i - gob.mx mensual del informe... · web viewdurante el 2014, se obtuvieron ingresos por 35 mil 856...

III. POLÍTICA ENERGÉTICA

Ajuste al Presupuesto 2015 de Petróleos Mexicanos (Pemex)

El 16 de febrero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que en los últimos

ocho meses, la industria petrolera mundial ha venido experimentando ajustes

importantes en los precios de referencia del crudo. La mezcla mexicana de

exportación se cotizó en promedio a 86 dólares por barril durante 2014, llegando a

registrar niveles por encima de los 100 dólares. En la actualidad se ubica en alrededor

de 49 dólares por barril, habiendo tocado un nivel mínimo de 37 dólares durante

enero.

La pronunciada caída en los precios del petróleo podría obedecer a nuevas

condiciones estructurales del mercado. Por ello, una mayoría de los analistas

especializados prevé que los precios permanezcan en niveles bajos durante meses o

incluso años.

En la formulación del presupuesto de Petróleos Mexicanos para el ejercicio fiscal

2015, se consideró una referencia de precio de la mezcla mexicana de exportación de

79 dólares por barril, tanto para la estimación anual de ingresos como para establecer

el correspondiente límite de gasto.

Con base en este precio de referencia, el Congreso de la Unión le autorizó a Pemex

ejercer 540 mil millones de pesos de gasto programable para este año, de los cuales

una tercera parte están orientados a la operación y a dar cumplimiento a obligaciones

laborales y de pensiones; las dos terceras partes restantes, equivalentes a 366 mil

millones de pesos, para la ejecución de los planes de inversión de la empresa.

758 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos

Como parte de la Reforma Energética, a Pemex le fue otorgado un régimen especial

en materia presupuestaria que le ofrece mayores grados de autonomía para canalizar

recursos a actividades en donde se puedan aprovechar oportunidades de negocio que

permitan obtener los mayores beneficios económicos posibles.

Asimismo, la empresa está sujeta al cumplimiento de una meta anual de balance

financiero, que es una medida que busca mantener una correspondencia entre los

ingresos generados y los egresos incurridos en el año, incluyendo el servicio de la

deuda. Para 2015 dicha meta considera un déficit de 155 mil millones de pesos.

Dado el contexto de precios internacionales de petróleo descrito y el régimen

presupuestario aplicable a Petróleos Mexicanos, se hace necesario tomar medidas de

recorte del gasto para cumplir con la meta de balance financiero establecida por el

Congreso de la Unión.

En este sentido, con el fin de mantener el balance financiero, el Consejo de

Administración en su sesión del 13 de febrero aprobó el plan de ajuste presupuestario

de 62 mil millones de pesos presentado por el Director General de Pemex, lo que

representa una disminución de 11.5% respecto al presupuesto programable autorizado

por el Congreso de la Unión.

Con ello, la empresa podrá operar con una situación financiera más equilibrada por lo

que resta del año y fortalecer su posición financiera para continuar con los planes de

crecimiento de mediano y largo plazo, sin necesidad de incurrir en mayor deuda de la

considerada en el programa de financiamiento autorizado y en una sana práctica.

El programa de ajuste presupuestario se construyó con base en las siguientes

premisas:

1. Minimizar el efecto en la producción de crudo y gas;

F1 P-07-02 Rev.00

Política Energética 759

2. Minimizar el impacto en la restitución de reservas;

3. Mantener la capacidad de suministrar el mercado nacional de petrolíferos;

4. Minimizar el impacto en la seguridad y confiabilidad de las instalaciones y con

apego a las normas ambientales;

5. Minimizar el posible impacto en la competitividad futura para la apertura del

mercado nacional de petrolíferos, e

6. Incrementar la rentabilidad de Pemex.

Es importante resaltar que las empresas petroleras son empresas intensivas en capital.

En este sentido, y dado el tamaño del ajuste requerido, una parte importante del ajuste

recae en inversión.

Si bien una de las premisas que se utilizó para construir el programa de ajuste al gasto

fue mantener la capacidad de suministrar el mercado nacional de petrolíferos, el ajuste

es de tal magnitud que se está difiriendo la ejecución de las principales obras en esta

materia, incluyendo reconfiguraciones de refinerías y los proyectos de gasolinas y

diesel limpios (Ultra Bajo Azufre).

Pemex reconoce la importancia de los contratistas, siendo una relación de largo plazo;

sin embargo, muchos de los contratos se firmaron cuando las condiciones de mercado

eran distintas.

Derivado de lo anterior, como es práctica usual en la industria y como lo ha hecho

Pemex en otros episodios cuando ha caído el precio del crudo de manera significativa,

como en la actualidad, el Consejo instruyó a la Administración a convocar a los


contratistas para renegociar contratos. Petróleos Mexicanos mantendrá estas

negociaciones con estricto apego a la ley.

Asimismo, el Consejo solicitó al Director General implementar un esfuerzo

importante en bajar el gasto corriente, incluyendo los relativos a recursos humanos y

servicios personales, buscando reducir el impacto en los proyectos de inversión

productiva de Pemex, tal como lo están haciendo las empresas del sector.

Si bien las medidas propuestas al Consejo incluyen ajustes importantes en las

inversiones de capital, buscando reducir el impacto que estas reducciones

presupuestario tendrán en la producción de hidrocarburos, la Administración presentó

diferentes iniciativas que, al amparo de la Ley y cumpliendo con los requerimientos

financieros establecidos por el Congreso de la Unión, permiten una mayor

participación del sector privado en los proyectos de inversión de Pemex. Es

importante mencionar que dichas iniciativas están hoy en día al alcance de Pemex

gracias a la aprobación de la Reforma Energética.

En adición al ajuste al presupuesto, el Consejo de Administración aprobó las

disposiciones para que la empresa implemente su Programa de Austeridad y Uso

Racional de Recursos, de conformidad con la nueva Ley de Pemex, con lo cual se

prevé capturar ahorros adicionales a lo largo del año.

Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-011-nacional.aspx

Petróleo crudo de exportación (Pemex)

El 30 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante 2014, el

precio promedio de la mezcla de petróleo crudo de exportación fue de 86.00 dólares


por barril (d/b), lo que significó una reducción de 12.64%, con relación al mismo

período de 2013 (98.44 d/b).

Cabe destacar que en diciembre de 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo

crudo de exportación fue de 52.36 d/b, cifra 26.66% menor con respecto al mes

inmediato anterior, y 42.87% menor con relación a diciembre de 2013 (91.65 d/b).

Durante el 2014, se obtuvieron ingresos por 35 mil 856 millones de dólares por

concepto de exportación de petróleo crudo mexicano en sus tres tipos, cantidad que

representó una disminución de 16.05% respecto al 2013 (42 mil 711 millones de

dólares). Del tipo Maya se reportaron ingresos por 28 mil 168 millones de dólares

(78.56%), del tipo Olmeca se obtuvieron 3 mil 124 millones de dólares (8.71%) y del

tipo Istmo se percibió un ingreso de 4 mil 564 millones de dólares (12.73%).


VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO-Millones de dólares-

Total Istmo Mayaa/ OlmecaPor región

América Europa LejanoOrienteb/

2003 16 676 255 14 113 2 308 14 622 1 495 5602004 21 258 381 17 689 3 188 19 003 1 886 3692005 28 329 1 570 22 513 4 246 24 856 2 969 5042006 34 707 1 428 27 835 5 443 30 959 3 174 5742007 37 937 1 050 32 419 4 469 33 236 3 858 8432008 43 342 683 37 946 4 712 38 187 4 319 8362009 25 605 327 21 833 3 445 22 436 2 400 7692010 35 985 2 149 27 687 6 149 31 101 3 409 1 4762011 49 380 3 849 37 398 8 133 41 745 4 888 2 7472012 46 852 3 904 35 194 7 754 37 051 6 611 3 1902013 42 711 3 926 34 902 3 884 32 125 6 472 4 114Enero 4 021 444 2 978 599 3 145 780 96Febrero 3 600 227 2 941 432 2 763 376 460Marzo 3 521 295 2 791 435 2 493 492 537Abril 3 792 342 3 098 351 2 949 584 259Mayo 3 149 83 2 775 291 2 096 593 460Junio 3 199 172 2 744 284 2 440 494 265Julio 3 787 297 3 193 297 2 693 509 585Agosto 3 616 371 3 006 238 2 667 666 283Septiembre 3 576 379 2 964 233 2 678 743 154Octubre 3 512 348 2 942 222 2 626 497 389Noviembre 3 223 416 2 611 196 2 585 281 358Diciembre 3 716 553 2 858 306 2 990 457 2692014 35 856 4 564 28 168 3 124 26 188 6 737 2 931Enero 3 292 542 2 442 308 2 694 554 43Febrero 3 324 498 2 554 272 2 417 529 378Marzo 3 283 490 2 520 274 2 109 735 439Abril 3 017 375 2 416 226 1 926 684 407Mayo 3 349 391 2 652 306 2 388 735 225Junio 3 187 236 2 552 399 2 335 657 195Julio 2 993 317 2 494 181 2 249 558 186Agosto 3 136 251 2 623 261 2 385 526 225Septiembre 2 980 372 2 395 214 2 246 436 298Octubre R/2 653 464 R/1 986 R/204 2 123 R/357 R/174Noviembre R/2 634 429 R/1 938 268 1 956 532 R/147Diciembre 2 008 199 1 597 212 1 360 433 215a/ Incluye Crudo Altamira y Talam.b/ Incluye otras regiones.FUENTE: Pemex.

Fuente de información:http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evalorexporta_esp.pdf


Volumen de exportación de petróleo (Pemex)

De conformidad con información de Pemex, durante el período enero-diciembre de

2014, se exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.142 millones

de barriles diarios (mb/d), cantidad 3.95% menor a la reportada en el mismo lapso de

2013 (1.189 mb/d).

En diciembre de 2014, el volumen promedio de exportación fue de 1.237 mb/d, lo que

significó un aumento de 0.57% respecto al mes inmediato anterior (1.230 mb/b),

menor en 5.43% con relación a diciembre de 2013 (1.308 mb/d).

Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante el 2014,

fueron los siguientes: al Continente Americano (72.50%), a Europa (18.83%) y al

Lejano Oriente (8.76%).

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

EFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASOND

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO MEXICANO-Miles de barriles diarios-

2010 2011 2012 2013 2014

FUENTE: Petróleos Mexicanos.

1 237

Fuente de información: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evolexporta_esp.pdf


Los recientes cambios jurídicos enel sector energético inciden ya enel desarrollo del país (Pemex)

El 13 de febrero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó sobre los recientes

cambios jurídicos en el sector energético inciden ya en el desarrollo del país. A

continuación se presenta la información.

Los notables cambios que se dieron recientemente en el marco jurídico del sector

energético ya están incidiendo positivamente en el desarrollo del país así como en la

propia organización y actividades de Pemex, afirmó el Director General de Pemex,

durante la presentación del libro de ensayos jurídicos editado en conmemoración del

aniversario de la expropiación petrolera.

En el evento, el Secretario de Energía señaló que la Reforma Energética que impulsó

el Presidente de la República y aprobó el Congreso de la Unión, moderniza al sector

de la energía nacional y nos saca de la parálisis virtual que parecía habernos atrapado.

Indicó que esta obra será un referente académico y científico de la situación actual de

la industria energética nacional ya que abarca enfoques de carácter jurídico, laboral,

de gobierno corporativo, ley petrolera y alcances de la reforma constitucional así

como de temas relacionados con la problemática del sector.

El libro, observó, es una invitación a continuar con la investigación y el pensamiento

reflexivo sobre la compleja actualidad de la energía en México y el mundo, por lo que

felicitó a la Dirección Jurídica de Petróleos Mexicanos por la realización de esta obra.

A su vez, el Titular de Pemex destacó que el libro, por la alta calidad de su contenido,

es motivo de especial orgullo para la empresa porque evidencia el interés de sus


abogados por compartir inquietudes y experiencias sobre temas jurídicos, y servirá de

referente a futuras investigaciones relacionadas con esos temas para aprovechar así las

oportunidades que se abren con los cambios legales ocurridos en el sector.

En su oportunidad, el Director Jurídico de Pemex afirmó que en este momento

histórico que estamos viviendo, el estudio y el análisis jurídico son herramientas

fundamentales para desarrollar esta nueva etapa del derecho energético en México. En

este sentido, hizo notar la necesidad de fomentar la discusión de aspectos que

permitan impulsar la doctrina y el conocimiento jurídico que deben acompañar este

cambio.

Por su parte, el Titular de la Unidad de Gobierno de la Secretaría de Gobernación

puntualizó que los recientes cambios constitucionales de gran calado representan un

reto para Pemex y al mismo tiempo son un instrumento para consolidarla como la

principal empresa de México y una de las petroleras líderes a nivel mundial.

Apuntó que esta obra, la cual contiene 14 ensayos escritos tanto por abogados de

Pemex como por destacados especialistas externos del derecho, constituye un mosaico

de aportaciones jurídicas.

Al acto asistió también el Presidente de la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje.


Petróleo crudo de exportación (Pemex)

De conformidad con cifras disponibles de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de la

Secretaría de Energía (Sener) el precio promedio de la mezcla mexicana de

exportación del 1º al 6 de febrero de 2015, fue de 45.68 d/b, cotización 16.47% mayor


a la registrada en enero pasado (38.22 d/b), 12.66% menor a diciembre de 2014 (52.30

d/b), e inferior en 50.93% si se le compara con el promedio de febrero de 2014 (93.09

d/b).

30

60

90

120

EFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEF*2010 2011 2012 2013 2014 2015

* Promedio al día 6.FUENTE: Petróleos Mexicanos.

