4 dólares para el 2018.

Para 2019 seguirá la recuperación gradual de los petroprecios, ya que se calcula que se venderá en 54.9 dólares por barril y para el año 2020 estaría llegando a los 58.8 dólares por barril.

SPOTS

PRODUCTO 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

West Texas 33.20 40.58 -18.19

Brent Blend 31.66 42.97 -26.32

Maya 34.13 43.72 -21.94 Istmo 35.62 43.82 -18.71

OPEP 50.12 86.04 -41.75

Gas natural / residencial (Pesos /Gjoules) 36.633 32.945 11.19 Gasolina Magna 13.57 13.57 0.00 Premium 14.38 14.38 0.00

Diesel Pemex 14.20 14.20 0.00 Turbosina 7.42 7.95 -6.67 Combustóleo 4.38 4.72 -7.20

FUTUROS

PRODUCTO 04-DIC-15 09-NOV-15 VAR. %

Light Sweet NY-Mar 16 29.57 42.54 -30.49

Brent Londres-Mar 16 28.29 43.86 -35.50

Etanol NY-Mar 16 1.380 1.530 -9.80

Gas Natural NY-Mar 16 2.108 2.273 -7.26

Aceite de Calefacción NY-Mar 16 1.0527 1.3902 -24.28

Certificados de emisiones NY-Mar 16 6.86 8.55 -19.77

Electricidad NY-Mar 16 38.24 43.50 -12.09 Gasolina NY-Mar 16 1.053 1.313 -19.80

BALANZA COMERCIAL PETRÓLEO (MDD) PERIODO DATO ANTERIOR

Exportaciones nov-15 1,432.10 1,715.70

Importaciones nov-15 1,593.80 1,435.90 Saldo nov-15 (161.70) 279.80

VENTAS INTERNAS (MDP) PERIODO DATO ANTERIOR

Petrolíferos nov-15 50,266.0 53,725.1

Petroquímicos nov-15 1,769.2 2,312.2

Gas licuado nov-15 6,501.2 6,501.3

nov-15 4,099.4

Fuente: PEMEX

ENERGÍA EN MÉXICO

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

(MILES DE BARRILES DIARIOS)

LÍQUIDOS

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

Pesado 1,135 0.5 -6.1 1,209 Ligero 850 -0.9 -2.7 874 Superligero 291 0.0 4.3 279

Por región

Marinas 1,775 0.0 -3.4 1,838 Norte 388 -0.8 -4.9 408 Sur 113 0.0 -3.4 117

TOTAL 2,578 -0.1 -4.9 2,710

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS)

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

Asociado 3,911 -1.9 -0.2 3,918 Nitrógeno 952 1.2 17.8 808 No asociado 1,452 -1.4 -19.4 1,802

Por región

Marinas 3,305 -2.2 4.9 3,151 Sur 1,390 0.4 -2.0 1,418 Norte 1,621 -0.7 -17.3 1,959

TOTAL 6,316 -1.3 -3.2 6,528

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

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

Gas licuado 151 -6.3 -21.2 192.1 Gasolinas 344 -9.3 -9.5 379.5 Querosenos 49 2.5 6.6 45.5

Diesel 256 -0.5 -10.9 287.2 Combustóleo 251 -11.9 3.0 243.2 Otros 131 6.1 -13.5 151.8

TOTAL 1,181 -5.7 -9.1 1,299.3

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (MILES DE TONELADAS)

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

Dicloroetano 0.0 - - 0

Amoníaco 34.0 54.5 -50.0 68 Benceno 0.0 -100.0 -100.0 11 Cloruro de vinilio 0.0 - - 0 Etireno 0.0 -100.0 -100.0 13 Etileno 38.0 -32.1 -41.5 65 Oxido de etileno 12.0 -40.0 -63.6 33

Polietileno AD 0.0 -100.0 -100.0 14 Polietileno BD 16.0 -5.9 6.7 15 Polietileno lineal BD 5.0 -28.6 66.7 3

Propileno 28.0 -28.2 -26.3 38 Tolueno 0.0 -100.0 -100.0 10

Otros 364.0 -25.3 -38.1 588

TOTAL 498.0 -26.4 -42.0 859

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MEGAWATTS / HORA)

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

Termoeléctrica 16,145,409 -3.2 7.7 14,988,631

Dual 0 - -100.0 1,484,348

Carboeléctrica 3,050,747 1.4 158.7 1,179,134

Geotérmica 528,392 1.9 15.1 459,139 Nucleoeléctrica 943,553 -10.1 26.1 748,538

Eólica 188,666 60.7 20.2 156,916 Hidroeléctrica 1,718,202 -26.2 -43.4 3,033,075

TOTAL 22,575,876 -4.7 2.4 22,050,810

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

Baja California 929,464 -16.2 6.4 873,184

Chiapas 432,807 -22.7 -54.2 945,609

Chihuahua 1,153,669 -3.1 -4.0 1,202,185

Coahuila 1,616,520 -13.1 20.0 1,346,976

Colima 1,210,511 3.6 60.8 752,760

Durango 713,538 -15.7 -4.8 749,813

Guerrero 1,186,949 -24.3 -25.8 1,598,922

Hidalgo 1,186,949 2.3 28.2 925,883

Nuevo León 747,926 -13.4 17.0 639,266

San Luis Potosí 797,286 -15.1 16.0 687,514

Sonora 739,240 -27.4 13.7 650,096

Tamaulipas 2,800,175 -9.0 4.3 2,683,744

Veracruz 2,420,143 -23.9 6.5 2,273,104

Otros 3,614,778 -8.8 -1.9 3,684,591

Plantas Móviles 10,003 -71.8 -79.6 49,094.0

TOTAL 19,559,958 -13.2 2.6 19,062,741

VENTAS INTERNAS

DE

ELECTRICIDAD

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

Aguascalientes 218,664 -5.1 -3.3 226,191

Baja California 813,612 -19.7 8.7 748,265 Chihuahua 763,806 -23.5 5.5 724,164 Coahuila 792,465 -16.6 -0.8 799,145

Distrito Federal 1,237,418 0.7 0.6 1,229,699 Edo de México 1,541,495 -1.6 2.8 1,500,181

Guanajuato 947,383 -3.4 7.6 880,169

Jalisco 1,098,282 -1.2 10.2 996,734

Michoacán 441,837 -4.0 -14.8 518,425

Nuevo León 1,353,179 -19.1 0.4 1,347,423

Puebla 631,531 -3.2 0.3 629,338

Querétaro 416,079 -5.6 5.5 394,434

San Luis Potosí 450,982 -8.6 -3.6 467,979

Sinaloa 612,165 -15.7 4.9 583,318

Sonora 799,216 -25.1 0.2 797,966 Tamaulipas 763,892 -13.3 13.8 671,297 Veracruz 936,928 -3.8 4.2 899,093

EXPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

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

Gas licuado 0.00 - - 100.0 0.20

Gasolinas 73.00 27.2 2.2 71.40

Turbosina 0.00 - - 0.00

Diesel 0.00 - - 0.00

Combustóleo 123.30 40.4 12.0 110.10 Otros 0.00 - 100.0 - 100.0 1.20

Gas natural 2.60 - 10.3 - 3.40

Petroquímicos 30.30 - 7.9 69.3 17.90

TOTAL 196.30 32.0 7.3 182.90

IMPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

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

Gas licuado 125.00 34.0 - 3.2 129.10

Gasolinas 504.30 33.6 23.4 408.60

Diesel 155.30 4.6 - 6.7 166.40

Combustóleo 4.40 - 68.8 - 45.7 8.10

Otros 37.20 - 12.3 12.4 33.10

Gas natural 1,540.40 0.9 37.6 1,119.80

Petroquímicos 0.60 - 93.2 - 91.7 7.20

TOTAL 826.20 22.3 10.9 745.30

PRECIOS DE ENERGÉTICOS EN MÉXICO

GAS NATURAL

TIPO ENE-16 % MES % ANUAL ENE-15

Residencial / Referencia (Pesos / GJoules) 36.633 11.20 -12.76 41.989

GAS NATURAL POR REGION (DLS

/ GJOULES)

TIPO NOV-15 % MES % ANUAL NOV-14

Bajío: Distribuidora de Gas Natural Bajío

Residencial 154.40 2.73 -3.06 159.27

Comercial 82.61 5.24 -5.57 87.48 Industrial 61.75 7.13 -7.31 66.62

Chihuahua: ECOGAS México

Residencial 182.88 2.36 - 2.53 187.62 Comercial 76.00 5.86 - 5.87 80.74 Industrial 62.2 7.26 - 7.07 66.93

