Energía Hoy edición 161 ene - feb 2018

SANTIAGO BARCÓN

BENJAMÍN TORRES-BARRÓN

Pe El Al

petróleo

La refinería de Madero será la de mayor incremento en su producción, seguida de Salina Cruz y Minatitlán hacia el 2031. electricidad

La integración de energías renovables en el sistema aislado de BCS reduce significativamente los costos totales variables de operación. alternativas

El precio de la electricidad va a aumentar de manera proporcional al incremento del precio de gas natural.

Las condiciones para el crecimiento de la energía solar están dadas, apoyos del gobierno e interés de empresas para invertir 8 mil millones de dólares en 2018 derivado de todos los proyectos que están por desarrollarse, dice Israel Hurtado Acosta, secretario ejecutivo de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex).

No. 161

columna invitada

El incremento de los precios del crudo responde a un aumento real de la demanda y la efectividad de los recortes de la OPEP

columna invitada El incremento de los precios del petróleo responde a un aumento real de la demanda y la efectividad de los recortes

idea con brío Con incrementos desmedidos algunos usuarios iniciaron el 2018

energía y poder Me da la impresión que en realidad no hubo mucha competencia en la Licitación 2.4

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vinos

Como un homenaje a Gutenberg, y a la cultura del vino, Bodegas Vinum Libris –Vino Libro en latín-, lanza una propuesta llena de sabor con una mezcla de las variedades Nebbiolo, la uva de la niebla del Piamonte italiano, y la Bordalesa Cabernet Sauvignon.

NOTA DE LA REDACCIÓN EH:

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

ILUSTRACIÓN: ARCHIVO

FOTO ISRAEL HURTADO ACOSTA

CONSEJEROS

Santiago Barcón, Karla Barbarella Canavan Ramírez, Diego Arjona Argüelles

PRIMERA REVISTA EN MÉXICO LIBRE DE CO2

DEL 11 AL 15 DE SEPTIEMBRE

SEMANA NACIONAL DEL EMPRENDEDOR 2018 CENTRO BANAMEX

Ag

AGENDA

ENCUENTROS…

ENERGY YEAR 2018

ES UN EVENTO QUE PROPORCIONA UN ESPACIO DE DISCUSIÓN Y SINERGIAS PARA LOS PRINCIPALES ACTORES DEL SECTOR ENERGÉTICO TOMANDO COMO BASE TEMÁTICAS POLÍTICAS, INDUSTRIALES, FINANCIERAS Y TECNOLÓGICAS. ENERGYEAR SE CENTRA EN LA REALIDAD ACTUAL Y FUTURA DEL SECTOR ENERGÍA Y SU IMPACTO A NIVEL REGIONAL, ASÍ COMO EN LAS POLÍTICAS PÚBLICAS EN MATERIA DE ENERGÍA, MOVILIDAD Y EFICIENCIA ENERGÉTICA Y EN LOS MECANISMOS DE FINANCIACIÓN Y NUEVAS TECNOLOGÍAS DISRUPTIVAS DISPONIBLES. EN 2018 SE CONCENTRA EN DESGRANAR LAS CLAVES DEL SECTOR EN MÉXICO Y LAS OPORTUNIDADES QUE OFRECE LA REFORMA ENERGÉTICA

PECOM 2018

DEL 13 AL 15 DE MARZO DE 2018.

PARQUE TABASCO. VILLAHERMOSA, TABASCO, MÉXICO. https://pecomexpo.mx/

FORO MUNDIAL DE REGULACIÓN DE ENERGÍA VII WFER

DEL 20 AL 23 DE MARZO DE 2018 EN CANCÚN, QUINTANA ROO, MÉXICO https://wfer2018.org/ ALTSFUEL MÉXICO 2018 DEL 23 AL 26 DE ABRIL DE 2018.

WORLD TRADE CENTER, CIUDAD DE MÉXICO. www.altfuelsmexico.com/#home MIREC WEEK 2018 DEL 21 AL 25 DE MAYO DE 2018. CENTRO CITIBANAMEX, CIUDAD DE MÉXICO. http://mirecweek.com/ES INTERNATIONAL-MEXICAN CONGRESS ON CHEMICAL REACTION ENGINEERING DEL 10 AL 13 DE JUNIO DE 2018 HOTEL RAMADA RESORT MAZATLÁN MAZATLÁN, SINALOA, MÉXICO. http://www.imccre2018.com

Año 10. No. 161

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linda capuano

Una mujer científica administra la poderosa EIA

TEXTO: GUADALUPE HERNÁNDEZ

En noviembre de 2017, el Presidente Donald Trump anunció que nominaba a Linda Capuano, becaria en tecnología energética en el Centro de Estudios Energéticos del Baker Institute for Public Policy de la Universidad de Rice, como administradora de la Información Energética Administración (EIA) en el Departamento de Energía.

La primer mujer en los 40 años de vida del organismo de estadística y de análisis en el Departamento de Energía de los Estados Unidos, la fuente principal de información sobre la energía de EU.

Linda A. Capuano, Ph.D., es la becaria en tecnología de energía del Centro de Estudios de Energía del Instituto

Baker. También está en la facultad de la Escuela de Negocios Jones Graduate School of Rice de la Universidad Rice, donde enseña estrategia de operaciones para el programa ejecutivo de MBA. Sus intereses de investigación en el nexo energía-agua-comida se centran en acelerar el tratamiento y el uso de fuentes de agua no fresca.

La carrera de Capuano se ha centrado en comercializar la innovación tecnológica a través de una red de contactos y experiencia en empresas de alta tecnología, donde ha guiado nuevas tecnologías, desde el diseño hasta la comercialización exitosa. Anteriormente se desempeñó como oficial y vicepresidenta de tecnología en Marathon Oil Corp;vicepresidente sénior de diseño de ingeniería

en Solectron Flextronics; vicepresidente ejecutivo y director de tecnología en Advanced Energy Industries; vicepresidente corporativo de estrategia tecnológica en Honeywell; gerente general de unidades auxiliares de productos de aviones de cuerpo ancho en AlliedSignal Aerospace; y gerente de desarrollo de productos de memoria de computadora en IBM. Ella cofundó y se desempeñó como directora financiera de Conductus, una nueva empresa de Silicon Valley que comercializó la tecnología de superconductores de cerámica descubierta en la década de 1980.

Capuano actualmente es miembro de la junta directiva de Peak Reliability, que proporciona supervisión del sistema eléctrico a granel dentro de la huella del Consejo de Coordinación de Electricidad Occidental. Ella es un miembro asociado de la Academia Nacional de Ciencias, un puesto de elección de por vida.

Capuano recibió el Premio a la Excelencia Técnica otorgado por la Society of Women Engineers y el IBM Outstanding Achievement Award, reconociendo las contribuciones al almacenamiento de memoria de la computadora. Ella recibió su Ph.D. en ciencia e ingeniería de materiales y maestría en administración de ingeniería de la Universidad de Stanford; una maestría en química y una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Colorado en Boulder; y una licenciatura en química de la Universidad Estatal de Nueva York en Stony Brook.

Integrante del Instituto Baker desde 2014, Capuano centra sus intereses de investigación en el nexo energía-agua-comida para acelerar el tratamiento y el uso de fuentes de agua no fresca.

Capuano obtuvo un PhD en ciencia e ingeniería de materiales y maestría en administración de ingeniería de la Universidad de Stanford. También obtuvo una maestría en Ciencias Químicas y una licenciatura en Ciencias en Ingeniería Química de la Universidad de Colorado en Boulder y una Licenciatura en Ciencias en Química de la Universidad Estatal de Nueva York en Stony Brook.

El Centro de Estudios Energéticos del Baker Institute ocupa el segundo lugar entre los think tanks de política energética y de recursos del mundo, según el Informe del Índice Global de Think Tank y Sociedades Civiles del 2016.

La EIA, la fuente de poder de Estados Unidos La EIA recoge, analiza y difunde información independiente e imparcial de energía para promover la formulación de políticas racionales, mercados eficientes, y la comprensión pública de la energía y su interacción con la economía y el medio ambiente.

LOS ADMINISTRADORES DE LA EIA 1977-2017

Adam Sieminski 2012-2017

Richard Newell 2009-2011

Guy Caruso 2002-2008

Jay Hakes 1993-2000

Calvin Kent 1990-1993

Helmut Merklein 1985-1990

Erich Evered 1981-1984

Lincoln Moses 1978-1980

La EIA es la fuente principal de información sobre la energía de EE.UU. y, por ley, sus datos, análisis y previsiones son independientes de la aprobación de cualquier otro funcionario o empleado del Gobierno de los Estados Unidos.

La Ley orgánica del Departamento de Energía de 1977 estableció la EIA como principal autoridad del gobierno federal sobre estadísticas de energía y análisis, basándose en los sistemas y organizaciones. Se estableció por primera vez en 1974 tras la crisis del mercado del petróleo de 1973.

EIA lleva a cabo un programa de recopilación de datos completo que cubre todo el espectro de fuentes de energía, usos finales y flujos de energía; genera a corto y largo plazo las previsiones energéticas nacionales e internacionales, y realiza análisis informativo sobre la energía.

EIA difunde sus datos, análisis, informes y servicios a clientes e interesados principalmente a través de su página web y el centro de atención al cliente. Los programas de evaluación de impacto ambiental cubren los datos sobre carbón, petróleo, gas natural, energía eléctrica, energía renovable y energía nuclear.

PETRÓLEO

Madero y Salina Cruz, las refinerías con mayor crecimiento

La expectativa de crecimiento en la producción de petrolíferos para los próximos 15 años es de 4.2 por ciento en promedio anual, sostiene un la Secretaría de Energía en la Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos, en la cual adelanta que se alcanzarán mil 320.3 mbdpce en 2031.

Asimismo, subraya que durante el periodo de proyección, las gasolinas continúan como el principal combustible de consumo en el segmento de autotransporte, y que otros productos como el coque de petróleo tendrán desabasto por su baja producción.

En cuanto a las refinerías existentes, Madero será la de mayor incremento en su producción, seguida de Salina Cruz y Minatitlán. En el periodo 2017-2031, la producción y demanda interna de turbosina tendrán una tasa de crecimiento media anual de 3.02 por ciento.

Revela que al 31 de diciembre de 2016, México cuenta con recursos prospectivos de 112.8 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce), de los cuales el 53 por ciento se encuentran en lugares no convencionales. La estimación de la plataforma de producción de petróleo crudo en México, se presenta en dos escenarios; mínimo y máximo, añade la Prospectiva.

Ambos escenarios parten de una plataforma de producción de petróleo estimada en mil 964 mbd en 2017. En el escenario máximo, la producción alcanza tres mil 252 mbd, en 2031.

Durante todo el periodo de proyección, la producción de hidrocarburos se centra en áreas marinas someras. En 2017, éstas representaron el 81 por ciento en el escenario máximo y mínimo. Para 2031, su participación disminuye a 57.2 y 55.2 por ciento, respectivamente.

El incremento esperado de procesamiento de crudo es de 79.6 por ciento para el periodo 2017-2031. Al final del periodo de análisis, Tula presenta el más alto rendimiento de producción de gasolinas, seguido de Minatitlán y Salina Cruz. Para diésel, el mayor rendimiento lo tendrá Cadereyta seguida de Salamanca y Madero.

En el caso de turbosina, el rendimiento más alto lo tendrán Salamanca y Tula. En el caso del combustóleo, Minatitlán será el de mayor rendimiento, seguido de Salina Cruz, Madero y Cadereyta, el resto del SNR no producirá combustóleo.

En cuanto a las refinerías existentes, Madero será la de mayor incremento en su producción, seguida de Salina Cruz y Minatitlán. En el periodo 2017-2031, la producción y demanda interna de turbosina tendrán una tasa de crecimiento media anual de 3.02 por ciento; mientras, la producción de coque de petróleo, durante el periodo 2017 a 2023, será insuficiente para satisfacer la demanda interna.

CABEZA: David Ruelas Rodríguez, el nuevo Director Corporativo de Finanzas de Pemex

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Carlos Treviño, propuso al Consejo de Administración de esta empresa que David Ruelas Rodríguez sea quien ocupe la Dirección Corporativa de Finanzas, en calidad de suplente.

Ruelas Rodríguez llega en sustitución de Juan Pablo Newman Aguilar, quien fue ratificado por la Comisión Permanente del Congreso de la Unión, como titular de la Unidad de Crédito Público de la Secretaría de Hacienda.

David Ruelas Rodríguez es actuario por el Instituto Tecnológico Autónomo de México (ITAM) y maestro en Ciencias por la Universidad de Toronto. Cuenta con experiencia en la industria petrolera. Ingresó a Pemex en el 2002, y desde entonces ha desempeñado distintos cargos dentro de las Direcciones Corporativas de Finanzas y de Administración y Servicios de Petróleos Mexicanos.

Demanda de petróleo alcanzará 98.51 mdb en el 2018: OPEP

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) estimó que la demanda mundial de crudo para este año será de un total de 98.51 millones de barriles diarios (mbd), 0.06 mbd más que lo previsto en su informe del mes pasado.

Los analistas de la OPEP revisaron también al alza la demanda petrolera global de 2017, con casi 50 mil barriles más, situándola en 96.99 mbd, lo que significa un incremento de 0.04 mbd más de lo que había anticipado en diciembre.

En comparación con el año 2016, el crecimiento de la demanda global en 2017 fue de 1.57 mbd, destacó en su informe mensual.

“El aumento de la demanda mundial fue principalmente por el resultado de las previsiones para Europa y China que fueron más altas de lo esperado”, explicó.

El cártel, productor de más de 40 por ciento de petróleo que se consume en el mundo, destacó que el mayor crecimiento de la demanda de petróleo durante el presente año corresponderá a los países en desarrollo.

Para el año 2018, la OPEP también mantiene sus pronósticos de crecimiento estable, con 1.53 mbd, hasta un total de 98.51 mbd, un aumento interanual de 1.57 por ciento.

“El impulso de la economía global sigue con una expansión sincronizada a través de todo el mundo”, destacó el texto, tras precisar que el crecimiento económico mundial se mantendrá en torno al 3.7 por ciento alcanzado en 2017.

En cuanto a su producción, la OPEP precisó que durante diciembre pasado produjo sólo unos cuatro mil barriles más en referencia a los 32.42 de su producción global del pasado mes de noviembre, debido principal-

mente a la fuerte caída de la producción en Venezuela en noviembre y diciembre.

Para el año 2018, los analistas del grupo estimaron una producción media de 33.1 mbd, 200 mil barriles más que la media establecida por los expertos de la OPEP de 2017.

La OPEP también prevé para este año un incremento en la producción de los países no miembros del grupo, como Estados Unidos, Rusia y Canadá, que bombearán en 2018 un total de 58.94 mbd, 1.15 mbd más que en 2017, es decir un crecimiento del 2.0 por ciento.

En cuanto a los precios del crudo en el mercado internacional, el reporte recordó que la canasta de referencial del barril de la OPEP se situó en el último mes del año pasado en 62.06 dólares, mientras que la media anual de 2017 fue de 52.42 dólares, 29.0 por ciento más que el año anterior.

IED EN MÉXICO ALCANZA 29,695 MDD EN EL 2017

De enero a diciembre de 2017, México registró 29 mil 695 millones de dólares de Inversión Extranjera Directa (IED), Estados Unidos fue el mayor inversionista. Esta cifra es 11.1% mayor que la cifra preliminar del mismo periodo de 2016 (26,738.6 mdd).

Durante el cuarto trimestre de 2017 se captaron 5,903.8 mdd, cifra 3.1% mayor que la cifra preliminar del cuarto trimestre de 2016 (5,726.2 mdd), según informó la Secretaría de Economía en un comunicado de prensa.

Los 29,695 millones de dólares son el resultado neto de la suma de 34 mil 759 millones de dólares por concepto de flujos de entrada, menos 5,064.9 mdd contabilizados como disminuciones de IED.

A quién seguir: @agencia_asea Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente Órgano desconcentrado de la @SEMARNAT_MX

ElELECTRICIDAD

CFE Distribución publica Estatuto Orgánico

El Diario Oficial de la Federación (DOF) publicó los lineamientos del estatuto orgánico de La Comisión Federal de Electricidad Distribución (CFE Distribución), el cual destaca este órgano actuará a través de empresas productivas para llevar a cabo las actividades independientes que tienen encomendadas.

Establece que los Consejos de Administración de las Empresas Productivas subsidiarias que realicen actividades independientes tienen entre sus principales funciones, las previstas en la Ley de la CFE, su reglamento y otros ordenamientos jurídicos aplicables.

La CFE Distribución es una Empres Productiva Subsidiaria de la CFE que cuenta con personalidad jurídica y patrimonio propios, y tiene como objetivo llevar a cabo las actividades tendientes a prestar el Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica, así como llevar a cabo el financiamiento, instalación, mantenimiento, planeación, gestión,

operación y ampliación de la infraestructura necesaria para prestar el servicio. Todo lo anterior con base a lo previsto en la Ley de la Industria Eléctrica, los Términos para a estricta separación legal de la CFE y demás disposiciones, generando valor económico y rentabilidad para el Estado Mexicano como su propietario.

CFE Distribución operará conforme al régimen especial previsto en la Ley, en materia de presupuesto, deuda, adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras, responsabilidades administrativas, remuneraciones, bienes y dividendo estatal.

El DOF destaca que para su mejor desempeño, CFE Distribución desarrolla sus actividades a través de Unidades de Negocio encargadas de prestar el Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica en cada una de las 16 Gerencias Divisionales de Distribución autorizada.

Entre las atribuciones de la CFE Distribución están: i) prestar el servicio de distribución de energía eléctrica; ii) cumplir con las obligaciones de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), iii) llevar a cabo los proyectos de ampliación y modernización de las RGD que se incluyan en los programas, previa instrucción de la Sener, iiii) formar asociaciones o celebrar contratos necesarios para llevar a cabo, entre otros, financiamiento, instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura necesaria para prestar el servicio, entre otras.

CFE Y OCDE PRESENTAN INFORME DE MEJORES PRÁCTICAS

El Secretario general de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), José Ángel Gurría, y el director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Jaime Hernández Martínez, presentaron el informe final del acuerdo entre ambas instituciones para identificar mejores prácticas en los procesos de contratación de la CFE. Este reporte forma parte de una iniciativa de la CFE para que la OCDE realice recomendaciones que le permitan fortalecer sus procesos de contratación en materia de transparencia y competencia, con el objetivo de mejorar las condiciones económicas con las que contrata distintos bienes y servicios, a la vez que impulsa la rendición de cuentas. Hernández destacó que gracias a las recomendaciones, las adjudicaciones directas de la empresa, , representaron 12% al cierre de 2017.

BCS avanza en generación de energía eléctrica limpia

Hacia 2024, el sistema aislado de producción de energía eléctrica en Baja California Sur BCS podrá abastecer la demanda estatal y cumplir con los requisitos de reserva operativa durante todas las horas del año y bajo diferentes escenarios con participaciones crecientes de energía eólica y solar conectadas a la red de transmisión.

Los impactos de la mayor participación de la energía eólica y solar en la operación del sistema eléctrico ayudará a reducir la generación de energía eléctrica a partir de combustóleo y diésel, en el aumento del número de arranques de máquinas térmicas, reducción de los costos totales variables de operación del sistema, reducción de emisiones de CO2 y el aumento de los recortes necesarios a la energía eólica y solar.

De acuerdo a la Perspectiva de energías renovables, elaborada por la Secretaría de Energía (Sener), la disminución en la generación eléctrica por combustóleo se reduce entre 3.56 y 32.65 por ciento, en un escenario con una participación de renovables de 3.5 y 40.1 por ciento de la generación total respectivamente.

Con respecto a la generación a base de diésel se reduce entre 2.59 y 54.92 por ciento, con una participación de renovables de 3.5 y 40.1 por ciento de la generación total, respectivamente.

El estudio de Integración de energías renovables en Baja California Sur y su impacto de la integración de renovables destaca porque se trata de un sistema eléctrico aislado; la mayor parte de la electricidad se genera quemando combustibles fósiles importados (combustóleo y diésel), haciendo que sea el sistema eléctrico de México con los costos de generación eléctrica más altos y el más contaminante

La integración de energías renovables en el sistema aislado de BCS reduce significativamente los costos totales variables de operación, y estos corresponden a la suma de los costos de combustible, de variables de operación y mantenimiento de los generadores y los de arranque de los generadores térmicos.

Estos últimos aumentan con participaciones crecientes de energía eólica y solar, pero corresponden a un porcentaje muy pequeño de los costos totales variables de operación del sistema. A mayores niveles de participación de energías renovables, la reducción en los costos totales variables de operación disminuye debido, principalmente, al aumento de la necesidad de recortar la generación solar y eólica.

La Prospectiva sostiene que este recorte de generación, conocido como “curtailment”, se produce cuando la generación renovable es superior al consumo de energía y, por ende, no puede ser almacenada o absorbida por el sistema eléctrico. Por ejemplo, una participación renovable del 15.4 reduce los costos totales variables de operación en 20.4 por ciento.

En cambio una participación del 40.0 reduce los costos solo en 37.9 por ciento. Esto se debe a que los recortes de generación necesarios para mantener el balance entre oferta y consumo de energía eléctrica harán necesario reducir la generación proveniente de la energía solar y eólica a una participación de únicamente el 33.7 por ciento.

ABENGOA VENDE PLANTA DE NUEVO PEMEX EN TABASCO

Con un monto de 606 millones de dólares, inversionistas extranjeros adquirieron a la empresa española Abengoa, la cual tenía planeado generar energía eléctrica y venderla al gobierno de Tabasco, con lo cual se pospuso, al menos para el 2019, el suministro programado.

Abengoa anunció que se va de la entidad, pues venderá la planta que tiene instalada en el municipio de Centro, (Nuevo Pemex), a inversionistas foráneos.

La firma de consultores Caraiva y Asociados opinó que esta decisión surgió debido a que la firma española enfrenta problemas económicos desde el 2014, al grado de que ha intentado vender sus activos para poder evitar la quiebra.

ALTERNATIVAS Al

Precios del gas natural clave en la tarifas de electricidad

Con base en la Prospectiva del sector eléctrico 2017-2031, elaborada por la Secretaría de Energía (Sener), los precios de electricidad son muy dependientes de los precios del gas natural, pudiéndose incrementar hasta en 31 por ciento hacia el año 2031.

Dijo que las regiones que presentan mayores precios de gas natural tienen precios de electricidad más elevados, que aquellas que tienen acceso a gas natural de menor precio; exceptuando en algunas zonas, como en la región de Grijalva, donde debido a su capacidad hidroeléctrica y al gran potencial eólico de la zona del istmo de Tehuantepec los precios de electricidad se mantienen inferiores.

Señaló que el precio de la electricidad es siempre inferior al de los escenarios con variación de precios de gas natural; no obstante, esta diferencia se va reduciendo al instalarse nueva capacidad de generación.

Sin embargo, aclaró que hasta el año 2021 no es posible adicionar nueva capacidad, por lo que el sistema se ve obligado a emplear cantidades similares de gas natural, con un precio superior. Por lo tanto, el precio de la electricidad va a aumentar de manera proporcional al incremento del precio de gas natural”.

Agregó que pese a la mayor integración de energías renovables variables, con un costo variable de cero, la tecnología que fija los precios marginales, es decir, la última unidad despachada, es en ciertas regiones y horas una planta que quema gas natural, como una central de ciclo combinado.