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LA MEZCLA DE PETRÓLEO MEXICANO DE EXPORTACIÓN Y WEST TEXAS INTERMEDIATE

-Dólares por barril-

Mezcla45.68

West 50.53

Por su parte, el precio promedio del crudo West Texas Intermediate (WTI) en los

primeros seis días de febrero registró un promdio de 50.53 d/b, lo que significó un

aumento de 7.19% con relación al mes inmediato anterior (47.14%), pero 14.04% con

respecto a diciembre de 2014 (58.78 d/b), e inferior en 49.88% si se le compara con el

promedio de febrero de 2014 (100.81 d/b).

Asimismo, durante los primeros seis días de febrero del presente año, la cotización

promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 54.03 d/b, precio que significó un

incremento de 12.94% con relación al mes inmediato anterior (47.84 d/b), menor en

13.04% respecto a diciembre anterior (62.13 d/b), e inferior en 50.95% si se le

compara con el promedio de febrero de 2014 (110.15 d/b)


30

60

90

120

150

E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDEF*

54.03

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL BRENT-Dólares por barril-

2010 2011 2012 2013 2014 2015

* Promedio al día 6.FUENTE: Petróleos Mexicanos.


PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO-Dólares por barril-

Fecha

Crudo APIPrecio promedio spot1/

Precio promedio de exportación

del crudo mexicano2/

Fecha

Crudo APIPrecio spot1/

Precio promedio de exportación

del crudo mexicano2/

Brent(38)

West Texas Intermediate

(44)

Brent(38)

West Texas Intermediate

(44)Diciembre 2008 40.60 41.04 33.70 Octubre 2013 109.81 100.50 94.95Diciembre 2009 74.46 74.01 69.66 Noviembre 2013 108.08 93.81 89.54Diciembre 2010 91.22 88.36 82.19 Diciembre 2013 110.63 97.20 91.65Diciembre 2011 108.90 98.54 106.33 Enero 2014 109.34 94.62 90.65Diciembre 2012 109.11 87.43 96.67 Febrero 2014 110.15 100.81 93.09Enero 2013 113.36 94.65 100.60 Marzo 2014 108.29 100.87 93.48Febrero 2013 116.95 94.87 105.43 Abril 2014 108.12 101.94 95.68Marzo 2013 109.24 93.13 102.98 Mayo 2014 110.36 102.53 96.79Abril 2013 103.09 91.75 99.12 Junio 2014 112.26 105.70 98.79Mayo 2013 103.02 94.63 98.67 Julio 2014 106.72 103.44 94.65Junio 2013 103.14 95.76 97.86 Agosto 2014 101.55 96.46 90.80Julio 2013 108.26 104.88 101.00 Septiembre 2014 97.05 93.07 85.82Agosto 2013 112.21 106.20 100.84 Octubre 2014 90.84 88.66 75.23Septiembre 2013 113.38 106.33 99.74 Noviembre 2014 79.21 75.21 71.39

Diciembre 2014 62.13 58.78 52.36Enero 2015 47.84 47.14 39.22

1/I/2015 56.07 n.c. n.c. 2/II/2015 51.13 49.92 43.572/I/2015 55.57 52.67 44.81 3/II/2015 53.80 52.99 46.315/I/2015 51.27 50.01 41.52 4/II/2015 54.46 48.40 44.906/I/2015 50.31 47.93 39.94 5/II/2015 55.42 50.43 46.107/I/2015 49.25 48.64 40.07 6/II/2015 55.32 51.61 47.528/I/2015 49.57 48.75 40.479/I/2015 47.78 48.30 39.7012/I/2015 47.04 46.01 38.1113/I/2015 45.07 45.87 37.3614/I/2015 45.76 48.44 38.4815/I/2015 47.60 46.32 38.5216/I/2015 47.02 48.44 39.1219/I/2015 46.07 n.c. n.c.20/I/2015 45.88 46.08 38.0721/I/2015 45.89 47.80 38.4322/I/2015 45.48 45.90 38.1823/I/2015 46.08 45.23 38.0326/I/2015 45.46 44.77 37.7727/I/2015 45.94 45.81 38.5928/I/2015 46.46 44.05 38.4529/I/2015 46.00 44.09 38.4230/II/2015 46.91 47.76 40.40

Promedio de enero de 2015 47.84 47.14 39.22 Promedio de

febrero de 2015* 54.03 50.53 45.68

Desviación estándar de enero de 2015

3.08 2.13 1.70Desviación estándar de febrero de 2015*

1.75 1.84 1.50

1/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicanos Internacional (PMI) y Secretaría de Energía.* Cálculos de las cotizaciones promedio del 2 al 6.n.c. = no cotizó.Nota: PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. surgió en 1989, producto de la estrategia comercial de Pemex para competir

en el mercado internacional de petróleo y productos derivados; con autonomía patrimonial, técnica y administrativa. Es una Entidad constituida bajo el régimen de empresa de participación estatal mayoritaria, de control presupuestario indirecto que opera a través de recursos propios, estableciendo dentro de sus objetivos y metas el asegurar la colocación en el mercado exterior de las exportaciones de petróleo crudo de Pemex, así como proporcionar servicios comerciales y administrativos a empresas del Grupo Pemex que realizan actividades relacionadas con el comercio de hidrocarburos.

FUENTE: Secretaría de Energía con información del PMI Internacional.

Fuente de información:http://www.sener.gob.mx/webSener/portal/Default.aspx?id=1518http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evalorexporta_esp.pdf


El Sector Energético en México 2014 (INEGI)

El 18 de febrero de 2015, el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI)

publicó el documento “El Sector Energético en México 2014”. A continuación se

incluye la Presentación, la Introducción, el Resumen y una selección de cuadros y

gráficos de 1. Importancia económica, 2. Estructura económica, 3. Comercialización y

consumo, 4. Información financiera y 6. Comparaciones internacionales.

Presentación

El Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI) presenta la publicación “El

sector energético en México 2014”. Colección estadísticas sectoriales, documento que

forma parte de una serie que comprende ocho títulos anuales, referidos a sectores

seleccionados de la actividad económica del país.

En esta publicación se integra estadística relevante sobre la participación del sector

energético en los principales agregados macroeconómicos nacionales, así como

respecto a su estructura y evolución en los últimos años, proporcionando de esta

manera elementos para el conocimiento y análisis de este sector, con lo cual se

fortalece el servicio público de información.

El presente número, que constituye el 20 de este título, se revisó, actualizó y

complementó con la información estadística más reciente disponible, generada por la

Comisión Federal de Electricidad, Petróleos Mexicanos, la Organización de las

Naciones Unidas, la Secretaría de Energía, la Secretaría de Economía, la Secretaría de

Hacienda y Crédito Público, Blackwell Energy Research, el Banco de México, la

Secretaría de Comunicaciones y Transportes, Luz y Fuerza del Centro, el Instituto

Mexicano del Petróleo, y por el propio INEGI, información que en su mayor parte

cubre el período 2008-2013.


Es importante destacar que la concertación con las fuentes de información constituyó

un factor primordial en la concreción de este producto; debido a ello, el Instituto hace

patente su agradecimiento a las instituciones por su decidida colaboración y espera de

las mismas, así como de los usuarios, sus opiniones y sugerencias para enriquecer el

contenido de esta obra.

Para el Instituto, la difusión de sus productos estadísticos es de fundamental

importancia, por ello, este producto también se ofrece en versión electrónica dentro de

la biblioteca digital de la página de internet www.inegi.org.mx, donde además se

puede consultar el acervo institucional disponible, que continuamente se está

enriqueciendo.

Introducción

La información estadística constituye una herramienta fundamental para conocer

objetivamente los fenómenos económicos y sociales en su dimensión, estructura,

comportamiento, distribución e interrelaciones. De esta manera, su utilización es

indispensable para llevar a cabo la elaboración de diagnósticos, la sustentación de

estudios e investigaciones, la formulación, instrumentación y control de planes y

programas, así como la evaluación de los resultados.

En México, el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI) produce

información estadística mediante los programas de Censos Nacionales (Población,

Económicos y Agropecuario), Encuestas por muestreo (en Hogares, en

Establecimientos y Especiales) y el de Estadísticas Continuas (Demográficas y

Económicas), cuyos resultados se ofrecen a los usuarios a través de publicaciones y

medios magnéticos.

Asimismo, el INEGI realiza otros dos programas que en forma importante utilizan los

resultados obtenidos por los tres ya enunciados: el de Estadística Derivada, por medio


del cual se genera estadística sobre los grandes agregados económicos nacionales, y el

de Integración de Estadísticas, cuyo propósito es conjuntar, en un solo producto,

estadísticas seleccionadas producidas por el Instituto y por instituciones de los

sectores público, privado y social, con el fin de facilitar a los usuarios el acceso a un

significativo volumen de información sobre un sector o actividad económica, o bien,

cubriendo una amplia gama de temas, pero referidos a una unidad geográfica

determinada, por ejemplo, el país, una entidad federativa o un municipio.

A este programa de integración de estadísticas corresponde la elaboración periódica

de ocho publicaciones, cada una de éstas dedicada a un sector o actividad económica,

mismas que en forma agregada contribuyen con cerca del 40% en la generación del

Producto Interno Bruto (PIB) Nacional. Los títulos que corresponden a este grupo

son: La industria automotriz; La industria química; La industria siderúrgica; La

industria textil y del vestido; La minería; El sector alimentario; El ingreso y el gasto

público; y El sector energético; conjunto de productos cuyo objetivo es integrar y

difundir anualmente y con la mayor oportunidad posible, estadística relevante sobre la

composición, magnitud y evolución de las actividades que abordan, es decir, se

pretende caracterizar a éstas con el fin de coadyuvar al conocimiento y análisis

sectorial.

Entre los objetivos específicos que se persiguen con este grupo de publicaciones,

están los siguientes: integrar estadística dispersa y difundirla bajo criterios uniformes,

a partir de una estructura temática común, de tal forma que se facilite su consulta;

aportar elementos para la elaboración de diagnósticos; contribuir al desarrollo de los

sistemas estadísticos a nivel sectorial; y promover la cultura estadística y el

fortalecimiento del servicio público de información.

Por otro lado, se considera que la importancia de estos ocho productos se sustenta en

los puntos que a continuación se indican: permiten el establecimiento de flujos


permanentes de información estadística entre las unidades generadoras y los usuarios;

presentan, bajo un esquema de complementariedad, estadísticas oficiales y de fuentes

privadas e internacionales; aportan elementos para detectar vacíos y para evaluar la

información disponible; y finalmente, contribuyen a conformar una base de datos

sectorial.

En virtud de los temas que se abordan, la mayor parte del contenido de las

publicaciones se presenta a nivel nacional y, en los casos en que es posible, se

desagrega por entidad federativa. En lo concerniente a la cobertura temporal, la

estadística es de corte anual y comprende series de seis años, los cuales, en lo general

abarcan hasta el año inmediato anterior al de la edición. Es importante señalar que, en

ocasiones, las fuentes realizan cambios a la serie estadística o a las cifras de los

últimos años debido a revisiones o adecuaciones metodológicas, por lo que puede

haber diferencias en los datos de una edición y otra. Este acervo de información se

ofrece a los usuarios mediante cuadros estadísticos, complementados con gráficas

seleccionadas para destacar los aspectos más significativos.

Conviene advertir que, en algunos casos, el usuario podrá encontrar en estas

publicaciones información sobre un mismo aspecto, pero que proviene de distintas

fuentes. En este sentido, no necesariamente habrán de coincidir las cifras, situación

que se explica a partir de la metodología y el esquema conceptual. Al respecto, si

existe interés por profundizar acerca de estos elementos, se sugiere consultar las

fuentes citadas en el cuadro o gráfica correspondiente. Lo anterior se recomienda

también en el caso de requerir información más detallada o adicional a la que se

ofrece en esta publicación, la cual constituye una selección de la disponible o

generada por las fuentes.

Por la cobertura temática y temporal, así como por la selección y tratamiento de la

información que contienen, estas publicaciones están orientadas fundamentalmente


hacia grupos de usuarios específicos, que por su propia actividad o interés profesional

se ubican en áreas relacionadas con los sectores que abarcan los ocho títulos. Sin

embargo, lo anterior no descarta el hecho de que su utilidad sea extensiva a todo tipo

de usuarios de información estadística interesados en el análisis de algunas de las

principales actividades económicas de México.

En particular, “El Sector Energético en México 2014 Colección estadísticas

sectoriales” presenta como preámbulo un resumen que ofrece una visión general de

los aspectos más relevantes de la actividad. En cuanto a su contenido capitular, el

primer apartado aborda la participación del sector en la actividad económica nacional,

particularmente en el sector industrial, apoyándose para ello en las cifras del Sistema

de Cuentas Nacionales de México (SCNM).

El segundo capítulo contiene información sobre la estructura productiva del sector,

para la cual ofrece estadística por rama de actividad generada a través del SCNM y de

los Censos Económicos, complementada con datos proporcionados por la Comisión

Federal de Electricidad (CFE); Luz y Fuerza del Centro (LyFC); y Petróleos

Mexicanos (Pemex).

El tercer capítulo está referido al comercio exterior de productos del sector energético

tanto interno como externo; este bloque se integró a partir de los datos de la CFE,

Pemex, el Banco de México (Banxico), la Secretaría de Comunicaciones y

Transportes, el Instituto Mexicano del Transporte y el propio INEGI. Incluye,

además, estadística sobre precios de venta e índices de precios al consumidor del

sector.

El capítulo cuarto está conformado con información financiera proveniente de las

instituciones arriba mencionadas, así como de la Presidencia de la República;

Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP); Banxico; Instituto Mexicano del

Petróleo; además de Pemex.


El capítulo quinto presenta información sobre la oferta y consumo de energía en el

país, a partir de la estadística generada por la Secretaría de Energía.