DF: Metrogas

Residencial 158.88 2.67 - 2.99 163.77 Comercial 81.15 5.36 - 5.68 86.04 Industrial 59.01 7.51 - 7.65 63.90

Jalisco: Tractebel DGJ

Residencial 143.84 2.93 2.65 140.12 Comercial 94.81 4.51 - 0.82 95.59 Industrial 80.74 5.34 - 2.49 82.80

Monterrey: Gas Natural México

Residencial 176.39 2.49 - 2.67 181.22 Comercial 83.32 5.43 - 5.49 88.16 Industrial 53.91 8.65 - 8.22 58.74

Puebla-Tlaxcala: Natgasmex

Residencial 154.43 2.72 1.34 152.39 Comercial 63.75 6.86 - 5.74 67.63 Industrial 59.44 7.41 - 6.54 63.60

Querétaro: Tractebel Digaqro

Residencial 118.45 3.58 0.25 118.16 Comercial 99.32 4.29 - 1.15 100.48 Industrial 98.28 4.34 - 1.25 99.52

Toluca: Gas Natural Residencial 167.43 0.00 - 9.11 184.22 Comercial 86.88 0.00 -16.19 103.66 Industrial 58.06 0.00 -22.43 74.85

* precios incluyen costo de transporte

GAS LICUADO (PESOS / KG)

TIPO ENE-16 % MES % ANUAL DIC-14

Norte

Mexicali, Baja Cal. 14.3700 nd nd nd

Monterrey, N.L. 14.4700 nd nd nd

Hermosillo, Sonora 15.3400 nd nd nd

Saltillo, Coahuila 14.6500 nd nd nd Centro

Zacatecas, Zacatecas 15.0300 nd nd nd

Guadalajara, Jal. 14.5500 nd nd nd San Luis Potosí, SLP 14.9800 nd nd nd

Morelia, Michoacán 14.7400 nd nd nd

Guanajuato, Gto 14.6000 nd nd nd Sur

Xalapa, Veracruz 14.6900 nd nd nd

Puebla, Pue 14.3600 nd nd nd

Chetumal, Q Roo 14.1500 nd nd nd

Mérida, Yuc. 15.1600 nd nd nd

* Precios sin IVA

MEDIDOR

PRECIOS DEL CRUDO MEXICANO (DÓLARES POR BARRIL)

TIPO NOV-15 % MES % ANUAL NOV-14

Mezcla 35.62 - 9.91 -50.11 71.39

Istmo 39.36 -10.83 -49.87 78.51

Maya 34.27 - 9.00 -50.51 69.25

Olmeca 42.96 -10.96 -45.53 78.87

América 35.94 -11.41 -50.52 72.64

Europa 36.94 - 8.04 -49.46 73.09

Lejano Oriente 32.90 - 9.19 -39.41 54.30

PRECIOS AL PÚBLICO DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (PESOS POR LITRO)

TIPO NOV-15 % MES % ANUAL NOV-14

Gas licuado 14.49 0.00 2.62 14.12

Gasolinas automotrices

Frontera Magna 11.79 - 2.08 6.60 11.06

Premium 14.38 0.00 2.71 14.00

Resto Magna 13.57 0.00 2.65 13.22 Premium 14.38 0.00 2.71 14.00

Turbosina 7.42 - 6.67 -23.35 9.68

Diesel Pemex 14.20 0.00 2.68 13.83 Combustóleo 4.38 - 7.20 -33.43 6.58

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

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

Doméstico 1.218 1.299 1.285 1.242

Comercial 2.802 3.003 3.001 2.916 Servicios 2.589 2.452 2.321 2.123 Agrícola 0.603 0.539 0.188 0.574

Industrial 1.268 1.583 1.666 1.562 Mediana empresa 1.381 1.723 1.806 1.714 Gran industria 1.019 1.339 1.419 1.315 PROMEDIO 1.415 1.622 1.648 1.559

VENTAS INTERNAS DE PETROLÍFEROS (MBD)

TIPO NOV-15 % MES % ANUAL NOV-14

Gas licuado 284.2 3.61 - 5.20 299.8

Gasolinas 787.6 - 1.50 4.21 755.8

Magna 627.0 - 1.86 1.52 617.6

Premium 160.6 - 0.06 16.12 138.3

Turbosina 70.1 6.70 10.05 63.7

Pemex diesel 325.8 - 2.34 - 3.41 337.3

Diesel desulfurado 54.1 - 0.73 - 6.88 58.1

Combustóleo 125.8 -22.54 29.96 96.8

Asfaltos 14.1 - 5.37 -32.21 20.8

Otros 40.2 17.54 -10.47 44.9

TOTAL 1,701.8 - 2.14 1.47 1,677.2

VOLUMEN DE VENTAS DE PETROQUIMICOS (MBD)

TIPO

Derivados de metano

NOV-15 % MES % ANUAL NOV-14

Amoniaco y metanol 56.10 25.50 - 7.88 60.9

Otros 17.20 36.51 15.44 14.9

Derivados de etano

Polietilenos 35.60 -22.61 - 1.93 36.3

Etilenos y derivados 0.40 100.00 100.00 0.2

Oxido etileno y derivados 11.30 -50.00 -67.90 35.2

Propileno y derivados

Acrilonitrillo y propileno 24.10 -24.92 -29.12 34.0

Otros 0.20 -50.00 -60.00 0.5

Aromáticos y derivados 9.20 -54.68 -59.65 22.8

Otros 82.70 - 0.72 -16.72 99.3

TOTAL 236.70 -10.91 -22.19 304.2

REGIÓN / PAÍS CRUDO API GRAVITY % SULFURO 08

Norteamérica

-ENE-16 2013 2011 2008 2006 2004 2002 1977

Canadá Canadian Par 40 n.d 35.21 95.42 90.12 33.10 55.69 41.49 31.78 n.d

Canadá Heavy Hardisty 22 n.d 33.57 86.45 78.25 23.58 n.d n.d n.d n.d

México Istmo 33 1.3 35.62 95.68 101.21 35.31 48.54 33.87 30.14 13.10

México Maya 22 3.3 34.13 96.21 98.47 29.53 41.87 26.16 26.29 n.d

EU West Texas 40 0.2 33.20 93.20 98.83 38.95 60.85 43.15 31.21 n.d

EU Costo importación n.a n.a 50.12 103.78 102.50 31.76 47.72 32.07 28.52 13.38

Centro y Sudamérica

Colombia Cano Limón 30 0.5 45.12 115.47 110.32 42.83 50.85 35.90 29.07 n.d

Ecuador Oriente 30 1.0 43.21 116.32 109.54 39.31 44.65 24.95 27.32 12.35

Venezuela Tía Juana Ligth 31 1.2 47.38 115.72 108.21 35.42 48.65 33.98 30.25 13.54

Europa

Noruega Ekofisk Blend 42 0.2 52.17 114.21 115.47 37.22 52.67 38.15 31.06 14.20

Reino Unido Brent Blend 38 0.4 31.66 112.49 118.56 34.33 51.82 39.43 31.36 n.d

Rusia Urals 32 1.3 51.31 122.63 111.89 34.20 47.58 33.06 30.31 13.20

Medio Oriente

Abu Dhabi Murban 39 0.8 55.03 133.51 112.87 38.97 57.00 38.16 28.37 13.26

Arabia Saudita Arabian Ligth 34 1.8 54.99 126.91 110.35 35.21 48.78 31.86 27.39 12.70

Arabia SAudita Arabian Medium 31 2.5 55.05 127.54 113.45 32.16 46.83 27.96 26.44 12.32

Arabia Saudita Arabian Heavy 27 2.8 57.39 125.76 109.56 30.16 45.13 25.11 25.69 12.02