Al adicionar nueva capacidad de generación, los precios de electricidad disminuyen, reducién-

dose la diferencia respecto al precio de la electricidad que se genera por los medios tradicionales, aunque siguen siendo generalmente superiores. Debido a la presencia de congestiones y pérdidas en la red de transmisión, en determinadas regiones y horas, plantas con costos variables inferiores pueden representar la tecnología marginal; por ejemplo, cuando hay una elevada generación por energía eólica, disminuye considerablemente el precio.

El costo marginal de electricidad está dado por los costos variables de operación de los generadores, es decir, aquellas tecnologías que tienen un costo variable más bajo, como por ejemplo plantas eólicas o solares, son despachadas en primera instancia, y así sucesivamente, añade la Sener.

Con todo, destacó que a pesar de haber mayor integración de energías renovables variables con un costo variable, la tecnología que fija los precios marginales, es decir, la última unidad despachada, es en ciertas regiones y horas una planta que quema gas natural, como una central de ciclo combinado o una unidad turbogás.

La prospectiva evidencia que los momentos en los que los precios de electricidad son menores coinciden con los periodos en los que la generación de electricidad por plantas eólicas y solares son superiores.

A3E

LANZA UN PORTAL DE EMPLEO EN EFICIENCIA ENERGÉTICA

Atendiendo a la creciente demanda de contratación de perfiles profesionales especializados en eficiencia energética, A3e ha puesto en marcha un nuevo portal dedicado a poner en contacto a empresas del sector con profesionales demandantes de empleo.

Por un lado, los candidatos podrán subir su perfil a la plataforma de forma anónima -sin incluir datos de carácter personal- y, por otro, las empresas podrán publicar sus ofertas de empleo. (Cortesía: elEconopmista.es)

GAS NATURAL FENOSA GANÓ 1.360 MILLONES EN 2017 (FOTO)

Gas Natural Fenosa alcanzó un beneficio neto de 1.360 millones de euros en 2017, lo que supone un incremento del 1% respecto al año anterior, cifra que cumple con el objetivo previsto por la compañía en su Plan Estratégico. La cifra ha quedado por encima de lo previsto por los analistas consultados por Reuters: 1.223 millones.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) alcanzó los 3.915 millones de euros, con un descenso del 16,1% respecto a 2016, una vez reexpresado por la discontinuidad de los negocios de distribución y comercialización de gas en Italia, distribución de gas en Colombia, distribución de electricidad en Moldavia y generación eléctrica en Kenia. (Cortesía: elEconomista.es)

Las energías renovables aportarán 30% de la generación eléctrica en 2022: AIE

Las energías renovables representarán el 30% de la generación eléctrica en el mundo en 2022, frente al 26% actual, según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

En la presentación del estudio ‘Market Report Renewable Energy 2017’ de la AIE organizada por Enerclub, el analista de la asociación internacional Heymi Bahar señaló que las renovables representaron casi dos tercios de la nueva capacidad de generación eléctrica neta en todo el mundo en 2016, con casi 165 gigavatios (GW) incorporados, impulsadas principalmente por un mercado de energía solar fotovoltaica fuerte.

A este respecto, Bahar destacó que, por primera vez, la energía solar fotovoltaica aumentó más rápido que cualquier otra energía, superando el crecimiento neto del carbón.

Según el informe, el fuerte desarrollo en energía solar fotovoltaica y eólica el pasado año estuvo acompañado por una bajada récord de los precios -cayeron hasta tres centavos de dólar kilovatio/hora- en países como India, Emiratos Arabes Unidos, México y Chile.

La AIE señaló que estos precios son cada vez más equiparables, e incluso inferiores, al coste de generación en plantas de carbón y gas construidas más recientemente.

Asimismo, Bahar pronosticó que si las políticas de los países favorecieran más el desarrollo de las energías renovables, el crecimiento de la capacidad renovable podría aumentar un 30%, alcanzando un total de 1.150 GW, liderado por China.

Vehiculo electrico duplicara su consumo

Respecto al vehículo eléctrico, el experto de la AIE señaló que globalmente se espera que la electricidad

consumida por éstos, incluidos los automóviles, los vehículos de dos y tres ruedas y los autobuses, se duplique en 2022, “pero aún así, supondrá menos del 1% de la generación total de electricidad”.

De esta manera, destacó que, a pesar de las fuertes ventas, la proporción de vehículos eléctricos es baja, y se espera que los biocombustibles sigan siendo la principal fuente renovable para el transporte, representando más del 90% del consumo total de energía renovable en el 2022.

“La participación de las energías renovables en el consumo total de energía del transporte por carretera sigue siendo limitada, con una evolución del 4% en 2016 al 5% en 2022”, dijo. (elEconomistga.Es)

COLUMNA INVITADA SANDRINE DUPREZ

¡La motivación es la energía renovable por excelencia!

MIENTRAS QUE EL TEMA DE LA REFORMA ENERGÉTICA ADQUIERE CADA DÍA MÁS RELEVANCIA, CUBRIENDO UN ABANICO DE TÓPICOS COMO LAS INVERSIONES QUE SE REQUIEREN PARA AMPLIAR LA PRODUCCIÓN, LA NECESIDAD DE SENSIBILIZAR A LOS CIUDADANOS Y LAS EMPRESAS, EL AHORRO DE ENERGÍA, LAS ALTERNATIVAS QUE PERMITEN CUIDAR MEJOR EL MEDIO AMBIENTE, ENTRE MUCHOS OTROS…, NOS OLVIDAMOS DE UN ASUNTO QUE NOS AFECTA DE MANERA MUCHO MÁS PERSONAL: ¡NUESTRA PROPIA ENERGÍA, LA QUE NECESITAMOS CADA DÍA PARA LOGRAR NUESTRAS METAS!

François Proust, escritor francés, en su libro “Máximas para el uso de los gobernados y sus líderes”, afirma que “Motivar permite invertir el sentido de la energía”, es decir, la motivación que nos anima no solo renueva nuestra energía, también la transforma. Seguramente, habrán notado que “el fracaso proviene más a menudo de la falta de energía que de la falta de dinero”, como lo sostenía Daniel Webster, prominente estadista de los Estados Unidos. En general, la motivación es directamente proporcional a la energía que uno está dispuesto a gastar.

Hay personas con más energía que otras. Las reconocemos fácilmente por su gran capacidad de cumplimiento, rápido y eficaz, enfrentando varías situaciones. Para otras, más linfáticas, todo parece ser un reto insuperable y se dan por vencidas a la primera. A pesar de saber mantener altos nuestros niveles de energía, nos pasa a todos sentir que nuestras baterías se descargaron por completo, a veces de golpe o por tenciones continuas. Sabemos que los problemas de salud -ocasionales o crónicos- socavan nuestra moral y minan nuestra energía física al recordarnos que nuestro cuerpo necesita descanso y atención. No obstante, existe una amenaza menos reconocida: ¡nuestra energía mental puede ser víctima de ataques mucho más insidiosos! El incidente más pequeño a veces puede hacernos perder todos nuestros recursos y dejarnos completamente desmotivados, como si de repente nada importara, como si nada más valiera gastar nuestra energía en nada.

Sandrine Dupriez, MBA. es la Directora General de Sonova México Soluciones Auditivas y también ocupa el cargo de Presidente de la Cámara Suizo Mexicana de Comercio e Industria. Forma parte del Comité de Vinculación del CONALEP y apoya varias iniciativas educativas

Si de todas las fuentes de energía el calor humano es el menos costoso, la frialdad humana es probablemente la mejor manera de desmotivar a alguien. Ciertamente conocen personas que son “ladrones” de energía. Esos “energivoros”, como me gusta llamarles, ostentan una actitud que es un verdadero sifón para la moral, se creen a sí mismos muy por encima de los demás y usan cada oportunidad para menospreciar a sus colegas, o exigen continuamente nuestra compasión, cuidado y protección, haciéndonos sentir mal por no bridarles el apoyo que consideran les debemos.

También hay situaciones que son verdaderos agujeros negros y saquean la energía que teníamos almacenada. Seguramente hay batallas en las cuales ganamos más al evadirlas. Es mejor evitar ciertas situaciones que tratar de enfrentarlas a todas, especialmente si consumen mucha energía y nos dejan K.O. para lo que es realmente prioritario.

La capacidad de elegir nuestra reacción, ante una persona o evento que nos afecta, es clave para conservar nuestra energía y es la mejor manera de mantenerse motivado a pesar de todo.

La próxima vez que estés frente a un “energivoro”, pregúntate si su opinión es realmente relevante para ti y elige tu reacción, ¡no dejes que te roben tu energía!

COLUMNA

INVITADA

ADALBERTO PADILLA LIMÓN

Bonos Verdes, una forma de invertir en la sustentabilidad

EN ESTE ARTÍCULO, EL PRIMERO DE VARIOS SOBRE EL TEMA, INTRODUCIRÉ SOBRE EL CONCEPTO DE BONO VERDE, INSTRUMENTO INNOVADOR PARA CONSEGUIR RECURSOS FINANCIEROS EN EL FINANCIAMIENTO DE PROYECTOS SUSTENTABLES DE GRAN IMPACTO.

agricultura sustentable y manejo de residuos.

En México los Bonos Verdes son ya una realidad. Es la Plataforma Mexicana de Carbono (MEXICO2), perteneciente al Grupo Bolsa Mexicana de Valores, quien ha venido impulsando la difusión de los mismos. Es también destacada la participación de otros actores que se han sumado, como es el caso de la Asociación de Banqueros de México (ABM), la International Finance Corporation (IFC) y del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Un “Bono Verde” es una emisión de papel de deuda en el mercado bursátil, en donde la colocación del mismo está sustentada sobre proyectos que tienen un impacto en la sustentabilidad del planeta, ya sea soportando la mitigación del cambio climático por medio de construcción de infraestructura climáticamente amigable, en la generación de energía limpia o cualquier otra acción de impacto ambiental que requiera una suma importante de dinero y que esté respaldada por un emisor con buena calificación y prestigio.

Internacionalmente este mecanismo se ha venido desarrollando aceleradamente. De acuerdo al documento “Bonos y Cambio Climático, el estado del mercado en 2016”, elaborado por Climate Bonds Initiative, existen en circulación 694 mil millones de dólares en bonos verdes o vinculados con un impacto en el cambio climático. Esto considera, según este estudio, 3,594 bonos de 780 emisores. En este considerable importe ya emitido, juegan un papel significativo el sector transporte y energía con el 85% del pastel. Otros tipos de proyectos y jugadores en este instrumento son: agua, construcción, industria, reforestación,

En México se pueden enumerar tres experiencias:

Nacional Financiera – Fue la primera institución en emitir un Bono Verde, primero para el mercado internacional y posteriormente para el mercado nacional. Los años de colocación fueron 2015 y 2016 respectivamente y es de destacar la participación de esta institución en grandes proyectos de energía renovable, tanto en la parte eólica como fotovoltaica.

Gobierno de la CDMX (Ciudad de México) – En el 2016 el gobierno de la ciudad realizó su primera colocación en este tipo de instrumentos orientada a grandes proyectos para la ciudad que tienen un elemento verde como es el transporte sustentable (Metro, Metrobus), eficiencia energética en las operaciones de la ciudad, generación eléctrica aprovechando residuos urbanos, entre otras

Ing. Adalberto Padilla El Ing. Padilla actualmente especialista en estructuración de proyectos sustentables y de eficiencia energética. Participa como consultor del BID en proyectos de finanzas sustentables. apadilla.energia@gmail.com

Nuevo aeropuerto de la CDMX –También en 2016, Grupo Aeroportuario de la Ciudad de México emitió su primer papel verde para el financiamiento de proyectos sustentables como la generación renovable, la gestión del agua y de

residuos, la edificación verde, entre otros. Ha existido una inercia muy positiva en la difusión de este instrumento en los últimos meses y se han realizado diversos foros soportados por la Bolsa Mexicana de Valores (BMV) y por la ABM. Un ejemplo reciente es el foro realizado el 16 de marzo de este año en donde fueron convocados sus principales actores: emisores, bancos de inversión, inversionistas institucionales y autoridades del ramo. Los moderadores del evento orientaron la discusión para una reflexión del presente y futuro de los Bonos Verdes en México. Las principales conclusiones a manera de resumen fueron:

Por parte de los emisores, se mostraron optimistas que este tipo de instrumentos da una clara ventaja competitiva sobre papeles ordinarios, aun en condiciones no diferenciadas de precio. Esto es porque la demanda de inversiones institucionales ha puesto especial interés por los bonos verdes y la oferta aun es limitada. El tema de precio es una materia que evolucionará con el tiempo, pero hoy no ha sido barrera para adquisición de estos bonos. Se comentó que los costos transaccionales y esfuerzo adicional existen pero se compensan con la necesidad de instrumentos en el mercado.

Por parte de los bancos emisores, se ha manifestado un creciente interés por diferentes instituciones para emitir estos papeles y las experiencias hasta el momento han sido buenas. Como ya se ha comentado, en México destacan las experiencias de Nacional Financiera, el gobierno de la CDMX y el Nuevo Aeropuerto Internacional de CDMX.

Por parte de los inversionistas es claro que este tipo de papeles robustece la oferta de inversiones con valor agregado

al sector de inversionistas institucionales.

Las SIEFORES han logrado crear una mezcla de inversiones en donde la parte verde empieza a tomar relevancia, aunque se destaca la incipiente oferta de este tipo de instrumentos.

Asimismo se tuvo oportunidad de escuchar a expertos internacionales sobre el impacto del cambio climático en el mundo y como estos instrumentos están evolucionando. Participaron Sir David King, Representante del cambio climático por Reino Unido; Peer Stein, Consejero Global de Finanzas Climáticas del IFC; Alan Gordon, Tesorero Adjunto del Estado de California. El gran consenso de estos expertos como conclusión es que no podemos cerrar los ojos al impacto ambiental que la humanidad está generando y a las consecuencias que tendría ignorar los evidentes efectos que tiene la humanidad en el planeta.

Ante los retos que tienen las diferentes naciones, muchos de ellos suscritos como compromisos ante la COP21, tener una fuente de recursos públicos y privados será estratégico para lograr sus objetivos. Por otro lado, el desarrollo de este instrumento será un incentivo para que no solo iniciativas nacionales, sino también privadas, puedan consolidarse a una escala tal que redunde en un beneficio al planeta.

En el corto plazo seguiremos viendo un papel activo de los diferentes actores por hacer crecer el mercado de estos instrumentos. Instituciones como FIRA, BANOBRAS, BID, SOLARCITY, inclusive los mismos emisores ya mencionados serán noticia en este ámbito. Sus planes y estrategias las compartiré en próximos artículos.

COLUMNA INVITADA DR. PABLO LÓPEZ SARABIA

¿Los precios del petróleo aún con gasolina para mantener su tendencia alcista?

LA RECUPERACIÓN EN LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO REGISTRADOS DURANTE EL 2017 Y LOS PRIMEROS MESES DEL 2018, NO SÓLO REFLEJAN EL OPTIMISMO EN EL CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA MUNDIAL, SINO TAMBIÉN DEL IMPACTO POSITIVO QUE HAN TENIDO LOS RECORTES A LA PRODUCCIÓN PETROLERA ACORDADOS POR LA OPEP Y NO-OPEP EN NOVIEMBRE DE 2016.

a dudas, la recuperación del crecimiento económico mundial y con ello de la inversión y el consumo, aumentará la demanda de petróleo y apoyará la tendencia alcista de los precios del crudo.

La reciente corrección que experimentaron los mercados financieros a nivel global, refuerzan la idea de que el incremento de los precios del petróleo responde a un aumento real de la demanda y la efectividad de los recortes a la producción coordinados por miembros de la OPEP y no-OPEP.

El reporte sobre perspectivas de la economía mundial publicado, en enero de 2018, por el Fondo Monetario Internacional confirma la recuperación de las principales economías que en conjunto contribuyeron a cerca de ¾ partes del PIB mundial en 2017. Destaca el crecimiento registrado en Alemania y la Euro Zona, Corea del Sur, Japón, Estados Unidos, Canadá, Brasil y Rusia; al tiempo que el crecimiento de China se ha estabilizado alrededor del 6.8%. El dinamismo de las economías avanzadas y emergentes se mantendrá para el 2018, impulsando el crecimiento del PIB mundial a niveles del 3.9% (de materializarse será superior al registrado en los dos últimos años). Es importante resaltar que después de muchos años, el volumen de comercio internacional creció por arriba del PIB mundial en 2017, situación que hace pensar que la recuperación está en proceso y que las políticas monetarias de los principales bancos centrales del mundo han dado resultados. Además de incorporar las expectativas de que el recorte fiscal realizado por la administración Trump impulse a la economía de EUA, impactando positivamente al resto del mundo. Sin lugar

La recuperación en los precios del petróleo registrados durante el 2017 y los primeros meses del 2018, no sólo reflejan el optimismo en el crecimiento de la economía mundial, sino también del impacto positivo que han tenido los recortes a la producción petrolera acordados entre miembros de la OPEP y no-OPEP en noviembre de 2016. La evidencia estadística muestra un cambio significativo en la mediana del precio de crudo Brent, WTI y la mezcla mexicana, a partir de la entrada de los recortes en comparación con el año previo a su negociación. Así, la tasa de crecimiento del crudo Brent y WTI en el periodo del 20 de noviembre de 2016 al 06 de febrero de 2018, aumentó 20.93% y 18.73%, respectivamente; situación que contrasta con la caída registrada un año antes del acuerdo (Brent -7.95% y WTI -3.81%). Por lo que respecta al precio de la mezcla mexicana de petróleo, el crecimiento fue de 39.72% desde el inicio de los recortes al 06 de febrero de 2018, destacando una menor volatilidad en su precio al reducirse su varianza. El mercado de futuros refleja un precio del crudo Brent de 63 dpb y WTI de 59 dpb para los contratos de entrega en diciembre de 2018, dando un rango de soporte de corto plazo de 51dpb a 58dpb. Mis estimaciones señalan que el precio promedio de la mezcla mexicana para 2018 podría situarse en un máximo de 53dpb y un mínimo de 45dpb (escenario central).

La corrección en los mercados financieros internacionales, el pasado 2 y 5 de febrero de 2018, confirman que la tendencia alcista en los precios del petróleo responde a un incremento de la demanda real de crudo, más que a posiciones especulativas, ya que la volatilidad de los futuros del

Dr. Pablo lópez sarabia Profesor-Investigador de la Escuela de Ciencias Sociales y Gobierno del Tecnológico de Monterrey, Campus Santa Fe.

petróleo ha disminuido desde la entrada del acuerdo de recortes a la producción de crudo, en alrededor de 40%, situación que contrasta con el aumento de 19% registrado un año previo al acuerdo. Sin lugar a dudas hay otros elementos que han ayudado a que se mantenga la tendencia positiva en los precios del crudo, por ejemplo, un dólar débil que ha impulsado la recuperación de los precios de la mayoría de los commodities (desde el acuerdo OPEP y no-OPEP ha caído 11% en relación a una canasta de monedas de reserva), eventos climáticos extremos como nevadas y huracanes intensos, eventos geopolíticos en Medio Oriente y África.

A pesar de que las variables económicas reales a nivel internacional sean alineado en favor del precio del petróleo, persisten riesgos en el crecimiento económico mundial debido al alto endeudamiento de gobiernos y empresas, debilidad fiscal, contradicción de ob -

jetivos de política económica en EUA (política monetaria más restrictiva y fiscal más laxa que combinadas presionan a la tasa de interés, siendo un freno para el crecimiento económico), riesgos de una desaceleración de China dada la restricción al crédito, burbujas de activos financieros, repunte de la inflación y costos salariales, mayores alzas de la tasa de referencia de la Fed, aumento de la tasa de referencia de los bonos de EUA que pueda fortalecer al dólar. Además de que los recortes a la producción de crudo de la OPEP sólo están confirmados hasta marzo de 2018 y la producción de shale oil y el número de plataformas petroleras en EUA sigue creciendo significativamente, elementos clave que podría mantener la sobre oferta de crudo, ya que los inventarios se han reducido muy lentamente.

Nota: Con información al cierre del 06 de febrero de 2018

COLUMNA INVITADA BENJAMÍN

TORRES-BARRÓN

Los resultados de la Ronda 2.4 urgen definir reglas operativas en aguas profundas

MÉXICO HA LOGRADO EN CORTO TIEMPO CAPITALIZAR EL POTENCIAL Y RECURSOS QUE TIENE EN EL GOLFO DE MÉXICO. PARA DISIPAR LA PREOCUPACIÓN Y DISCURSO DE MUCHOS, PEMEX NO HA SIDO MARGINADO DEL SECTOR DE E&P, LAS ADJUDICACIONES DE LA RONDA 2.4 CONFIRMAN QUE SU HEGEMONÍA Y SEGUIRÁ SIENDO UN IMPORTANTE JUGADOR EN EL NUEVO MODELO.

Sin duda la segunda subasta de contratos de exploración y producción en aguas profundas convocada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) hasta hoy ha sido la más exitosa de todas. A los números me remito, 19 fueron los bloques adjudicados y 18 las empresas de 15 nacionalidades que presentaron un total de 39 propuestas. Once empresas representando 10 distintos países resultaron ganadoras de por lo menos uno de los 29 bloques que se licitaron.

Los resultados excedieron las expectativas de todos. Incluso, representantes de la Secretaria de Energía y CNH estimaban

Benjamín Torres-Barrón Socio líder del Grupo de Práctica de Energía, Minas e Infraestructura de las oficinas de Baker McKenzie México.

Está incluido en la lista de abogados en México recomendados para petróleo, gas y financiamiento de proyectos por las publicaciones de IFLR y Who’s Who Legal, y se encuentra reconocido por Chambers Latin America y LEGAL 500 como uno de los abogados líderes en materia de energía y recursos naturales en México.

Es actualmente Vicepresidente del Comité de Energía en AmCham México. Fue profesor en la Maestría de Derecho Energético y Sustentabilidad por la Universidad Autónoma de Nuevo León y en el Diplomado de Derecho Energético por la Universidad Autónoma de Ciudad Juárez. Ha sido miembro del Consejo Editorial del periódico Reforma, miembro de la Junta de Consejo del GRI, Presidente del Capítulo Mexicano de ISME (Sociedad Internacional de Energía en México) y miembro de la Asociación Internacional de Negociadores de Petróleo (AIPN).

en días previos a la licitación que se adjudicarían un total de 7 a 10 áreas contractuales. No solamente dos terceras partes de los bloques fueron adjudicados, sino que un diverso portafolio de sólidas empresas y con gran reputación y capacidad en el sector petrolero se sometieron a una fuerte puja de ofertas donde el número de pozos comprometidos, la regalía adicional y compromiso de inversión frecuentemente llegaban a sus valores máximos y fueron los bonos en efectivo los que en varias ocasiones tuvieron que figurar como factor de desempate. La emoción estuvo presente durante todo el evento y permaneció hasta el último de los bloques subastado. El área contractual 29 de la Cuenca Sabina fue sometida a una agresiva competencia que registró la cifra récord de pago en efectivo por desempate de más de 151 millones de dólares.

Se resalta una rotunda victoria de Shell que se lleva 9 bloques, 5 en consorcio y otros 4 en lo individual, lo que la convierte en la empresa privada con mayor presencia a la fecha en el sector de upstream en Mexico.