Finalmente, con el propósito de ubicar la posición del sector en el contexto

internacional, el capítulo sexto ofrece datos comparativos referentes a la producción,

comercialización y consumo de energía, integrando cifras generadas por Pemex, la

Organización de las Naciones Unidas (ONU) y Blackwell Energy Research.

Adicionalmente, presenta un anexo con información sobre las acciones que en materia

de protección al medio ambiente realizan, tanto Pemex como la CFE.

Con el propósito de ofrecer a los usuarios una referencia adicional para el manejo de

la estadística incluida en este título, se incorpora un glosario, revisado y validado con

base en las definiciones proporcionadas y utilizadas por las fuentes.


Resumen

RESUMEN2011 Y 2012

-Cifras al cierre del año-

Concepto 2011 2012P/ Variación porcentual anual2010/2009 2011/2010 2012/2011

1. Importancia económica del sector energético Participación porcentual en el valorAgregado brutoA precios corrientes-Nacional 10.3 9.8 0.5a/ 1.0a/ -0.5a/

-Industrial 28.3 26.9 1.0a/ 2.0a/ -1.5a/

A precios constantes- Nacional 10.2 9.8 -0.5a/ -0.4a/ -0.3a/

- Industrial 28.6 28.0 -1.3a/ -1.0a/ -0.6a/

Participación porcentual en el personal ocupado- Nacional 0.9 0.9 -0.1a/ 0.0a/ 0.0a/

- Industrial 3.5 3.5 -0.2a/ 0.0a/ 0.0a/

Producción bruta en valores básicos (Millones de pesos)-A precios corrientes 2 658 217 2 819 941 16.7 23.5 6.1-A precios de 2008 2 227 101 2 247 903 -2.6 -0.7 0.9Consumo intermedio (Millones de pesos)-A precios corrientes 1 215 221 1 342 590 16.7 24.7 10.5-A precios de 2008 961 256 976 377 -5.7 -1.6 1.6Valor agregado bruto en valores básicos (Millones de pesos)-A precios corrientes 1 442 996 1 477 351 16.7 22.5 2.4-A precios de 2008 1 265 845 1 271 526 0.0 0.0 0.4

2. Estructura productivaComposición % del valor agregado bruto del sector energético (Millones de pesos)A precios corrientes-Extracción de petróleo y gas 1 013 024 1 003 416 22.3 35.0 -0.9-Servicios relacionados con la minería 87 884 99 892 6.2 9.2 13.7-Generación, transmisión y suministro de energía eléctrica 199 010 188 092 -3.7 -7.1 -5.5-Agua y suministro de gas por ductos al consumidor final 57 392 62 673 7.0 19.4 9.2-Fabricación de productos derivados del petróleo y del carbón 85 686 123 278 62.1 0.9 43.9A precios constantes-Extracción de petróleo y gas 828 046 823 790 -0.6 -1.7 -0.5-Servicios relacionados con la minería 74 507 76 840 0.6 -0.3 3.1-Generación, transmisión y suministro de energía eléctrica 245 818 251 704 5.1 7.8 2.4-Agua y suministro de gas por ductos al consumidor final 39 617 40 298 1.3 0.5 1.7-Fabricación de productos derivados del petróleo y del carbón 77 857 78 894 -7.2 -3.7 1.3Producción del crudoTotal (Miles de barriles diarios)

2 553 2 548 -1.0 -0.9 -0.2

Región marina noroeste 1 343 1 309 -6.4 -3.9 -2.5Región marina suroeste 561 586 5.2 3.0 4.4Región sur 531 508 6.8 -0.2 -4.2Región norte 119 145 9.9 15.9 22.3Producción de gas naturalTotal (Millones de pies cúbicos diarios) 6 594 6 385 -0.1 -6.1 -3.2Región marina noroeste 1 406 1 334 -11.2 -11.2 -5.1Región marina suroeste 1 208 1 259 5.4 3.1 4.2Región sur 1 692 1 653 10.3 -4.1 -2.4Región norte 2 288 2 139 -1.5 -8.5 -6.5

continúa…


Concepto 2011 2012P/Variación porcentual anual

2010/2009 2011/2010 2012/2011Producción de productos petrolíferosTotal (Millones de barriles) 434 447 -8.4 -3.2 3.0Gasolinas 146 153 -10.0 -5.6 4.4Combustóleo 112 100 1.9 -4.6 -11.1Diesel 100 109 -14.1 -5.4 9.4Gas licuado 8 9 -5.9 -16.1 17.8Otros 68 76 -12.1 11.6 11.9Producción de coque (Toneladas) 2 121 866 2 166 046 60.0 0.8 2.1Capacidad efectiva de la industria eléctricaTotal (Megawatt)

ND ND 2.0 NC NC

Hidroeléctrica ND ND 1.1 NC NCTermoeléctrica ND ND 2.4 NC NCEoloeléctrica ND ND 0.0 NC NCCampos en producción 416 449 2.8 2.7 7.9Campos descubiertos 8 9 -61.5 60.0 12.5Reservas totales (Millones de barriles)b/

Total 43 837 44 530 0.0 1.8 1.6Crudo 30 613 30 817 0.2 0.2 0.7Líquidos del gas 4 321 4 339 -2.8 11.7 0.4Gas natural seco 8 904 9 375 0.6 3.0 5.3Localidades con servicio eléctrico ND ND NC NC NCMedidores en operación (Miles) ND ND NC NC NCAcometidas instaladas (Km) ND ND NC NC NCLíneas de transmisión instaladas (Km) ND ND NC NC NC

3. ComercializaciónVentas totales del sector energéticoVentas internas de derivados del petróleoPetrolíferos (Miles de barriles) 547 938 567 758 -1.1 1.9 3.6Petroquímicos (Miles de toneladas) ND ND 2.1 NC NCGas natural seco (Millones de pies cúbicos) ND ND 4.3 NC NCComercio exterior del sector energéticoParticipación % en las:Exportaciones 13.5 ND 29.6a/ -22.9a/ NCa/

Importaciones 8.7 ND 33.3a/ -25.0a/ NCa/

Exportaciones del sector energéticoPor productosCrudo (Miles de barriles) 488 297 458 294 11.3 -1.7 -6.1Petrolíferos (Miles de barriles) 67 160 51 794 -20.8 -4.6 -22.9Petroquímicos (Miles de toneladas) 458 602 -8.6 -32.3 31.4Por tipo de crudo (Miles de barriles)Istmo 36 245 36 318 427.5 32.6 0.2Maya 377 994 351 276 0.9 -3.6 -7.1Olmeca 74 059 70 701 47.5 -4.2 -4.5Por destino geográfico (Miles de barriles)España 4 044 60 590 24.2 -90.4 1 398.3Estados Unidos de Norteamérica 399 675 349 342 8.6 -3.9 -12.6India 13 542 27 375 -19.4 33.5 0.0Convenio de San José 6 497 5 183 62.8 16.3 -20.2Otros países 28 142 15 658 72.1 23.8 -44.4Importaciones del sector energéticoPor productosPetrolíferos (Miles de barriles) 247 470 244 185 20.6 8.3 -1.3Petroquímicos (Miles de toneladas) 101 190 -30.2 -62.3 88.1Gas natural seco (Millones de pies cúbicos) 288 715 397 485 27.0 47.6 37.7Precios promedio del crudo mexicanoPrecio promedio ponderado(Dólares por barril) 57.40 72.33 36.9 -32.0 26.0Istmo 106.22 107.28 24.1 35.1 1.0


Maya 98.97 99.79 25.7 40.1 0.8Olmeca 109.83 109.39 21.0 38.0 -0.4

continúa…

Concepto 2011 2012P/Variación porcentual anual

2010/2009 2011/2010 2012/2011Índice nacional de precios al consumidor(Base 2a. Quincena de diciembre de 2010)Nacional 103.6 107.2 3.8 0.0 3.6Industria petrolera 109.2 120.3 9.4 0.0 11.1Industria eléctrica 106.5 104.1 6.5 0.0 -2.4Consumo nacional aparente dePetróleo y sus derivados (Miles de barriles)Petróleo crudo 442 416 471 763 -11.9 -0.3 6.6Petrolíferos 657 003 693 942 4.1 3.4 5.6Gas natural seco (Millones de pies cúbicos) 2 695 087 2 727 645 2.0 -2.0 1.2

4. Balance de energía(Petajoules)Producción de energía primaria 9 293 9 074 -2.1 -0.3 -2.4Producción de energía secundaria 5 534 5 524 -3.5 1.6 -0.2Consumo nacional de energía 8 624 8 800 -0.1 4.9 2.0Nota: Se recomienda consultar los cuadros de cada capítulo para precisar las fuentes de información y en su caso, las notas aclaratorias de pie de página.

a/ Diferencia en puntos porcentuales.b/ Las cifras corresponden al 1 de enero del siguiente año.p/ Preliminar.

FUENTE: INEGI.

1. Importancia económica

VALOR AGREGADO BRUTO EN VALORES BÁSICOS TOTAL, DELSECTOR INDUSTRIAL Y DEL SECTOR ENERGÉTICO

SERIE ANUAL DE 2008 A 2013-Millones de pesos-

Período Total Sector industriala/ Sector energéticob/

A precios corrientes2008 11 941 199 4 365 207 1 302 7542009 11 568 456 3 974 091 1 009 4852010 12 723 475 4 469 536 1 178 3302011 14 021 257 5 101 059 1 444 5892012 15 117 804 5 505 686 1 471 5892013P/ 15 447 556 5 326 904 1 333 563A precios constantes de 20082008 11 941 199 4 365 207 1 302 7542009 11 374 630 4 094 017 1 265 5362010 11 965 979 4 280 609 1 265 7372011 12 435 058 4 427 598 1 266 7182012 12 935 715 4 552 813 1 271 9282013P/ 13 121 598 4 527 815 1 267 939a/ Incluye las actividades económicas 21 (Minería), 22 (Electricidad, agua y suministro de gas por

ductos al consumidor final), 23 (Construcción) y 31-33 (Industrias Manufactureras).b/ Incluye los subsectores 211 (Extracción de petróleo y gas), 213 (Servicios relacionados con la

minería), 221 (Generación, transmisión y suministro de energía eléctrica), 222 (Agua y suministro de gas por ductos al consumidor final) y 324 (Fabricación de productos derivados del petróleo y del carbón).

p/ Preliminar.


FUENTE: INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de México.

PARTICIPACIÓN DEL VALOR AGREGADO BRUTO EN VALORES BÁSICOS DEL SECTOR INDUSTRIAL Y DEL SECTOR ENERGÉTICO EN EL TOTAL

DE 2007 A 2013-Por ciento-

0

20

40

60

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

37.2 36.6 34.3 35.837.1 38.1 37.9

11.4 10.9 10.6 10.6 10.6 10.7 10.6

Sector Industrial Sector Energético

P/

Nota: se calculó con base en los datos a precios de 2008.p/ Preliminar. FUENTE: INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de México.

2. Estructura económica

VALOR AGREGADO BRUTO EN VALORES BÁSICOS DEL SECTOR ENERGÉTICOPOR RAMA Y GRUPO DE ACTIVIDAD

SERIE ANUAL DE 2008 A 2013-Millones de pesos-

RamaGrupo de actividad

2008 2009 2010 2011 2012 2013P/

Total 1 302 754 1 009 485 1 178 330 1 444 589 1 471 589 1 333 563Extracción de petróleo y gas 892 297 613 936 750 570 1 014 240 1 004 675 886 443Servicios relacionados con la minería 71 178 75 759 80 467 87 990 95 314 96 583Generación, transmisión y suministro de energía eléctrica 216 101 222 449 214 281 199 204 188 325 204 038Agua y suministro de gas por ductos al consumidor final 36 451 44 935 48 087 57 367 60 384 64 887Fabricación de productos derivados del petróleo y del carbón 86 728 52 406 84 924 85 789 122 891 81 611A precios constantes de 2008Total 1 302 754 1 265 536 1 265 737 1 266 718 1 271 928 1 267 939Extracción de petróleo y gas 892 297 848 201 842 720 828 271 824 386 814 649Servicios relacionados con la minería 71 178 74 345 74 760 74 545 76 682 78 351


Generación, transmisión y suministro de energía eléctrica 216 101 216 899 227 974 246 384 251 798 253 282Agua y suministro de gas por ductos al consumidor final 36 451 38 940 39 431 39 595 40 298 40 365Fabricación de productos derivados del petróleo y del carbón 86 728 87 153 80 852 77 923 78 765 81 292p/ Preliminar. FUENTE: INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de México.

ESTRUCTURA DEL VALOR AGREGADO BRUTO EN VALORES BÁSICOS DEL SECTOR ENERGÉTICO POR RAMA DE ACTIVIDAD 2008 Y 2013

-Por ciento-

Extracción de petróleo y gas

68.4

Servicios relacionados

con la minería5.5

Generación, transmisión y suministro de

energía eléctrica

16.6

Agua y suministro de

agua por ductos al consumidor

final2.8

Fabricación de productos

derivados del petróleo y del

carbón6.7

2008

P/

Extracción de petróleo y gas

66.5

Servicios relacionados

con la minería7.2

Generación, transmisión y suministro de

energía eléctrica

15.3

Agua y suministro de

agua por ductos al consumidor

final4.9

Fabricación de productos

derivados del petróleo y del

carbón6.1

2013

p/ Preliminar. FUENTE: INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de México.