Dubai Fateh 32 n.d 60.01 119.38 115.63 36.67 52.28 33.38 27.28 12.64

Irán Iranian Ligh 34 1.5 56.47 120.78 108.45 35.31 49.16 33.84 27.85 13.45

Irán Iranian Havy 30 1.8 54.38 120.62 109.23 33.16 47.36 30.79 27.08 12.49

Iraq Kirkuk Blend 36 2.0 62.54 118.30 108.75 35.60 48.61 32.84 27.93 13.17

Kuwait Kuwait Blend 31 2.6 61.37 124.78 112.52 32.86 49.16 30.92 27.30 12.22

Omán Omán Blend 34 1.1 60.00 125.57 115.92 37.14 52.93 35.05 27.71 13.06

Qátar Dukhan 40 32.8 63.28 117.82 118.45 37.13 56.04 37.61 28.03 13.19

Promedio OPEP n.a n.a 69.92 122.14 108.41 35.48 50.75 33.90 28.47 13.03

África

Angola Cabinda 32 0.1 54.74 127.54 116.21 35.04 50.35 32.47 30.60 n.d

Egipto Suez Blend 33 1.6 61.93 125.81 112.78 32.67 46.90 31.96 28.63 12.81

Libia Es Sider 37 0.3 60.48 122.77 116.24 36.66 52.35 38.00 30.40 13.68

Nigeria Bonny Ligth 37 0.1 62.44 124.26 116.32 39.85 55.98 38.21 31.16 15.12

Nigeria Forcados 31 0.3 60.99 124.96 118.78 40.65 55.98 38.21 31.13 13.70

Asia y Oceania

Australia Gippsland 42 0.1 58.76 125.10 119.23 37.04 57.84 38.31 32.22 n.d

China Daquing 33 0.1 62.51 123.03 115.21 35.65 53.65 36.01 34.38 13.73

Indonesia Minas 34 0.1 61.25 124.08 113.54 36.63 56.29 35.86 35.03 13.55

Malasia Tapis Blend 44 0.0 59.22 124.69 115.28 39.83 58.90 38.41 32.54 14.30

PRODUCCIÓN Y RESERVA MUNDIAL DE CRUDO

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

OPEP

Arabia Saudita 10.17 9.56 9.21 8.48 -0.6 6.4

Irán2.87 2.75 3.85 3.79 -0.3 4.4

Irak 4.31 3.07 1.55 1.33 2.6 40.4

EAU 2.89 2.76 2.56 2.29 0.0 4.7

Kuwait 2.78 2.55 2.22 1.87 2.6 9.0

Zona neutral 0.04 0.52 0.59 0.61 0.0 -92.3

Qatar 0.68 0.72 0.83 0.74 1.5 -5.6

Angola 1.74 1.62 1.40 0.88 -2.8 7.4

Nigeria 1.82 1.92 2.46 2.15 -4.2 -5.2

Libia 0.38 0.90 1.65 1.42 -11.6 -57.8

Argelia 1.11 1.15 1.37 1.11 0.0 -3.5

Ecuador 0.54 0.53 0.55 0.43 1.9 1.9

Venezuela 2.40 2.44 2.05 2.01 0.8 -1.6

Total 31.73 29.82 29.26 26.80 -0.1 6.4

Total NGLs 6.64 6.42 4.85 3.67 0.0 3.4

Total OPEP 38.37 36.24 34.11 30.47 -0.08 5.88

OCDE

Norte América 19.92 18.25 14.13 14.70 1.2 9.2

EU 12.80 11.08 7.01 7.92 0.8 15.5

México 2.60 2.89 3.85 3.79 -0.4 -10.0 Canadá 4.50 4.28 3.27 2.99 3.4 5.1 Europa 3.44 3.36 5.71 6.32 1.5 2.4

Reino Unido 0.99 0.84 1.85 2.28 4.2 17.9

Noruega 1.92 1.92 3.05 3.25 0.5 0.0

Otros 0.53 0.60 0.81 0.80 -1.9 -11.7 Pacífico 0.49 0.51 0.55 0.65 -3.9 -3.9 Australia 0.40 0.44 0.51 0.61 -4.8 -9.1 Otros 0.09 0.07 0.04 0.05 0.0 28.6

Total OECD 23.84 22.12 20.38 21.67 1.1 7.8

Fuera OCDE

Federación Rusa 13.99 14.01 11.92 10.31 -0.1 -0.1 Rusia 11.12 11.00 9.67 8.49 0.0 1.1 Otros 2.87 3.01 2.24 1.82 -0.7 -4.7 Asia 7.90 7.68 6.45 5.90 -1.3 2.9 China 4.36 4.23 3.63 3.41 0.2 3.1

Malasia 0.69 0.64 0.86 0.83 -2.8 7.8 India 0.88 0.91 0.75 0.78 2.3 -3.3 Indonesia 0.85 0.80 0.94 1.01 -4.5 6.3

Otros 1.13 1.10 1.22 0.88 -4.2 2.7

Europa 0.14 0.14 0.15 0.17 7.7 0.0

América Latina 4.35 4.26 4.32 3.92 -5.8 2.1

Brasil 2.34 2.19 2.07 1.77 -10.0 6.8

Argentina 0.63 0.62 0.73 0.78 0.0 1.6

Colombia 0.99 1.02 0.52 0.55 -2.0 -2.9

Otros 0.39 0.42 0.46 0.39 0.0 -7.1

Medio Oriente 1.20 1.32 1.84 1.99 0.0 -9.1

Omán 0.97 0.95 0.76 0.83 0.0 2.1

Siria 0.03 0.03 0.45 0.53 0.0 0.0

Yemen 0.02 0.12 0.42 0.44 100.0 -83.3

África 2.29 2.46 3.94 3.06 1.3 -6.9

Egipto 0.72 0.68 0.68 0.75 1.4 5.9

Gabón 0.23 0.24 0.24 0.24 0.0 -4.2

Otros 1.34 1.54 1.62 1.20 0.8 -13.0

Total no-OCDE 29.87 29.86 28.63 25.36 -1.2 0.0

En proceso 2.53 2.20 1.88 1.80 -4.9 15.0

Total no OPEP 58.48 55.99 50.90 48.84 -0.4 4.4

Producción Total 96.85 92.23 85.00 79.31 -0.2 5.0

DEMANDA MUNDIAL DE CRUDO (ESTIMADOS, MBD)

CAMBIOS ANUALES/ NOVIEMBRE 2015 REGIÓN 2014 2015 2016

Norteamérica 0.07 0.29 0.08

América Latina 0.17 0.01 0.03

Europa -0.21 0.30 -0.02 OECD Pacífico -0.34 0.58 0.04 Asia 0.57 1.09 0.84

FSU (Rusia) 0.21 -0.06 -0.02 Medio Oriente 0.15 0.08 0.17 África 0.06 0.09 0.15

TOTAL MUNDIAL 0.84 1.82 1.23

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

Norteamérica

EU 1,972.2 2,002.1 41.8% Canadá 175.6 181.0 4.1% México 50.4 49.5 1.0% Total 2,232.2 2,266.0 47.4% Europa

Alemania 287.2 283.2 6.8% Francia 169.8 166.8 4.6% Italia 117.1 117.2 3.0% España 132.8 139.0 3.1% Reino Unido 75.6 78.8 2.4%

Otros 626.0 646.9 12.7% Total 1,408.5 1,431.9 32.6% Pacífico

Japón 578.3 589.6 15.1% Corea 224.6 226.0 3.7% Australia 35.9 35.5 0.9% Nueva Zelanda 9.0 8.7 20.0% Total 847.9 859.8 20.0% TOTAL OCDE 4,488.6 4,557.7 100.0%

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

MES ANUAL

Francia 1.386 0.2 -16.2

Alemania 1.414 -0.6 -16.6

Italia 1.576 0.9 -18.6 España 1.247 -0.1 -17.5 Reino U. 1.562 -4.2 -14.6 Japón 1.034 -3.5 -19.7 Canadá 0.741 -7.1 -17.4 EU 0.538 -5.6 -19.9

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

MES ANUAL

Francia 0.7 -6.7 -28.3

Alemania 0.6 -11.8 -32.6

Italia 1.2 -3.2 -24.1 España 0.6 -6.9 -32.7 Reino U. 0.6 -11.2 -30.5 Japón 0.6 -4.4 -29.5 Canadá 0.7 -6.5 -29.9 EU

Precios excluyendo impuestos. Fuente: Agencia Internacional de Energía.