Por otra parte, la victoria de Pemex en 4 bloques, dos en consorcio y dos más en individual, nos indica que Pemex seguirá siendo un jugador importante en este sector. Notamos la consolidación de Repsol al ganar “tres de tres” como operador (en adición al bloque que ya había ganado en la ronda 2.1 anterior) y el surgimiento exitoso de dos nuevos jugadores: la tailandesa PTTEP que se llevó sus dos apuestas que tuvo en su calidad de no operador, incluyendo la del “Bloque Dorado” número 29 y Qatar Petroleum que hizo su entrada adjudicándose 5 contratos como no operador. Los 6 contratos que gana PC Carigali (Petronas) en adición a los que ya se ha adjudicado en previas rondas, lo convierten también en un participante con gran relevancia en la industria petrolera en México.

Derivado de estos resultados, podemos inferir que las empresas y autoridades han

aprendido harmónicamente a lo largo de 8 procesos de licitación y durante 3 años desde que se emitió la primera convocatoria. En este proceso, las autoridades han realizado ajustes a las bases, a los modelos de contrato e inclusive al momento o etapa en que los valores mínimos de ofertas se daban a conocer. Por otra parte, las empresas ahora diversifican sus propuestas y alianzas, se asocian de forma más conveniente y aprovechan la relativa recuperación de los precios del petróleo que alcanza ya los 70 dólares para afinar su estrategia de participación.

El pasado 31 de enero las empresas ratificaron su compromiso de inversión en México y nos indican que lo ven con buena perspectiva. Al acumularse estos resultados, se han adjudicado a la fecha 89 áreas contractuales de 123 ofrecidas en licitación. Un dato muy exitoso si se toma en cuenta los comentarios de nerviosismo y cuestionamiento en torno al panorama de corto plazo para México frente a la negociación del TLCAN y de las próximas elecciones que, al sector de E&P de hidrocarburos parece no importarle. Por su duración, recordemos que estos contratos (50 años considerando sus posibles prórrogas) sobreviven a los sexenios y corrientes políticas. Los inversionistas esperan que quienquiera que sea el próximo Presidente de México –ya sea con tratado comercial o no- respete los compromisos y negocios asumidos para el Golfo de México.

Atrás quedaron las notas que destacan un cambio de paradigma en la apertura y participación de las empresas petroleras, en un nuevo diseño de las bases de licitación y dinámica de presentación de propuestas. Estas particularidades ya no destacan, no por que no estén presentes, sino se convierten ahora en algo ya esperado, en un requisito sine qua non, que desde el 2015 fue introducido para quedarse y que seguramente se imitará en otros procesos de subasta en México

y otros países. Nos comenzamos a acostumbrar a las reglas claras, a la transparencia y neutralidad de las licitaciones, es algo que ahora forma parte de nuestra realidad y no constituye una excepción sino la regla general.

México ha logrado en corto tiempo capitalizar el potencial y recursos que tiene en el Golfo de México. Para disipar la preocupación y discurso de muchos, Pemex no ha sido marginado en el sector de E&P, pues las adjudicaciones de la Ronda 2.4 confirman que su hegemonía prevalece y seguirá siendo un importante jugador bajo el nuevo modelo. Pemex ahora participa en lo individual y también en sociedad con otras empresas internacionales en áreas de mayor complejidad y más allá de su zona de confort (aguas someras). Su presencia en aguas profundas es muy positiva ya que asegura un equilibrio sano y adecuado entre el sector paraestatal y privado, donde incluso, ambas industrias colaboran y participan conjuntamente en el desarrollo y explotación de varios de estos yacimientos. Por otra parte, la activa participación mostrada por las empresas privadas -locales o extranjeras- evidencia un portafolio de inversión altamente diversificado, permitirá a México incrementar sus niveles de producción de hidrocarburos que son tan importantes para obtener una mayor recaudación fiscal e incrementar la inversión y empleos.

Derivado de este exitoso resultado, se debe definir con mayor celeridad muchas de las reglas operativas de explotación en aguas profundas. Al día de hoy, falta mayor definición en la regulación de procesos de unificación de yacimientos, ajustes contractuales para que las instituciones financieras participen de forma activa en estas inversiones y asegurar la competencia efectiva y acceso abierto en las inversiones de transporte y almacenamiento de hidrocarburos que se requiere para la infraestructura midstream en el Golfo. Pero ésta, es otra historia.

IDEAS CON BRÍO SANTIAGO BARCÓN

¿Qué sucede con las tarifas eléctricas?

UN USUARIO, SÉ QUE AHORA QUIEREN BAUTIZARLO COMO CLIENTE, QUE RECIBE UN RECIBO DE CONSUMO ELÉCTRICO 900 % SUPERIOR AL DEL MES PASADO NO PUEDE MENOS QUE ENTRAR EN CRISIS. ME PREGUNTO, ¿ACASO NO ERA SENCILLO CORRER UN PROGRAMA Y CALCULAR EL PORCENTAJE DE INCREMENTO DE CADA USUARIO?

marán medidas y, por supuesto, ahora entra una parálisis que evita que cualquier usuario cambie de régimen. Considérese que muchos de los nuevos participantes ofrecen energía con un costo 10 % inferior al del recibo CFE. Podrá argumentarse que el ahorro sigue existiendo pero, ¿qué pasa si paga y en 2 meses el Gobierno disminuye la tarifa como es obvio lo tendrá que hacer en muchos casos? ¿El Suministrador regresará la diferencia? Lo dudo.

Con incrementos desmedidos algunos usuarios iniciaron el 2018. Pronto iniciaron las excusas de las autoridades, confundieron sus papeles, demostraron que no analizaron a fondo el impacto de la decisión y, como vaticiné, energía más barata no lo da una Reforma Energética.

Al inicio del año las llamadas telefónicas que recibí referente al nuevo esquema tarifario superaron a los correos electrónicos e, inclusive, a los mensajes de WhatsApp.

Entiendo perfectamente la razón. Un usuario, sé que ahora quieren bautizarlo como cliente, pero los hechos no lo justifican, que recibe un recibo de consumo eléctrico 900 % superior al del mes pasado no puede menos que entrar en crisis. Me pregunto, ¿acaso no era sencillo correr un programa y calcular el porcentaje de incremento de cada usuario? Y con ello por lo menos estar preparado para responder a las quejas que naturalmente se tendrían y preparar planes de contingencia. Pero no se hizo, se minimizó diciendo que son unos cuantos, que no pasa del 400 %, lo cual es falso, que se to-

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

Empecemos por recordar que las Reformas Energéticas, y la mexicana no es excepción, busca asignar costos eficientes. Esto se lleva a cabo por medio de las tarifas que envían al mercado las señales económicas. Hasta aquí todo de maravilla pero el problema consiste en que alguien que puso un hotel en Veracruz no lo puede mover a otro sitio e implementar las medidas que permitan disminuir el impacto y lleva tiempo y, más importante, ¿contra qué costo hago mi justificación económica? Por ello en muchos países los Reguladores han decidido aplicar una tarifa única de distribución que en México, después décadas de tarifas surrealistas, parecería tener sentido.

¿Qué sucedió? Las fórmulas elaboradas por la CRE toman datos históricos y el efecto de la demanda fue devastador en varios casos. La tarifa considera los últimos doce meses y el efecto se materializa en un solo recibo. Por otro lado si el usuario invierte en equipo de control de demanda no verá los resultados sino hasta dentro de un año; ya afectado por el nuevo costo poco flujo tendrá para invertir.

Quizás peor que los aumentos resultó ver como se manejó la crisis. La CRE diciendo que son unos cuantos, que no pasa

de 400% de incremento, que se verá caso a caso y que “ya se está atendiendo”. Por su parte CFE, que debería restringirse a decir: “Aplicamos la metodología tarifaria de la CRE” promete ver caso por caso y comenta que resarcirá los cobros que no procedan cuando teóricamente no puede hacerlo. SENER, como corresponde, sin aparecer para que no le recuerden que prometió energía eléctrica más barata: las realidades económicas son muy tercas y al final se manifiestan. La Secretaría de Hacienda, sin duda, realizando cuentas de hasta qué nivel puede disminuir el cobro.

Por supuesto ante el río de sangre los “expertos” en energía aparecen por doquier y ofrecen conocimiento o soluciones. Me imagino a los usuarios afectados y que algún vivales les ofrezca un Ecowise “que le ahorra hasta un 40 % de energía” cuando es una caja negra pero resultará difícil de resistir la tentación.

A todos estos problemas se juntarán una serie de amparos por la retroactividad del cálculo de la demanda que sólo enlodarán más la problemática pero, que en un descuido, afecta a toda la Reforma Energética: sólo nos falta que la Suprema Corte

de Justicia dictamine que es institucional.

Ante éste galimatías, ¿qué hacer antes de se complique aún más? Me permito sugerir, que de forma inmediata, se den tres años para la implementación y se vaya aplicando en forma paulatina y mensual, reflejando un 2.78 % del nuevo costo, cada mes. Inclusive que el recibo indique lo que se debe de pagar contra lo que en realidad correspondería. Esto permitiría que el incremento que corresponda sea más manejable y da tiempo al usuario de atenuar con soluciones técnicas su patrón de consumo. Adicionalmente el visitar, o por lo menos enviar un comunicado, a cada cliente que haya tenido más de un 30 % de incremento; esperar a que lleguen individualmente o a través de Cámaras y Asociaciones sólo enrarece el ambiente. Continuemos con que la CRE debe de dedicar más tiempo a la praxis y no a la teoría. Soy, lo reitero de nuevo, un convencido de la Reforma Energética pero deben de analizarse y simularse los efectos de las decisiones que se tomen, aunque estas sean correctas teóricamente.

Vamos bien pero no podemos caer en estas situaciones que son evitables y no benefician a nadie. No cejemos.

ENERGYZA SOLUCIONES PARA EFICIENCIA Y ADQUISICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

ENERGÍA Y PODER VÍCTOR RODRÍGUEZ PADILLA

¿Fue realmente un éxito la Ronda 2.4?

A LA LUZ DE LOS RESULTADOS NO TODO ES GANANCIA. ESTIMACIONES OFICIALES INDICAN QUE EN 15 AÑOS LOS 19 CONTRATOS ESTARÁN PRODUCIENDO 1.5 MILLONES DE BARRILES POR DÍAS Y 230 MIL EMPLEOS, ELLO SIGNIFICA UNA PRODUCTIVIDAD DE 6.5 BARRILES POR TRABAJADOR, CIFRA MUY BAJO DE LA PRODUCTIVIDAD ACTUAL DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN QUE LLEGA 38.6 BARRILES POR TRABAJADOR.

De acuerdo con el comunicado oficial (goo.gl/d7mfrq): el monto de las inversiones asociadas a las adjudicaciones alcanzó 92 mil 800 mdd, el Estado recibirá en promedio entre 64.7 y 67.2% % de las utilidades, los licitantes se comprometieron a perforar 23 pozos exploratorios, los pagos en efectivo totalizan 525 mdd y la producción de las áreas adjudicadas alcanzará un máximo de 1.6 millones de barriles por día en 14 años (2032). El Subsecretario de Hidrocarburos, Aldo Flores, comentó que la ronda generaría 230 mil empleos en los primeros 15 años, con un potencial de 900 mil empleos a lo largo de la vida de los contratos. Añadió que fue un proceso muy concurrido y expresión clara de la confianza en el país.

“México ha estado teniendo, gracias a Dios mucho éxito captando inversión de empresas nacionales y extranjeras, y lo está logrando en muy buenos términos para el gobierno mexicano… Competimos intensamente con otros países y estamos, gracias a Dios, compitiendo con éxito.

Juan Carlos Zepeda, Comisionado Presidente Comisión Nacional de Hidrocarburos, 31 de enero de 2018

De acuerdo con esas declaraciones el éxito se mide entonces por el grado de competencia, las inversiones involucradas, la producción esperada, el ingreso fiscal y los empleos generados. Suponiendo sin conceder que esos criterios reflejen adecuadamente el interés nacional y el beneficio que obtiene México, vale la pena analizar con detalle los resultados del concurso.

Para el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell la última ronda de contratos petroleros fue un “éxito extraordinario” ya que “rebasó las expectativas”: en primer lugar porque se alcanzó una tasa de colocación del 66%; en segundo lugar, porque el Estado recibirá la mayor parte de las utilidades, y en tercer lugar porque se consiguieron miles de millones de dólares de inversión. “Es una gran noticia para la reforma energética y para el país”, expresó el funcionario. Por su parte, el Secretario de Hacienda, José Antonio González Anaya, señaló que era “un día fantástico” para la reforma energética. “Estamos muy contentos con los resultados, es muy esperanzador para el panorama energético del país”. Añadió que “cada vez hay más gente invirtiendo con riesgo en el sector y, por lo tanto, con acceso a las ganancias” ¡Uy! Más claro ni el agua.

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

Empecemos con el grado de competencia. Los voceros oficiales dicen que participaron 19 licitantes y 18 empresas de 15 países, sin embargo, lo que realmente cuenta son las empresas operadoras por su capacidad para administrar proyectos de gran magnitud y alta complejidad en aguas profundas. Es cierto que estuvieron presente algunas de las compañías más importantes del mundo sin embargo la mayoría sólo concursó en un número reducido de bloques. De las 14 empresas precalificadas como operadoras, sólo 9 hicieron propuestas como líder de proyecto, las otras cinco intervinieron únicamente como socios. En cuanto a las propuestas, para el 34% de los bloques no se presentó ninguna oferta; para el 17% se presentó una oferta: para el 38% se presentaron dos ofertas; para el 3% de los bloques se presentaron tres ofertas y para el 7% cuatro. Es decir para el 89% de las áreas sólo se presentaron dos o menos propuestas. Me da la impresión que en realidad no hubo mucha competencia. Cinco contratos fueron concedidos al primero y único que se presentó, es decir, el proceso se redujo a una simple adjudicación directa. Once contratos se adjudicaron aunque sólo se recibieron dos ofertas. La

CNH pudo haber reprogramado la licitación para que hubiera por lo menos tres licitantes por área pero tenía la consigna de entregar la mayor cantidad de bloques. Al final del día la canasta de pan tenía que quedar vacía.

Por lo que toca a las inversiones, los 98 mil mdd son una estimación ampliamente tributaria de la fantasía. Los cálculos oficiales se parecen a la frase célebre: “si mi abuelita tuviera ruedas…”. Los talentosos economistas y abogados de la CNH suponen, primero, que se descubrirá petróleo en los 19 bloques, lo cual es altamente improbable (sería bueno que consultaran a un geólogo o a un geofísico); segundo, que todos los descubrimientos serán suficientemente grandes y de bajo costo para ser declarados comerciales, hipótesis temeraria diría un ingeniero petrolero; tercero, que las compañías internacionales tomaran la decisión de desarrollar esos hallazgos ya que encuentran acomodo en su portafolio mundial de inversiones, decisión que está muy lejos de ser automática les dirá un financiero; y cuarto, que los bloques de una misma región necesitará la misma cantidad de inversión sin importar el potencial petrolero de cada área, lo cual está jalado de los pelos (lo que necesitan es un sicólogo).

Así, acumulando una serie de supuestos optimistas las mentes brillantes de la CNH llegan a la cifra mágica de 98 mil mdd. Lamento desilusionarlos pero es poco probable que cada una de esas hipótesis se cumpla y todavía menos que todas ocurran al mismo tiempo. Son cifras para impresionar pero fuera de la realidad. Se entiende que el gobierno quiera justificar la reforma energética pero faltan a la verdad, engañan al ciudadano y se engaña a sí mismos. No basta con señalar, como hace Juan Carlos Zepeda, que esas cifras suponen éxito exploratorio (goo.gl/XXdBxw), honestamente tendrían que aclararlo todo.

Y ahí no para la ficción, altos mandos de la administración dicen o sugieren que se trata de inversiones “comprometidas”, es decir, inversiones aceptadas por las compañías. Eso no es verdad, ninguna compañía se ha comprometido a invertir más allá de las unidades de trabajo que se

establecieron en la licitación y que suman 1,387 mdd, según lo han puesto por escrito los funcionarios encargados de la licitación (goo.gl/mpLKFf). ¿Qué ganan con mentir de esa manera? ¿No se han dado cuenta que el PRI perderán las elecciones el próximo 1 de julio en buena medida por tantas mentiras que ha expresado el gobierno? ¿Piensan que la gente renunciará a su voto de castigo porque el Secretario de Energía grita a los cuatro vientos que la reforma energética conseguirá 200 mil millones de dólares hacia final del sexenio?

Otro factor de éxito es la producción esperada. Los voceros oficiales aseguran que la producción de petróleo crudo alcanzará 1.5 millones de barriles por día y 4 mil millones de pies cúbicos de gas natural. Esa estimación se basa en supuestos fantasiosos similares a los que se usaron para estimar las inversiones, por ejemplo, suponen que todos los bloques del cinturón plegado Perdido producirán en su mejor momento 130 mil barriles diarios, los de las Cordilleras Mexicanas 183 mil barriles diarios y los de la Cuenca Salina 88 mil barriles diarios. Esas estimaciones no guardan ninguna relación con el petróleo que se supone existe en cada área individual y que van de 17 a 252 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en Perdido, de 100 a 412 millones de barriles en Codilleras Mexicanas y de 12 a 327 millones de barriles en la Cuenca Salina. La administración insiste en vender sueño.

El cuarto factor de éxito es el pago de impuestos. El comunicado oficial señala que el Estado recibirá entre 64.7 y 67.2% de las utilidades. En conferencia, JC Zepeda puntualizó que ese porcentaje es el government take, es decir, las “participaciones del gobierno”. El lector tal vez no lo sepa, pero en la literatura a ese concepto también se le conoce como la renta petrolera del Estado. El Secretario de Energía asegura que el régimen fiscal de los contratos le permite al Estado recupera la totalidad de la renta petrolera (la diferencia entre ingresos menos costos), pero que va, ninguna de las 19 ofertas ganadoras permite conseguir ese objetivo, el fisco recupera una parte pero no la totalidad de la renta.

Es necesario aclarar que la carga fiscal de

los contratos de licencia no se calcula sobre las utilidades, en realidad deriva de la aplicación de dos regalías (básica y adicional) calculadas sobre el ingreso bruto. Las diez mejores ofertas de la licitación fue el pago de una regalía total de 29%, que es menos de la mitad del 63% que pagaba Pemex antes de la reforma energética (70% del ingreso de Pemex Exploración y Producción). ¿El gobierno cree realmente que el fisco está haciendo un negociazo con los contratos? Los números dicen lo contrario.

El quinto elemento para medir el éxito de acuerdo con el discurso oficial es la creación de empleos. El ofrecimiento del gobierno entre 230 y 900 mil empleos, es audaz porque la industria petrolera es intensiva en capital pero no en mano de obra. Durante la aprobación de la reforma energética Enrique Peña Nieto prometió la creación de aproximadamente medio millón de empleos adicionales hacia 2018 que hoy no se ven por ninguna parte, lo que se observa es el recorte de más de 25 mil trabajadores en Pemex entre 2014 y 2017, a los que se agregarán otros 5 mil en 2018. El Subsecretario A Flores estima que en 15 años los 19 contratos estarán produciendo 1.5 millones de barriles por días y 230 mil empleos, ello significa una productividad de 6.5 barriles por trabajador, cifra muy bajo de la productividad actual de Pemex Exploración y Producción que llega 38.6 barriles por trabajador, ya que produce 1.9 millones de barriles por día con poco más de 49 mil trabajadores. ¿No se supone que las compañías son mucho más productivas que Pemex? Para que las compañías tuvieran en aquel entonces la productividad de Pemex tendrían que haber 5 empleos en el sector de servicios petroleros por cada empleo directo en la producción, escenario inverosímil porque la mayor parte de los equipos, materiales y servicios para aguas profundas proviene del extranjero y la exigencia de contenido nacional en los 19 contratos es muy baja. Sinceramente, la Secretaría de Energía necesita revisar sus cálculos.

Concluimos que el éxito de la ronda 2.4 está inflado con la finalidad de sorprender a no sé quién porque hace tiempo que el ciudadano dejó de creer en Peña y su gobierno.

EL 2018: LA PRUEBA DE FUEGO PARA LOS CALIFICADOS Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

AL HACER UN CORTE DE LA REFORMA ENERGÉTICA PARA EL SECTOR ELÉCTRICO EN LOS PRIMEROS TRES AÑOS, MÉXICO TIENE UNA LEY DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA SÓLIDA Y UN MARCO LEGAL QUE PUDO RECOGER TODO LO BUENO DE LAS EXPERIENCIAS INTERNACIONALES, QUE DEJA POCO ESPACIO PARA LOS EXPERIMENTOS Y LOS ERRORES.

La columna vertebral del nuevo sistema eléctrico ya está integrada: el Mercado Eléctrico Mayorista opera desde el 2016, en su segmento a corto plazo; el mercado a largo plazo empezó a correr desde 2015 con tres subastas en curso y una importante participación de las energías renovables –solar y eólica- con precios competitivos a nivel internacional.

El mercado eléctrico en México ya es una realidad. Hay generadores, hay suministradores, hay una oferta y una demanda; y tiene un operador independiente, el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), que es el que ha llevado las operaciones desde enero de 2016, y de cara al futuro será el mandamás del mercado.

La interconexión del sistema está en marcha. Inició el proceso para unir el Sistema de Interconexión de Baja California y el Sistema de Interconexión Nacional y una línea de corriente directa de Oaxaca-Centro del país.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) se separó en varias empresas; el distribuidor y el transportista ya están separados y operan de manera independiente. La poderosa empresa eléctrica del Estado ahora competirá en igualdad de circunstancias con los nuevos jugadores del mercado. Los elementos centrales del mercado están operando, aunque siempre hay espacio para mejoras y nuevos retos.

El 2018 se presenta como el año de la consolidación y se pondrá a prueba el mercado. Las tarifas eléctricas se aplicarán a los usuarios; el juego de la oferta y la demanda arranca, y el pronóstico es reservado. Las autoridades tienen claro que la energía barata llegará poco a poco. Ahora la palabra la tienen los consumidores, pequeños y grandes, quienes empezarán a pagar la electricidad a precios de mercado.

La

nueva

cara del mercado DUPLICAN CAPACIDAD DE GENERACIÓN CON RENOVABLES

La reforma eléctrica respetó los derechos y los contratos que existían antes de los cambios, lo que ofreció certidumbre y facilitó la implementación de la misma. Una implementación que en otros países llevó 10 años, en México se ha logrado en menos tiempo, dice Jesús Serrano Landeros, Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

Hoy el sistema cuenta con dos tipos de permisos que suman 1,316 para un total de 122,474 MW vigentes: los permisos de generación del régimen legado -viejo sistema- son 831; los del nuevo régimen contabilizan 485, de los cuales 183 son de la de CFE, 247 de privados, y 74 que migraron al nuevo sistema.

Todo el sistema de CFE ya está en el nuevo régimen. Las 74 migraciones son empresas privadas: 59 son permisos de energía limpias y 15 de generación convencional -combustibles fósiles-.

En esta primero etapa, los participantes han visto ventajas y tienen confianza en el nuevo mercado. Hoy, para un generador, es muy simple la lógica de las ventajas de la reforma; en el viejo régimen de autoabasto se tenía que conseguir a los clientes y ser eficiente. Ahora basta que seas eficiente, el mercado toma la energía y la paga a precio marginal.