POZOS TERMINADOS POR OBJETO DE LA PERFORACIÓNSERIE ANUAL DE 2008 A 2013

Objeto de laperforación 2008 2009 2010 2011 2012 2013P/

Total 729 1 150 1 303 1 034 1 238 823De exportación 65 75 39 33 37 38

Productivos 27 29 23 16 21 23Improductivos 38 46 16 17 16 15

De desarrollo 664 1 075 1 264 1 001 1 201 785Productivos 612 1 014 1 200 955 1 159 747Improductivos 52 61 64 46 42 38

p/ Preliminar.FUENTE: De 2008 a 2012. Pemex. Anuario Estadístico, 2013, México, DF, 2014.

Para 2013. PR. Segundo informe de gobierno. Enrique Peña Nieto, México, DF, 2014.


3. Comercialización y consumo

VALOR DE LAS VENTAS INTERNAS POR PRODUCTOSERIE ANUAL DE 2008 A 2013

Millones de pesosProducto 2008 2009 2010 2011 2012 2013P/

Total 681 550 594 876 683 599 781 812 866 543 916 392Petrolíferos 486 715 463 648 531 424 621 935 714 403 741 891Gas natural seco 105 436 58 102 67 141 64 466 50 233 68 129Gas licuado 55 972 49 511 53 460 58 075 65 036 71 799Petroquímicosa/ 33 427 23 616 31 573 37 336 36 871 34 573a/ Incluye solventes y etano (a partir de octubre de 2013).p/ Preliminar.FUENTE: Pemex. Para 2008. Anuario Estadístico, 2013. México, DF, 2013. De 2009 a 2013. PEMEX. Indicadores petroleros.

Noviembre 2014. http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=16&catID=12155 (consultada el 20 de enero del 2015).

ESTRUCTURA DE LAS VENTAS INTERNAS POR PRODUCTOSERIE ANUAL DE 2008 Y 2013

-Por ciento-

Petrolíferos71.4

Gas natural seco15.5

Gas licuado8.2

Petroquímicos4.9

2008

Petrolíferos81.0

Gas natural seco7.4

Gas licuado7.8

Petroquímicos3.8

2013 P/

p/ Preliminar. FUENTE: PEMEX. Para 2008. Anuario Estadístico, 2013. México, DF, 2013. De 2009 a 2013.

PEMEX. Indicadores petroleros. Noviembre 2014. http://www.ri.pemex.com/index.cfm?


action=content&sectionID=16&catID=12155 (consultada el 20 de enero del 2015).

PARTICIPACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA EN ELCOMERCIO EXTERIOR DE MÉXICO

SERIE ANUAL DE 2008 A 2013-Millones de dólares-

Período

Exportaciones Importaciones SaldoTotal

Nacional(1)

Industriapetrolera

(2)

Participación(%)

(3=2/1)

TotalNacional

(4)

Industriapetrolera

(5)

Participación(%)

(6=5/4)

TotalNacional(7=1-4)

Industriapetrolera(8=2-5)

2008 291 342.6 50 635.4 17.4 308 603.0 35 656.9 11.6 -17 260.4 14 978.42009 229 783.0 30 831.3 13.4 234 385.0 20 462.5 8.7 -4 601.9 10 368.92010 298 473.1 41 693.4 14.0 301 481.8 30 211.2 10.0 -3 008.7 11 482.32011P/ 349 433.4 56 443.4 16.2 350 842.9 42 704.1 12.2 -1 409.5 13 739.32012 370 769.9 52 955.8 14.3 370 751.6 41 138.5 11.1 18.3 11 817.22013P/ 380 026.6 49 493.0 13.0 381 210.2 40 867.8 10.7 -1 183.6 8 625.2

p/ Preliminar. FUENTE: INEGI. Banco de Indicadores Económicos. Sector externo. http://www.inegi.org.mx/sistemas/bie/ (consultada el 20 de enero del 2015).

4. Información financiera

CRÉDITO BANCARIO OTORGADO POR LA BANCA COMERCIAL Y DE DESARROLLO AL SECTOR ENERGÉTICOPOR RAMA DE ACTIVIDAD, SERIE ANUAL DE 2008 A 2010

-Millones de pesos-

Rama de actividad2008 2009 2010

Total Comercial Desarrollo Total Comercial Desarrollo Total Comercial DesarrolloTotal 23 915 15 884 8 032 37 493 23 482 14 011 35 811 23 544 12 267Carbón y derivados 593 148 445 375 133 242 999 876 123Extracción de petróleo 764 682 82 1 215 1 098 117 716 617 99Refinación de petróleo 189 189 0 226 226 0 434 434 0Electricidad, gas y agua 22 370 14 865 7 505 35 677 22 025 13 652 33 662 21 617 12 045FUENTE: BANXICO, http://www.banxico.org.mx (consultada el 14 de enero de 2015).

CRÉDITO BANCARIO OTORGADO POR LA BANCA COMERCIAL Y DE DESARROLLO AL SECTOR ENERGÉTICOPOR RAMA DE ACTIVIDAD, SERIE ANUAL DE 2011 A 2013

-Millones de pesos-

Rama de actividad2011 2012 2013P/

Total Comercial Desarrollo Total Comercial Desarrollo Total Comercial DesarrolloTotal 53 495 41 736 11 759 65 377 55 272 10 105 74 010 66 839 7 171Carbón y derivados 1 327 1 210 118 766 766 0 159 159 0Extracción de petróleo 726 726 0 810 810 0 949 949 0Refinación de petróleo 659 659 0 644 644 0 805 805 0Electricidad, gas y agua 50 783 39 141 11 642 63 156 53 051 10 105 72 096 64 925 7 171p/ Preliminar.FUENTE: BANXICO, http://www.banxico.org.mx (consultada el 14 de enero de 2015).


6. Comparaciones internacionales

VOLUMEN DE LA PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO CRUDO POR BLOQUES ECONÓMICOSSERIE ANUAL DE 2004 A 2009

-Miles de barriles diarios-Bloque económico 2004 2005 2006 2007 2008 2009P/

Total 78 339 79 309 82 950 232 266 83 283 81 655África 8 255 8 475 11 082 10 700 11 260 10 609Asia/Pacífico 7 876 8 050 8 153 8 146 8 544 8 712Comunidad de Estados Independientes 11 499 12 188 12 883 163 671 14 088 14 676Europa (No. OCDE) 167 149 140 144 139 131Europa (OCDE) 5 497 5 291 5 282 4 914 4 530 4 381Hemisferio Occidental 20 475 20 082 20 131 19 752 19 272 19 516Medio Oriente 24 570 25 074 25 279 24 939 25 470 23 630Nota: incluye líquidos del gas natural.p/ Preliminar. FUENTE: Para 2004, Montly Publication Energy Statistics and Analysis, May 2009. De 2005 a 2009, Montly Publication Energy Statistics and

Analysis, Octubre 2010.

ESTRUCTURA DEL VOLUMEN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDOPOR BLOQUES ECONÓMICOS 2004 Y 2009

-Por ciento-


Hemisferio Occidental

26.0

Medio Oriente30.2

África12.0

Asia/Pacífico9.9

Comunidad de Estados

Independientes14.2

Europa (No OCDE)

0.2

Europa (OCDE)

7.5

2004

Hemisferio Occidental

25.0

Medio Oriente30.4

África12.9

Asia/Pacífico10.1

Comunidad de Estados

Independientes15.0

Europa (No OCDE)

0.2

Europa (OCDE)

6.4

2009 P/

p/ Preliminar. FUENTE: Para 2004, Montly Publication Energy Statistics and Analysis, May 2009. De 2005 a 2009,

Montly Publication Energy Statistics and Analysis, Octubre 2010.

DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO CRUDO POR BLOQUES ECONÓMICOSSERIE ANUAL DE 2004 A 2009

-Miles de barriles diarios-Bloque económico 2004 2005 2006 2007 2008 2009P/

Total 78 646 80 048 82 761 87 060 84 943 84 641África 2 563 2 729 2 896 2 972 3 094 3 148Américaa/ 5 439 5 643 5 101 5 145 5 382 5 570Asia/Pacífico 14 758 15 714 17 061 17 399 16 616 17 701Europab/ 3 711 3 984 4 847 5 096 5 096 4 863Medio Oriente 4 651 4 733 5 090 5 320 5 627 5 686OCDE 47 524 47 245 47 766 51 128 49 128 47 673

México 1 632 1 616 1 763 1 816 1 828 1 772Canadá 2 084 2 095 2 029 2 291 2 143 2 059Estados Unidos de Norteamérica 20 323 20 340 20 585 20 701 19 383 18 685Europa Occidental 14 211 14 127 13 928 13 669 13 567 13 252Asia/Pacífico 9 274 9 067 9 461 12 651 12 206 11 905

a/ Excluye Canadá, México y Estados Unidos de Norteamérica debido a que se presentan en la OCDE.b/ Incluye la comunidad de Estados Independientes y otros países de Europa.p/ Preliminar. FUENTE: BER. Oil and Energy Trends. A Monthly Publication of International Energy Statistics and Analysis, Oct 2010. Oxford, UK, 2010.

RESERVAS PROBADAS Y VOLUMEN DE LA PRODUCCIÓN MUNDIALDE PETRÓLEO CRUDO POR PAÍSES SELECCIONADOS


SERIE ANUAL DE 2007 A 2012-Millones de barriles-

País

2007 2008

Reservas Produccióna/

RelaciónReservas/

Producciónb/

(Años)


RelaciónReservas/

Producciónb/

(Años)Total 1 397 485 82 285 47 1 468 126 82 932 48Arabia Saudita 264 209 10 268 70 264 063 10 663 68Argelia 12 200 1 992 17 12 200 1 969 17Brasil 12 624 1 833 19 12 801 1 895 18Canadá 178 834 3 290 149 176 264 3 207 150Emiratos Árabes Unidos 97 800 3 001 89 97 800 3 026 88Estados Unidos de Norteamérica 30 460 6 862 12 28 396 6 783 11Irán, República Islámica del 138 220 4 303 88 137 620 4 396 86Irak 115 000 2 143 147 115 000 2 428 129Kuwait 101 500 2 663 104 101 500 2 786 100Libia, Jamahiriya Árabe 43 663 1 820 66 44 271 1 820 66Méxicoc/ 12 187 3 479 10 11 865 3 165 10Nigeria 37 200 2 265 45 37 200 2 113 48Noruega 8 168 2 551 9 7 491 2 466 8Qatar 27 323 1 279 59 26 833 1 449 51Reino Unido 3 390 1 663 6 3 060 1 568 5Rusia 84 496 10 044 23 84 108 9 950 23Venezuela 99 377 3 320 84 172 323 3 222 146Asia/Pacífico 40 047 8 003 14 42 432 8 111 14Resto del mundo 90 786 11 598 21 92 899 11 915 21

(Continua)…



País

2009 2010


RelaciónReservas/

Producciónb/

(Años)


RelaciónReservas/

Producciónb/

(Años)Total 1 510 099 81 261 51 1 616 675 83 272 53Arabia Saudita 264 590 9 663 75 264 516 10 075 72Argelia 12 200 1 774 19 12 200 1 698 20Brasil 12 876 2 024 17 14 246 2 137 18Canadá 175 874 3 202 150 175 222 3 332 144Emiratos Árabes Unidos 97 800 2 723 98 97 800 2 895 93Estados Unidos de Norteamérica 30 872 7 263 12 34 990 7 552 13Irán, República Islámica del 137 010 4 249 88 151 170 4 356 95Irak 115 000 2 452 129 115 000 2 490 127Kuwait 101 500 2 511 111 101 500 2 536 110Libia, Jamahiriya Árabe 46 422 1 652 77 47 097 1 659 78Méxicoc/ 11 866 2 978 11 11 691 2 959 11Nigeria 37 200 2 211 46 37 200 2 523 40Noruega 7 078 2 351 8 6 767 2 137 9


Qatar 25 907 1 416 50 24 684 1 676 40Reino Unido 2 835 1 480 5 2 805 1 357 6Rusia 85 157 10 139 23 85 117 10 365 22Venezuela 211 173 3 033 191 296 501 2 838 286Asia/Pacífico 40 779 8 071 14 41 668 8 420 14Resto del mundo 93 961 12 067 21 96 501 12 266 22

(Continua)…



País

2011 2012P/


RelaciónReservas/

Producciónb/

(Años)


RelaciónReservas/

Producciónb/

(Años)Total 1 654 133 84 210 54 1 668 929 86 152 53Arabia Saudita 265 405 11 144 65 265 850 11 530 63Argelia 12 200 1 684 20 12 200 1 667 20Brasil 15 050 2 193 19 15 314 2 149 19Canadá 174 593 3 526 136 173 888 3 741 127Emiratos Árabes Unidos 97 800 3 319 81 97 800 3 380 79Estados Unidos de Norteamérica 34 990 7 868 12 34 990 8 905 11Irán, República Islámica del 154 580 4 358 97 157 000 3 680 117Irak 143 100 2 801 140 150 000 3 115 132Kuwait 101 500 2 880 97 101 500 3 127 89Libia, Jamahiriya Árabe 48 014 479 275 48 014 1 509 87Méxicoc/ 11 394 2 940 11 11 362 2 911 11Nigeria 37 200 2 460 41 37 200 2 417 42


Noruega 6 884 2 040 9 7 494 1 916 11Qatar 23 900 1 836 36 23 900 1 966 33Reino Unido 3 098 1 114 8 3 098 967 9Rusia 87 088 10 510 23 87 232 10 643 22Venezuela 297 571 2 766 295 297 571 2 725 298Asia/Pacífico 41 444 8 246 14 41 492 8 313 14Resto del mundo 98 323 12 046 22 103 024 11 490 24Nota: Las cifras sobre reservas son al final de cada año.a/ Miles de barriles diarios.b/ Se calculó dividiendo las reservas entre la producción anual.c/ Incluye condensado.FUENTE: http://www.bp.com/sectiopngenericarticle (consultada en enero 2014).