DIESEL AUTOMOTRIZ (DÓLARES POR LITRO) PAÍS NOV-15 % %

MES ANUAL

Francia 1.144 -2.9 -19.4 Alemania 1.152 -4.5 -23.4 Italia 1.419 -1.2 -22.3 España 1.093 -3.7 -24.2 Reino U. 1.620 -3.2 -15.6 Japón 0.886 -1.8 -20.7 Canadá 0.733 -7.5 -31.0 EU 0.610 -6.4 -32.3

COMBUSTIBLE INDUSTRIAL (DÓLARES POR TONELADA MÉTRICA)

PAÍS NOV-15 % %

MES ANUAL

Francia 0.290 -14.4 -38.4

Alemania

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

MERCADO DE FUTUROS

NUEVA YORK - NYMEX

PETRÓLEO LIGHT SWEET (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Feb 2016 28.46 41.39 -31.24 Mar 2016 29.57 42.54 -30.49 Abr 2016 30.67 43.47 -29.45 May 2016 31.68 44.24 -28.39 Jun 2016 32.57 44.81 -27.32 Jul 2016 33.31 - -

ETANOL (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Feb 2016 1.356 1.518 -10.67

Mar 2016 1.380 1.530 -9.80 Abr 2016 1.396 1.544 -9.59 May 2016 1.406 1.544 -8.94 Jun 2016 1.408 1.535 -8.27 Jul 2016 1.409 - -

ACEITE

DE CALEFACCIÓN (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Feb 2016 1.0262 1.3695 -25.07 Mar 2016 1.0527 1.3902 -24.28 Abr 2016 1.2652 1.4129 -10.45 May 2016 1.2798 1.4201 -9.88 Jun 2016 1.2764 1.4359 -11.11 Jul 2016 1.2625 - -

GAS NATURAL (DÓLARES MMBTU)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Feb 2016 2.091 2.247 -6.94 Mar 2016 2.108 2.273 -7.26 Abr 2016 2.177 2.316 -6.00 May 2016 2.247 2.360 -4.79 Jun 2016 2.309 2.405 -3.99 Jul 2016 2.373 - -

CERTIFICADOS DE EMISIONES (CERS) (DÓLARES)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Mar 2016 6.86 8.55 -19.77 Jun 2016 6.80 8.56 -20.56 Sep 2016 6.80 8.58 -20.75 Dic 2016 6.88 8.60 -20.00 Mar 2017 6.89 8.63 -20.16 Jun 2017 6.92 8.66 -

ELECTRICIDAD (DÓLARES MWH)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Feb 2016 41.67 48.04 -13.26 Mar 2016 38.24 43.50 -12.09 Abr 2016 38.28 41.66 -8.11 May 2016 35.23 40.99 -14.05 Jun 2016 35.79 41.39 -13.53 Jul 2016 35.71 - -

GASOLINA (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Feb 2016 1.026 1.284 -20.07 Mar 2016 1.053 1.313 -19.81 Abr 2016 1.265 1.531 -17.37 May 2016 1.280 1.547 -17.29 Jun 2016 1.276 1.547 -17.47 Jul 2016 1.267 - -

CARBÓN (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Feb 2016 43.85 46.00 -4.67 Mar 2016 43.40 45.20 -3.98 Abr 2016 42.90 44.80 -4.24 May 2016 42.35 44.80 -5.47 Jun 2016 41.85 44.80 -6.58 Jul 2016 40.95 - -

LONDRES

BRENT (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Mar 2016 28.29 43.86 -35.50 Abr 2016 29.00 44.64 -35.04 May 2016 29.74 45.39 -34.48 Jun 2016 30.47 46.12 -33.93 Jul 2016 31.14 -Ago 2016 31.78 - -

GASOLEO (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Mar 2016 270.00 413.25 -34.66 Abr 2016 277.25 418.75 -33.79 May 2016 281.75 424.75 -33.67 Jun 2016 287.00 435.00 -34.02 Jul 2016 293.50 -Ago 2016 299.75 - -

GAS NATURAL - ESTACIONES

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

SU16 28.80 34.97 -17.64 WI 16 32.88 38.52 -14.64 SU17 29.37 33.81 -13.13 WI 17 33.20 37.77 -12.10

GAS NATURAL - TRIMESTRAL

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

II-16 28.80 34.85 -17.36 III-16 28.64 35.91 -20.25 Iv-16 31.75 42.75 -25.73 I-17 29.21 39.37 -25.81 II-17 29.04 38.71 -24.98 III-17 28.94 - -

GAS NATURAL MENSUAL (LIBRAS POR TERMIA)

CONTRATOS 15-ENE-16 04-DIC-15 VAR. %

Mar 2016 30.85 38.17 -19.18 Abr 2016 30.16 36.85 -18.15 May 2016 29.16 35.59 -18.07 Jun 2016 28.00 34.48 -18.79 Jul 2016 29.45 -Ago 2016 29.75 - -

BRENT EUROPA (DÓLARES POR BARRIL)

32.88 34.55

36.84 37.21

38.29

30.93

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

ACCIONES DEL SECTOR ENERGÉTICO EN NY

EMISORA/CLAVE DE PIZARRA PAÍS SECTOR PRECIO

(DLS) 15-ENE-16 VAR. % MES VAR. % 2015 Norteamérica

AMEREN CORPORATION (AEE) EU Electricidad 42.33 -2.3 -5.3

Anadarko Petroleum Corporation ( APC ) EU Petróleo y gas 30.54 -46.0 -62.4

Apache Corporation (APA) EU Petróleo y gas 34.61 -24.4 -44.1

Arch Coal, Inc. ( ACIIQ ) EU Carbón 0.22 -81.2 -98.8

Cloud Peak Energy Inc. (CLD) EU Carbón 1.25 -51.9 -86.4

Canadian Natural Resources Limited ( CNQ ) Canadá Petróleo y gas 15.78 -31.2 -48.9

Chesapeak Energy Corporation (CHK) EU Petróleo 3.32 -27.0 -82.9

Chevron Corporation ( CVX ) EU Petróleo 78.98 -12.0 -27.3

ConocoPhillips ( COP ) EU Petróleo 34.75 -32.1 -47.9

Consol Energy, Inc. ( CNX ) EU Carbón y gas 5.07 -34.3 -84.9

Devon Energy Corporation ( DVN ) EU Petróleo y gas 21.59 -46.7 -64.2

El Paso Corporation (EP-PC) EU Gas y tubería 40.00 -4.8 -32.2

EnCana Corporation ( ECA ) Canadá Petróleo 3.50 -51.6 -74.2

Enterprise Products Partners, LP ( EPD ) EU Gas 20.02 -12.7 -42.6

Exelon Corporation ( EXC ) EU Electricidad 26.78 0.3 -25.7

Exxon Mobil Corporation ( XOM ) EU Petróleo 73.18 -7.2 -18.8

Halliburton Company ( HAL ) EU Construcción y serv. 28.48 -24.9 -26.7

Imperial Oil Limited ( IMO ) Canadá Petróleo y gas 26.50 -15.4 -37.9

Marathon Oil Coporation ( MRO ) EU Petróleo y gas 7.86 -51.2 -71.4

Natural Resource Partners, LP ( NRP ) EU Carbón 0.69 -53.4 -91.9

Occidental Petroleum Corporation ( OXY ) EU Petróleo y gas 59.62 -16.9 -23.8

Peabody Energy Corporation ( BTU ) EU Carbón 3.38 -66.5 -97.0

Penn Virginia Corporation (PVAH) EU Carbón 0.06 -84.6 -99.1

PPL Corporation ( PPL ) EU Electricidad 32.80 -2.8 -6.4

Schlumberger Lmited ( SLB ) EU Servicios 61.06 -18.3 -27.2

Southern Company ( SO ) EU Electricidad 47.16 5.2 -0.5

Suncor Energy, Inc. ( SU ) Canadá Petróleo y gas 19.61 -27.2 -36.8

Sunoco, Inc. ( SLX ) EU Petróleo 15.92 -26.7 -55.1

TransCanada Corporation ( TRP ) Canadá Gas y tubería 29.71 -5.0 -38.3

Transocean Limited ( RIG ) EU Petróleo y gas 9.08 -32.7 -49.5

Valero Energy Corporation ( VLO ) EU Petróleo 65.48 -8.3 35.0

América Latina

Paranaense de Energia ( ELP ) Brasil Electricidad 4.32 -38.9 -66.3

Ecopetrol, S.A. ( EC ) Colombia Petróleo 5.40 -27.9 -65.9

Endesa Chile ( EOC ) Chile Electricidad 34.91 -0.7 -20.2

Enersis, S.A. ( ENI ) Chile Electricidad 10.65 -10.7 -31.6

Petroleo Brasileiro - Petrobras ( PBR ) Brasil Petróleo y gas 2.94 -38.6 -59.7

Transportadora de Gas del Sur ( TGS ) Argentina Gas 5.35 -11.1 52.9 Willbross Group, Inc. ( WG ) Panamá Construcción 1.86 -33.1 -70.3

YPF Sociedad Anonima ( YPF ) Argentina Petróleo y gas 12.83 -25.3 -51.3

Europa

LUKOIL Oil Company ( LUKOY) Rusia Petróleo 26.43 -28.1 -28.3 BP, PLC ( BP ) Reino Unido Petróleo 28.46 -12.9 -21.9