La Ley es generosa, da mucha certidumbre, dice Serrano Landeros. Si alguien migra al nuevo régimen y no le gusta, puede regresar en un plazo de cinco años al régimen anterior sin perder ningún derecho. Hay garantías de satisfacción, eso es bueno para los generadores. Hoy tenemos alrededor de 4 GW de capacidad que han migrado.

El total de los permisos de generación, que no todos están en operación porque unos se encuentran en etapa de desarrollo o construcción, suman 122 GW -1.7 veces la capacidad operando el día de hoy-, número que casi duplica la capacidad actual y la mayoría de los permisos tienen qué ver con energías limpias.

LOS USUARIOS CALIFICADOS Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Existen seis suministradores calificados operando en la actualidad, los cuales ofrecen sus servicios, buscan generadores, compran energía o hacen una transacción multilateral y dan servicio a las empresas, explica Serrano Landeros. En trámite hay 23 que ya firmaron contrato con el Cenace, y están cerrando operaciones con otros usuarios. En el mercado existe un suministrador básico, mientras que en los comercializadores no suministrados ya operan tres, y 15 ya tienen permiso de la CRE.

La ventaja del suministrador calificado es que son operaciones uno a uno. Hay economías de escala que son más especializadas, hacen trajes a la medida para los usuarios. En total, se tienen 34 permisos para suministrador calificado. No es lo que desearíamos, pero en los primeros meses de 2018 esperemos que se acelere su desempeño.

TEXTO: PEDRO MENTADO CONTRERAS

Hay dos razones para pensar en eso: una, es el “efecto demostración”, cuando comienzan los primeros y los demás se dan cuentan que sí funciona, empiezan a entender la regulación y todas las posibilidades; y dos, como todo nuevo esquema, surgieron dudas y se han aclarado muchas, pues no salen hasta que un usuario inicia su negocio. Son las cosas que estuvieron surgiendo en el último año y medio. Y un caso importante, el abasto aislado o la generación local, la figura estaba en la Ley, pero surgió la pregunta: ¿La Ley habla de necesidades propias? ¿Qué son las necesidades propias? ¿Yo tengo que ser el dueño de la planta?

Y es que el abasto aislado es el análogo de la generación distribuida, dice el Comisionado de la CRE. En el caso de los hogares, los techos solares son generación distribuida y tienen ventajas para el sistema y para el usuario: para el usuario porque baja su factura, y para el sistema porque se reducen las necesidades de inversión y hay más confiabilidad en el sistema.

A nivel comercial o industrial en el abasto aislado, se pueden poner paneles a gran escala para alimentar una fábrica. Ahorra el empresario y además las necesidades de líneas de transmisión se reducen. Asimismo, se reduce la congestión, y si se llegan a tener excedentes se conecta al sistema y disminuyen las necesidades de energía.

En la generación distribuida a escala comercial había muchas dudas, pero ya se empieza a detonar y va tomar fuerza ese producto en el 2018. En la medida que sea bueno para los usuarios, es bueno para todo, tanto en la calidad de la energía como en los precios de la misma. Hay industrias que necesitan demasiada energía para sus procesos.

TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN SIGUEN BAJO CONTROL DEL ESTADO

La reforma energética definió a la transmisión y la distribución como servicios públicos, y ya están integradas. Los planes de expansión los propone el Cenace y los emite la Secretaría de Energía (Sener), y hay proyectos en marcha, asegura Jesús Serrano.

En el caso de transmisión es más evidente. La Constitución prevé la posibilidad de contratos, y en este caso hay dos procesos en curso: el primero de ellos es una línea de corriente directa de Oaxaca-Centro del país, la cual busca traer la energía de fuentes renovables, y fue la Sener la que instruyó a la CFE para realizar el proceso de licitación y designar al contratista que hará esa línea.

Pero la Ley de la Industria Eléctrica, en los Artículos 30 y 31, prevé que la Sener realice contratos para transmisión, construcción, operación, y en la primera semana de diciembre se presentaron las prebases de la primera licitación para conectar el Sistema Aislado de Baja California con el Sistema Interconectado Nacional. El proceso está en curso; en enero las aclaraciones, y para finales del próximo año se asignará el proyecto. Es un modelo en el que el privado construye y opera las líneas, y el control y la instrucción vendrán del Cenace.

El nuevo rol de los jugadores clave CENACE, LÍDER DEL MERCADO

La reforma energética trajo un Cenace como un órgano descentralizado de la administración pública, el cual tiene autonomía técnica y de gestión. Tiene una autonomía del operador independiente, que ahora está fuera de la CFE, un ente que creaba un conflicto de interés, explica Fernando Zendejas Reyes, Subsecretario de Electricidad de la Sener.

En el esquema anterior, el Cenace era el despachador al interior, pero claramente no era posible tener un mercado con un operador subordinado a uno de los participantes en el mercado, que era la CFE. Con la reforma se crea este organismo descentralizado e independiente. Cuenta con un Consejo de Administración, que le responde tanto al Ejecutivo como a dos Consejeros Independientes que tiene al interior y que vigilan que las cosas se hagan bien.

Hoy tenemos no sólo el mercado mayorista, sino el mercado a corto plazo, que se compone de las operaciones del día y de las de tiempo real, desde enero de este año, y es el Cenace el que calcula las tarifas y los costos de la generación spot.

En el mercado eléctrico participan 19 generadores, 10 que ya están solicitando al mercado eléctrico, cinco suministradores calificados, 18 en proceso de registro para participar, y tres comercializadores no suministradores, más seis en etapa de registro.

El proceso de implementación de la reforma fue muy rápido. Implicó estar aprendiendo y, en ocasiones, enmendando lo que no había salido bien, o mejorando sobre la marcha lo que puede estar mejor. Escuchando a los industriales, a los participantes, y obteniendo asesoría internacional.

Hoy, el Cenace ha firmado convenios de colaboración con la ANER en cuestión de ciberseguridad, tema que en México ha sido poco explorado. A lo mejor no estamos tan familiarizados con ese tipo de amenazas porque somos un país pacífico, pero al final está latente la posibilidad de un ataque de esa naturaleza.

CFE OPERA BAJO REGLAS DE COMPETENCIA

El sector eléctrico tiene una arquitectura y una infraestructura para que el gran actor dominante y monopólico en el esquema anterior, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ahora sea un actor más que compita, y que sus propias subsidiarias estén participando en el mercado eléctrico como cualquier otro, explica Zendejas Reyes.

Ya tenemos la separación de la CFE. Antes era una CFE verticalmente integrada como un solo ente, en ese entonces entidad paraestatal. Ahora tiene un corporativo bien definido con un Consejo de Administración conforme a su Ley.

Además, tiene seis subsidiarias de generación: una de transmisión, una de distribución, una de

suministro básico, una filial de suministro calificado, y una filial que se encarga de la compra-venta de combustibles a nivel nacional y otra a nivel internacional, que se encarga de traerlo.

¿Están medidos los riesgos para la CFE? Sí, dice el funcionario de la Sener. CFE es una empresa que, al igual la otra EP en el sector petrolero, están aprendiendo a competir en igualdad de circunstancias. Estamos esperando la transformación y la nueva cultura de trabajo de la CFE.

La empresa tiene un importante programa de modernización de sus plantas. Está detonando la construcción de gasoductos para poder convertir las viejas plantas de combustóleo a gas natural. Asimismo, intenta apalancar el crecimiento en ciertas zonas, en las que van a poder desarrollar otro tipo de industrias, no solamente generación económica.

La CFE está consciente de que algunas plantas se encuentran más atrasadas en tecnología y que se irán desfasando a lo largo del tiempo. Algunas podrán ser reconvertidas y modernizadas, y no necesariamente lo tiene que hacer la CFE. La reforma ofrece un esquema en el cual la generación se puede asociar, puede ir a buscar socios al sector privado.

El proceso de saneamiento financiero va bien. Se reconoció el ahorro en pasivo laboral que logró de la renegociación con los trabajadores; en ese caso, empresa y sindicato se pusieron de acuerdo para llevar el esquema a las mejores prácticas internacionales. Es importante reconocer estos esquemas y las herramientas que la reforma le da tanto a la CFE como a Petróleos Mexicanos (Pemex).

Tarifas, la variable clave que detonará el mercado LOS COSTOS REALES ESCALONADOS HASTA ABRIL

Un tema importante del modelo de monopolio es que, generalmente, los precios de bienes y servicios que se prestan no se calculan con base en costos eficientes o reales. En el pasado reciente vimos que tanto en el sector eléctrico como en el de combustibles se tomaban en cuenta más bien factores políticos que de negocio, dice Fernando Zendejas Reyes. En cualquier negocio, si no se recuperan costos, simplemente se va a la quiebra. Esto es lo que ha pasado en el sector energético con el modelo de monopolio, ya que se tomaba del erario público lo que hacía falta para completar los ingresos de lo que no se estaba recuperando en tema de tarifas. Por ello, de hoy en adelante es muy importante la metodología.

Así, el 23 de noviembre, la CRE aprueba la nueva metodología para el cálculo de tarifas de suministro básico, aunque existe la posibilidad de que el Ejecutivo, a través de Hacienda, bajo el Artículo 139 de la Ley de la Industria Eléctrica, fije tarifas distintas de suministro básico a las que haya fijado la CRE.

Pero, ¿qué es importante en esta nueva metodología?, ¿qué costos tiene que tomar en cuenta la CFE? Los que implica generar la electricidad, transmitirla, distribuirla, y el costo de otros servicios dentro del mercado eléctrico. El costo de la propia CFE de Suministro Calificado y lo que le cuesta operar, lo cual se le cobra a través de un pago al Cenace.

Todo eso tuvo que incluirse en la fórmula, pero no se hará de un jalón. Lo que hizo la CRE es un esquema transitorio progresivo: para el mes de diciembre, con base en las tarifas anteriores de Hacienda, se aplicará una fórmula del 80-20 (80, tarifa de Hacienda y 20, de la nueva fórmula).

A partir de enero va ser 60-40; febrero, 40-60; marzo 80-20, pero en abril entra el esquema nuevo que reconoce la Comisión Reguladora de Energía. Es

PERMISOS DE GENERACIÓN

Modalidad

LSPEE (Legados) 365 466 831 14,002 31,720 45,722

LIE CFE 71 92 163 14,783 29,427 44,209

LIE Privados 169 78 247 15,784 12,256 28,040

LIE Migración 59 15 74 2,120 1,843 3,963

TOTAL 664 652 1,316 46,688 75,786 122,474

1/ USUARIOS CALIFICADOS QUE HAN FIRMADO CONTRATO CON SUMINISTRADOR.

2/ SIENDO SUMINISTRADOS POR UN SUMINISTRADOR CALIFICADO.

*INFORMACIÓN AL 11 DE DICIEMBRE DE 2017. CRE.

FUENTE: COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA.

muy importante que la CFE sepa que debe ser eficiente y que no todos los costos se los tiene que reconocer el regulador.

Para este nuevo modelo de tarifas, explica el Subsecretario de Electricidad, Hacienda fija las tarifas de suministro básico para usuarios residenciales y domésticos de bajo consumo (1), y para las agrícolas y las acuícolas (1f). En materia de las DAC, la tarifa doméstica de alto consumo está estableciendo una fórmula mensual que reconoce la inflación y los costos de los combustibles de la generación.

En el nuevo esquema de tarifas, la nueva fórmula permite a la CFE recuperar los costos. Para los usuarios que no caen en las categorías que fija Hacienda, se abre la posibilidad de que si tienen la capacidad de ser usuarios calificados, es probable que para ellos sea más confiable y más lógico registrarse como usuario calificado e ir con algún suministrador calificado que esté funcionando, y salirse del suministro básico.

ENERGÍA BARATA HASTA 2020

Para Jesús Serrano Landeros las tarifas suenan como un tema muy complicado, pero en realidad es algo muy simple, no hay mucho qué buscarle. ¿Qué es una tarifa? Es la suma de costos: costo de capital o, como la definimos en la CRE, una oportunidad para obtener una utilidad razonable con costos eficientes.

Entonces, ¿cómo están construidas las tarifas finales de suministro básico? El costo de la generación, que es la producción de la energía, más su costo de transporte, que implica la transmisión y la distribución, más su venta al detalle, que es el comercializador o el suministrador básico. La Ley es muy clara, no da opción a que pensemos o inventemos cosas raras.

¿Por qué el retraso y dónde estaba la queja? Los contratos legados eran un elemento que faltaba. Conceptualmente estaba desde la Ley. Metodológicamente se tenía claro -estuvieron listos en agosto- que buscaban que la energía más barata de la CFE se transfiriera en suministro básico. La Sener emitió los términos para los contratos legados y un par de meses después se firmaron. Era lo que se necesitaba para emitir las tarifas, era el insumo que nos faltaba, que es el principal componente del costo de generación. El 60% de la tarifa es el costo de generación, y del costo de generación el 80% son los contratos legados.

En octubre se firmaron los contratos, en noviembre se publicaron las tarifas, y ya están operando. Faltaba un insumo y no era trivial llegar a esos contratos,

porque era algo que no existía. En la lista hay 163 plantas de CFE. Se revisaron una por una para ver su estructura de costo, porque depende de la carga y el precio internacional para 163 plantas.

El tema es que, haber emitido una tarifa sin el respaldo del costo de la generación de la CFE, era una irresponsabilidad. Se hubiera engañado a la gente, pues hubieran sido tarifas que causan desconfianza de quien la emite y muchos inversionistas se habrían espantado.

¿Cuándo se espera que las tarifas de las subastas se empiecen a reflejar en los usuarios? Se van a reflejar poco a poco, porque primero las subastas se hacen a tres años. Para la primera subasta que se hizo en 2015, las centrales van empezar a operar en el 2018. Esa energía barata estará en este año y podrá reflejarse, pero luego hay que tomar en cuenta su participación en el tamaño. Así que, poco a poco va empezar a escalar el impacto en los precios.

Por ejemplo, la primera subasta, cuyas centrales van empezar a operar en el 2018, representa el 6% de la capacidad del sistema. Supongamos que hay una reducción de 30% del total, es un 6% del costo de generación. Eso se traduce en un 2% y que la tarifa final que incluye los otros cargos también se estaría hablando de un efecto moderado.

Ahora que salió lo de las tarifas de las subastas del costo de generación, para el 2020 la energía de las subastas o la capacidad de las subastas va a representar el 20%; ahí ya se van a ver efectos más palpables. A la par, como no es el único componente, en nuestras tarifas de transmisión y distribución hemos puesto ganancia de eficiencia de CFE Transmisión y de CFE Distribución para que esas eficiencias se trasladen a las tarifas, pero va ser un proceso gradual en la medida que es gradual la sustitución del parque. “El efecto de la reforma es de mediano plazo y gradual”.

SUBSIDIOS: ¿UNA AYUDA SOCIAL O UN LASTRE PARA EL MERCADO?

¿Qué tanto ensucian al mercado los subsidios? Los subsidios no ensucian el mercado, es reconocer una realidad social, dice Fernando Zendejas. No se puede llegar de un momento a otro con un esquema 100% de mercado y no pensar en las repercusiones que esto va a tener en las familias y en los usuarios, día a día.

Si bien es cierto que el 90% de los consumidores son de bajo consumo, no son una proporción tan

relevante en esta materia. Eso se lo llevan las grandes industrias, podemos tener un esquema residencial en el que haya tarifas con responsabilidad social, reconocidas para que no se cargue el costo sólo a la CFE.

En otro segmento, hay un mercado eléctrico de usuarios calificados que estén aprovechando las mejores tarifas y generando un mejor mercado que implique que se pueda apalancar inversión. Hoy tenemos un mercado que recibe ofertas en 2,400 nodos las 24 horas día. El Cenace lo opera, hay suministradores participando, hay generadores. Si se suman los 10 que están en proceso de registro, van a ser 29 en total haciendo ofertas en el mercado.

¿La Secretaría de Hacienda interviene en el mercado eléctrico? No. La Secretaría de Hacienda no tiene facultad para intervenir en el mercado eléctrico, dice Jesús Serrano Landeros. La Ley de la Industria Eléctrica le permite fijar algunas tarifas para determinados grupos, distintas a las que fija la CRE.

La facultad que tiene Hacienda no es capricho, es un mandato por Ley y la ejerció en noviembre con la publicación en el Diario Oficial, donde define las tarifas domésticas que eran las que tradicionalmente venían subsidiadas y las agrícolas, que también por Ley están subsidiadas. Entonces, la Secretaria de Hacienda, con base en los recursos que se asignaron en el Presupuesto de Egresos de la Federación para subsidios eléctricos, definió esas tarifas, que son por mandato de Ley.

Ahora, ¿vamos a cuestionar los subsidios? Puede ser, pero ya es una cuestión de si el subsidio será en el precio o en el ingreso. Una crítica frecuente a los subsidios en precio es que termina beneficiando a quien consume más y tiene los mayores ingresos. Por eso se eliminaron de las gasolinas, porque finalmente los que tenían Suburban de ocho cilindros eran los que se beneficiaban con los subsidios.

Pero bueno, también es una preferencia. Desde el punto de vista económico un subsidio de precios es ineficiente y los subsidios en general tendrían que ser en ingresos, focalizados y temporales; de hecho, la Constitución así lo prevé, pero también desde el punto de vista práctico, tampoco es fácil identificar individuo por individuo y dar la cantidad de subsidio que requiere cada uno. En términos de una buena decisión, es un mecanismo sencillo para poner en práctica una política social.

La política social se puede aplicar de diferente manera. El Congreso decidió que se aplicará así, puede haber otras formas. No me parece completamente justificado, porque a lo mejor, desde el punto de vista teórico, está la crítica de falta de focalización. Desde el punto de vista práctico es muy fácil administrar. El Congreso decidió que se aplicará de esa manera y es una política pública a la cual le asignó recursos. Me costaría trabajo pronunciarme si está bien o mal.

En la medida en que esos subsidios apliquen a todos los suministradores, no hay inequidad. A lo mejor como mecanismo de política pública es ineficiente, pero si son las mismas condiciones para todos los participantes, no hay necesariamente una inequidad.

La consolidacón del mercado eléctrico

CRE

Y CENACE TOMAN EL CONTROL

El sector eléctrico tiene en marcha tres Subastas de Largo Plazo y una caminando, dice Fernando Zendejas. Las bases de la próxima ya cae en terreno de la CRE; el Cenace ha hecho un espléndido trabajo en organizar y administrar el proceso. Tenemos en marcha una Subasta de Mediano Plazo, a finales de diciembre se recibieron las ofertas de compra, las de venta en enero

PERMISOS AUTORIZADOS POR LA CRE

Tipo de Permiso

Con Permiso / Registro ante la CRE

Con contrato de participante ante el Cenace En operación*

Suministro Básico 1 1 1

Suministro Calificado 34 23 6

Suministro de Último Recurso 1 0 1 Usuarios Calificados Participante de Mercado 100 Usuarios Calificados / 36 Usuarios Calificados1/ 12 Usuarios Calificados2/ 2,312 Centros de Carga 1,060 Centros de Carga 74 Centros de Carga Registro de Comercializadores no Suministradores 15 9 3

1/ USUARIOS CALIFICADOS QUE HAN FIRMADO CONTRATO CON SUMINISTRADOR.

2/ SIENDO SUMINISTRADOS POR UN SUMINISTRADOR CALIFICADO.

*INFORMACIÓN AL 11 DE DICIEMBRE DE 2017. CRE.

FUENTE: COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA.

de 2018. En febrero se corre el modelo de la subasta, y a partir del 1 de mayo se van a prestar los servicios de ésta.

Se espera que en el transcurso de 2018 se eche a andar la siguiente subasta de Mediano Plazo, y que el Cenace pueda anunciarla en el último trimestre del año. Además, viene la Primera Subasta de Derechos Financieros de Transmisión para que haya una cobertura ante posibles congestiones en el sistema para los usuarios que así lo consideren.

Toda esta ingeniería en marcha y los resultados saltan a la vista. Es un ejemplo en los mercados internacionales. Steven Chu, quien fue el primer Secretario de Energía con Obama, en Estados Unidos, dijo: ¿quieren ver precios realistas y competitivos con energía limpia? Volteen a ver las subastas de México.

México es la muestra. Muchos países latinoamericanos hacen subastas similares, y nosotros estamos en la ruta para cumplir con la meta de generación limpia para 2024, del 35%, la cual establecen la Ley de Transición Energética y la Ley General de Cambio Climático.

Vienen más cosas sobre la marcha. Ya terminamos de reeditar Leyes, Reglamentos, ya sacamos las primeras Bases del Mercado en 2015. Los manuales han ido saliendo en 2015, 2016 y 2017. El pasado 20 de diciembre se hizo entrega formal a la Comisión Reguladora de Energía de las Reglas Completas que se integran de bases y manuales.

Apenas en diciembre se cumplió con las primeras reglas del mercado. Ahora se entra al esquema permanente en el que el regulador es el que lleva esta labor, una vigilancia del mercado. Es cierto que son procesos que llevan tiempo y que es imposible realizarlas a corto plazo, de un día para otro; sin embargo, la generación cuesta menos. Ya se abrieron plantas nuevas, se jubiló a las viejas y obsoletas. Es un proceso que avanza a marchas forzadas.

REGLAS CLARAS Y MEJORA CONTINUA DE LA CRE

En los primeros meses va empezar a operar el sistema de Certificados de Energías Limpias (Cels). Van a entrar en operación las centrales limpias de la Primera Subasta del nuevo régimen, dice el Comisionado de la CRE. Empezarán a entregar energía, que con los precios bajos que resultaron de la subasta,

esperaría que el mercado se dinamizará aún más, que tuviéramos más suministradores calificados, más usuarios calificados, más participaciones en esquemas de abasto aislado de generación local, y sin duda de generación distribuida.

Nosotros vamos seguir trabajando para facilitar que haya reglas claras y asegurar la confiabilidad y el buen desarrollo del sistema. Uno de nuestros objetivos es que funcione bien el sistema de certificados de energías limpias. Vamos a revisar el Código de Red, una filosofía que tenemos en la CRE de mejora continua. El Código de Red se emitió en el 2016, ha estado operando más de un año, fue la primera vez, así que llegó el momento de revisarlo.

¿Qué se puede mejorar en el Código de Red? Hay algunas especificaciones que podrían ser revisadas para facilitar y reducir los costos a la entrada de nuevos generadores; por ejemplo, algunas especificaciones como las rampas de frecuencia, que podrían ajustarse y trabajar en los servicios auxiliares, y de almacenamiento para facilitar la penetración de estas energías.

En este año probaremos la regulación de las subastas de confiabilidad, para que tengamos la capacidad suficiente en el sistema y no vayamos a tener apagones. Si un sistema no es confiable, hay que ver qué está pasando. Hacia adelante, vamos a asumir la realización de la organización de las Subastas. La Subasta la ejecuta el Cenace, nosotros vamos a hacer las labores que solía hacer la Sener.

Las Reglas del Mercado ya están. Ahora es nuestra responsabilidad la administración y revisión, todo con el propósito de mejora continua y no echar a perder lo que está funcionando.

¿Qué van hacer con las Subastas de Largo Plazo? Para las próximas subastas ya nos toca a nosotros hacer las funciones de la Sener. La percepción aquí, en la Comisión, es que a lo mejor hay una posibilidad de mejora incremental, pero la idea es no hacer ningún cambio fundamental de algo que ha dado buenos resultados.