RELACIÓN DE RESERVAS/PRODUCCIÓN POR PAÍSES SELECCIONADOS 2012P/

-Años-


0

50

100

150

200

250

300

350

RepúblicaIslámica del

Irán

Arabia Saudita EmiratosÁrabes Unidos

Venezuela México

117

6379

298

11

218

82

118

203

7

Petróleo crudo Gas naturalNota: Las cifras sobre reservas son al final de cada año.p/ Preliminar. FUENTE: http://www.bp.com/sectuibgenericarticle (consultada en enero 2014).

Fuente de información:http://www.inegi.org.mx/prod_serv/contenidos/espanol/bvinegi/productos/nueva_estruc/energetico/702825070229.pdf

Decreto por el que se reforman diversas disposiciones del Reglamento de la Ley de Pemex y del Reglamento de la Ley de la CFE (SHCP)

El 9 de febrero de 2014, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) publicó

en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el “Decreto por el que se reforman

diversas disposiciones del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos (Pemex) y

del Reglamento de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el cual se

presenta a continuación.

ENRIQUE PEÑA NIETO, Presidente de los Estados Unidos Mexicanos, en ejercicio

de la facultad que me confiere el artículo 89, fracción I de la Constitución Política de

los Estados Unidos Mexicanos y con fundamento en los artículos 31, 33 y 37 de la

Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, 3, 16 y 21 de la Ley de Petróleos


Mexicanos y 3, 15 y 20 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, he tenido a

bien expedir el siguiente

DECRETO POR EL QUE SE REFORMAN DIVERSAS DISPOSICIONES DEL REGLAMENTO DE LA LEY DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y DEL

REGLAMENTO DE LA LEY DE LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

ARTÍCULO PRIMERO. Se reforman los artículos 10; 11; 12, párrafo primero y 15

del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos, para quedar como sigue:

Artículo 10. Los Consejeros del Gobierno Federal y los Consejeros Independientes

presentarán a la Secretaría de la Función Pública, y al Consejo de Administración,

durante el mes de enero de cada año, un escrito en el que manifiesten, bajo protesta de

decir verdad, que no se ubican en alguno de los supuestos de impedimento o conflicto

de interés a que se refieren la Ley y el presente Reglamento, así como señalar en

dicho escrito las demás actividades profesionales, empleos, puestos, cargos o

comisiones que hayan desempeñado en el año calendario inmediato anterior, así como

todos aquellos contratos de asesoría o los que en ejercicio de sus actividades

profesionales hayan celebrado de forma personal o en los que hubiesen participado,

durante el mismo período.

Artículo 11. A solicitud de la Secretaría de la Función Pública, Petróleos Mexicanos

deberá entregar copia de cualquier reporte o informe que haya proporcionado a las

autoridades competentes, nacionales o extranjeras, que contenga información

relacionada con las actividades actuales y anteriores de los integrantes del Consejo de

Administración.

Artículo 12. En caso de que a juicio de al menos dos integrantes del Consejo de

Administración o del Comisario, exista duda fundada de que las actividades, empleos,

puestos, cargos, comisiones o contratos señalados en el escrito a que se refiere el


artículo 10 del presente Reglamento configuran un conflicto de interés, remitirán a la

Secretaría de la Función Pública el dictamen correspondiente, a efecto de que

determine lo conducente.

...

Artículo 15. Si como parte de la evaluación anual a que se refiere el artículo 117 de la

Ley, el Comisario detecta un posible caso de conflicto de interés, remitirá

inmediatamente a la Secretaría de la Función Pública el dictamen respectivo.

ARTÍCULO SEGUNDO. Se reforman los artículos 11; 13; 14, párrafo primero y 17

del Reglamento de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, para quedar como

sigue:

Artículo 11. Los Consejeros del Gobierno Federal y los Consejeros Independientes

presentarán a la Secretaría de la Función Pública, y al Consejo de Administración,

durante el mes de enero de cada año, un escrito en el que manifiesten, bajo protesta de

decir verdad, que no se ubican en alguno de los supuestos de impedimento o conflicto

de interés a que se refieren la Ley y el presente Reglamento, así como señalar en

dicho escrito las demás actividades profesionales, empleos, puestos, cargos o

comisiones que hayan desempeñado en el año calendario inmediato anterior, así como

todos aquellos contratos de asesoría o los que en ejercicio de sus actividades

profesionales hayan celebrado de forma personal o en los que hubiesen participado,

durante el mismo período.

Artículo 13. A solicitud de la Secretaría de la Función Pública, la Comisión Federal

de Electricidad deberá entregar copia de cualquier reporte o informe que haya

proporcionado a las autoridades competentes, nacionales o extranjeras, que contenga

información relacionada con las actividades actuales y anteriores de los integrantes

del Consejo de Administración.


Artículo 14. En caso de que a juicio de al menos dos integrantes del Consejo de

Administración o del Comisario, exista duda fundada de que las actividades, empleos,

puestos, cargos, comisiones o contratos señalados en el escrito a que se refiere el

artículo 11 del presente Reglamento configuran un conflicto de interés, remitirán a la

Secretaría de la Función Pública el dictamen correspondiente, a efecto de que

determine lo conducente.

...

Artículo 17. Si como parte de la evaluación anual a que se refiere el artículo 120 de la

Ley, el Comisario detecta un posible caso de conflicto de interés, remitirá

inmediatamente a la Secretaría de la Función Pública, el dictamen correspondiente.

TRANSITORIOS

PRIMERO. El presente Decreto entrará en vigor el día de su publicación en el Diario

Oficial de la Federación.

SEGUNDO. Los trámites que por virtud del presente Decreto correspondan a la

Secretaría de la Función Pública deberán ser remitidos a ésta por la Consejería

Jurídica del Ejecutivo Federal dentro de los tres días siguientes a la entrada en vigor

de este ordenamiento.

Fuente de información:http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5381223&fecha=09/02/2015

Implementa Petróleos Mexicanos nuevosistema de registro y evaluación deproveedores y contratistas (Pemex)


El 26 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que se implementa un

nuevo sistema de registro y evaluación de proveedores y contratistas, a continuación

se presenta la información.

Pemex, a través de la Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento (DCPA),

implementa un nuevo sistema de registro y evaluación de sus proveedores y

contratistas, con análisis de riesgo preliminar para preselección.

El objetivo de este nuevo sistema es tener un mejor conocimiento de sus proveedores

y contratistas, así como incentivar relaciones de largo plazo que aseguren una cadena

de suministro confiable, transparente y eficiente. El modelo incluirá a casi 9 mil 500

proveedores registrados.

Este nuevo sistema, el cual desarrolla la DCPA, contará con un registro único para

administrar la información comercial y financiera de los proveedores y contratistas,

así como de los productos y servicios que ofrecen. La evaluación se realiza en toda la

cadena de procura, con aspectos cualitativos y cuantitativos para la toma de

decisiones, incluyendo revisiones exhaustivas con retroalimentación al proceso.

Cabe mencionar que dicho sistema está en proceso de tener enlaces de información

con diversas instancias federales como el Servicio de Administración Tributaria

(SAT), Instituto del Fondo Nacional de la Vivienda para los Trabajadores

(INFONAVIT), Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS), la Secretaría de

Trabajo y Previsión Social y la Secretaría de la Función Pública, a fin de verificar que

los proveedores y contratistas estén al corriente con sus obligaciones y que no se

encuentren inhabilitados para trabajar con el gobierno federal.

Asimismo, habrá acceso a comunidades internacionales para el análisis

mercado-proveedor con enfoque en categorías, lo que permitirá una optimización de

hasta seis horas menos en la atención de cada solicitud de información.


El registro se dividirá en dos partes: uno básico y otro extendido para aquellos que

tengan un perfil estratégico o crítico, donde se tendrá que entregar información

adicional y certificaciones especializadas.

Se tendrá calificación de riesgos de diferentes proveedores y contratistas con

información interna al igual que de fuentes confiables externas. También se contará

con una aplicación sistemática de evaluaciones de desempeño objetivo a proveedores

y contratistas en la ejecución de sus contratos, permitiendo identificar las áreas de

oportunidad y la mitigación de riesgos, así como valorar su buen desempeño.

De este modo, se hará más ágil y eficiente el proceso de contratación, al tiempo que

fortalecerá la transparencia y permitirá conformar una comunidad a la que podrán

tener acceso empresas compradoras regionales e internacionales del sector petróleo y

gas, generando crecientes oportunidades de negocio.

Cabe resaltar que oportunamente Pemex ofrecerá capacitación a sus proveedores y

contratistas, proporcionándoles el soporte necesario para la operación del nuevo

sistema.


Se realiza el ciclo de conferencias “La Generaciónde Energía Eléctrica y el Impulso de las EnergíasRenovables en México” (SENER)


El 6 de febrero de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) comunicó que el

Subsecretario de Electricidad inauguró el Ciclo de conferencias “La Generación de

Energía Eléctrica y el Impulso de las Energías Renovables en México” con el objetivo

de acercar a los académicos, estudiantes, empresarios y funcionarios del sector

eléctrico michoacano a la actualización de contenidos en energía eólica, solar y en

especial de la geotérmica.

En su mensaje, el Subsecretario destacó que en México llegó el momento de impulsar

con mayor fuerza y mejores prácticas internacionales, las energías renovables, con el

fin de cumplir con el 35% de generación con fuentes limpias que el país comprometió

para 2024.

Acompañado del Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la SENER,

el Subsecretario de Electricidad aseveró que la Reforma Eléctrica promueve la

integración de las energías renovables y beneficia a las tecnologías al permitir la

competencia y la inversión en el sector.

En su intervención, el Rector de la Universidad Michoacana de San Nicolás de

Hidalgo comentó que la sustentabilidad es hacer un uso eficiente y racional de los

recursos naturales, para cubrir las necesidades de las generaciones actuales y futuras,

lo que requiere de alianzas entre el sector académico, empresarial, autoridades y

organizaciones sociales.

En la ceremonia de inauguración estuvieron presentes el Director General del Centro

Nacional de Control de Energía (CENACE), el Director del Instituto Tecnológico de

Morelia, el Presidente del Consejo Coordinador Empresarial de Michoacán; y el

Director Regional de Banamex y Presidente del Centro Bancario de Michoacán.

Durante el día se llevarán a cabo conferencias sobre temas, como los nuevos

mecanismos de mercado que se implementarán: Certificados de Energías Limpias y


las Subastas. Dichos instrumentos, permitirán a los suministradores de energía

eléctrica cumplir con las obligaciones legales vigentes.

En el rubro de eficiencia energética, se dictará la ponencia “Redes Eléctricas

Inteligentes”, donde se tocarán casos de éxito en México y el extranjero. Además el

Director del CENACE hablará sobre los aspectos operativos de la generación y

despacho de la electricidad, especialmente de las energías renovables.

En cuanto a geotermia, se analizarán sus características, potencialidades y

oportunidades de desarrollo. También se explicará el fortalecimiento institucional

para la sustentabilidad energética.

La ceremonia de clausura estará a cargo del Director General de la Comisión Federal

de Electricidad.

Fuente de información:http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3106

Firman Convenio de colaboración para realizarproyectos en materia energética (CFE)

El 28 de enero de 2015, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Fundación

UNAM firmaron un Convenio de colaboración para realizar proyectos en materia

energética. Dicho convenio permitirá establecer un marco de colaboración para el

desarrollo de proyectos académicos, laborales y de investigación científica aplicada.

A continuación se presenta la información.

La CFE y la Fundación de la Universidad Nacional Autónoma de México (Fundación

UNAM) firmaron un Convenio de colaboración que tiene por objetivo realizar

proyectos conjuntos en materia energética.


El documento fue firmado por el Director General de la CFE, por el Presidente de la

Fundación UNAM y por la Directora Ejecutiva de la Fundación UNAM. El Rector de

la UNAM firmó el Convenio como testigo de honor.

Durante la ceremonia, el Director General de la CFE aseguró que gracias a la

colaboración académica y científica entre ambas instituciones, se podrán aprovechar

mejor las oportunidades que brinda la Reforma Energética.

Además, de que se sentarán las bases para crear el “Premio Nacional de Energía”, y se

desarrollará un programa de pasantías en la CFE para estudiantes de las facultades de

Derecho, Economía e Ingeniería de la UNAM, agregó.

Por su parte, el Rector de la UNAM destacó la importancia de este acuerdo, ya que

permitirá a los estudiantes trabajar en una de las empresas más importantes del país.

Agregó que tanto la Universidad Nacional Autónoma de México, como la Comisión

Federal de Electricidad, son instituciones que tienen presencia en todo el territorio

nacional y ambas buscan servir al país.

El Rector aseguró que la Fundación UNAM hace un gran esfuerzo por apoyar a los

estudiantes y a la propia Universidad y este convenio y las oportunidades que traerá

para los universitarios una relación académica o profesional con la CFE, es solo un

ejemplo de ello.

En tanto, el Presidente de la Fundación UNAM manifestó que este convenio permitirá

que los estudiantes estén cerca del mercado laboral.

Asimismo, consideró que este acercamiento entre la Fundación UNAM y la CFE,

representa una oportunidad concreta de realización para los estudiantes y para la


creación de proyectos de beneficio mutuo, proporcionando recursos materiales y

humanos para un mejor conocimiento y desarrollo del sector eléctrico.

En el evento estuvieron presentes, por parte de la CFE, el Director de Operación, el

Director de Administración, el Coordinador de Asesores, el Coordinador de

Administración y el Gerente de Capacitación.

Por parte de la Fundación UNAM estuvieron: el Abogado General, la Directora de

Fundación UNAM, el Director de Enlace y la Directora de Enlace con la UNAM.