E.ON SE ( EONGY) Alemania Electricidad 9.23 -3.5 -43.8

Electricite de France - EDF( EDF.PA ) Francia Electricidad 11.02 -17.4 -50.2

Energias de Portugal, S.A. ( EDPFY ) Portugal Electricidad 32.84 -3.5 -11.0

Areva, S.A. ( ARVCF) Francia Electricidad 4.49 -35.0 -57.5

ENI, S.p.A. ( E ) Italia Petróleo 26.82 -15.7 -20.7

IBERDROLA ( IBDRY) España Electricidad 26.98 -6.8 2.7

National Grid Transco, PLC ( NGG ) Reino Unido Electricidad 65.82 -4.0 -4.3

Norsk Hydro ASA ( NHYDY ) Noruega Petróleo y gas 2.98 -19.9 -46.2

Repsol YPF, S.A. ( REPYY) España Petróleo 8.83 -29.4 -51.1

Royal Dutch Sell, PLC ( RDS-B ) Alemania Petróleo 36.96 -24.2 -44.5

Statoil ASA ( STO ) Noruega Petróleo y gas 11.38 -23.9 -33.8

TOTAL, S.A. ( TOT ) Francia Petróleo y gas 40.21 -15.9 -19.3

Yanzhou Coal Mining Company ( YZC ) Rusia Carbón 3.77 -18.9 -55.1

Asia

China Petroleum & Chemical Corporation ( SNP ) China Petróleo 49.82 -19.3 -35.9

Huaneng Power International, Inc. ( HNP ) China Electricidad 30.84 -14.1 -42.1

PetroChina Company Limited ( PTR ) China Petróleo y gas 54.05 -23.8 -48.8

Korea Electric Power Corporation ( KEP ) Corea Electricidad 20.85 -0.9 9.0

Dr

DIRECTORIO

SECTOR PRIVADO

ELECTRICIDAD

IBERDROLA

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

WÄRTSILA NORTH AMERICA

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

HIDROCARBUROS Y PETROQUÍMICA

EXXONMOBIL MÉXICO

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

3M MÉXICO

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

CANAMEX ESP. QUÍMICAS

>> DIETZ A. KAMINSKI KROENENTHAL, PRESIDENTE Tel: 5322-0560 corporativo@canamex.com.mx

COMPAÑIA INTERNACIONAL

DE LUBRICANTES

>> ING. DAVID ROSALES, GERENTE GENERAL Tels: 01 (33) 3810 1917, david.rosales@globallub.com

AKZO NOBEL CHEMICALS

>> VÍCTOR CORONADO, GERENTE GENERAL Tel: 5858-0700 v.coronado@akzonobel.com.mx

BASF MEXICANA

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

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

BAYER DE MÉXICO

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

BOSTIK FINDLEY

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

CELANESE MEXICANA Tel: 5557-2099 y 5480-9100 www.celanese.com.mx

CELULOSA Y DERIVADOS

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

CROMPTON CORPORATION

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

CYDSA

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

DEGUSSA MÉXICO

>> PETER STOESSEL, DIRECTOR GENERAL Tel: 5483-1000 peter.stoessel@degussa.com

DOW CORNING DE MÉXICO Tel: 5955-1300 www.dowcorning.com

DOW QUÍMICA MEXICANA

>> CHARLY EID NADER, Tel. 5955 - 1300 consuelo.tejada@dowcorning. com

SIGNA

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

DUPONT

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

GRUPO IDESA

>> JOSÉ LUIS URIEGA, DIRECTOR Tel: 2789 2200

INDUSTRIAS NEGROMEX

>> JORGE PELÁEZ LINARES, DIRECTOR GENERAL Tel: 5726-1800 jpelaez@negromex.com

RESINAS SINTÉTICAS >> FREDO ARIAS, GERENTE GENERAL Tel: 5286-0211 resinas@resinas.com

RESIRENE

>> ING. NICOLÁS GUTIÉRREZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 5723-2800 ngutierr@mail.girsa.com.mx

REXCEL

>> ING. ISAAC WAIZEL, DIRECTOR GENERAL Tel: 5723-2800 iwaizel@mail.girsa.com.mx

SENSIENT COLORS

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

SHELL MÉXICO

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

TALOS ENERGY

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

PREMIER OIL

>>ROBIN ALLAN, DIRECTOR, NORTH SEA AND EXPLORATION

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

FIELDWOOD ENERGY

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

ENI INTERNATIONAL

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

GAS LICUADO METROPOLITANO

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

REGIO GAS

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

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

COMPAÑÍA MEXICANA DE GAS >> CP. FRANCISCO VIDAÑA ESQUIVEL, DIR. GENERAL Tel: 01 (81) 8125-8600

COMPAÑÍA NACIONAL DE GAS, >> ING. MORRIS LIBSON VALDÉS, DIRECTOR GENERAL Tel. 878 782 2400 cenegas3@cenegas.com

MEXIGAS

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

GAS INDUSTRIAL DE MONTERREY

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

PTD SERVICIOS MÚLTIPLES

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

REPSOL MÉXICO

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

IENOVA MEXICO

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

VOPAK MEXICO

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

TECPETROL, S.A.

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

PROVEEDORES

ENDRESS+HAUSSER

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

TAMSA

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

SCHLUMBERGER

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

VÁLVULAS WORCESTER

>> SR. HÉCTOR CUÉLLAR, DIRECTOR GENERAL

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

M & A OIL CO. MÉXICO

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

ALTERNATIVOS

COMBUSTIBLES

ECOLÓGICOS MEXICANOS

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

HELIOCOL

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

QUIMI CORP.

INTERNACIONAL

>> TERIOSKA GÁMEZ LEAL, GERENTE DE INNOVACIÓN

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

BOSCH TERMOTECNOLOGÍA

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

CONSULTORÍAS

AXIS CAPITAL

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

WOOD MACKENZIE

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

EY

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

CO2 SOLUTIONS MÉXICO

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

CALPRO

>> LETICIA SUÁREZ,

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

SOLUCIONES ENERGÉTICAS INTEGRALES, SEI

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

PA CONSULTING

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

AGREGADOS COMERCIALES

EMBAJADA DE CANADA

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

EMBAJADA DE BRASIL

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

EMBAJADA DE INGLATERRA

>> SR. JOHN FRANCK Tel: 52 42 85 00 John.franck@fco.gov.uk

EMBAJADA DE ALEMANIA

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

EMBAJADA DE ESPAÑA

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

EMBAJADA DE FRANCIA

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

EMBAJADA DE CHINA

>> CHEN YUMING

Tel: 5281-1073 ecoembachina@gmail.com

EMBAJADA DE NORUEGA

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

EMBAJADA DE ITALIA

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

EMBAJADA DE RUSIA

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

EMBAJADA DE JAPÓN

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

EMBAJADA DE ESTADOS UNIDOS >> JEFF HAMILTON Tel: 5140-2621 martha.sanchez@trade.gov

ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS ESCO (AMESCO)

ENERSAVE

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

ENERGYZA

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

OPTIMA ENERGÍA

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

CONSULTORES EN ENERGÍA

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

IPSE

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

ECOENERGIAS RENOVABLES

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

CÁMARAS

ANIQ

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

CANAME

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

CÁMARA NACIONAL DE LA INDUSTRIA DE TRANSFORMACIÓN (CANACINTRA)

DIRECTORIO

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

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

SECTOR PÚBLICO

SECRETARÍA DE ENERGÍA (SENER)

>> PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, SECRETARIO Tel: 5000-6000 Ext. 1000 y 1062. secretario@energia.gob.mx

>> LOURDES MELGAR PALACIOS, SUBSECRETARIA DE HIDROCARBUROS

Tel: 5000-6012, ext. 1495 lmelgar@energia.gob.mx

>> CÉSAR EMILIANO HERNÁNDEZ OCHOA, SUBSECRETARIO DE ELECTRICIDAD Tel: 5000-6120 ext. 1200. cehernandez@energia.gob.mx

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

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

COMISIÓN DE ENERGÍA DEL SENADO DE LA REPÚBLICA

>> SEN. DAVID PENCHYNA GRUB, PRESIDENTE Tel: 5345 3000 Ext.: 3166. dpenchyna@senado.gob.mx

COMISIÓN DE ENERGÍA DE LA CÁMARA DE DIPUTADOS

>> DIP. ANDRÉS MARCO ANTONIO BERNAL GUTIÉRREZ, PRESIDENTE Tel: 5036 0000 Ext. 5011-1833 marco.antonio@congreso. gob.mx