Otra cosa en la que vamos a trabajar es en terminar la regulación y las estandarizaciones para la medición, que es uno de los elementos que no es tan visible como las tarifas, pero si no están las reglas de medición adecuadas, vamos a tener un sistema que no opera adecuadamente. Ése es otro de los temas que va concentrar la atención del CRE el próximo año.

Y el tercer tema que vamos a trabajar para 2018 es definir una metodología permanente para transmisión y distribución. Cuando emitimos las primeras tarifas se estaba decidiendo la separación de la CFE. Nosotros usamos una metodología aproximada para definir estas tarifas, establecimos un plazo de tres años. El próximo año, ya con un inventario de todos los activos, delimitadas bien las zonas, nosotros vamos a utilizar una de las metodologías más estándar para las tarifas y dar mayor certidumbre, uno de los grandes temas para ir aterrizando el mercado. Existen algunas zonas donde el mallado no es suficiente, hay zonas con potencial, pero existe la infraestructura. Afinamiento, mejora, perfeccionamiento, esta metodología va a ser importante para dar certidumbre, un regulación más permanente.

LOS CALIFICADOS, EL GRAN RETO DEL 2018 Estamos en una etapa de consolidación. Hemos superado la etapa inicial de la aclaración, explica José Serrano Landeros. El mercado opera de manera ordinaria y rutinaria. Estamos en el proceso de nuevos participantes y la sofisticación de la operación, en una etapa de consolidación. Poco a poco se irán sumando productos, alternativas, etc.

En cuanto a la demanda, hay un potencial identificado. Creo que es ahí donde tenemos uno de los retos más importantes, que es en los usuarios calificados. Hacer que se animen, nosotros debemos establecer una regulación clara y cierta, y los comercializados o suministradores ofrecer buenos paquetes, convencer al cliente.

¿El de los calificados es un mercado grande? El mercado es todo, depende de las capacidades individuales, ¿qué quiero decir con esto? El qué es bueno para los paneles solares, va tener el negocio de los domicilios; el que es bueno para generar con turbina de gas, estará ahí. El mercado de los usuarios calificados tiene la ventaja de que son más sofisticados. En la medida que tienen mayores demandas e impacta en sus costos, podrían ser más exigentes, pero por otro lado, podría ser más fácil vender.

A esos usuarios se les puede ofrecer un trato sencillo, no se les tiene que explicar qué es la demanda o qué es el factor de potencia. Son usuarios mayoristas, entienden mejor el negocio y no se necesita gran ciencia para empezar a atenderlos. Por eso creo que el mercado de los usuarios calificados es el más atractivo, pero el mercado de la generación distribuida es un negocio apetitivo.

Nosotros, como reguladores, esperamos que los suministradores calificados ofrezcan paquetes de electricidad, que tengan la oferta del servicio eléctrico, eficiencia energética, servicios financieros, y otros servicios complementarios.

¿Qué dificulta el mercado de los usuarios calificados? Una de las cosas que aparentemente causaba duda, era cómo se iban a definir las tarifas de suministro básico. Para los usuarios calificados y los clientes que ya existían desde 2014, la Ley da la opción de permanecer como usuarios de suministro básico. Como es una reforma para mejorar, la lógica es que se busca una alternativa más adecuada, si se tiene. En esa lógica, pueden permanecer como clientes de suministro básico.

Los suministradores decían que si las tarifas de suministro básico iban a estar subsidiadas, no podrían competir y no se recuperarían los costos y las inversiones. No es claro qué se deba hacer. Eso podría ser una limitante para

HITOS DE LA REFORMA ENERGÉTICA EN ELECTRICIDAD

Creación del Operador Independiente del Sistema (28 de agosto de 2014)

Mercado del día en adelanto (28 de enero de 2016)

Primera Subasta a Largo Plazo (Resultados de la 1ª Subasta, marzo 2016) Separación de la CFE (Concluirá en diciembre de 2017) Requisitos de Cels (Para 2018: publicados, 31 de marzo de 2015) (Para 2019: publicados, 31 de marzo de 2016)

PRODESEN (1er publicado, 20 de julio de 2015) (2o publicado, 30 de mayo de 2016)

Segunda Subasta a Largo Plazo (Resultados de la 2ª subasta, septiembre 201

aquellos esquemas o modelos de negocio que, como los que operaban las sociedades de autoabasto, se planteaban un objetivo: la tarifa de CFE, menos el 10%, ése es el costo de energía. En esos modelos de negocio si no existe la referencia, es difícil, pero no es el único modelo de negocio.

En cuanto a los usuarios existen el desconocimiento y la duda. Las preguntas constantes son: ¿qué pasaría si me salgo? ¿Si no encuentro suministrador o si me queda mal? Las tarifas de último recurso pueden ser muy altas. Hay un elemento de aversión al riesgo, tanto de los suministradores como de los usuarios.

¿Qué tal si me queda mal? Ya dejé la CFE, y ahora, ¿qué hago? ¿Terminaré pagando mucho por la electricidad? Creo que es parte de la confianza y el desarrollo del modelo de mercado. Los primeros serán los que sufran las consecuencias, buenas o malas. Habrá algunos que se harán ricos y otros van a perder. Así funcionan todos los negocios nuevos y no es privativo del sector eléctrico.

Los usuarios calificados, ¿qué necesitan? Sólo dos cosas: información y buenas ofertas. Una cosa es saber lo que hay, pero también algunos empezarán a explorar ser participantes de mercado. Por ejemplo, en el caso del gas natural ya hay una empresa que entró a la subasta de capacidad de internación, es una vidriera, ya está trayendo su gas. Hay empresas que están siguiendo su ejemplo, dentro de poco vamos a tener una empresa -usuario calificado- que irá a comprar directamente su energía al mercado mayorista.

Vamos a empezar a ver. Hay otras empresas que dicen: mi negocio es hacer zapatos, no comprar electricidad. Es un mercado en el que hay que estar poniendo ofertas todos los días, comprando. Ése no es mi negocio, y buscar los servicios de un suministrador calificado. Lo que necesitan son ofertas atractivas.

Todos tenemos aversión al riesgo, pero es variable, unos más que otros. Si me lo ofrecen para reducir 1% de los costos, lo voy a pensar mucho; si me lo ofrecen por una reducción de 10% del costo, a lo mejor firmo. Se tienen que dar eso elementos.

¿Hay ese margen de descuentos? Hay un ejemplo. La transmisión y distribución representan alrededor del 30-35% de los costos, el abasto aislado se los ahorra; es decir, la mayor parte, sin entrar a grandes discusiones o análisis. Existe un potencial importante. No soy empresario, pero los empresarios conocen modelos de negocio bastante sofisticados que, como reguladores, se trata de no estorbar. Que haya reglas justas, pero que no sea un obstáculo para el desarrollo.

LA ENERGÍA EÓLICA ES RENTABLE SIN SUBSIDIOS:

ANGÉLICA RUIZ, DIRECTORA GENERAL DE VESTAS

Vestas es, sin lugar a dudas, la segunda compañía danesa más conocida en el mundo sólo superada por Lego -ambas insignias de la innovación, calidad y enfoque al detalle- del más pequeño de los países nórdicos si descontamos Groenlandia. Con más de 110 años de historia que iniciaron en una fundición, pasando a fabricar equipo para la industria lechera y grúas, encuentran su inspiración cuando, a partir de 1978, comienzan a trazar los primeros prototipos y desarrollan la primera turbina de tres aspas que actualmente se utiliza casi universalmente.

El crecimiento y presencia de Vestas resulta impresionante y dos cifras lo avalan: una de cada seis turbinas en todo el mundo es producida por este icono danés y su capacidad instalada suma 85 GW, lo que equivale a dos veces la demanda punta de México.

Sobre su presencia en México y el amplio panorama del sector platicamos con Angélica Ruiz Celis, la Directora General de Vestas en México y el norte de Latinoamérica, quien nos compartió su visión.

L a energía eó L ica fue L a primera renovab L e que despegó en méxico, ¿qué futuro Le ve en nuestro país? Empecemos por destacar el ambiente tan positivo que crean las metas trazadas por el gobierno de cara a 2024 y, más allá, con respecto a las energías limpias. La Reforma Energética potencia una mayor inversión y por tanto, un incremento significativo de la demanda de aerogeneradores, lo cual son excelentes noticias. Quisiera mencionar que más importante resulta el que la energía eólica ya es financieramente rentable sin necesidad de

subsidios. El aumento en su competitividad hace que las inversiones de capital, y los gastos operativos de estos proyectos tengan rentabilidad. Esto no sucedía tan sólo un lustro atrás.

s u historia anterior en e L sector energético se encontraba reLacionada con eL petróLeo y eL gas, ¿ve aLguna diferencia en La gestión de Las diversas formas de energía?

Opino que debe verse como un ciclo de generación al consumo y, muy importante, dar “valor”, pero no sólo como un adjetivo económico. Resulta imperativo actuar con responsabilidad, contemplando el desarrollo del personal y la seguridad de los mismos.

La tercera subasta está a La vueLta de La esquina, ¿considera que Los precios continuarán bajando o se mantendrán en eL rango de La segunda subasta? Inicio mencionando que los procesos han sido transparentes, lo cual garantiza la competitividad y, también relevante, es el hecho de que se mantenga la buena opinión pública sobre la Reforma Energética. Pienso que habrá poca variación con respecto a la segunda subasta.

Los precios de La energía eóLica han ido constantemente a La baja y continúan esta tendencia. Los de La fotovo Ltaica tuvieron un comportamiento muy aceLerado de disminución aunque ahora Los paneLes fotovoLtaicos están incrementando eL precio, ¿opina que La energía eóLica muestra un mejor comportamiento? Ambas tecnologías forman parte de la matriz energética renovable y pueden ser complementarias. Cada una tiene sus pros y contras, pero en realidad el éxito de ambas tecnologías radica ahora en la ejecución.

TEXTO: SANTIAGO BARCÓN

e stán por pub L icarse L os requerimientos de contenido nacionaL para eL sector eLéctrico, ¿hay pLanes para aumentar La integración de productos manufacturados en méxico?

Nuestro acuerdo con TPI para la nueva fábrica de palas es una muestra de lo que Vestas está realizando. La manufactura en México ha dado amplias pruebas de su competitividad y siempre se le considera en los proyectos de inversión.

Los proyectos de todo tipo se retardan, o incLusive se canceLan, por probLemas de índoLe sociaL. ¿existen aLternativas?

Si existen alternativas. Actualmente hay buenas prácticas de índole internacional que pueden ser implementadas, y procesos de evaluación de riesgos que permiten una gestión social anticipada que coadyuve a la continuidad de ejecución de los proyectos.

Es fundamental transparentar los tiempos y la coordinación entre el sector público y privado, así como las comunidades involucradas para poder garantizar la rentabilidad de las inversiones.

Las mujeres, antes prácticamente inexistentes en eL sector energético, toman ya Las riendas en empresas sumamente re L evantes . e n e nergía h oy estamos apoyando con ahínco Los proyectos de género, entre eLLos merm (mujeres en energías renovabLes), ¿en qué proyectos están ustedes?

También está el grupo de Mujeres en Energía donde se encuentran Cintia Angulo o Verónica Irastorza que han impulsado el desarrollo de la mujer. Dado que Vestas es una empresa danesa, la igualdad y el que las personas puedan tener una vida balanceada cobra muchísima importancia y día a día se trabaja

ANGÉLICA RUIZ, DIRECTORA GENERAL DE VESTAS MÉXICO

para que esto forme parte de nuestra cultura de trabajo. Resulta importante tener el mismo nivel de estudios y, muy importante, demostrar liderazgo.

La caLidad de Los ingenieros mexicanos ha disminuido, ¿ qué pL anes tiene v estas para e L desarro LLo de L taLento?

Estamos apoyando a diferentes universidades y centros tecnológicos en Tamaulipas para integrar temas de energía eólica en los planes educativos y así aportar al desarrollo del talento local. Los parques eólicos requieren mantenimiento y las personas que provienen de estas disciplinas pueden ser de gran ayuda.

“El aumento en su competitividad de la energía eólica hace que las inversiones de capital, y los gastos operativos de estos proyectos tengan rentabilidad”

LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA CAMBIARÁ EL NEGOCIO ENERGÉTICO EN MÉXICO:

GEORGE OPOCENSKY, DIRECTOR GENERAL DE ATCO

La Reforma Energética ha atraído grandes corporaciones que ven la oportunidad de aumentar su presencia en México y, por supuesto, aprender del mercado mexicano.

ATCO, la corporación canadiense basada en Alberta, Canadá, la cual tiene presencia en nuestro país desde el 2014, viene con ambición y con una visión de largo plazo. Actualmente cuenta con 7,000 empleados y activos por 21 mil millones de dólares canadienses. Dentro de su portafolio ofrece soluciones en electricidad, ductos y líquidos, así como en estructuras y logística.

Energía Hoy tuvo la oportunidad de entrevistar a su Director General, George Opocensky quien cuenta con una larga trayectoria en la compañía alrededor del mundo. En sus oficinas se siente de inmediato el ambiente cordial que caracteriza a los canadienses.

Iniciamos la entrevista preguntando a George: ¿qué oportunidades hay para atco en méxico con La reforma energética (re)?

La RE abre muchas oportunidades para ATCO y otras empresas, sin embargo hay que considerar que estos procesos normalmente toman un tiempo. Nosotros estamos analizando cuáles son las mejores oportunidades para convertirnos en un participante importante en el mercado mexicano, tomando en cuenta los tiempos e inversiones necesarias.

¿cuáLes son Las capacidades de atco en méxico? El espectro de acción es muy amplio, abarcando generación, transmisión y distribución de electricidad. Por otro lado, contamos con soluciones para transporte y distribución de gas natural, así como almacenamiento de combustibles, tratamiento de agua industrial y por último, estructuras y logística, el negocio con el que se fundó la empresa hace muchos años.

¿cuáL es eL modeLo de negocio de atco?

Tenemos una visión centrada en nuestros clientes, por lo que ATCO busca diseñar soluciones a la medida. Ese ha sido nuestro

TEXTO: SANTIAGO BARCÓN

éxito en los diferentes mercados en donde estamos presentes, a través de un modelo que consta en construir, operar y ser dueños de nuestros activos, logrando construir relaciones a largo plazo.

Por otro lado, estamos atentos del surgimiento de nuevas tecnologías, ya que la inclusión de las mismas es parte de nuestra apuesta a futuro. Por poner un ejemplo, la generación distribuida puede cambiar por completo el panorama de los negocios energéticos. Estamos viviendo una etapa disruptiva, por lo que la innovación es un ingrediente fundamental en la receta del éxito.

¿qué pLanes de desarroLLo tienen para Los años siguientes?

Para ATCO, México es una apuesta de largo plazo. Estamos considerando adquirir activos para aumentar nuestra presencia en el país (N.R. posterior a la entrevista se concretó la compra de una planta hidroeléctrica con una capacidad de 35Mw en el estado de Veracruz). También estamos buscando oportunidades en otros países de Latinoamérica, un ejemplo claro es Chile, el cual también es un mercado interesante y pensamos participar activamente.

¿tiene atco intención en participar en Las subastas de eLectricidad y gas en méxico?

Por supuesto. Nuestra apuesta es tan sólida que estamos en el proceso de obtener el permiso de Suministrador Calificado. Es decir, nos interesa estar en toda la cadena de valor.

Cabe mencionar que el desarrollo de infraestructura constituye una piedra angular para que México pueda contar con un futuro mejor. No hay que dejar de invertir en lo que constituye la base de una economía competitiva, México requiere

de inversiones para contar con un sector energético robusto y, nosotros queremos ser parte de ello.

uno de Los retos que están enfrentando todos Los desarroLLadores es La tenencia de La tierra, Los derechos de vía y todos Los permisos tanto federaLes como Los municipaLes. ¿cuáL es su visión?

Sin duda es una gran preocupación, lo vemos presente en todos los proyectos en los que participamos, pero en particular en el gasoducto Ramal Tula nos ha afectado en su construcción, ocasionando una aumento en costos, lo que afecta que a la Reforma Energética. La certidumbre es vital.

estamos en pLena renegociación deL tLc, donde c anadá forma parte , y e L sector energía formará parte importante de este nuevo acuerdo, ¿qué opinión tiene usted?

No veo en realidad grandes cambios, este tratado es muy importante para las economías que formamos parte de Norteamérica, nos une y nos fortalece. Estaremos al pendiente de la negociación, todo tratado o acuerdo comercial requiere una revisión después de un determinado tiempo.

INVERSIÓN EN ENERGÍA SOLAR ALCANZARÍA LOS

8 MIL MILLONES

DE DÓLARES:

ISRAEL HURTADO, SECRETARIO EJECUTIVO DE ASOLMEX

Las condiciones para el crecimiento de la energía solar están dadas, apoyos del gobierno e interés de empresas para invertir 8 mil millones de dólares en 2018 derivado de todos los proyectos que están por desarrollarse; así como también para enfrentar los retos de la consolidación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la generación distribuida y el almacenamiento de energía.

Así lo señaló Israel Hurtado Acosta, secretario ejecutivo de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex) en entrevista con ENERGÍA HOY, quien admitió que “estamos hablando de que antes no existía la industria de la energía solar, raras veces puedes atestiguar el crecimiento de una industria como es el caso de esta en el país”.

TEXTO: PEDRO MENTADO CONTRERAS

“La mayor preocupación y la primera respuesta es la incertidumbre política”, qué va a pasar después de julio, del primero de diciembre más bien, respecto a la posibilidad de un retroceso en la Reforma Energética”

HURTADO ACOSTA, SECRETARIO EJECUTIVO DE LA ASOCIACIÓN MEXICANA DE ENERGÍA SOLAR (ASOLMEX)

ISRAEL

México cuenta con alta calidad de irradiación, al menos 85 por ciento del territorio nacional es óptimo para desarrollar proyectos, de manera que la competitividad de la energía solar es resultado de la reducción constante en los costos de la tecnología, los cuales han caído más del 70 por ciento desde 2012 a la fecha.

Esto deriva en que los precios sean más competitivos que las energías convencionales, incluyendo las tecnologías de ciclo combinado a base de gas natural.

De ahí que las oportunidades de desarrollo no se pueden cuantificar con exactitud para 2018, pero “de acuerdo con los últimos datos de la CRE (Comisión Reguladora de Energía), hay dos grandes áreas: lo que se está construyendo derivado de las subastas, y los asociados de Asolmex y los que están por fuera“, “hay alrededor de 300 permisos otorgados para la generación de energía solar”.

En el caso de Asolmex con 100 asociados, precisó, hay 42 proyectos en marcha como parte de los contratos firmados de las subastas. “En números gruesos, de 200 megawatts actualmente de generación en gran escala vamos a pasar a cerca de seis mil para 2020 es un salto exponencial”, por lo que una vez entrando en operación México ocupará la séptima u octava posición del ranking mundial… cuando antes no estábamos ni siquiera en el top 50”.

En ese sentido, destacó que las subastas eléctricas son resultado de una instrumentación exitosa de la Reforma Energética, al fomentar la inversión en energías limpias aseguran que las metas planteadas en la Ley de Transición Energética se cumplan eficientemente. A la fecha, se han realizado tres subastas eléctricas, las cuales han

asignado 37 proyectos solares, que sumarán una capacidad de casi 5 mil megawatts y una inversión de 5 mil millones de dólares en proyectos que entrarán en operación los próximos 3 años.

Además, las inversiones para el desarrollo de los proyectos, resultado de las subastas, supondrán un incremento del Producto Interno Bruto (PIB) de más de 19 mil millones de pesos y la creación de más de 13 mil empleos.

También tendrán un impacto positivo al medio ambiente, porque con los 37 proyectos solares, resultados de las tres subastas, se dejarán de emitir 5,750 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2) anuales aproximadamente.

En cuanto a los retos del sector para 2018, dijo que uno de ellos es la consolidación del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) que entró en operación como parte de la Reforma Energética, “no existía un mercado eléctrico mayorista”, hay que generar más operaciones en general y propiciar una mayor participación en energía solar en las transacciones, así como en la Cámara de Compensación en la compra de esta energía.

Oportunidades: Generación distribuida y almacenamiento

Otro reto importante es llevar a la generación distribuida hacia el MEM, “ya vas a poder generar desde tu casa, desde tu comercio o industria y vas a poder inyectar esta energía a la red, o sea te van a poder comprar”, lo cual permitirá que este sector de la generación distribuida crezca, “se prevé que para 2020 de 200 megawatts nos vayamos a dos mil megawatts”.

Actualmente, más de 160 mil viviendas cuentan con energía solar, la cual se ha convertido

28 PROYECTOS DE ENERGÍA SOLAR EN MARCHA

SUBASTA EMPRESA ENERGÍA MWH CENTRAL EÓLICA CAPACIDAD ESTADO

1era Sunpower Systems México 269,155 Guajiro 2 100 Guanajuato

1era Enel Green Power 972,915 Parque Solar Villanueva 330 Coahuila

1era Enel Green Power 737,998 Parque Solar Villanueva 250 Baja California

1era Enel Green Power 539,034 Parque Solar Don José 207 Guanajuato

1era Enery México Development 140,970 Aguas Calientes Potencia 1 63 Aguascalientes

1era Vega Solar 1 493,303 Ticul 1 500 Yucatán

1era Jinkosolar Investment 277,490 Las Viborillas 100 Aguascalientes

1era Jinkosolar Investment 176,475 Concunul 70 Yucatán

1era Jinkosolar Investment 78,748 San Ignacio 18 Yucatán

1era Photoemeris Sustentable 54,975 Kambul 30 Yucatán

1era Consorcio Sol de Insurgentes 60,965 Sol de Insurgentes 23 Baja California Sur

2da AT Solar n.d. AT Solar III 30 Sonora

2da AT Solar AT Solar II 30 Sonora

2da AT Solar AT Solar I 30 Sonora

2da AT Solar AT Solar V 50 Sonora

2da AT Solar AT Solar IV 40 Sonora

2da Energía Sierra Juárez Holding 114,115 Rumorosa Solar 41 Baja California

2da Energía Sierra Juárez Holding n.d. Rumorosa Solar 42 Baja California

2da Quetzal Energía México 393,611 Santa María 148 Chihuahua

2da OPDE n.d. Adalucía II 82.5 Coahuila

2da OPDE 75,853 PS Aguascalientes I 29.67 Aguascalientes

2da Kamet Energía México n.d. Orejana 125 Sonora

2da Consorcio de Guanajuato 146,957 Parque Solar FV Mexsolar I 30 Guanajuato

2da Consorcio de Guanajuato 146,957 Parque Solar FV Mexsolar II 30 Guanajuato

2da X-Elio-Energy 193,771 Parque Solar Conejo 80 Chihuahua

2da X-Elio-Energy 169,365 Parque Solar Xoxocotla 70 Morelos

2da Consorcio Engie Solar Trompezon 342,629 Trompezon 126 Aguascalientes

2da Consorcio SMX 278,357 Tapezalá II 100 Aguascalientes

2da Consorcio Fotowatio 7,769,161 Potosi Solar 300 San Luis Potosí

2da HQ México Holdings n.d. Torreon HQ100 101 Coahuila

2da Alten Energías Renovables México n.d. Alten Aguascalientes 30 Aguascalientes

2da Alten Energías Renovables México n.d. Proyecto Planta Fotovoltaica 140 Aguascalientes

2da Bluemex Power 1 249,982 Bluemex Power 90 Sonora

2da Green Hub 5 72,919 Instalación Fotovoltaica San Miguel 30 Guanajuato

3ra X-Elio-Energy 483,727 Planta Solar FV Bacabachi I 191 Sonora

3ra Neoen 770,864 Pachamama 300 Aguascalientes

3ra Canadian Solar 247,220 Tastiota 90 Sonora

3ra Canadian Solar 252,511 El Mayo 92 Sonora

3ra Canadian Solar 265,095 Horus AG 103 Aguascalientes

3ra Engie 302,332 Abrill99 123 Sonora

3ra Engie 524,997 Villa Ahumada 214 Chihuahua

3ra Engie 434,486 Calpulalpan 167 Tlaxcala

3ra Mitsui / Trina 189,928 83

Fuente: ASOLMEX

ENERGÍA SOLAR EN LAS SUBASTAS

ELÉCTRICAS:

En la primera subasta eléctrica, el sector solar ganó 74% de los 32 TWh de oferta de venta de energía. Los 12 proyectos solares ganadores ganadores representaron una capacidad d 1,500 megawatts y una inversión de 2 mil millones de dólares.