Fuente de información:http://saladeprensa.cfe.gob.mx/boletines/show/8203/

Suscriben convenio de colaboración para investigacióny desarrollo de tecnología (Pemex)

El 5 de febrero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) y el Instituto Politécnico

Nacional (IPN) celebraron un convenio de colaboración para la formación y

especialización de recursos humanos, el desarrollo de tecnología e investigación y la

realización de actividades de asesoría y trabajos técnicos.

El acuerdo fue firmado por el Director General de Pemex, en calidad de testigo, así

como por el Director General del IPN y el Director de Operaciones de Pemex.

La colaboración con el Politécnico Nacional es fundamental, ya que representará una

herramienta clave para afrontar uno de los principales retos que plantea la Reforma

Energética para Pemex como es la retención de su talento humano y la capacitación

de sus cuadros, aseveró el responsable de Pemex.


Asimismo, apuntó que dentro del proceso de transformación de Petróleos Mexicanos,

resulta esencial impulsar la generación y el desarrollo de tecnología, así como la

innovación de sus procesos operativos.

A su vez, el funcionario de IPN resaltó que este convenio refleja la estrecha

colaboración histórica que ha existido entre Pemex y el IPN, y subrayó que la

Reforma Energética abre grandes oportunidades para reforzar las relaciones en una

amplia diversidad de temas del conocimiento.

En este sentido, apuntó que se promoverán y apoyarán programas conjuntos de

investigación tanto científica tecnológica como de ciencias sociales, y precisó que

entre los servicios especializados que el Instituto podrá ofrecer se incluyen la

verificación y emisión de dictámenes técnicos.

El convenio, el cual abarca los ámbitos académico, científico, tecnológico,

humanístico y cultural, fortalecerá los mecanismos de vinculación institucional con el

propósito de impulsar el desarrollo estratégico en materia de hidrocarburos y diversas

áreas del conocimiento relacionadas con las actividades de la industria petrolera.

De igual modo, establece la realización de cursos y postgrados de especialización,

maestría y doctorado, así como la organización de cursos, seminarios, congresos,

conferencias y exposiciones.

Para ello, tanto Pemex como el IPN identificarán los proyectos de investigación y

desarrollo científico tecnológico que sean de interés común, para lo cual podrán

celebrar convenios específicos que permitan la realización de dichos proyectos. La

vigencia del acuerdo es hasta fines de 2018.



Instalan Consejos Consultivos para el Fomento alas Industrias de Hidrocarburos y Eléctrica (SE)

El 28 de enero de 2015, el titular de la Secretaría de Economía (SE) presidió la

Instalación y Primera Sesión Ordinaria de los Consejos Consultivos para el Fomento

de las Industrias de Hidrocarburos y para el Fomento de la Industria Eléctrica. A

continuación se presentan los detalles.

El Secretario de Economía presidió la Instalación y Primera Sesión Ordinaria de los

Consejos Consultivos para el Fomento de las Industrias de Hidrocarburos y para el

Fomento de la Industria Eléctrica. Ambos eventos forman parte de la estrategia para el

fomento industrial de Cadenas Productivas locales.

El Secretario de Economía destacó que el objetivo de los Consejos es apoyar en la

definición de políticas, criterios y metodologías para el diagnóstico de la oferta de

productos, bienes y servicios; la promoción de la industria nacional; la formación de

Cadenas Productivas regionales y nacionales, y el desarrollo del talento de los

recursos humanos, innovación y tecnología. Esto, dijo, en cumplimiento al mandato

otorgado a la SE por la Ley de Hidrocarburos y por la Ley de la Industria Eléctrica

promulgadas en agosto 2014.

Añadió que dichos Consejos Consultivos no solo favorecerán la atracción de la

inversión directa sino que serán fundamentales para apoyar a la SE en su nueva

responsabilidad de definir estrategias para el fomento industrial de Cadenas

Productivas Locales para el sector energético nacional, con los siguientes principios:

– Identificar los sectores industriales y las regiones en que se enfocará la

estrategia asegurando que está alineada a las oportunidades de demanda de la

industria de hidrocarburos.


– Capitalizar el registro de proveedores nacionales para la industria de

hidrocarburos, que será abierto la próxima semana, en el que se registren las

empresas nacionales interesadas en participar en la industria y manifiesten sus

necesidades de desarrollo.

– Implementar programas para el desarrollo de proveedores y contratistas

nacionales, a partir de la detección de oportunidades de negocio.

– Impulsar el cierre de brechas de capacidad técnica y de calidad de las

empresas, a través de programas de apoyo para asistencia técnica y financiera.

Asimismo, indicó que los Consejos Consultivos para el Fomento de la Industria

Energética apoyarán a la Unidad Especializada de la SE que dará seguimiento a las

estrategias para el fomento industrial y de la inversión directa en la industria

energética en general.

El Secretario de Economía estuvo acompañado por: el Secretario de Energía, el

Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Comisionado

Presidente de la Comisión Reguladora de Energía.

También se contó con presencia de cúpulas empresariales de representación nacional,

como el Presidente del Consejo Coordinador Empresarial, el Secretario de la Mesa

Directiva de CONCAMIN, así como funcionarios de CANACINTRA, entre otros.

Por parte del sector académico estuvieron presentes representantes del Instituto

Politécnico Nacional, la Universidad del Valle de México, la UNAM y el Instituto

Tecnológico de Estudios Superiores.

También asistieron como invitados especiales el Director General de PEMEX, el

Director General de la CFE, los representantes del Instituto Mexicano del Petróleo y


del Instituto de Investigaciones Eléctricas, así como el Director Adjunto de Desarrollo

Tecnológico e Innovación del CONACYT.

Fuente de información:http://www.economia.gob.mx/eventos-noticias/sala-de-prensa/comunicados/10878-comunicado15-009

Medidas para incrementar inversiones en laoperación, mantenimiento y capacitación dela industria de Gas LP (SENER)

El 5 de febrero de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) comunicó haber

presentado a la COFEMER medidas para incrementar inversiones en la operación,

mantenimiento y capacitación de la industria de Gas LP. En dicho contexto, 41

centavos por cada kg de gas L.P. serán dedicados a financiar la sustitución de equipo,

mantenimiento y capacitación. Se estima recaudar alrededor de 3 mil 500 millones de

pesos anuales, sin incrementar el precio final al consumidor. A continuación se

presentan los detalles.

La SENER presentó, el 5 de febrero de 2015, a la Comisión Federal de Mejora

Regulatoria (COFEMER) para que se sometan a la consulta pública reglamentaria un

conjunto de Disposiciones Administrativas que establecerán obligaciones de los

permisionarios de distribución de gas L.P. para que se incrementen las inversiones en

operación, mantenimiento y capacitación, a fin de mejorar las condiciones de

seguridad con que opera esta industria.

Las disposiciones obligarán a los permisionarios del gas L.P. a llevar a cabo un

programa de mantenimiento anual donde se establezcan metas y plazos para

determinar qué instalaciones y vehículos estarán destinados a mantenimiento, los

recursos humanos sujetos a capacitación y el monto estimado a invertir en dichas

actividades.


Este programa de mantenimiento deberá ser presentado a las autoridades durante los

primeros 10 días del mes de noviembre y deberá ejecutarse a lo largo del año

siguiente.

Las Disposiciones Administrativas planteadas por la SENER establecen que 41

centavos por cada kg de gas L.P. serán dedicados a financiar la sustitución de equipo,

mantenimiento y capacitación. Estas medidas no incrementarán en modo alguno el

precio final al consumidor.

Se estima que este mecanismo de financiamiento recaudará alrededor de 3 mil 500

millones de pesos anuales que serán invertidos por las empresas permisionarias en las

actividades contenidas en el programa de mantenimiento.

Con esta disposición se garantizan los recursos económicos anuales destinados a la

seguridad industrial y se incrementarán significativamente los avances ya alcanzados

en los primeros dos años del sexenio, en los que se invirtieron 3 mil 800 millones de

pesos que permitieron sustituir 2 millones 334 mil 881 cilindros, 2 mil 795 vehículos

de distribución y 41 mil 386 tanques estacionarios que no reunían las condiciones

adecuadas para su operación. Asimismo se otorgaron 5 mil 432 apoyos para

mantenimiento a plantas de carburación y 125 mil 244 apoyos para mantenimiento a

vehículos.

Con la aprobación e implementación de las Disposiciones Administrativas de carácter

general presentadas a la COFEMER se fortalecerán las condiciones de seguridad en el

manejo y uso del gas L.P., en coordinación con los permisionarios y las asociaciones

de la industria.

El procedimiento de consulta pública que llevará a cabo la COFEMER durará como

máximo 20 días hábiles.


Estas Disposiciones Administrativas se encuentran disponibles para su consulta

pública en la página de internet de la COFEMER en www.cofemer.gob.mx

Fuente de información:http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3105

Coloca Petróleos Mexicanos CertificadosBursátiles por 24 mil 300 millones de pesos(Pemex)

El 5 de febrero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) colocó certificados bursátiles

por 24 mil 300 millones de pesos. A continuación se presenta la información.

Como parte del programa de financiamientos para el presente año y de conformidad

con el calendario de colocaciones de Pemex, anunciado en la conferencia trimestral

del “Programa de subasta de valores gubernamentales para el primer trimestre de

2015”, Petróleos Mexicanos realizó una oferta de certificados bursátiles por un monto

aproximado de 24 mil 300 millones de pesos en el mercado local.

Esta cifra podrá modificarse una vez que sea asignada la opción de sobre-colocación

ofrecida a los formadores de mercado.

La oferta consistió en tres reaperturas a las emisiones con claves de pizarra PEMEX

14, a tasa flotante y vencimiento en 2020; PEMEX 14-2, a tasa fija y vencimiento en

2026, y la PEMEX 14U, con vencimiento en 2026.

La emisión PEMEX 14-2, cuenta con una opción para ser liquidada a través de

Euroclear y permite la participación de inversionistas internacionales sin tener una

cuenta de custodia local. Esto fue posible gracias a las medidas encaminadas a

fomentar la participación de extranjeros en el mercado local y de incrementar la


liquidez en el mercado secundario de deuda corporativa mexicana, implementadas por

la Secretaría de Hacienda y Crédito Público:

i) listado de Certificados Bursátiles de corporativos mexicanos en Euroclear y

ii) publicación de una nueva miscelánea por parte del Servicio de Administración

Tributaria (SAT).

En esta ocasión, a través de la estructura que permite la liquidación a través de

Euroclear, se tuvo una participación internacional de 9 mil millones de pesos,

aproximadamente tres veces la demanda recibida en emisiones anteriores mediante la

estructura de Global Depositary Notes (GDN). Además se logró la participación de

una base de inversionistas diferente a la tradicional que adquiere bonos bajo la

estructura de GDN.

El monto colocado fue dividido en tres tramos:

i) 4 mil 300 millones de pesos en tasa flotante de la Tasa de Interés Interbancaria de

Equilibrio (TIIE) más 25 puntos base,

ii) 17 mil millones de pesos, de los cuales, 9 mil millones (el 53% de este tramo)

fueron asignados a inversionistas internacionales, a tasa fija con rendimiento de

7.50% y

iii) aproximadamente 2 mil 987 millones de pesos, que equivalen a 565 millones en

Unidades de Inversión (UDI’s) con un rendimiento de 3.57 por ciento.

La demanda total recibida fue de aproximadamente 36 mil 500 millones de pesos.


La base inversionista local se compuso principalmente por sociedades de inversión,

Afores, tesorerías bancarias, bancas privadas y aseguradoras. En la parte de

internacional fue formada por inversionistas institucionales.

Los intermediarios colocadores fueron seleccionados por su desempeño como

formadores de mercado de bonos de Pemex: Banamex, Bank of América, BBVA

Bancomer, HSBC y Scotiabank. Como agente estructurador en la parte internacional

fungió Morgan Stanley.

Los recursos que se obtengan por estas emisiones se destinarán principalmente al

financiamiento de proyectos de inversión.


Asignan calificación a emisiones deCertificados Bursátiles de Pemex (Fitch)

El 30 de enero de 2015, la casa calificadora Fitch Ratings asignó calificaciones a las

siguientes emisiones de Certificados Bursátiles de Petróleos Mexicanos (Pemex):

– Calificación en Escala Nacional de ‘AAA(mex)’ a los Certificados Bursátiles

Adicionales de la primera reapertura de la emisión con clave de pizarra

PEMEX 14, por un monto en conjunto, con los Certificados Bursátiles


PEMEX 14-2 y con los Certificados Bursátiles Adicionales de la cuarta

reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14U, de hasta 35 mil

millones de pesos, con vencimiento hasta 2020, a tasa variable.




PEMEX 14-2, por un monto en conjunto, con los Certificados Bursátiles


PEMEX 14 y con los Certificados Bursátiles Adicionales de la cuarta

reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14U, de hasta MXN 35

mil millones de pesos, con vencimiento hasta 2026, a tasa fija.


Adicionales de la cuarta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX

14U, por un monto en conjunto, con los Certificados Bursátiles Adicionales de

la primera reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14 y con los

Certificados Bursátiles Adicionales de la primera reapertura de la emisión con

clave de pizarra PEMEX 14-2, de hasta 35 mil millones de pesos, o su

equivalente en unidades de inversión (UDIs), con vencimiento el 15 de enero

de 2026, a tasa fija real.

Los recursos de dichas emisiones serán destinados para proyectos diversos dentro de

las diferentes áreas de Pemex, como son: Pemex-Exploración y Producción, Pemex-

Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, entre otras.

Los Certificados Bursátiles contarán con la garantía solidaria, incondicional e

irrevocable de Pemex-Exploración y Producción; Pemex-Refinación, así como

Pemex-Gas y Petroquímica Básica en términos del Convenio de Responsabilidad

Solidaria y de los Certificados de Designación correspondientes.