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)

>> ENRIQUE OCHOA REZA, DIRECTOR GENERAL Tel: 5553-6537, 5229-4400, ext. 90001 eochoa@cfe.gob.mx

>> RAMÓN DÍAZ DE LEÓN ZAMUDIO, SRIO. DEL DIR. GRAL. Tel: 5273-6241 y 5229-4400, ext. 90002 ramón.diazdeleon@cfe.gob.mx

>> JAIME HERNÁNDEZ MARTÍNEZ, DIR. DE FINANZAS Tel: 5705-0538 jaime.hernandez16@cfe.gob.mx

>> LUIS CARLOS HERNÁNDEZ AYALA, DIR. DE OPERACIÓN 5229-4400, ext. 86900 carlos.hernandez@cfe.gob.mx

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

>> BENJAMÍN GRANADOS DOMÍNGUEZ, DIRECTOR DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIERA

Tel: 5229-4400, ext. 93500 benjamin.granados@cfe. gob.mx

>> GUILLERMO TURRENT SCHNAAS, DIRECTOR DE MODERNIZACIÓN Y CAMBIO ESTRUCTURAL

Tel: 5229-4400, ext. 90026 guillermo.turrent@cfe.gob.mx

>> DR.PEDRO LUNA TOVAR, DIRECTOR DE PROGRAMACIÓN Tel: 5229-4400, ext.80001 pedro.luna06@cfe.gob.mx

>> ING. NOÉ PEÑA SILVA, SUBDIRECTOR DE TRANSMISIÓN

Tel: 5490-0400, ext. 31010 noe.pena@cfe.gob.mx

>> ING. FRANCISCO GABREIL DE LA PARRA. SUBDIRECTOR DE GENERACIÓN

Tel: 5490-4030 francisco.delaparra@cfe. gob.mx

>> ROBERTO VIDAL LEÓN, SUBDIRECTOR DE DISTRIBUCIÓN Tel: 5241-8403 roberto.vidal@cfe.gob.mx

COMISIÓN NACIONAL

PARA EL USO EFICIENTE DE ENERGÍA (CONUEE)

>> ING. ODÓN DE BUEN RODRÍGUEZ, DIRECTOR GENERAL

Tel: 3000-1000 Ext.-1203 odon.debuen@conuee.gob.mx

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

Tel: 3000-1000 Ext.-1112 fernando.hernandez@conuee. gob.mx

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

Tel: 3000-1000 Ext.-1083 juan.navarrete@conuee.gob.mx

>> ING. ISRAEL JÁUREGUI NARES, DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE GESTIÓN PARA LA EFICIENCIA ENERGÉTICA

Tel: 3000-1000 Ext.-1234 israel.jauregui@conuee.gob.mx

FIDEICOMISO

PARA EL AHORRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FIDE)

>> RAÚL TALAN RAMÍREZ, DIRECTOR GENERAL Tel: 1101-0520, ext. 96430 raul.talan@cfe.gob.mx

COMISIÓN

REGULADORA DE ENERGÍA (CRE)

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

>> MARCELINO MADRIGAL MARTINEZ , COMISIONADO

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

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

>> NOÉ NAVARRETE GONZÁLEZ, COMISIONADO

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

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

>> JESÚS SERRANO LANDEROS,

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

PEMEX-REFINACIÓN

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

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

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

NACIONAL DE CONTROL DE GAS NATURAL (CENEGAS)

CENTRO

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

AGENCIA DE SEGURIDAD ENERGÍA Y AMBIENTE (ASEA)

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

PETRÓLEOS MEXICANOS (PEMEX)

>> EMILIO LOZOYA AUSTIN, DIRECTOR GENERAL Tel. 1944-9419 directorgeneral@pemex.com

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

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

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

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

PEMEX-EXPLORACIÓN

Y PRODUCCIÓN

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

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

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

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

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

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS (CNH)

>> JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, COMISIONADO PRESIDENTE Tel: 3626-6086 Ext. 2201 zepedajuancarlos@cnh.gob.mx

>> ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, COMISIONADA Tel: 1454-8500 Ext. 8587 aporres@cnh.gob.mx

>> SERGIO PIMENTEL VARGAS, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2206 sergio.pimentel@cnh.gob.mx

>> EDGAR RENÉ RANGEL GERMÁN, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2205 edgar.rangel@cnh.gob.mx

>> NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, COMISIONADO Tel: 3626-6086 Ext. 2203 nestor.martinez@cnh.gob.mx

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

INSTITUTO

MEXICANO DEL PETRÓLEO (IMP)

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

>> JUAN ARTURO LIM MEDRANO, DIRECTOR CORPORATIVO DE OPERACIÓN Tel: 9175-6150 jalim@imp.mx

>> ESTEBAN CEDILLO PARDO, DIRECTOR DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO Tel: 9175-6246 ecedillo@imp.mx

>> ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, DIRECTOR DE PRODUCCIÓN Y EXPLORACIÓN Tel: 9175-6230 aporres@imp.mx

>> ARTURO RICARDO ROSALES GONZÁLEZ, DIR. DE INGENIERÍA DE PROYECTO Tel: 9175-6103 arosales@imp.mx

INSTITUTO

DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS (IIE)

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

NACIONAL FINANCIERA (NAFINSA)

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

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

Introducción al equilibrado hidráulico en instalaciones de calor y frío Zt

ZONA TÉCNICA

Los sistemas de climatización y calor suelen estar sobredimensionados y en la mayoría de los casos se encuentran desequilibrados hidráulicamente. Este tipo de desajustes ocasionan problemas constantes de funcionamiento y carencia de confort, además de aumentar la factura energética. El presente artículo pretende aportar un breve descriptivo de las consecuencias de un mal equilibrado y las posibles soluciones existentes.

TEXTO: JEROME PENARROYA

Principio de funcionamiento

El equilibrado hidráulico consiste en repartir los flujos de agua y presiones en un circuito hidráulico, lo más ajustado posible. Normalmente este equilibrado se realiza en instalaciones de agua helada (climatización) o caliente (calefacción, agua caliente, calentamiento de albercas entre otros).

Los usuarios de estos servicios esperan que sus instalaciones sean las más optimas y económicas posibles, obligando que los flujos de agua proyectados sean los entregados en la realidad.

En una instalación hidráulica de suministro de calor o frío no equilibrada, los puntos de consumo más cercanos al sistema de bombeo son los que más caudal perciben en vista de la perdida de carga baja (resistencia del paso de agua por una tubería) frente al resto de los puntos.

Este efecto implica que la energía entregada en los diferentes puntos de consumo sea insuficiente o demasiado elevada, produciendo una falta de confort importante al usuario final en el caso de aire acondicionado o calefacción.

Además de este tipo de inconveniente, un caudal muy elevado en ciertos tramos genera turbulencias y ruidos molestos. En base a la multitud de problemas que genera un desequilibrio hidráulico, la única solución consiste en repartir los flujos de forma equitativo en cada tramo de la distribución y elementos terminales.

Aquí presentamos un sistema de distribución de agua helada equipado de un chillers y equipos fancoils. Cada planta dispone de la misma distribución horizontal y cada montante alimenta el mismo número de equipos con circuitos de misma longitud.

La montante 2 dispone de menor flujo que la montante 1, en vista de que se sitúa a mayor distancia del equipo de bombeo. Por otra parte, los locales situados en la parte superior disponen de mayor flujo que los locales de las plantas inferiores.

Valvula de asiento recto marca ValvulasVS

Valvula de asiento inclinado marca ValvulasVS

Para poder equilibrarlas, existen dos métodos bien concretos: Simulación hidráulica de las distribuciones y mantener las temperaturas de retorno de los tramos a equilibrar.

2ª Generación: Reguladores estáticos y volumétricos

Observamos varios niveles de equilibrado, empezando por el ramal principal donde se ajusta el caudal total de la instalación. Posteriormente, cada montante se encuentra equipada de una válvula para garantizar el correcto reparto de los flujos. Cada circuito debe estar equipado de un sistema de equilibrado acorde a las tipologías de los ramales y unidades.

Tecnologías

Existen diversos equipos que permiten equilibrar las instalaciones de los cuales mencionaremos los más usuales:

1ª Generación: Las válvulas de equilibrado estático y no volumétricas Se trata de válvulas que no permiten la medida de los flujos de agua que las atraviesan. Son válvulas de accionamiento manual que permiten el ajuste de los flujos a través de la acción de un volante o manija incorporado a la válvula.