En la segunda subasta eléctrica, cerca de la mitad de los 54 TWh de oferta de venta de energía correspondieron a proyectos de energía solar. Los 16 proyectos solares representaron una capacidad de 1,23 megawatts.

La tercera subasta eléctrica cerrón con 15 proyectos ganadores, con una generación de 54 TWh, de los cuales 9 corresponden a energía solar fotovoltaica con una capacidad de 1,363 mewatts. El precio promedio de la tercera subasta fue de 20.57 dólares/MWh, un récord a nivel mundial.

El resultado de las tres subastas eléctricas fue la asignación de 37 proyectos solares, se sumarán una capacidad de casi 5 mil megawatts y una inversión de 5 mil millones de dólares en proyectos que entrarán en operación en los próximos tres años.

en la más competitiva en costos de instalación y con ahorro de hasta 95 por ciento mensuales en la tarifa que pagan los usuarios domésticos. El crecimiento esperado en este segmento para 2017 fue del 29 por ciento.

Al respecto, consideró que México debería explotar más, la instalación de paneles, mejorar aspectos como “que no haya ninguna barrera, es decir, cómo la interconexión con la red de CFE puede ser más eficiente y simple posible, porque en algún momento sí tuvimos algunos retrasos, quejas de asociados sobre retrasos en los contratos de interconexión”.

Por otro lado, el secretario ejecutivo de la Asolmex, comentó en el tema de ‘storage’ que en el almacenamiento de energía también se tiene gran potencial de desarrollo como una tecnología distributiva, “vas a poder almacenar o inyectar en el mejor momento, cuando te convenga que te lo paguen mejor”.

No hay riesgos para el sector, pero sí preocupación

Israel Hurtado Acosta, secretario ejecutivo de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex) no descartó riesgos importantes porque siempre los hay, pero “afortunadamente los solares no tenemos las preocupaciones de otros proyectos como por ejemplo los eólicos, los cuales se establecen en estados donde corre el viento y donde pueden llegar a tener problemas con las comunidades, con la manifestación de impacto ambiental al ubicarse en selvas o cerca de estas zonas o bosques”.

Los paneles solares en cambio se ubican en

zonas desérticas o semidesérticas donde no afectas comunidades ni al medio ambiente. En ese sentido, estamos tranquilos de no tener esas eventualidades para la energía solar.

No obstante, para el sector en general y en particular para los asociados de Asolmex “la mayor preocupación y la primera respuesta es la incertidumbre política”, qué va a pasar después de julio, del primero de diciembre más bien, respecto a la posibilidad de un retroceso en la Reforma Energética con alguna modificación.

Insistió, “una Reforma Energética no puede echarse para atrás sólo por decreto, tendrías que contar con la mayoría en el Congreso y las legislaturas de los estados porque es una reforma constitucional”. “Incluso podría haber un retroceso en políticas públicas o en los reguladores, pero no lo vemos”.

No obstante, hay optimismo en el sector y “esperamos más crecimiento porque ya están los contratos firmados”. “De hecho, este año hay una subasta más, sería la cuarta donde también se prevé mucha participación de proyectos solares y eso nos da mucho gusto porque al final estamos contribuyendo a contrarrestar el cambio climático”.

Hurtado Acosta también se refirió a la reglas del juego “las disposiciones que emitió la Comisión Reguladora de Energía parecen adecuadas, son un avance”, pero requieren ajustes que permitan un sano desarrollo, y evitar conflictos como el ampo que interpuso la Comisión Federal de Electricidad (CFE) contra algunas de las disposiciones para la llamada generación distribuida emitidas el año pasado.

Ni arancel, ni costos de CFE, paran al sector Este es un asunto aún en litigio, y por el cual “estamos tratando de participar terceros interesados” para tener conocimiento sobre alguna modificación a los modelos de venta de electricidad, y a cómo la CFE pagará a las compañías que utilicen su red.

Sin embargo, aclaró, “esto no detiene los proyectos, como tampoco lo hizo el arancel, mismo que sigue vigente, toda vez que los proyectos se están realizando a través del Prosec (Programas de Promoción Sectorial) de la Secretaría de Economía (SE), a través del cual se inscribe el proyecto y se pueden hacer importaciones con arancel cero.

Respecto a las perspectivas para la Asolmex , señaló que empezamos 10 empresas en 2014 para pasar a 100 en 2018 donde participan fabricantes, desarrolladores de toda industria que no son netamente solares pero sí tienen parte de ella. Ante este crecimiento ya se prepara el primer congreso que llamaremos Solarmex, “esperamos que sea el evento de referencia de la industria solar en México”, ya se están buscando patrocinios importantes de grandes empresas.

SONORA EXPORTARÁ ENERGÍA E IMPULSARÁ LA PROVEEDURÍA DE FOTOVOLTAICOS

Con una inversión proyectada de 2,300 millones de dólares (mdd) para generar alrededor de 2,000 Megawatts (MW) a través de 12 parques fotovoltaicos, Sonora se coloca a la cabeza en el país en la producción de energía solar gracias a la colaboración de su vecino y socio, el Estado de Arizona, Estados Unidos.

La entidad que gobierna Claudia Plavlovich Arellano, la única mujer gobernadora en el país en la actualidad, vive desde hace 24 meses un boom en un nuevo negocio: la producción de energía fotovoltaica en su territorio que en un mediano plazo deberá, además de los empleos directos que ya se generan en la construcción de los parques, de generar una cadena de suministro en los distintos Tiers involucrados en la cadena de producción.

Jorge Vidal Ahumada, Secretario de Economía de Sonora, habla en entrevista para Energía Hoy de la inversión que ha llegado a

TEXTO: SHAILA ROSAGEL

la entidad gracias a la radiación de Sonora, 60 por ciento mayor a la de uno de los más grandes productores de energía solar en el mundo: Alemania.

La radiación de la entidad es similar a la de los desiertos de Sahara al norte de África, el desierto de Atacama en Chile, Sudáfrica o Australia.

Por ello, la Gobernadora Pavlovich introdujo desde su llegada la “Estrategia de crecimiento verde”– integrada por distintas secretarías –en donde se inserta la producción de energía solar en el estado.

“Hemos tenido algunas sesiones donde se evalúa dónde estamos situados, qué esta-

mos haciendo y a dónde queremos llegar. El objetivo es reunir todos los esfuerzos para que Sonora vaya dependiendo menos de las energías tradicionales y sobre todo como meta para 2024, queremos que 35 por ciento de las energía que se produce provenga de la renovable”, dice en entrevista Vidal Ahumada. La agencia informativa del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Conacyt) indica que el Laboratorio Nacional de Sistemas de Concentración y Química Solar realizó desde hace años diversos estudios en Sonora para determinar la radiación solar promedio en el país, y en la entidad en particular.

Los estudios, informa Conacyt, concluyeron que la radiación solar diaria en México es de 5.5 kilovatios hora (kWh) por cada metro cuadrado. En zonas desérticas de Baja California, Sonora, Chihuahua, Durango, Zacatecas e Hidalgo la radiación es mayor.

En particular la radiación en Sonora es una de las más altas a nivel mundial, pues con el 1 por ciento del territorio sonorense sembrado de paneles solares, podrían generarse 430, 520 Gigavatios hora (GWh) al año, casi el doble de lo que requiere el país anualmente (234, 219 GWh). Entonces, la producción de energía solar tendría un excedente para México.

Uno de los estudios de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) concluyó que en Sonora se han llegado a alcanzar entre 7 y 8 kWh por metro cuadrado diarios, dependiendo de la época del año.

La entidad en promedio recibe una insolación superior a los 6 kWh por metro cuadrado al día en promedio, un kilowatt más que el promedio a nivel nacional.

Sonora tiene un potencial superior a los líderes en generación de energía fotovoltaica como España y Alemania.

Alemania por ejemplo, tiene una captación solar de 2.7 kWh por metro cuadrado al día, muy por debajo del potencial del norteño estado sonorense.

“Y quien no lo crea que venga en verano”, bromea el Secretario de Economía al recordar los veranos calurosos en Hermosillo, la capital sonorense y en otros municipios desérticos de la entidad.

Los proyectos:

12

parques fotovoltaicos

En la entidad se han instalado ya empresas como AT Solar-

Sonora contará con dos fuentes de generación de energía: los más de 3,200 MW que se producirán a través de las subestaciones de la CFE y los 2,000 MW que se proyectan producir con los panales solares.

Biofields-Acciona en Puerto Libertad con una inversión de 500 mdd para generar 339 MW; BluemexPower en Guaymas, con una inversión de 117 mdd; así como Iberdrola Renovables con una inversión de 135 mdd para generar 100 MW.

“En Sonora en un corto plazo se están cerrando operaciones con 12 parques fotovoltaicos que será una inversión de más de 2,300 mdd para generar 2,000 MW. Recordarás que uno de los estados más avanzados en esta materia es Oaxaca, que debe estar produciendo en eólica alrededor de 3,000 MW. Sonora lleva un ritmo muy fuerte”, dice el Secretario de Economía.

Además la empresa Zuma Energía invierte en Sonora 150 mdd. Los parques en construcción más avanzados son los de Acciona e Iberdrola.

Vidal Ahumada explica que entre las empresas que tienen proyectados el resto de los parques fotovoltaicos en la entidad están Ienova, Kamet Energía, Cimarrón Solar e Invent Energy.

“El potencial es muy interesante, por eso se han venido en cascada estas inversiones. Esto ha provocado que a nivel internacional se abra este apetito, en el caso de Arizona está un proyecto que se llamará Puerta México para traer energía a Nogales, Arizona. Ahorita se están llenando los requisitos para que el Cenace autorice la inversión. Con esto se van a generar 140 MW”, explica.

El Secretario de Economía agrega que el boom energético en Sonora se deriva de las inversiones del gobierno federal en las centrales de ciclo combinado.

“La CFE ha invertido 1,600 mdd aproximadamente para transformar esta generación de energía de combustóleo al ciclo combinado en Agua Prieta, Empalme I y Empalme II donde se van a producir 3,221 Megawatts, cuando la necesidad del estado es de 2,840 Megawatts. Quiere decir que la capacidad está satisfecha una vez que se termine, esto sin contar lo fotovoltaico”, dice.

Sonora contará con dos fuentes de generación de energía: los más de 3,200 MW que se producirán a través de las subestaciones de la CFE y los 2,000 MW que se proyectan producir con los panales solares.

Las inversiones de la CFE se localizan en Puerto Libertad con una inyección de 52 mdd para generar 632 MW; en Agua Prieta con 426 mdd para generar 394MW; y Empalme I y Empalme II con 874 mdd para la generación de 1,561 MW.

LOS 12 PROYECTOS DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA

IBERDROLA RENOVAVLES

Inversión: 135 mdd Generación:105 MW Ubicación: Hermosillo.

AT SOLAR BIOFIELDS/ACCIONA

Inversión: 500 mdd Generación:339 MW Ubicación: Puerto Libertad

BLUEMEX POWER 1 Inversión: 117 mdd Generación:90 MW Ubicación:Guaymas-Empalme

ZUMA ENERGÍA (FISTERRA ENERGY OREJA) Inversión: 140 mdd Generación:158MW Ubicación: Costa de Hermosillo.

IENOVA Inversión: 115 mdd Generación: 110 MW Ubicación: Caborca

KAMET ENERGÍA MÉXICO Inversión: 415 mdd Generación: 250 MW Ubicación: Benjamín Hill

CIMARRÓN SOLAR Inversión: 300 mdd Generación:250 a 300 MW Ubicación: Hermosillo

Reforma energética y relación con arizona

En su oficina ubicada en la capital sonorense, Hermosillo, el Secretario de Economía conversa con Energía Hoy sobre el futuro de las inversiones en energía fotovoltaica para la entidad, y también en las estrategias que han hecho posible que en sólo un año distintos jugadores se hayan acercado interesados en invertir.

¿cuáLes son Los factores que aLertaron este crecimiento?, se Le pregunta

A partir de la Reforma Energética. Las bases legales abrieron la posibilidad de generar energía solar para el sector privado. Segundo, las inversiones públicas que se han realizado en las estaciones de generación de energía de la Comisión General de Electricidad (CFE), me refiero a las estaciones de Ciclo Combinado Empalme I y II, Puerto Libertad, Agua Prieta, más los gasoductos.

Ya existen alrededor de 800 pequeños privados que están generando energía, sobre todo en el área de a porcicultura en San Luis Río Colorado, en Ciudad Obregón; pequeñas granjas porcícolas que generan energía. Lo interesante de estas empresas nuevas que están llegando es la versatilidad, esto derivado de la Reforma Energética porque van a venderle la generación de energía a la CFE de acuerdo a las licitaciones que saca la Comisión y también se

Hoy el giro es radical para ver desde otro punto de vista de sinergia en los negocios. Sonora proveerá al nuevo proyecto que tiene Arizona de los autos eléctricos por la mano de obra calificada que tenemos, derivado de ello iniciamos la ruta estratégica de energía de la Mega-región

venderá al sector privado. Esa dualidad del destino de la generación de energía la encuentras aquí en Sonora y esto nos abre el apetito a nosotros como sonorenses porque el día de mañana cuando el estado tenga la calificación de LA Senace [Servicio Nacional de Certificación Ambiental para las Inversiones Sostenibles], que el gobierno sea un estado de calificación vamos a buscar para el consumo entre 90 y 120 MW anuales, esa proveeduría de energía que provendrá ya sea de las empresas que se están instalando que pueden venderle al particular, o bien a la misma CFE que puede competir.

¿qué beneficios traerá para La entidad? Tarde o temprano le beneficiará al estado con ahorros del 10, 15, 20 por ciento, esto lógicamente nos está proyectando a nosotros a ser vanguardistas en lo que ésta sucediendo. Un mito que se está comprobando es que el cambio en la generación de energía fósil por energía limpia genera negocios. Las inversiones provocan una gran derrama de recursos. Cualquier empresa que llega consigue los permisos, lo que le permite un ingreso importante a la localidad. La renta de la tierra: para generar un Megawatt son dos hectáreas, entonces son casi 3, 000 hectáreas los que se ocuparán para sembrar los panales solares. Estos 12 parques son gente que estarán recibiendo una renta, además de lo que provoca el consumo de los insumos como cableado, movimiento de tierra, etc. Para la generación de 100 MW estamos hablando de mano de obra de 400 y 500 gentes entre todo el desarrollo del proyecto hasta que está terminado.

¿qué pLanes hay para eL desarroLLo de La proveeduría? Definitivamente uno de los objetivos es aprovechar esa proveeduría, porque es algo nuevo, es un negocio nuevo donde tenemos que ver todo el aprovechamiento que podamos tener. Acciona que está en Puerto Libertad con 350 Megawatts ya tuvo reuniones con los proveedores nacionales y les enseñó los proyectos. La idea de nosotros es impulsar la proveeduría. A lo mejor los panales ahora son muy sofisticados y sale más barato traerlos de China y tenemos un puerto a donde pueden llegar, como el Puerto de Guaymas; por el momento, en el corto plazo no se entrará a esta proveeduría, pero sí vamos a empezar a buscar el interés de esos grandes inversionistas chinos, españoles para que el día de mañana pongan una empresa de este nivel. Pero la proveeduría de lo que es el servicio, el alambrado que se utiliza, todos los insumos, tornillos instalaciones, lo que son los postes donde está colocado el panel solar; yo entiendo que se importen los paneles de China y que por su valor y tecnología sigue siendo muy costoso traerlos de allá, pero no veo porque traer un poste que es un simple trabajo fino de metalmecánica, donde debe de haber grandes empresas que lo pueden lograr. El día de mañana tenemos que sustituir, ¿cómo vamos a importar 2 millones o 3 millones de postes, si esto se puede hacer acá? Vamos a desmenuzar todos los componentes de estos insumos que se pueda hacer acá.

¿sonora está teniendo una especie de acompañamiento, coLaboración con arizona?

Derivado de las regiones que tenemos nosotros y de la excelente relación con Arizona a través de la Comisión Sonora-Arizona se le ha dado otro giro, que antes era sólo social, de turismo. Hoy el giro es radical para ver desde otro punto de vista de sinergia en los negocios. Sonora proveerá al nuevo proyecto que tiene Arizona de los autos eléctricos por la mano de obra calificada que tenemos,

derivado de ello iniciamos la ruta estratégica de energía de la Megaregión, se acaban de terminar los documentos. Esto es un nicho de negocio de hace 24 meses, estamos en esto, y estamos en buen ritmo con el interés de ambos estados. Yo creo que esto va a crecer muchísimo más rápido.

¿para 2024 sonora puede ser un referente a niveL internacionaL en fotovoLtaica? No tengo la menor duda.

¿qué parte de La reforma energética benefició a que eL mercado fotovoLtaico se abriera? Para mí la base es la inversión privada. Los únicos generadores de energía eran el gobierno federal a través de Pemex [Petróleos Mexicanos] y la CFE. Se abrió el abanico, esto ya permite que los inversionistas privados ya estén adentro. Es un negocio nuevo, se está aprendiendo, pero vamos a muy bien ritmo. Para finales de este año estaremos inaugurando las instalaciones de Iberdrola y seguro estarán listos los otros tres sitos después.

¿qué Le pLantean Los inversionistas sobre La radiación de sonora? Encuentran muchas fortalezas. Sonora es un estado con vocación agropecuaria y algunas partes de los negocios agropecuarios se han venido abajo. Esto dejó campos donde se sembraba algodón y trigo que se quedaron sin producción, pero todos estos campos tienen torres de la CFE; ya son insumos que están dados. Por

ejemplo Zuma que se está instalando en Siete Cerros, en la Costa de Hermosillo, se está instalando en este tipo de campos, ahí están las torres y se ahorran costos.

Sonora será exportador de energía derivado de lo que se hizo en Empalme I y II, de las inversiones millonarias de la CFE. Está la subestimación El Seri a la salida de Hermosillo que se le está invirtiendo mucho dinero. De ahí la CFE hará una inversión millonaria de 1.3 billones de dólares que va a Cerro Pelón Baja California Sur, de aquí se mandará la energía hacia allá. Antes no se podía mandar energía porque no existía la fuente productora que será Empalme I y II, segundo porque no existía la estación y tercero porque la conducción estaba a través de cables muy sencillo d 110 o 220 kilowatt, ahora son de 400. Sonora la ventaja es que está integrado en el sistema de generación de energía. El estado tiene un potencial muy grande que implica que las empresas van a necesitar utilizar esta generación de energía a un precio más barato, que lo harán más atractivo en la atracción de inversiones.

MEDIDOR Md

Análisis

EU vende petróleo a los países árabes y se abre una nueva era en el mercado

EU está produciendo mucho petróleo. Según vaticinan los analistas del banco alemán Commerzbank, EU producirá unos 10.6 millones de barriles al día en 2018, lo que supone un incremento de 1.3 millones de barriles por día. Este espectacular incremento es producto de la revolución del shale oil (petróleo de esquisto) que está llevando a producir casi el doble de crudo que Venezuela. Esta situación, junto con las sanciones impuestos a Qatar por parte de la comunidad árabe, está permitiendo que el petróleo de EU conquiste Oriente Próximo.

Los Emiratos Árabes Unidos (EAU), un petroestado típico del Golfo Pérsico, caracterizado por un flujo interminable de miles de millones de dólares en exportaciones de crudo. El mercado de petróleo ha cambiado mucho y lo que antes parecía

imposible ahora es una realidad. Petróleo texano acaba en los depósitos de EAU.

El auge de la industria del shale estadounidense está revolucionando los mercados de energía de todo el mundo, los EAU han comprado petróleo directamente a EU en diciembre, según datos del Gobierno federal. Un petrolero zarpó desde Houston y llegó al Golfo Pérsico el mes pasado.