El monto de las tres emisiones, las cuales se realizarán bajo la modalidad de vasos

comunicantes, no podrá exceder de 35 mil millones de pesos en conjunto al momento

de las disposiciones.

Factores clave de las calificaciones


Las calificaciones de Pemex reflejan el vínculo con el gobierno federal y su

importancia fiscal al riesgo soberano de México. También consideran su utilidad

sólida antes de impuestos, perfil orientado a la exportación, reservas importantes de

hidrocarburos y posición de mercado en México. Además toman en cuenta los niveles

significativos de deuda ajustada de la compañía al incluir sus obligaciones de

pensiones sin fondear, carga fiscal importante, requerimientos altos de inversión,

capital contable negativo y riesgo de interferencia política.

Vínculo firme con el Gobierno Federal:

Pemex es la compañía más grande de la nación y una de las fuentes mayores de

recursos del país. Durante los últimos 5 años, sus transferencias al gobierno federal

han promediado 54% sobre ventas o 122% sobre el resultado operativo. Estas

contribuciones a través de regalías e impuestos representan un promedio de entre 30 y

40% de los ingresos del Gobierno Federal. Como resultado, el balance general de

Pemex se ha debilitado y se refleja en un capital contable negativo al cierre de 2013.

A pesar del tratamiento pari-passu con la deuda soberana en el pasado, los pasivos

con costo de Pemex no cuentan con una garantía explícita.

Producción estabilizándose

La producción de petróleo se ha estabilizado en alrededor de 2.4 millones de barriles

por día (bpd), luego de una caída notable durante la última década. La estabilización

es resultado del uso intensivo de tecnología en la zona de Cantarell, mejoras en las

operaciones e incremento de producción en un número diversificado de campos.

Durante los últimos meses, la producción de petróleo ha dado muestras de

disminuciones, mismas que se esperan revertir en el largo plazo conforme la

compañía incremente sus inversiones.


La diversificación de activos petroleros productivos reduce el riesgo de caídas

grandes de producción en el futuro; Cantarell representa menos de 20% de la

producción petrolera. El objetivo de Pemex es incrementar la producción de petróleo

a 2.8 millones de bpd en el mediano a largo plazo. Lo anterior constituye un desafío

dado que la capacidad de la compañía de inversión en activos está limitada por

restricciones presupuestarias y a una carga impositiva alta.

Reforma energética aprobada; beneficios para Pemex en el largo plazo

Aún y cuando la calificación de Pemex continuará ligada altamente al riesgo

soberano, la reforma pudiera dar a la compañía flexibilidad financiera a través de

independencia del presupuesto. Hasta ahora, la empresa ha tenido que obtener la

aprobación de un presupuesto anual por parte del Congreso, el cual, junto con una

carga fiscal importante, lo que ha restringido la flexibilidad de inversión de Pemex.

Así mismo, la compañía se beneficiaría al ser capaz de asociarse con empresas de

petróleo y gas con el fin de compartir los riesgos de exploración.

El impacto total de la reforma será positivo para Pemex pero de manera gradual y la

empresa continuará enfrentando la carga tributaria pesada en el mediano plazo. A

pesar de las implicaciones positivas posibles de la reforma energética en el largo

plazo, los estados financieros de Pemex continuarán perjudicados por los niveles altos

de pasivos laborales no fondeados. Esto, en tanto no se instrumenten las medidas

pertinentes para resolver la situación. Dichas obligaciones equivalen

aproximadamente a 87 mil millones de dólares estadounidenses y representan 54% de

la deuda total ajustada a finales de septiembre de 2014.

Flujo libre negativo por transferencias a Gobierno


Fitch prevé que Pemex presentará un flujo libre de efectivo negativo durante los

próximos 2 a 3 años, considerando el precio de petróleo utilizado por Fitch. Esto, por

la carga fiscal elevada y por los niveles altos de inversiones necesarias para mantener

y potencialmente incrementar los volúmenes de producción. La carga fiscal histórica

de la compañía ha limitado la generación interna de flujo de efectivo lo que ha

forzado una dependencia creciente al financiamiento. La entrada en vigor de una

reforma energética y fiscal debería ayudar a mitigar la carga fiscal de Pemex y liberar

recursos generados por la operación que pudiera destinar a incrementar las

inversiones.

Fitch prevé que Pemex será beneficiado por la reforma en el largo plazo puesto que

durante los próximos tres a cinco años, Pemex continuará siendo la fuente principal de

financiamiento para el gobierno mexicano. Esto debido a que el gobierno busca

mantener niveles constantes de ingresos provenientes del petróleo y gas; 4.7% del

PIB. Para los últimos 12 meses terminados el 30 de septiembre de 2014, los fondos

generados por la operación (FGO), calculados por Fitch, ascendieron

aproximadamente a 7.4 mil millones de dólares y el flujo de caja operativo (FCO) a

6.8 mil millones de dólares, comparado a inversiones de 19.7 mil millones de dólares

que resultó en un flujo de efectivo libre negativo.

Métricas crediticias sólidas antes de impuestos

Para los últimos 12 meses terminados el 30 de septiembre de 2014, Pemex registró un

EBITDAP (Utilidad de operación más depreciación más otros ingresos más costo de

pensiones) de aproximadamente 70 mil millones de dólares. Las medidas crediticias

fueron sólidas con una relación de EBITDAP a cargos fijos (intereses más costo de

pensiones) de 5.3 veces. El apalancamiento, medido como Deuda Total a EBITDA,

fue bajo en 1.2 veces y la razón de deuda ajustada por pasivos laborales no fondeados

a EBITDAP se ubicó en 2.3 veces. Considerando que los precios actuales del petróleo


se mantengan por el resto del año, las métricas crediticias antes de impuestos se

debilitarán durante 2015.

Pemex cuenta con indicadores de flujo de efectivo débiles debido a los montos

elevados transferidos al gobierno mexicano por derechos e impuestos. La Deuda Total

Ajustada/FGO ha promediado, en los últimos 5 años, 5.6 veces y al cierre de año 2013

se encontraba en 8.9 veces. La carga fiscal alta compuesta por derechos e impuestos

ha resultado en una utilidad neta, por los últimos 5 años, de aproximadamente 6 mil

millones de dólares y ha limitado los niveles de inversión de capital de Pemex.

La deuda total a septiembre de 2014, fue de 73.9 mil millones de dólares la cual se

incrementa más del doble a 161.5 mil millones de dólares cuando se ajusta por los

pasivos laborales no fondeados. Pemex cuenta con una liquidez adecuada de 7.2 mil

millones de dólares fortalecida además por líneas de crédito comprometidas por 2.5

mil millones de dólares y 3.5 mil millones de pesos. Sin embargo, la posición de

liquidez podría haberse afectado por los 50 mil millones de pesos transferidos al

Gobierno en diciembre de 2014. Los vencimientos de deuda se encuentran

distribuidos en el largo plazo, con vencimientos manejables de corto plazo.

Pemex, la compañía paraestatal de petróleo y gas en México, es la empresa más

grande de la nación y se encuentra entre las más grandes de petróleo en el mundo que

integran verticalmente. A diciembre de 2013, reportó una producción de petróleo de

2.5 millones de bpd y una capacidad de refinación de 1.69 millones de bpd. La

compañía registró reservas probadas de hidrocarburos de 13.4 mil millones de barriles

de petróleo equivalentes (bpe) al 1 de enero de 2014. Las reservas de hidrocarburo

cuentan con una vida promedio de 10 años y su tasa de reemplazo disminuyó a 67.8%

al 1 de enero de 2014 de 104.3% al 1 de enero de 2013, debido principalmente a una

disminución importante en la cantidad de reservas probadas que fueron incorporadas


en 2013 en comparación a 2012, específicamente, por niveles menores de actividades

de desarrollo de campos en Chicontepec.

Sensibilidad de las calificaciones

Una acción de calificación positiva podría resultar de un incremento en la calificación

soberana de México junto con un desempeño operativo y financiero sólido y/o una

reducción importante en la carga impositiva de la empresa. Una acción de calificación

negativa podría resultar de una disminución en la calificación soberana de México, la

percepción de un deterioro en el vínculo entre Pemex y el soberano y/o un deterioro

substancial en los indicadores crediticios a niveles de apalancamiento medidos en

deuda total ajustada/EBITDAP mayores a 4.5 veces.

Las calificaciones actuales de Pemex son las siguientes:

– Calificación en Escala Internacional Moneda Extranjera ‘BBB+’;

– Calificación en Escala Internacional Moneda Local ‘A-’;

– Calificación en Escala Nacional de Largo Plazo ‘AAA(mex)’;

– Calificación de emisiones de bonos internacionales en Moneda Extranjera

‘BBB+’;

– Calificación de emisiones de bonos internacionales en Moneda Local ‘A-’;

– Calificación de emisiones de Certificados Bursátiles ‘AAA(mex)’.

La Perspectiva de las Calificaciones es Estable.

Fuente de información:http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Com_13697.pdf


Emite dictamen final en materia de especificacionesde gas natural (COFEMER)

El 16 de febrero de 2015, la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER)

emitió el dictamen total final del anteproyecto remitido por la Comisión Reguladora

de Energía (CRE), “Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía

determina las medidas que deberán implementar los suministradores y permisionarios

de sistemas de transporte, distribución y almacenamiento de gas natural para dar

cumplimiento a lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010,

especificaciones del gas natural, así como el sistema de alertas para informar

oportunamente a sus usuarios sobre la entrega de gas natural fuera de

especificaciones”.

La regulación consiste en la publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF)

de la Resolución por el que la Comisión Reguladora de Energía determina las

medidas que deberán implementar los suministradores y permisionarios de sistemas

de transporte, distribución y almacenamiento de gas natural para dar cumplimiento a

lo dispuesto en la norma oficial mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones

del gas natural (la NOM-001-SECRE-2010).

Asimismo, el anteproyecto tiene el objetivo de dar claridad a las disposiciones

establecidas en la NOM-001-SECRE-2010 y así dar certidumbre jurídica a los

suministradores y permisionarios de gas natural a través de la definición de

responsabilidades de los suministradores de gas natural de la calidad de gas natural

que entreguen a los sistemas de transporte distribución y almacenamiento, la

instrucción a suministradores y permisionarios de sistemas de transporte,

almacenamiento y distribución de gas natural sobre la implementación de un sistema

de alertas basado en la severidad y duración del evento, debiendo notificar a la CRE,

permisionarios y usuarios que pudieran verse afectados y debiendo implementar las


medidas necesarias para controlar la calidad del gas dentro del límite establecido en la

NOM-001.

Adicionalmente, con la regulación se garantiza el suministro de gas natural dentro de

las especificaciones de la norma, para lo cual el Centro Nacional de Control del Gas

Natural debe proponer a la CRE una propuesta donde el Sistema de Transporte y

Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural disponga de fuentes de

suministro alterna que le permita hacer frente a situaciones de Emergencia Severa y

de Alerta Crítica que pudieran afectar la operación del Sistema.

Para consultar el dictamen total final ingresa a:

http://207.248.177.30/regulaciones/scd_expediente_3.asp?ID=65/0024/150115

Fuente de información:http://www.cofemer.gob.mx/noticia.aspx?not_id=2695

Texas, los residentes mexicanos y la reforma energética (Forbes México)

El 26 de enero de 2015, la edición online de la revista de negocios Forbes México

indicó que Texas es una región energética con una población mexicana boyante e

interesada en participar en el nuevo marco energético de México. ¿Qué papel jugará?


La naturaleza no conoce de fronteras establecidas entre los países, pues algunos de sus

afloramientos son aún más viejos que los gobiernos, sus sistemas y decisiones. Un

ejemplo de ello es la formación Eagle Ford —así llamada del lado estadounidense,

ocupando el estado de Texas— o Cuenca de Burgos —su nombre del lado mexicano,

ocupando los estados de Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas—, que es una

formación de roca sedimentaria con esquisto marino rico en materia orgánica, agente

creador del gas shale.

En el área fronteriza se conjunta un fenómeno dual. Por un lado, Texas es líder global

en la industria energética y Houston es la capital energética del mundo. Precisamente

la mayor actividad de la revolución del shale se ha concentrado en la parte de la

formación Eagle Ford comprendida entre San Antonio y Houston, y hasta la frontera

con México. Esto permitió que la producción petrolera de ese estado, en millones de

barriles por día, se duplicara en 13 años, siendo hoy ligeramente superior a la de

México.

Por otro lado, con aproximadamente 8 millones de habitantes, Texas es el segundo

estado con más mexicanos en Estados Unidos de Norteamérica. Esta cifra aumentó

sensiblemente entre 2009 y 2012, que fue la época de más violencia en la frontera

norte. Uno de estos grupos de mexicanos ha sido descrito como “una migración

mexicana selectiva de gente adinerada, gente que está creando negocios, empresas;

personas que invierten, consumen, compran o rentan casas”. (Martínez, 2010)

Ante la conjunción de esta región energética con una población mexicana boyante y

que está interesada en participar en el nuevo marco energético de México, cabe

preguntarse ¿qué papel jugarán las y los mexicanos residentes en Texas en la reforma

energética?

Oportunidades para México y Texas, ¿de qué tamaño?


Estados Unidos de Norteamérica busca reducir su dependencia de importaciones de

los socios comerciales menos estables políticamente, favoreciendo el comercio

hemisférico. No sólo la proximidad geográfica es importante, sino la posibilidad de

participar en aguas profundas y en esquemas flexibles de utilidades.

De acuerdo con una audiencia ante el Senado de Texas, se espera que México gaste

más de 10 mil millones de dólares en importar servicios de dicho estado en las

primeras etapas de la reforma energética. De acuerdo con planteamientos derivados de

la misma, México necesita de empresas de Texas para proporcionar recursos físicos,

tecnologías más avanzadas y experiencia en aguas profundas.