Los reguladores estáticos y volumétricos corresponden a válvulas hidráulicas que permiten regular el flujo de agua que lo atraviesa. Su funcionamiento se basa en una acción manual sobre la manija para accionar el obturador, para regular el paso del fluido. El flujo de agua es determinado por el valor de la diferencia de presión medida entre los dos bornes existentes en la válvula. Se trata de válvulas que permiten la medida de los caudales de agua de circulación.

Válvula STAD 25 marca TA

Válvula marca OVENTROP

Para su regulación existen tres métodos:

–Simulación hidráulica de las distribuciones. –Equilibrado de los caudales en sitio a través de campañas de medición. Mantener las temperaturas de retorno de los tramos a equilibrar.

3 ª Generación: Reguladores de presión diferencial y reguladores automáticos Estos tipos de válvulas suelen ser utilizadas en instalaciones de caudal variable donde el control de la energía entregada se realiza por medio de válvulas 2 vías o válvulas termostáticas, entre otras.

Existen dos tipologías de válvulas: Reguladores de presión diferencial

Se trata de válvulas de regulación proporcionales que funcionan sin necesidad de energía auxiliar. Se utilizan en las instalaciones hidráulicas tanto de suministro de calor como de agua helada, manteniendo la presión diferencial constante en base a una banda proporcional.

Consideremos como ejemplo una instalación de aire acondicionado donde la distribución del agua helada está equipada de válvulas termostáticas o válvulas de dos vías en sus puntos terminales (climatizadoras, fancoils…). Cuando estas válvulas se cierran porque no se requiere de tanta energía frigorífica, generan un aumento de la presión en el circuito. La válvula de equilibrado detecta ese incremento de presión y se cierra para mantener un nivel de presión correcto.

Por lo tanto, cuando la presión diferencial en una instalación aumenta, la válvula se cierra y a la inversa, cuando esta presión desciende, la válvula se abre. Esta acción permite mantener una presión diferencial al set-point.

Este tipo de elemento resulta muy interesante en instalaciones equipadas de válvulas termostáticas o a caudal variable ya que provocan grandes fluctuaciones de presión diferencial difíciles de estabilizar con sistemas de regulación convencionales.

Reguladores de equilibrado automático:

Estos equipos fueron desarrollados para el equilibrado de un solo punto terminal tales como batería de una manejadora, de un fancoil. Estas válvulas pueden estar equipadas de un servomotor para permitir además del equilibrado el control de la unidad como una válvula de dos vías.

En ciertas ocasiones, este tipo de equipo garantiza el equilibrado de pequeños ramales equipados de unidades terminales con control por válvula de dos vías o válvulas termostáticas. En este caso estas válvulas juegan el mismo rol que los reguladores de presión diferencial, aunque este uso no fue el previsto en su origen.

1- Ajuste de P (lave Allen)

2- Corte

3- Conexión de tubo capilar, baja presión

4- Purga. Conexión para tomas de presión y conexión del capilar lado alta presión

5- Tomas de presión

6- Apertura y cierre de la señal de presión lado bajo

Válvula STAD 25 marca TA

Regulador de equilibrado automático TVB marca TA

Para su regulación existen tres métodos:

–Simulación hidráulica de las distribuciones.

–Equilibrado de los caudales en sitio a través de campañas de medición.

–Mantener las temperaturas de retorno de los tramos a equilibrar.

Métodos de equilibrado

Tal y como se mencionó anteriormente, existen tres métodos de equilibrado hidráulico que son:

Simulación del comportamiento hidráulico de los ramales y circuitos de distribución

Para llevar a cabo este tipo de método se debe disponer de todos los componentes de la instalación de distribución tales como válvulas, reducciones, teés, diámetros, ensuciamiento interior de los circuitos y longitudes. Estos parámetros permiten establecer la perdida de carga de caga tramo de la instalación de distribución (resistencia al paso del agua) y llevar a cabo el equilibrado. En instalaciones existentes, es evidente que se puede llevar a cabo la toma de datos, aunque se trata de un trabajo tedioso y difícil de realizar.

Por ello, este método suele ser realizado en las instalaciones nuevas donde no existen taponamientos o reducciones de diámetros por ensuciamiento que perturban en gran medida los resultados de la toma de datos.

Disponiendo de la información, se puede establecer la calibración de los equipos de regulación mediante ábacos o tablas de los fabricantes, donde se indican los números de vueltas a realizar en las manijas. Posteriormente a esta calibración, se debe comprobar en sitio que los flujos y temperaturas de retorno sean las correctas para llevar a cabo un último ajuste.

Calculo, ajuste y control de los flujos de agua

Este método consiste en calcular y regular los caudales de agua en cada tramo. Es evidente que se requiere la implantación de válvulas de tipo volumétricas sean estáticas o dinámicas para poder llevar a cabo la medición de los flujos, por lo que no se aplica a las válvulas de 1ª generación.

Hay que tener en cuenta que ciertos equipos de presión diferencial no son volumétricos, debiendo calibrarse a través del control de la temperatura de retorno (3º método de equilibrado).

En el caso de que las válvulas sean de 2ª generación se requiere de un equipo de calibrado que los fabricantes de las válvulas facilitan para llevar a cabo el equilibrado.

En el caso de que las válvulas sean de 3ª generación es decir dinámicas, el calibrado de los caudales podrá llevarse a cabo sin toma de medidas particulares ya que viene pre-reglados de fábrica, aunque se aconseja realizar una única campaña de mediciones una vez instaladas para comprobar que se mantengan las condiciones de proyecto.

Mantener las temperaturas de retorno de los tramos a equilibrar Es el método más reciente de equilibrado consiste en medir la temperatura de retorno de los circuitos de distribución de agua en los tramos a equilibrar y de uniformizar las, manteniendo un valor idéntico.

Este método suele ser criticado por su simplicidad, aunque su fiabilidad ha sido comprobada en numerosas instalaciones.

A título informativo, se muestra una gráfica con los resultados que so obtuvieron en una instalación de calefacción de un edificio residencial ubicado en Francia con 22 montantes de distribución.

Instrumento de calibración TA SCOPE marca TA

La principal ventaja de este método es el evitar cálculos y toma de mediciones complicadas y tediosas, por lo que se recomienda en instalaciones existentes donde no existen planos de distribución e información técnica.

Ventajas e inconvenientes

Un sistema hidráulico correctamente equilibrado ofrece 4 grandes ventajas que son:

El confort

El primer aspecto importante de un equilibrado hidráulico en una instalación tanto nivel de ramales generales como punto de uso, permite obtener los flujos de agua requeridos y por lo tanto la energía calculada en fase de proyecto. Muchos edificios e instalaciones con tecnologías modernas de producción y emisión de frío y/o calor, tienen muchos problemas de carencia de confort, por falta de la obtención de la potencia requerida en sus elementos terminales. Si tomamos el ejemplo de una instalación de climatización de un edificio, el no disponer de un equilibrado hidráulico, genera falta o exceso de temperatura en el ambiente, aun disponiendo de sistemas de regulación y control modernos y potentes. Este problema es causado en la mayoría de los casos por un reparto incorrecto de los caudales de agua.

Ahorro de energía Resulta evidente que el hecho de entregar la energía calorífica o frigorífica requerida en cada punto de la instalación, implica un ahorro ya que se limita la entrega de energía no solicitada. Si seguimos con el ejemplo del sistema de climatización de un edificio no equilibrado, ciertos locales pueden recibir más energía calorífica en invierno, obligando al usuario a abrir ventanas para mantener unas condiciones adecuadas y implicando el desperdicio de la parte de la energía entregada. Mientras que los últimos equipos del edificio, se ven sin el flujo de agua requerido para aportar la energía solicitada y por lo tanto obligando más horas de uso al sistema de producción.

El control

Una instalación bien equilibrada permitirá en el caso del frio o del calor beneficiarse de una temperatura interior homogénea, implicando menos horas de funcionamiento del sistema de producción, y arranques más espaciados,

Este tipo de equilibrado puede generar ahorros de energía que oscilan entre el 10 y 20% y en ciertos casos mucho más

Este tipo de equipamiento ofrece la posibilidad de disponer de mediciones de caudales, presiones y temperaturas en todo punto de la instalación, permitiendo disponer de la garantía del buen funcionamiento del sistema.

Flexibilidad

Una instalación equipada de elementos de equilibrado permite integrar nuevos ramales sin gran dificultad, actuando únicamente en los elementos de los ramales principales ya que se verá aumentado el flujo de agua. Los equipos terminales y ramales secundarios al disponer de elementos de equilibrado, no se ven afectados por la inclusión de nuevos ramales. Sin embargo, la ampliación de la distribución en una instalación sin estos elementos de regulación, provocara un desequilibrio de los flujos en el conjunto del sistema y por lo tanto un disfuncionamiento general.