El fin de una prohibición de exportar en EU en 2015 y el crecimiento explosivo de la producción de shale ha alterado el flujo de petróleo en el mundo. Las exportaciones desde los puertos estadounidenses aumentaron de unos 100 mil barriles por día en 2013 (casi todo a Canadá y México) hasta los 1,53 millones de barriles diarios en noviembre, que han llegado hasta China y el Reino Unido. (Economista.es)

SPOTS

PRODUCTO 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

West Texas 64.18 56.21 14.18

Brent Blend 67.69 61.34 10.35 Maya 60.88 52.64 15.65 Istmo 62.14 54.45 14.12

OPEP 72.44 69.26 4.59 Gas natural / residencial (Pesos /Gjoules) 63.160 63.160 0.00 Gasolina

Magna n.d. n.d. n.d. Premium n.d. n.d. n.d. Diesel Pemex n.d. n.d. n.d. Turbosina 12.41 11.21 10.70 Combustóleo 7.66 7.03 8.96

FUTUROS

PRODUCTO 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Light Sweet NY-Jun 18 58.32 58.02 0.52

Brent Londres-Jun 18 62.32 62.35 -0.05 Etanol NY-Jun 18 1.446 1.459 -0.89 Gas Natural NY-Jun 18 2.665 2.846 -6.36 Aceite de Calefacción NY-Jun 18 1.8408 1.9097 -3.61 Certificados de emisiones NY-Jun 18 7.79 7.79 n.d. Electricidad NY-Jun 18 48.24 48.77 -1.09 Gasolina NY-Jun 18 1.876 1.925 -2.54

BALANZA COMERCIAL PETRÓLEO (MDD) PERIODO DATO ANTERIOR

Exportaciones dic-17 2,608.00 2,178.70 Importaciones dic-17 2,691.00 2,436.20 Saldo dic-17 (83.00) (257.50)

VENTAS INTERNAS (MDP) PERIODO DATO ANTERIOR

Petrolíferos dic-17 72,742.8 70,197.1

Petroquímicos dic-17 2,345.3 2,411.9 Gas licuado dic-17 5,945.5 4,634.2 Gas natural dic-17 5,637.8 5,462.5

Fuente: PEMEX

ENERGÍA EN MÉXICO

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Pesado 1,028 -2.0 -5.1 1,083 Ligero 653 0.2 -9.6 722 Superligero 192 -4.5 -16.5 230

Por región

Marinas 1,539 -1.4 -5.8 1,633 Norte 242 -2.4 -18.5 297 Sur 92 -1.1 -13.2 106

TOTAL 2,109 -1.5 -9.5 2,330

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS)

POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Asociado 3,082 1.2 -9.4 3,402 Nitrógeno 770 5.9 -15.1 907 No asociado 958 -2.9 -10.6 1,071

Por región

Marinas 2,776 3.9 -7.9 3,015 Sur 922 -3.4 -17.5 1,118 Norte 1,113 -1.9 -10.7 1,247 TOTAL 4,811 1.1 -10.6 5,380

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Gas licuado 132 -2.4 -15.0 155.0

Gasolinas 200 11.6 -22.5 258.6 Querosenos 32 -12.5 -24.9 42.9 Diesel 103 3.6 -31.3 150.0 Combustóleo 159 5.0 -25.9 214.3 Otros 69 -7.5 -41.6 118.1 TOTAL 695 2.7 -25.9 938.8

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (MILES DE TONELADAS)

POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Dicloroetano 0.0 - - 0.0 Amoníaco 29.0 -27.5 -31.0 42.0 Benceno 0.0 - -100.0 4.0 Cloruro de vinilio 0.0 - - 0.0 Etireno 0.0 - - 0.0 Etileno 41.0 -8.9 -8.9 45.0 Oxido de etileno 15.0 -34.8 -28.6 21.0

Polietileno AD 6.0 100.0 -25.0 8.0

Polietileno BD 13.0 62.5 62.5 8.0

Polietileno lineal BD 4.0 -73.3 -42.9 7.0

Propileno 18.0 28.6 -14.3 21.0 Tolueno 0.0 - -100.0 9.0 Otros 336.0 -10.6 -31.8 493.0 TOTAL 462.0 -12.0 -29.7 657.0

IMPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Gas licuado 70.80 16.6 58.7 44.60

Gasolinas 671.90 16.6 10.7 606.80

Diesel 263.50 5.1 - 4.6 276.20

Combustóleo 0.00 - 100.0 - 100.0 14.20 Otros 65.30 27.5 31.9 49.50

Gas natural 1,685.20 8.3 - 14.5 1,971.00 Petroquímicos 45.00 43.3 92.3 23.40 TOTAL 1,071.50 9.8 8.1 991.30

GENERACIÓN DE ENERGÍA POR REGIÓN(MEGAWATTS / HORA) POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Baja California 776,884 -27.7 -10.3 865,976

Chiapas 505,632 -44.8 65.8 304,917

Chihuahua 1,100,757 -3.0 -8.3 1,200,447

Coahuila 950,036 -18.3 -21.1 1,203,447

Colima 1,156,388 -16.4 22.3 945,278

Durango 685,291 -15.1 -3.2 707,636

Guerrero 1,127,857 -42.1 -23.5 1,473,659

Hidalgo 879,677 1.1 8.1 813,647

Nuevo León 669,639 2.5 19.9 558,679

San Luis Potosí 852,632 3.0 6.0 804,699

Sonora 867,760 -25.0 11.6 777,452

Tamaulipas 2,342,102 -16.7 -3.9 2,437,395

Veracruz 2,699,346 7.5 -15.1 3,179,593

Otros 3,696,543 -27.1 8.1 3,421,019

Plantas Móviles 0 - -100 5,917

TOTAL 18,310,544 -18.0 -2.1 18,699,761

VENTAS INTERNAS DE ELECTRICIDAD(MEGAWATTS / HORA) POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Aguascalientes 198,406 -24.0 -6.3 211,849

Baja California 847,242 -28.6 16.3 728,744

Baja California Sur 151,868 -41.5 -21.9 194,560

Campeche 88,143 -31.8 -21.8 112,711

Chiapas 193,758 -27.8 -27.3 266,481

Chihuahua 732,932 -44.7 2.3 716,710

Coahuila 764,029 -28.6 5.4 725,112

Colima 160,378 -4.4 2.6 156,283

Distrito Federal 1,046,067 - -16.5 1,252,980

Durango 214,121 -32.0 -13.1 246,353

Edo. de México 1,346,681 -50.9 -13.8 1,562,406

Guanajuato 973,110 1.0 7.4 905,849

Guerrero 224,812 -14.8 -14.1 261,651

Hidalgo 334,274 -4.4 11.2 300,491

Jalisco 1,119,019 -2.2 2.1 1,096,362

Michoacán 509,274 -26.9 -0.4 511,183

Morelos 208,278 -11.7 -5.4 220,269

Nayarit 138,694 -4.1 4.3 133,026

Nuevo León 944,427 -49.3 -23.1 1,228,262

Oaxaca 144,578 -37.6 -35.8 225,162

Puebla 601,010 -8.3 0.1 600,530

Querétaro 399,394 -18.5 3.8 384,751

Quintana Roo 332,545 -32.2 -12.5 380,159

San Luis Potosí 449,299 -20.7 0.4 447,348

Sinaloa 503,159 -37.6 -5.1 530,348

Sonora 654,310 -48.3 -3.3 676,637

Tabasco 195,021 -37.1 -37.8 313,589

Tamaulipas 495,788 -48.2 -16.2 591,967

Tlaxcala 130,828 -17.8 -9.7 144,955

Veracruz 327,612 -65.0 -58.7 793,056

Yucatán 0 -100.0 -100.0 284,602 Zacatecas 0 -100.0 -100.0 160,200

TOTAL 14,429,055 -30.6 -11.8 16,364,583

EXPORTACIONES DE PETROLÍFEROS (MBD)

POR TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Gas licuado 0.00 - 100.0 - 100.0 9.90

Gasolinas 35.70 - 24.0 - 7.0 38.40

Turbosina 0.00 - - 0.00

Diesel 0.00 - - 0.00

Combustóleo 119.60 196.0 13.5 105.40

Otros 8.30 - 100.0 - 0.00

Gas natural 1.70 - 5.6 - 1.90 Petroquímicos 3.20 - 58.4 - 8.6 3.50

TOTAL 163.60 55.8 6.4 153.70

PRECIOS DE ENERGÉTICOS EN MÉXICO

GAS NATURAL

TIPO JUN-17 % MES % ANUAL JUN-16

Residencial / Referencia (Pesos / GJoules) 63.160 0.02 50.70 41.910

GAS NATURAL POR REGION (DLS / GJOULES)

TIPO JUN-17 % MES % ANUAL JUN-16

Bajío: Distribuidora de Gas Natural Bajío

Residencial 218.47 7.22 17.68 185.65

Comercial 141.54 4.96 21.22 116.76 Industrial 93.34 1.81 26.84 73.59

Chihuahua: ECOGAS México

Residencial 247.53 0.00 21.99 202.91 Comercial 102.25 - 0.02 28.05 79.85 Industrial 88.29 - 0.01 34.00 65.89

DF: Metrogas

Residencial 213.32 0.00 18.60 179.87

Comercial 127.85 - 0.01 23.36 103.64 Industrial 88.12 - 0.02 29.19 68.21

Jalisco: Tractebel DGJ

Residencial 170.60 - 0.01 11.80 152.59 Comercial 121.58 - 0.01 17.39 103.57 Industrial 107.50 - 0.02 20.13 89.49

Monterrey: Gas Natural México

Residencial 203.99 - 0.01 23.18 165.60 Comercial 106.09 - 0.01 33.72 79.34 Industrial 77.83 - 0.03 42.94 54.45

Puebla-Tlaxcala: Natgasmex

Residencial 186.53 - 0.01 15.96 160.86 Comercial 85.69 - 0.02 22.08 70.19 Industrial 83.70 - 0.02 27.07 65.87

Querétaro: Tractebel Digaqro

Residencial 145.21 - 0.01 14.16 127.2 Comercial 126.08 - 0.02 16.67 108.07 Industrial 125.04 - 0.02 16.83 107.03

Toluca: Gas Natural Residencial 201.98 - 0.01 17.98 171.20 Comercial 116.72 - 0.02 21.62 95.97 Industrial 88.36 - 0.02 24.56 70.94

* precios incluyen costo de transporte

GAS LICUADO

(PESOS / KG)

TIPO DIC-16 % MES % ANUAL DIC-15 Norte

Mexicali, Baja Cal. 12.9300 0.00 nd nd

Monterrey, N.L. 13.0200 0.00 nd nd

Hermosillo, Sonora 13.8100 0.00 nd nd

Saltillo, Coahuila 13.1900 0.00 nd nd

Centro

Zacatecas, Zacatecas 13.5300 0.00 nd nd

Guadalajara, Jal. 13.1000 0.00 nd nd

San Luis Potosí, SLP 13.4800 0.00 nd nd

Morelia, Michoacán 13.2700 0.76 nd nd

Guanajuato, Gto 13.1400 0.00 nd nd Sur

Xalapa, Veracruz 13.2200 0.00 nd nd

Puebla, Pue 12.9200 0.00 nd nd

Chetumal, Q Roo 13.6400 0.00 nd nd

Mérida, Yuc. 13.6400 0.00 nd nd

* Precios sin IVA

PRECIOS DEL CRUDO MEXICANO (DÓLARES POR BARRIL)

TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Mezcla 54.14 11.08 26.50 42.80

Istmo 58.74 8.66 26.79 46.33

Maya 53.87 11.97 27.26 42.33

Olmeca 0.00 - -100.00 49.25

América 55.22 13.11 21.36 45.50

Europa 51.91 7.52 19.75 43.35

Lejano Oriente 53.82 10.13 39.36 38.62

PRECIOS AL PÚBLICO DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (PESOS POR LITRO)

TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Gas licuado 18.82 4.38 1253.96 1.39

Gasolinas automotrices

Frontera Magna n.d. n.d. n.d. n.d. Premium n.d. n.d. n.d. n.d.

Resto Magna n.d. n.d. n.d. n.d. Premium n.d. n.d. n.d. n.d.

Turbosina 12.41 10.70 14.27 10.86

Diesel Pemex n.d. n.d. n.d. n.d. Combustóleo 7.66 8.96 #¡VALOR! 6.60}

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

TIPO DIC-17 DIC-15 DIC-14 DIC12

Doméstico 1.305 1.304 1.299 1.242

Comercial 3.403 2.743 3.003 2.916 Servicios 2.490 2.627 2.452 2.123 Agrícola 0.575 0.807 0.539 0.574

Industrial 1.597 1.212 1.583 1.562 Mediana empresa 1.249 1.325 1.723 1.714 Gran industria 1.359 0.966 1.339 1.315 PROMEDIO 1.879 1.408 1.622 1.559

VENTAS INTERNAS DE PETROLÍFEROS (MBD)

TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Gas licuado 203.4 23.65 2.52 198.4

Gasolinas 854.7 9.44 - 3.42 885.0

Magna 713.9 9.11 5.11 679.2

Premium 140.8 11.13 -31.58 205.8

Turbosina 85.1 14.23 2.28 83.2

Pemex diesel 307.3 3.22 -11.90 348.8

Diesel desulfurado 34.3 -20.23 -36.13 53.7

Combustóleo 81.5 -51.75 -38.21 131.9

Asfaltos 15.1 3.42 -20.53 19.0

Otros 11.6 -38.30 -57.66 27.4

TOTAL 1,593.0 1.93 - 8.82 1,747.1

VOLUMEN DE VENTAS DE PETROQUIMICOS (MBD)

TIPO DIC-17 % MES % ANUAL DIC-16

Derivados de metano

AmonIaco y metanol 84.40 6.43 11.49 75.7

Otros 19.30 -16.09 6.63 18.1

Derivados de etano

Polietilenos 23.50 -28.13 - 3.29 24.3

Etilenos y derivados 0.00 - - 0.0

Oxido etileno y derivados 17.70 -66.67 -30.59 25.5

Propileno y derivados

Acrilonitrillo y propileno 17.30 21.83 - 9.90 19.2

Otros 0.10 -66.67 -50.00 0.2

Aromáticos y derivados 6.40 72.97 -39.62 10.6

Otros 151.20 - 9.19 -16.79 181.7

TOTAL 320.00 - 8.05 - 9.94 355.3

REGIÓN / PAÍS CRUDO API GRAVITY % SULFURO 20

Norteamérica

-ENE-17 2013 2011 2008 2006 2004 2002 1977

Canadá Canadian Par 40 n.d 61.25 35.21 95.42 33.10 55.69 41.49 31.78 n.d

Canadá Heavy Hardisty 22 n.d 62.87 33.57 86.45 23.58 n.d n.d n.d n.d

México Istmo 33 1.3 62.14 35.62 95.68 35.31 48.54 33.87 30.14 13.10

México Maya 22 3.3 60.88 34.13 96.21 29.53 41.87 26.16 26.29 n.d

EU West Texas 40 0.2 64.18 33.20 93.20 38.95 60.85 43.15 31.21 n.d

EU Costo importación n.a n.a 57.48 50.12 103.78 31.76 47.72 32.07 28.52 13.38

Centro y Sudamérica

Colombia Cano Limón 30 0.5 65.52 45.12 115.47 42.83 50.85 35.90 29.07 n.d

Ecuador Oriente 30 1.0 42.78 43.21 116.32 39.31 44.65 24.95 27.32 12.35

Venezuela Tía Juana Ligth 31 1.2 61.80 47.38 115.72 35.42 48.65 33.98 30.25 13.54

Europa

Noruega Ekofisk Blend 42 0.2 65.93 52.17 114.21 37.22 52.67 38.15 31.06 14.20

Reino Unido Brent Blend 38 0.4 67.69 31.66 112.49 34.33 51.82 39.43 31.36 n.d

Rusia Urals 32 1.3 63.01 51.31 122.63 34.20 47.58 33.06 30.31 13.20

Medio Oriente

Abu Dhabi Murban 39 0.8 74.28 55.03 133.51 38.97 57.00 38.16 28.37 13.26

Arabia Saudita Arabian Ligth 34 1.8 74.06 54.99 126.91 35.21 48.78 31.86 27.39 12.70

Arabia SAudita Arabian Medium 31 2.5 73.65 55.05 127.54 32.16 46.83 27.96 26.44 12.32

Arabia Saudita Arabian Heavy 27 2.8 74.09 57.39 125.76 30.16 45.13 25.11 25.69 12.02

Dubai Fateh 32 n.d 75.60 60.01 119.38 36.67 52.28 33.38 27.28 12.64

Irán Iranian Ligh 34 1.5 74.99 56.47 120.78 35.31 49.16 33.84 27.85 13.45

Irán Iranian Havy 30 1.8 75.53 54.38 120.62 33.16 47.36 30.79 27.08 12.49

Iraq Kirkuk Blend 36 2.0 72.20 62.54 118.30 35.60 48.61 32.84 27.93 13.17

Kuwait Kuwait Blend 31 2.6 71.25 61.37 124.78 32.86 49.16 30.92 27.30 12.22

Omán Omán Blend 34 1.1 74.33 60.00 125.57 37.14 52.93 35.05 27.71 13.06

Qátar Dukhan 40 32.8 73.90 63.28 117.82 37.13 56.04 37.61 28.03 13.19

Promedio OPEP n.a n.a 72.44 69.92 122.14 35.48 50.75 33.90 28.47 13.03

África

Angola Cabinda 32 0.1 72.19 54.74 127.54 35.04 50.35 32.47 30.60 n.d

Egipto Suez Blend 33 1.6 73.64 61.93 125.81 32.67 46.90 31.96 28.63 12.81

Libia Es Sider 37 0.3 74.85 60.48 122.77 36.66 52.35 38.00 30.40 13.68

Nigeria Bonny Ligth 37 0.1 72.68 62.44 124.26 39.85 55.98 38.21 31.16 15.12

Nigeria Forcados 31 0.3 72.97 60.99 124.96 40.65 55.98 38.21 31.13 13.70

Asia y Oceania

Australia Gippsland 42 0.1 72.66 58.76 125.10 37.04 57.84 38.31 32.22 n.d

China Daquing 33 0.1 73.57 62.51 123.03 35.65 53.65 36.01 34.38 13.73

Indonesia Minas 34 0.1 74.69 61.25 124.08 36.63 56.29 35.86 35.03 13.55

Malasia Tapis Blend 44 0.0 74.31 59.22 124.69 39.83 58.90 38.41 32.54 14.30

PRODUCCIÓN Y RESERVA MUNDIAL DE CRUDO

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE CRUDO (MBD) REGIÓN/PAÍS DIC-17 2013 2005 2003 % MES % 2016

OPEP

Arabia Saudita 9.97 9.56 9.21 8.48 0.3 -4.9

Irán 3.85 2.75 3.85 3.79 0.3 3.5

Irak 4.47 3.07 1.55 1.33 -1.1 -3.7

EAU 2.87 2.76 2.56 2.29 -2.0 -8.3

Kuwait 2.70 2.55 2.22 1.87 -0.4 -3.9

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

Qatar 0.61 0.72 0.83 0.74 0.0 -3.2

Angola 1.61 1.62 1.40 0.88 -3.0 -2.4

Nigeria 1.67 1.92 2.46 2.15 0.6 20.1

Libia 0.97 0.90 1.65 1.42 5.4 56.5

Argelia 1.04 1.15 1.37 1.11 -1.9 -8.0

Ecuador 0.52 0.53 0.55 0.43 -3.7 -3.7

Venezuela 1.61 2.44 2.05 2.01 -17.0 -24.1

Gabón 0.21 0.24 0.24 0.24 10.5 -8.7

Total 32.23 29.82 29.26 26.80 -1.3 -2.6

Total NGLs 6.89 6.42 4.85 3.67 -0.7 1.3

Total OPEP 39.12 36.24 34.11 30.47 -1.2 -1.9

OCDE

Norte América 21.03 18.25 14.13 14.70 7.3 8.3

EU 13.88 11.08 7.01 7.92 8.9 11.6

México 2.18 2.89 3.85 3.79 0.9 -6.8 Canadá 4.98 4.28 3.27 2.99 6.2 7.3 Chile 0.00 n.d. n.d n.d n.d. n.d.

Europa 3.25 3.36 5.71 6.32 -6.1 -11.2

Reino Unido 0.82 0.84 1.85 2.28 -18.0 -19.6

Noruega 1.91 1.92 3.05 3.25 -2.1 -10.3 Otros 0.51 0.60 0.81 0.80 2.0 0.0 Pacífico 0.41 0.51 0.55 0.65 -2.4 -6.8 Australia 0.34 0.44 0.51 0.61 0.0 -8.1 Otros 0.08 0.07 0.04 0.05 14.3 0.0

Total OECD 24.69 22.12 20.38 21.67 5.2 5.0

Fuera OCDE

Federación Rusa 14.44 14.01 11.92 10.31 1.6 -0.8 Rusia 11.33 11.00 9.67 8.49 0.4 -2.2

Otros 3.11 3.01 2.24 1.82 6.1 4.7 Asia 7.21 7.68 6.45 5.90 -1.2 -2.7 China 3.82 4.23 3.63 3.41 -0.5 -1.8

Malasia 0.69 0.64 0.86 0.83 -5.5 0.0

India 0.84 0.91 0.75 0.78 0.0 0.0

Otros 0.82 1.10 1.22 0.88 -2.4 -28.1

Europa 1.03 0.14 0.15 0.17 -2.8 692.3

América Latina 4.63 4.26 4.32 3.92 0.4 0.0

Brasil 2.83 2.19 2.07 1.77 0.7 1.8

Argentina 0.58 0.62 0.73 0.78 0.0 -4.9

Colombia 0.85 1.02 0.52 0.55 -1.2 -1.2

Otros 0.37 0.42 0.46 0.39 2.8 -2.6

Medio Oriente 1.24 1.32 1.84 1.99 0.8 -2.4

Omán 0.97 0.95 0.76 0.83 -1.0 -4.0

Siria 0.02 0.03 0.45 0.53 0.0 0.0

Yemen 0.03 0.12 0.42 0.44 0.0 0.0

Otros 0.22 n.d. n.d n.d 10.0 4.8

África 1.77 2.46 3.94 3.06 -0.6 -10.6

Egipto 0.63 0.68 0.68 0.75 0.0 -7.4

Otros 1.14 1.54 1.62 1.20 -0.9 -12.3

Total no-OCDE 29.43 29.86 28.63 25.36 0.5 -1.8

En proceso 2.29 2.20 1.88 1.80 0.0 0.9

Total no OPEP 58.60 55.99 50.90 48.84 1.3 1.5

Producción Total 97.73 92.23 85.00 79.31 0.3 0.1

DEMANDA MUNDIAL DE CRUDO (ESTIMADOS, MBD)

CAMBIOS ANUALES/ ENERO 2018 REGIÓN 2016 2017 2018

Norteamérica 0.14 0.16 0.16

América Latina -0.12 0.01 0.08

Europa 0.22 0.21 0.02 OECD Pacífico 0.42 0.35 -0.01 Asia 1.02 0.93 0.84 FSU (Rusia) 0.15 0.08 0.06 Medio Oriente -0.03 0.10 0.20 África 0.10 0.10 0.08

TOTAL MUNDIAL 1.55 1.58 1.27

RESERVAS EN LOS PAÍSES DE LA OCDE (MILLONES DE BARRILES, ABRIL 2017) REGIÓN JUN-16 SEP-17 % DEL TOTAL

Norteamérica

EU

2,011.2 1,980.3 41.8% Canadá 182.7 185.6 4.1% México 49.2 46.5 1.0% Total 2,276.4 2,247.1 47.4%

Europa

Alemania 277.1 274.7 6.8% Francia 165.4 165.2 4.6% Italia 133.7 127.7 3.0% España 128.7 127.2 3.1% Reino Unido 81.7 77.6 2.4%

Otros 693.2 673.5 12.7% Total 1,479.8 1,445.9 32.6% Pacífico

Japón 566.3 571.3 15.1% Corea 236.4 243.5 3.7% Australia 35.4 33.7 0.9% Nueva Zelanda 9.0 8.1 20.0% Total 847.1 856.6 20.0% TOTAL OCDE 4,603.3 4,549.6 100.0%

PRECIOS DE HIDROCARBUROS GASOLINA (DÓLARES POR LITRO) PAÍS DIC-17 % % MES ANUAL

Francia 1.661 0.8 16.6

Alemania 1.605 0.0 11.1 Italia 1.830 1.1 15.9 España 1.463 1.0 15.2 Reino U. 1.608 2.0 12.6 Japón 1.253 1.8 13.3 Canadá 0.937 -3.0 15.4 EU 0.654 -3.4 9.7

COMBUSTIBLE DOMÉSTICO (DÓLARES POR MIL LITROS) PAÍS DIC-17 % %

MES ANUAL

Francia 0.9 2.6 22.7

Alemania 0.8 1.8 19.4

Italia 1.4 1.6 15.0 España 0.8 2.8 20.4 Reino U. 0.7 -0.5 11.5 Japón 0.7 4.1 19.5 Canadá 0.8 2.1 16.0 EU

Precios excluyendo impuestos. Fuente: Agencia Internacional de Energía.

DIESEL AUTOMOTRIZ (DÓLARES POR LITRO) PAÍS DIC-17 % %

MES ANUAL

Francia 1.512 1.2 21.0 Alemania 1.398 1.4 12.2 Italia 1.678 1.2 17.6 España 1.344 1.2 16.7 Reino U. 1.656 1.9 12.6 Japón 1.058 2.1 14.1 Canadá 0.952 1.0 19.4 EU 0.769 0.1 16.0

COMBUSTIBLE INDUSTRIAL (DÓLARES POR TONELADA MÉTRICA) PAÍS DIC-17 % %

MES ANUAL

Francia 0.556 -1.1 22.8

AlemaniaItalia 0.469 -1.4 16.2 España 0.434 -0.8 19.5 Reino U.JapónCanadáEU -

MERCADO DE FUTUROS

NUEVA YORK - NYMEX

PETRÓLEO LIGHT SWEET (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Mar 2018 59.20 58.73 0.80

Abr 2018 58.99 58.48 0.87 May 2018 58.67 58.17 0.86 Jun 2018 58.32 58.02 0.52 Jul 2018 57.90 -Ago 2018 57.45 - -

ETANOL (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Mar 2018 1.403 1.410 -0.50 Abr 2018 1.422 1.430 -0.56 May 2018 1.437 1.438 -0.07 Jun 2018 1.446 1.459 -0.89 Jul 2018 1.450 -Ago 2018 1.452 - -

ACEITE DE CALEFACCIÓN (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Abr 2018 1.8510 1.9324 -4.21 May 2018 1.8459 1.9204 -3.88 Jun 2018 1.8408 1.9097 -3.61 Jul 2018 1.8392 -Ago 2018 1.8372 -Sep 2018 1.8377 - -

GAS NATURAL (DÓLARES MMBTU)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Mar 2018 2.584 2.907 -11.11 Abr 2018 2.597 2.817 -7.81 May 2018 2.627 2.817 -6.74 Jun 2018 2.665 2.846 -6.36 Jul 2018 2.709 -Ago 2018 2.717 - -

CERTIFICADOS DE EMISIONES (CERS) (DÓLARES)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Mar 2018 7.79 7.79Jun 2018 7.79 7.79Sep 2018 7.79 7.79Dic 2018 7.79 7.79Mar 2019 7.82 7.82Jun 2019 7.84 7.84 -

ELECTRICIDAD (DÓLARES MWH)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Abr 2018 49.59 51.37 -3.47 May 2018 48.52 49.31 -1.60 Jun 2018 48.24 48.77 -1.09 Jul 2018 47.53 -Ago 2018 48.32 -Sep 2018 48.70 - -

GASOLINA (DÓLARES POR GALÓN)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Mar 2018 1.700 1.798 -5.41 Abr 2018 1.879 1.962 -4.25 May 2018 1.885 1.962 -3.92 Jun 2018 1.876 1.925Jul 2018 1.613 -Ago 2018 1.839 - -

CARBÓN (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Abr 2018 79.05 85.80 -7.87 May 2018 78.60 85.45 -8.02 Jun 2018 78.00 84.95 -8.18 Jul 2018 78.45 -Ago 2018 78.85 -Sep 2018 78.95 - -

LONDRES

BRENT (DÓLARES POR BARRIL)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Abr 2018 62.89 62.82 0.11 May 2018 62.60 62.60 0.00 Jun 2018 62.32 62.35 -0.05 Jul 2018 62.01 -Ago 2018 61.63 -Sep 2018 61.35 - -

GASOLEO (DÓLARES POR TONELADA)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Abr 2018 553.00 565.00 -2.12 May 2018 551.50 562.50 -1.96 Jun 2018 549.25 560.50 -2.01 Jul 2018 547.75 -Ago 2018 546.50 -Sep 2018 545.75 - -

GAS NATURAL - ESTACIONES

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

SU 18 44.75 44.75 0.00 WI18 52.85 52.85 0.00 SU19 42.90 42.90 0.00 WI19 50.20 50.20 -

GAS NATURAL - TRIMESTRAL

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

I-18 57.80 57.80 0.00 II-18 46.80 46.80 0.00 III-18 44.60 44.60 0.00 IV-18 50.70 50.70 0.00 I-19 55.20 55.20II-19 48.90 48.90 -

GAS NATURAL MENSUAL (LIBRAS POR TERMIA)

CONTRATOS 20-ENE-17 20-NOV-17 VAR. %

Abr 2018 52.50 50.25 4.48 May 2018 50.25 50.25 0.00 Jun 2018 53.50 50.00 7.00 Jul 2018 55.40 -Ago 2018 55.80 -Sep 2018 58.60 - -

BRENT EUROPA (DÓLARES POR BARRIL)

57.81 56.68 55.71 54.70

53.83

58.73

Mar-18 Jun-18 Sep-18 Dic-18 Mar-19 Jun-19

ACCIONES DEL SECTOR ENERGÉTICO EN NY

EMISORA/CLAVE DE PIZARRA PAÍS

SECTOR PRECIO (DLS) 20-ENE-17 VAR. % MES VAR. % 2016 Norteamérica

AMEREN CORPORATION (AEE) EU Electricidad 55.42 -12.0 5.6

Anadarko Petroleum Corporation ( APC ) EU Petróleo y gas 56.13 16.7 -20.1

Apache Corporation (APA) EU Petróleo y gas 37.23 -9.5 -41.3

Arch Coal, Inc. ( ARCH) EU Carbón 85.66 5.8 9.8

Cloud Peak Energy Inc. (CLD) EU Carbón 4.22 -1.2 -24.8

Canadian Natural Resources Limited ( CNQ ) Canadá Petróleo y gas 30.11 -13.2 -5.6

Chesapeak Energy Corporation (CHK) EU Petróleo 2.85 -27.3 -59.4

Chevron Corporation ( CVX ) EU Petróleo 113.50 -2.6 -3.6

ConocoPhillips ( COP ) EU Petróleo 52.02 3.1 3.7

Consol Energy, Inc. ( CNX ) EU Carbón y gas 12.58 -22.6 -31.0

Devon Energy Corporation ( DVN ) EU Petróleo y gas 34.68 -8.8 -24.1

El Paso Corporation (EP-PC) EU Gas y tubería 48.06 -0.5 n.d.

EnCana Corporation ( ECA ) Canadá Petróleo 10.18 -14.0 -13.3

Enterprise Products Partners, LP ( EPD ) EU Gas 25.98 8.4 -3.9

Exelon Corporation ( EXC ) EU Electricidad 36.86 -11.5 3.9

Exxon Mobil Corporation ( XOM ) EU Petróleo 75.78 -6.9 -16.0

Halliburton Company ( HAL ) EU Construcción y serv. 46.70 12.3 -13.7

Imperial Oil Limited ( IMO ) Canadá Petróleo y gas 27.92 -10.4 -19.7

Marathon Oil Coporation ( MRO ) EU Petróleo y gas 15.51 2.5 -10.4

Natural Resource Partners, LP ( NRP ) EU Carbón 27.65 8.8 -14.4

Occidental Petroleum Corporation ( OXY ) EU Petróleo y gas 68.18 -0.4 -4.3

Peabody Energy Corporation ( BTU ) EU Carbón 38.21 16.9 36.6

Penn Virginia Corporation (PVAC) EU Carbón 37.15 3.3 -24.2

PPL Corporation ( PPL ) EU Electricidad 30.06 -17.2 -14.2

Schlumberger Lmited ( SLB ) EU Servicios 65.19 5.3 -16.6

Southern Company ( SO ) EU Electricidad 44.33 -13.7 -9.9

Suncor Energy, Inc. ( SU ) Canadá Petróleo y gas 33.68 -4.7 3.0

Sunoco, Inc. ( SLX ) EU Petróleo 46.26 8.9 22.4

TransCanada Corporation ( TRP ) Canadá Gas y tubería 42.08 -15.6 -6.8

Transocean Limited ( RIG ) EU Petróleo y gas 9.36 -7.1 -36.5

Valero Energy Corporation ( VLO ) EU Petróleo 88.22 7.3 29.1

América Latina

Paranaense de Energia ( ELP ) Brasil Electricidad 7.18 -7.1 -15.3

Ecopetrol, S.A. ( EC ) Colombia Petróleo 16.78 42.8 85.4

Endesa Chile ( EOCC) Chile Electricidad 27.86 10.2 43.3

Enel Americas ( ENIA ) Chile Electricidad 10.98 10.2 -20.2

Petroleo Brasileiro - Petrobras ( PBR ) Brasil Petróleo y gas 12.34 19.6 50.3

Transportadora de Gas del Sur ( TGS ) Argentina Gas 20.42 -4.5 126.4

Willbross Group, Inc. ( WG ) Panamá Construcción 0.95 -29.4 -70.8

YPF Sociedad Anonima ( YPF ) Argentina Petróleo y gas 21.12 -8.2 28.0

Europa

LUKOIL Oil Company ( LUKOY) Rusia Petróleo 62.19 7.7 10.8

BP, PLC ( BP ) Reino Unido Petróleo 39.11 -2.3 4.6

E.ON SE ( EONGY) Alemania Electricidad 9.93 -14.7 40.8

Electricite de France - EDF( EDF.PA ) Francia Electricidad 10.04 -8.1 3.7

Energias de Portugal, S.A. ( EDPFY ) Portugal Electricidad 33.24 -4.0 8.5

Areva, S.A. ( ARVCF) Francia Electricidad 5.20 0.0 12.3

ENI, S.p.A. ( E ) Italia Petróleo 33.04 0.2 2.5

IBERDROLA ( IBDRY) España Electricidad 29.47 -3.8 14.8

National Grid Transco, PLC ( NGG ) Reino Unido Electricidad 52.60 -10.0 -9.8

Norsk Hydro ASA ( NHYDY ) Noruega Petróleo y gas 6.86 -9.7 45.3

Repsol YPF, S.A. ( REPYY) España Petróleo 17.04 -5.0 20.9

Royal Dutch Sell, PLC ( RDS-B ) Alemania Petróleo 63.83 -1.0 10.1

Statoil ASA ( STO ) Noruega Petróleo y gas 21.51 5.4 17.9

TOTAL, S.A. ( TOT ) Francia Petróleo y gas 55.00 -2.5 8.1

Yanzhou Coal Mining Company ( YZCAY ) Rusia Carbón 13.77 46.0 71.1 Asia

China Petroleum & Chemical Corporation ( SNP ) China Petróleo 77.29 6.5 8.8

Huaneng Power International, Inc. ( HNP ) China Electricidad 24.32 -9.9 -6.6

PetroChina Company Limited ( PTR ) China Petróleo y gas 68.18 -0.4 -7.5

Korea Electric Power Corporation ( KEP ) Corea Electricidad 15.66 -10.4 -15.3

Cultura de la efectividad 2.0

TEXTO: BERTHA INÉS HERRERÍAS FRANCO

Para el sector energético este año será muy importante con la subastas de los próximos meses en que se espera que ingresen al país más 100,000 millones de dólares, si esto es como lo vaticinó el pasado mes de enero el secretario de Energía Pedro Joaquín Coldwell, las empresas deberán de estar preparadas para responder a los nuevos retos, ejerciendo un liderazgo incluyente y eficaz, además de contar con colaboradores con las aptitudes y actitudes correctas.

Los líderes empresariales deberán ser guías por lo que es necesario innovar con una idea de solidaridad y de búsqueda del bien común. Los cambios en las empresas no deben de ser tan importantes en la técnica como en lo humano.

Cultura de efectividad 2.0 se empezó a escribir hace 25 años con la publicación de la primera edición de este título (sin el 2.0) escrita por Don José Giral quien trabajó para importantes empresas mexicanas y se dio cuenta que no solo era importante, dentro de la gestión directiva, planear la estrategia de negocio y los empleados limitarse a ejecutarla. Francisco como director general y fundador de una empresa de transportación logística y Adela desde Microsoft en donde ha aplicado en grandes escalas los conceptos de Cultura de efectividad en su forma más pura.

Los cinco elementos que proponen los Giral están descritos en capítulos independientes:

Propósito: Se describe desde la conformación de la estrategia empresarial con su consabida misión, visión y objetivos, más adelante habla de la creación de las tácticas y como aterrizarlas.

“El propósito constituye el fundamento de la cultura deseada para la organización. A partir de este se define tanto el tipo de organización que se quiere ser como el sentido que pretende darse a la acción empresarial; sin ello, un cambio cultural es impensable”.

Claridad organizacional: Los ingredientes necesarios para generar la cultura organizacional y alinear a todas las personas de manera efectiva empiezan con las actitudes de los líderes, su comportamiento, el clima de respeto y aprecio, si esto está alineado se lograran los resultados esperados. Los aspectos que se deben de considerar para alcanzar la cultura de efectividad en cuanto a la claridad en la gestión es tener presente que «las personas son la base de la organización», «evaluación y desarrollo de personal», y generar «organizaciones fluidas».

Conducta: En los años noventa Cultura de efectividad se centró en el comportamiento pero hoy los autores comentan que son de igual importancia la actitud y la expresión de emociones. Traer las emociones al trabajo y aprender a manejarlas es lo de hoy, además de un aspecto del liderazgo que todos deben de conocer.

Conocimiento: Saber y compartirlo constituye el camino sólido para derrumbar esos mitos y resistencias que se presentaban frecuentemente en las organizaciones en el pasado. Saber es un derecho y una obligación de los colaboradores dentro de la empresa pero también lo es enseñar a otros de manera efectiva para que así se logren los objetivos. Cada vez se entiende más que al compartir el conocimiento no se pierde nada, sino que al contrario, se generan sinergias que enriquecen a todos dentro y fuera de la organización.

Comunicación: Es un ingrediente fundamental para la claridad, la productividad y la obtención de resultados dentro de la organización. Facilita o entorpece la vida empresarial. En la mayor parte de los esfuerzos por definir la comunicación el ingrediente sustancial que aparece es su carácter bidireccional, si no se plantea como un proceso de «ida y vuelta» se va a quedar en un nivel informativo con el que no se logrará una mejora en la cultura organizacional.

VINOS Y VINOS

VINUM LIBRIS, un homenaje con sabor al inventor del milenio

Al final del siglo pasado, al acercarnos al cambio del milenio, resultó obligada un análisis de los inventos que más habían transformado la humanidad en los últimos mil y, por supuesto, cien años. Para el milenio el consenso de expertos se decantó por la imprenta y, para la centuria, se manifestó por el sistema eléctrico interconectado.

La imprenta, creación de Johannes Gutenberg, un herrero y orfebre alemán del que se desconoce su fecha de nacimiento pero se celebra simbólicamente el 24 de junio de 1400, tuvo una larga vida para la época falleciendo el 3 de febrero del 1468.

Su genio fue el integrar una serie de avances de su creación para crear un sistema de impresión mismo que permitió el dejar de utilizar a los amanuenses –oficio que consistía en transcribir a mano otras obras–para lograr un incremento exponencial en la creación de libros y panfletos.

En 1439 creó los tipos movibles, base de la imprenta pero no suficiente para producir en serie, y los complementó con la producción en masa de los mismos, la creación de una tinta basada en aceite, los moldes ajustables, los tipos movibles y, muy importante, la adaptación de una prensa de vino para crear un método que permitió la producción en serie.

Antes de éste avance el producir una biblia tomaba, por lo menos, un año y este tiempo se redujo en más de 30 veces aunado a un producto de calidad más uniforme. El adquirir una biblia antes de Gutenberg equivalía al salario de 10 años de trabajo, mismo que se redujo inicialmente en una tercera parte, pero con la adopción en masa de esta solución se inició una disminución aún más acelerada.

El primer libro que imprimió Gutenberg no fue la biblia, como es la creencia generalizada, sino el misal de Constanza que fue una prueba antes de abordar la biblia. La labor requirió de un taller que se calcula contaba con 25 colaboradores, una cantidad enorme para la época, y que produjeron 47 biblias de las cuales sólo se conservan 21 ejemplares completos. Estos primeros ejemplares son conocidos como la biblia de 42 líneas, o renglones, para distinguirlos de una edición posterior de 36 líneas. Por supuesto el idioma en el que fueron impresas fue el latín, lingua franca de la época e idioma oficial de la iglesia, pero la imprenta vino a impulsar la difusión de las lenguas vernáculas, las propias de cada país, ya que se facilitó el elaborar los libros y, muy relevante, su costo se abatió en casi 10 veces lo que los hizo asequibles a las clases medias.

La imprenta permitió una difusión acelerada del conocimiento, que se manifestó en el Renacimiento, pero también el intercambio de las ideas como la Reforma: Lutero imprimió sus 95 tesis tanto en latín como en alemán, lo que permitió que sus propuestas llegasen a todos los estratos sociales.

Gutenberg perdió su negocio ya que no pagó sus deudas al prestamista, Johann Fust, quien financió el proyecto. En 1455 Fust presentó su demanda, misma que ganó, y tomó control del negocio junto con un colaborador muy cercano a Gutenberg, Peter Schoeffer, quien posteriormente se casó con la hija de Fust por lo que se piensa que estuvo absorbiendo el conocimiento para posteriormente quedarse con la empresa. El creador de la imprenta siguió produciendo libros pero no hay forma de cerciorarse de su

TEXTO: SANTIAGO BARCÓN

autoría ya que no fueron firmados y se supone que también elaboraba tipos para otras imprentas. Finalmente fallece en Mainz, donde es enterrado, pero la iglesia franciscana donde se encontraba es destruida por lo que, al igual que Mozart otro gran genio, su restos se han perdido.

Las imprentas se diseminan por Europa y en breve tiempo Venecia, potencia de la época, produce más libros que Alemania. El primer libro en español, producido en el Reino de Aragón, es del año 1474. Ya en América la primera imprenta llega en 1539 a petición de Fray Juan de Zumárraga y vale la pena visitar la Casa de la Primera Imprenta de América localizada en la esquina de la calles de Moneda con Licenciado Primo de Verdad en el Centro Histórico de la ciudad de México.

La producción de libros se incrementó en forma muy acelerada por los siguientes 400 años, pasando de unos cuanto miles a varios millones, pero su despegue exponencial se da a partir del inicio del siglo XX. La imprenta, automatizada con electricidad, permite que en nuestra época una sola imprenta elabore en un día más libros que toda la humanidad a 40 años del fallecimiento de Gutenberg. Actualmente se editan 200,000 nuevos títulos en inglés por año, 60,000 en francés y español y se calcula en 150,000 en el resto de los idiomas.

Cuesta trabajo imaginar el mundo sin el libro, que nos ha acompañado por casi 600 años, al igual que figurarse el mundo sin el vino, quien ha estado a nuestro lado por 5 milenios.

Como un homenaje a Gutenberg, y a la cultura del vino, Bodegas Vinum Libris –Vino Libro en latín– presenta Capítulo I. Recordemos que la primera imprenta es, en realidad, una prensa de vino modificada.

Capítulo I es elaborado, en Ensenada, con una mezcla de las variedades Nebbiolo, la uva de la niebla del Piamonte italiano, y la bordalesa Cabernet Sauvignon.

Aún antes de probarlo llama la atención la botella que utiliza, un diseño sumamente original de una asociación de tres conocido chefs, Martín Berasategui, Cristóbal Berzosa y Flavio Morganti, los dos primeros españoles y el último italiano.avio Morganti, los dos primeros españoles y el último italiano, aunados al grupo San Cayetano. Como se aprecia en la fotografía tiene un estrechamiento en la parte baja de la botella para volver a tomar su tamaño normal. Este espacio sirve como decantador y también como aireador al momento de servirlo. La etiqueta principal es el lomo de un libro repujado en letras doradas con la marca de la Bodega y el nombre del vino aunado a la mezcla y su añada. Aprovechan el borde del decantador para colocar un texto describe, de forma breve, el como Gutenberg utilizó una prensa de vino como base para crear su imprenta.

Pasemos ahora a su cata. Capítulo I presenta un color rojo granate muy agradable con reflejos muy vivos que resultan muy agradables. En nariz nos entrega aromas a frutas del bosque y se percibe que es un vino mexicano: es potente. Conforme transcurre el tiempo esta sensación aumenta y me agradó repetir la parte olfativa varias veces. Finalmente en boca es donde Capítulo I se manifiesta por completo, siendo un vino que de inmediato se percibe como mexicano, sin que la sensación mineral domine, con taninos balanceados y una acidez que permite acompañar los alimentos.

Capítulo I es ideal para disfrutarlo alrededor de una mesa de amigos o, ya bien, con la compañía de un buen libro. ¡Salud!

TOQUES

La inteligencia artificial a la espera una oportunidad en los mercados y la producción

Desde tiempos antiguos, la idea de tener un mundo donde las máquinas sirvan como apoyo al ser humano, ha estado latente. Con el surgimiento de la Revolución Industrial, el hombre no ha parado en su búsqueda por obtener más y mejores resultados en eficiencia productiva. Actualmente, vivimos una época donde los cambios tecnológicos avanzan a pasos agigantados con intervalos cada vez más cortos.

No obstante, aún existe la duda por saber si, algún día, las máquinas sustituirán por completo las labores que la mano del hombre realiza. Cientos de películas alrededor del mundo han tomado como argumento principal dicha cuestión, pintando una sociedad llena de ‘robots’, con la plena facultad de llevar a cabo múltiples tareas. Unas más verosímiles que otras, las obras filmográficas revelan la inquietud que pueda existir por conocer el futuro del trabajo humano basado en la maquinaria.

En el ámbito productivo, las empresas buscan que sus bienes, servicios y acciones se vean impulsadas por las innovaciones que se producen día a día. Ante tal circunstancia, la Inteligencia Artificial forma parte, cada vez más, de los temas a debatir cuando se habla de productividad.

La Real Academia de la Lengua Española (RAE), define Inteligencia como la “capacidad de entender comprender. Capacidad de resolver problemas”. Cuando a dicha palabra se le agrega ‘Artificial’, la imaginación vuela a diversos sentidos, todos ellos llevando al mismo punto: Máquinas que realizan tareas propias del ser humano.

El campo de trabajo que la Inteligencia Artificial puede realizar apenas ha sido explorado. De acuerdo con un estudio realizado por Accenture, la potencialidad que le puede dar dicha herramienta tecnológica a la producción de diversas empresas llega a niveles inalcanzables para la manufactura tradicional.

Con el uso de la Inteligencia Artificial en la producción, se pueden alcanzar tres metas diferentes:

Automatización Inteligente. La cual permite a la empresa, delegar tareas físicas a diferentes máquinas, las cuales realizarán todo lo que se les pida de manera automática, reduciendo el fallo.

Enriquecimiento del capital y trabajo. Lo anterior sólo permite que los trabajadores dediquen mayor tiempo al estudio, análisis y creación de nuevas herramientas, así como la posibilidad de explorar aspectos nuevos para el beneficio de la empresa.

Difusión de innovaciones. Luego de conseguir un éxito en la producción, los ojos del mercado estarán puestos en esta manera de trabajar, con el propósito de corresponder a las exigencias, tanto del mercado, como de la innovación misma que constantemente produce.

Puestos los ojos en la producción a través de la Inteligencia Artificial (IA), el ser humano podrá realizar mayores. Para Accenture, naciones como Suecia, Finlandia o Estados Unidos podrán aumentar su tasa de crecimiento en un 37%, lo cual impulsará en gran medida, el crecimiento económico de países cuyo peso financiero recae en la producción apoyada en las maquinarias.

Es inevitable notar cómo los avances tecnológicos tocan a la puerta de las empresas, reclamando su uso para fortalecer las economías, multiplicando los valores a fin de responder a las expectativas. Empero, los gobiernos de cada país deberán trabajar en atender los procesos de actualización y automatización, regulando a través de leyes que se adapten al cambio de paradigmas que nos presentan nuestros tiempos.

Hoy no es un sueño, no sólo forma parte de obras propias del séptimo arte. La Inteligencia Artificial es una realidad que permanece a la espera de encontrar una explosión dentro de los mercados y la producción.

David García