Como desventaja podemos citar lo siguiente:

–Se requiere de una inversión para equipar la instalación hidráulica, aunque no representan costos elevados.

–Para llevar a cabo el equilibrado, es aconsejable acudir a técnicos especializados, implicando un costo adicional a los equipos de puesta en marcha y equilibrado.

Ahorros potenciales

La determinación de los ahorros por la realización de un equilibrado hidráulico es una tarea relativamente compleja que requiere del análisis de numerosos parámetros. Este análisis debe ser llevado a cabo por profesionales del sector energético que llevan a cabo campañas de mediciones exhaustivas y modelización térmicas.

A título informativo, se pueden estimar los siguientes ahorros: –Regulación de los equipos de 1º nivel: 10 a 20 por ciento. –Regulación de 2º y 3º nivel: 5 a 15% de ahorro.

Los tiempos de retorno no suelen superar los tres años, resultando menores si se considera la implantación de estos elementos de equilibrado en una fase previa a la realización de las instalaciones.

Conclusiones

El equilibrar la instalación hidráulica de un sistema de calor o frío permite obtener los flujos de agua calculados en todo punto y por lo tanto la entrega de la energía exacta de forma controlada. El hecho de poder garantizar este reparto logra evidentemente ahorros de energía importante y garantiza el confort de los usuarios.

La evolución tecnológica en este sentido otorga nuevos equipamientos que permiten asegurar no solo el equilibrado sino la regulación de los equipos terminales de las instalaciones, aligerando los costos asociados a la realización de los sistemas.

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

El líder, el maestro y tú. Liderazgo más allá de la tercera generación

(SIONG GUAN LIM)

TEXTO: BERTHA HERRERÍAS

Múltiples imágenes y arquetipos nos hacen pensar en el sabio y el maestro como alguien apartado en su ermita o monasterio; Siong Guan Lim nos recuerda que no es así, sino que están, deben estar, cerca, en el hogar, en la oficina, en la calle, y nos descubre que el líder no es aquél que va adelante, atrás o junto, sino que el líder es quien va dentro.

Lim, uno de los hombres que transformaron el Lejano Oriente, es un sabio moderno y ha volcado sus conocimientos en un libro excepcional: El líder, el maestro y tú Liderazgo más allá de la tercera generación, publicado por Lid Editorial Mexicana. Es un brillante compendio de lo que la vida le ha enseñado, tanto en lo profesional como en lo personal, compartido con generosidad y expuesto con una gran claridad.

Es un libro con una guía de uso, para hacerlo más práctico y eficiente, con temas como: Oportunidades y obligaciones; Sistemas para el éxito; Cultura y valores; la búsqueda de la Excelencia; Liderazgo personal y 12 Retos enfocados en la transformación vital. Enlaza los conocimientos teóricos con la práctica cotidiana, desde lo personal hasta la vida social, económica y política.

Singapur es uno de los países que han cambiado los paradigmas del progreso en las sociedades actuales. Su grado de desarrollo es uno de los grandes ejemplos de éxito en las políticas públicas del mundo contemporáneo, y motivo global de análisis, estudios e investigaciones.

Uno de los creadores de la revolución pacífica de este tigre asiático es Siong Guan Lim. Fue secretario de Lee Kuan Yew, Primer Ministro fundador de Singapur, y luego, Secretario permanente de la Oficina del Primer Ministro y de los ministerios de Defensa, Educación y Finanzas. Más tarde, encabezó bancos, compañías transnacionales, fue presidente de diversos consejos de administración, catedrático en las principales universidades y centros de estudio de Singapur y presidente del Consejo de Desarrollo Económico de Singapur. Ha recibido innumerables premios y reconocimientos y, actualmente, preside la GIC Private Limited que es la sociedad de inversión del gobierno de Singapur, que administra sus reservas extranjeras, superiores a los 100 mil millones de dólares. En suma, Lim es una de las personalidades más admiradas en Singapur y se le considera uno de los principales gestores del milagro del sudeste asiático.

En todos sus cargos, Lim se ha distinguido por su mente innovadora y mano ejecutora, que elevaron la aptitud, actitud, motivación, capacidad y desempeño de sus compañeros de trabajo y de los habitantes de todo un país; en esta obra, Lim comparte ese saber con todos los lectores. No es un libro de administración o de negocios, tampoco técnico ni de autoayuda; es una obra llena de sabiduría, dirigida a un lector plural, no importa su edad ni género, su profesión o condición, su especialidad o sus aficiones. Es un libro para todos aquéllos que quieren saber y mejorar, para quienes tienen conciencia que forman parte de un equipo mayor y para quienes entienden su responsabilidad ante las generaciones futuras.

“Prepárate constantemente para el futuro”, aconseja Siong Guan Lim. Leer El líder, el maestro y tú. Liderazgo más allá de la tercera generación, es una buena manera de hacerlo.

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

TOQUES KELLY SERVICES

La nueva agenda de negocios: talento, automatización de procesos y ética digital

El estudio Visión Tecnológica 2016, de la empresa Accenture, destaca cómo las compañías frecuentemente pueden sentirse sobrepasadas por el ritmo del cambio tecnológico, experimentando un “shock cultural digital”. Pero si éstas concentran sus esfuerzos dando prioridad a preparar al talento con nuevas capacidades, lograrán maximizar el rol de la tecnología como un habilitador de mayores y mejores resultados de negocio.

Accenture dice que la era digital impacta en 33% de la economía global, donde 86% del liderazgo mundial visualiza que el crecimiento tecnológico será sin precedentes. “Las empresas que integren en su agenda de negocio la gestión de la cultura digital, pueden empoderar a su personal para desarrollar nuevas competencias que, apoyadas de la tecnología, generen más y mejores resultados de negocio”, afirma Horacio Fernández, girector general de Tecnología de Accenture México.

Cinco tendencias críticas de tecnología para el éxito digital

En el estudio se identifican cinco tendencias en tecnología que son esenciales para el éxito de negocios en la economía digital:

1. Economía de plataforma: Los líderes de las industrias están aprovechando el poder de la tecnología, desarrollando modelos de negocios basados en plataformas para captar nuevas oportunidades de crecimiento e impulsando el cambio más profundo en el ambiente macroeconómico global desde la Revolución Industrial. El 81% de los encuestados sostiene que los modelos de negocios basados en plataformas serán parte de la principal estrategia de crecimiento de su organización en tres años.

2. Revolución predecible: Los ecosistemas digitales de rápida creación están gestando la base para la próxima ola de cambio desdibujando fronteras en los mercados y las industrias; los líderes visionarios pueden predecir proactivamente estas trayectorias de ecosistemas para sacar una ventaja com-

petitiva basada en la interacción de las industrias. Las empresas ya están pasando por cambios de ecosistemas en forma significativa o moderada, y 81% de los encuestados indica que ya lo está experimentando.

3. Talento líquido: Mediante la explotación de la tecnología para posibilitar la transformación del talento, las empresas líderes crearán ambientes altamente adaptables y preparados para el cambio y que pueden cumplir con las exigencias digitales dinámicas de hoy. La ventaja competitiva que ofrece el talento líquido es notoria, ya que los encuestados indicaron que “el profundo conocimiento de la tarea específica a realizar” era sólo la quinta característica más importante que les requerían a los empleados para que éstos tengan un buen desempeño en un ambiente de trabajo digital. Otras cualidades como “la capacidad de aprender rápidamente” o “la capacidad de cambiar de marcha” tuvieron más prioridad.

4. Automatización inteligente: Los líderes están adoptando la automatización –inteligencia artificial (IA), robótica y realidad aumentada– para cambiar fundamentalmente la forma en que operan sus empresas e impulsar una relación nueva y más productiva entre las personas y las máquinas. Hay inversiones significativas que están en marcha, y 70% de los encuestados reconocen un incremento en las inversiones relacionadas con la IA en comparación con dos años atrás, y el 55% revela que planea utilizar de forma extendida soluciones de aprendizaje y de IA.

5. Confianza digital: La confianza es una piedra angular de la economía digital, el 83% de los encuestados lo confirma. Para generar confianza por parte de los usuarios, consumidores, ecosistemas y reguladores en este nuevo escenario, las empresas deben poner foco en la ética digital como estrategia fundamental; una mejor seguridad por sí sola no es suficiente.