El impacto total daría a Texas entre 132 mil y 217 mil empleos, así como 2 mil

millones de dólares en impuestos, para en el largo plazo sumar un total de 34.9 mil

millones de dólares en actividad económica comercial, principalmente en manufactura

de productos químicos, petroleros y de carbón (Davis, 2014). En síntesis, los texanos

esperan que la reforma energética provoque mayor actividad económica fronteriza

que el Tratado de Libre Comercio de América del Norte, convirtiéndose en el estado

de la Unión Americana más beneficiado por los lazos económicos, la proximidad

geográfica y la especialización en el sector energético.

Por parte del gobierno mexicano, el interés de captación de inversión es añejo y se ha

intensificado con motivo de la publicación de la Ronda 1, emprendiendo giras de

trabajo a diferentes estados y ofreciendo reuniones ejecutivas y técnicas para actores y

potenciales inversionistas, en estados como Texas y Nueva York (Secretaría de

Energía, 2014).

El objetivo último es desencadenar una revolución similar a la de Texas, por lo que

tendrá que equipar a los estados fronterizos con caminos, gasoductos y oleoductos,

plantas de procesamiento y vivienda competitivos, además de garantizar la seguridad,

continuamente vulnerada por disputas entre los cárteles del Golfo y los Zetas.


El papel de los mexicanos en Texas

Numerosos grupos y empleados mexicanos que viven en Texas han mostrado su

interés y entusiasmo por participar en la reforma energética. Los principales papeles

que van a desempeñar son los siguientes:

Como trabajadores y funcionarios de Pemex. Podrán ejecutar las acciones que

manda la reforma energética a la empresa productiva del estado. Principalmente,

serán personas trabajando en Pemex Procurement International, con sede en Houston,

así como constructores de gasoductos transfronterizos y operadores de las refinerías

en la zona fronteriza.

Como enlace entre empresas estadounidenses y empresas y/o funcionarios

mexicanos. Muchos de los mexicanos y grupos de mexicanos que han emigrado a

Texas siguen teniendo contacto con empresas y funcionarios mexicanos. Además

están enlazando a empresas texanas con grupos en México para facilitar su

desembarco a México, brindar asesoría sobre la reforma energética, así como

facilitarles los trámites para ser proveedores de la cadena de suministro y transferir

tecnología. También cabe recalcar que se le brinda soporte legal no solamente a

empresas texanas, sino a todas aquellas que quieran instalarse en territorio mexicano.

Como estudiantes que se están convirtiendo en especialistas. Con programas como

el Fobesii y el Fondo Sener – Conacyt / Hidrocarburos del lado mexicano, así como el

cobro de colegiatura estatal para no residentes y el Fondo Permanente para

Universidades de impuestos petroleros del lado estadounidense, las universidades

texanas se están convirtiendo en las favoritas para cientos de mexicanos que se

quieren especializar en el sector petrolero.

Como asesores jurídicos. El derecho es una de las profesiones que más estudian y

practican los mexicanos que han estudiado o viven en Estados Unidos de


Norteamérica. En este momento hay cientos de mexicanos con experiencia en el

sector energético texano que están listos para poner manos a la obra en legislación y

litigios derivados de la reforma energética.

Como inversionistas que participarán en “pequeños” portafolios de inversión.

Las barreras de entrada al sector energético son multimillonarias, por lo que uno de

los caminos más recurrentes es la creación de portafolios con múltiples inversionistas.

Si bien ninguno de esos portafolios de inversión llegará a competir con una

trasnacional, sí les permitirá aspirar a operar pequeños campos o a realizar servicios a

las trasnacionales.

Como proveedores beneficiados de la legislación en materia de contenido

nacional. La exigencia del 25% de contenido nacional para este año y de 35% para

2025 tendrá el potencial de atraer a proveedores no especializados para que participen

indirectamente en la cadena de suministro. Varios de esos proveedores viven en Texas

y tienen sus empresas en México.

Con todo lo anterior, el gran reto para esta colaboración binacional será tomar las

mejores decisiones en medio de la hecatombe de los precios petroleros. Con una

cotización por debajo de los 45 o 40 dólares, el desarrollo y las inversiones alrededor

de la industria del shale se verán muy mermadas. Sin embargo, el proceso de trabajo

conjunto requiere un largo tiempo, que iría más allá de la coyuntura actual.

Se espera que México recupere su posición como uno de los mayores productores de

hidrocarburos en el mundo. Esto tiene implicaciones positivas para Estados Unidos de

Norteamérica, ya que fortalece la estabilidad macroeconómica y la seguridad

energética en América del Norte.

Así como ambos países comparten una cuenca de gran rendimiento, ahora tendrán que

llevar estos objetivos conjuntos a buen puerto para lograr los resultados prometidos.


Por último, pero no menos importante, el éxito de la reforma dependerá de la calidad

del proceso de su implementación.

Fuente de información:http://www.forbes.com.mx/texas-los-residentes-mexicanos-y-la-reforma-energetica/

La Reforma Energética: a 20 años del TLCAN (UNAM)

El 21 de enero de 2015, la revista Problemas del Desarrollo, editada por la

Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) publicó en su número 180, de

enero-marzo 2015, el artículo de Rosío Vargas1 “La Reforma Energética: a 20 años

del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN)”, el cual se presenta a

continuación.

Resumen

La visita del Presidente estadounidense Barack Obama a México, en mayo de 2013,

fue la ocasión para buscar el acceso al petróleo y gas mexicano, amparado en el

argumento de los 20 años del TLCAN, bajo “la necesidad” de su relanzamiento.

Cabilderos nacionales y extranjeros se dieron a la tarea de elaborar la estrategia para

la apertura total del sector energético mexicano bajo la propuesta de la Reforma

Energética mexicana, aprobada el 20 de diciembre de 2013. En las modificaciones

constitucionales de dicha reforma se avanza en la apertura al capítulo vi del TLCAN,

al eliminar el carácter estratégico a las actividades de las industrias del sector

energético mexicano y a los combustibles, para convertirlas prácticamente en una

commodity (mercancía) más. Las implicaciones de la Reforma Energética representan

1 Centro de Investigaciones sobre América del Norte de la UNAM, México. Correo electrónico Facultad de Economía de la UNAM. México. Correo electrónico: [email protected].


una cirugía mayor no sólo para la economía, sino también, para la soberanía nacional,

energética y territorial.

Introducción2

A 20 años de haber puesto en marcha el TLCAN, los grupos empresariales en Estados

Unidos de Norteamérica, Canadá y México consideraban que aún había obstáculos

para la “competitividad” en esta región. Desde la perspectiva de Estados Unidos de

Norteamérica, el TLCAN habría sido un vehículo para abrir oportunidades de

inversión y de servicios relacionados con la energía y la petroquímica en México. Las

“reservas mexicanas” al capítulo energético acordado en 1992 fueron decepcionantes

para Estados Unidos de Norteamérica, pero éste tenía la certeza de que el acuerdo no

era inmutable, y que podían relajarse las disposiciones de la energía gradualmente a

partir de una mayor integración energética en América del Norte (Murphy Ewell E.

JR. 2000: 77-78). El principal obstáculo para lograr la apertura del sector energético

mexicano era la Constitución; fue por ello que a los 20 años del TLCAN, se les vieron

como la oportunidad para avanzar en tales demandas.

Un año antes de la Reforma Energética (2012), en Estados Unidos de Norteamérica se

deliberaba en el Congreso en torno al tema. En diciembre 2012, la Comisión de

Relaciones Exteriores del Senado de Estados Unidos de Norteamérica reconoció que

el objetivo de su país era el petróleo y el gas de México. En un reporte, en el que

aborda la Reforma Energética, que ya se avizoraba, indica: “Como vecino confiable,

próximo y amistoso, las importaciones de petróleo de México apoyan la seguridad

energética de los Estados Unidos de Norteamérica”. El documento elaborado por el

Comité estadounidense precisa que “la seguridad energética es un asunto vital para la

política exterior y crecimiento económico de los Estados Unidos de Norteamérica”

(United States Senate, 112 Congress, 2012).

2 Parte de este trabajo fue presentado en el Seminario “20 años del Tratado de Libre Comercio de América del Norte”, realizado por el DEP de la FE-UNAM en enero de 2014.


La pasada contienda presidencial en aquel país (2012) también exhibió las presiones

para el acceso a los recursos mexicanos. El candidato republicano, Mit Romney, era el

vocero de los intereses de Rex Tillerson, presidente de Exxon-Mobil, quien buscaba

facilitar la entrada de Exxon a México junto con otras petroleras estadounidenses3

(Council on Foreign Relations, 2012; Brooks David, 2012).

La visita del Presidente estadounidense Barack Obama a México (en mayo de 2013)

sirvió para este objetivo. Se intentaría cumplir uno de los históricos reclamos a

México, ya que las reservas petroleras y gaseras serían puestas en la mesa de diálogo.

“Después de 20 años del TLCAN, las reservas petroleras de México han permanecido

cerradas a las inversiones de Estados Unidos de Norteamérica, pero pronto cambiaría”

(Collins, 2013; ASCOA, 2013; The Economist, 2013), comentó la prensa en ocasión

de la visita presidencial. El proceso para elaborar y aprobar la Reforma Energética

tomó celeridad a partir de ese momento y, en diciembre de 2013, la iniciativa de

reforma del Jefe del Ejecutivo era finalmente aprobada en el Congreso mexicano,

revirtiendo no sólo los 75 años de nacionalización petrolera, sino también lo

negociado en el período 1992-1994 en el TLCAN, manteniendo el sector en las áreas

estratégicas restringidas por la Constitución, como prerrogativa para la explotación y

manejo de las industria petrolera para el Estado mexicano a través de su paraestatal

Petróleos Mexicanos (Pemex).

En un comparativo del discurso oficial mexicano de lo negociado en 1992, cuando

preservar el sector energético para México se anunció como un logro de quienes lo

negociaron, en 2013 los actores políticos distaban mucho de preocuparse en promover

el interés nacional. Durante la quinta visita del presidente Barack Obama se celebró la

“oportunidad de relanzar a América del Norte como región”. Ahí se señaló: “Las tres

naciones se proponen articular posiciones para aprovechar las reservas de gas de la

3 “‘La propuesta energética de Romney busca más injerencia de Estados Unidos de Norteamérica en Pemex’. Su plan sólo es una fachada para facilitar la entrada de Exxon-Mobil a México: Michael Klare. Según la política del republicano, en la extracción de crudo el gobierno debe hacerse a un lado”.


región, que constituyen las más grandes del mundo, y así reducir el costo de las

cadenas productivas, explicó recientemente Sergio Alcocer, vicecanciller para

América del Norte” (Terra-Noticias: 2014).

Durante la negociación del TLCAN, los negociadores mexicanos decidieron mantener

el sector energético fuera de las negociaciones. Cuando éstas concluyeron, los

resultados se dieron a conocer como un éxito del gobierno mexicano. Los cinco “no”

de México en relación con las actividades que se restringieron fueron la bandera que

México enarboló frente a su contraparte estadounidense, que daba cuenta de su propio

éxito ante sus connacionales, al dar a conocer la apertura en 10 años al 100% en las

licitaciones de las compras gubernamentales del sector energético (Pemex y Comisión

Federal de Electricidad, CFE), como el mejor negocio que entonces pudieron haber

conseguido los empresarios de ese país (Vargas, 1994: 42-45).

Con el fin de alcanzar la apertura total, los intereses foráneos y nacionales han

presionado para modificar la Constitución para lograr la certeza jurídica que garantice

sus inversiones. La Reforma Energética de 2013 logró modificar artículos

fundamentales de la Constitución (25, 27 y 28), desplazando al Estado de actividades

estratégicas, quitándole la exclusividad de su manejo, logró abrir, a través de

asignaciones, contratos, permisos y concesiones, todas las áreas y actividades del

sector energético a la iniciativa privada. Si bien, hay juristas que consideran que no

sería necesario un proceso de renegociación para incorporar esos cambios en el

TLCAN, hay quienes consideran que sí lo sería y entonces los cambios que implica la

Reforma Energética son un hecho en la modificación de la “reserva”4. Como resultado

de esta última, entre los cambios más importantes está el desplazamiento del Estado

en su prerrogativa del manejo de actividades estratégicas, lo que constituye un

4 Entre quienes consideran que no sería necesario renegociar el TLCAN para validar los cambios a partir de la Reforma Energética de 2013-2014 estaría Jaime Cárdenas. El doctor Ruperto Patiño estima que sí sería necesario una renegociación para validarlos. Instituto de Investigaciones Jurídicas de la UNAM en ocasión del seminario sobre “La Reforma Energética”, 1º de octubre de 2013.


preámbulo a una privatización mayor que da cuenta del avance del poder de las

corporaciones transnacionales.

El proceso por medio del cual se ha revertido la nacionalización petrolera de 1938 ha

sido histórico y ha avanzado desde los sectores (corriente abajo), hasta la apertura

total de los sectores (corriente arriba), exploración y explotación a través de

desincorporar actividades estratégicas, fragmentar a Pemex en unidades de negocio,

desregular, liberalizar y privatizar otras. Uno de los principales mecanismos ha sido a

través de los contratos. Si bien han existido contratos de servicio con la participación

de la iniciativa privada en las actividades corriente arriba, el Estado mexicano había

tenido la prerrogativa de dichas actividades. Después, los contratos han permitido la

privatización en toda la cadena de producción. Ahora la “liberalización”

(privatización) es para todas las actividades del sector, a partir de las modificaciones

constitucionales realizadas.

Estos intereses se han presentado abanderando una supuesta modernización, en aras

de la competitividad, de mayor eficiencia, frente a la falta de recursos para inversión,

falta de tecnología, situaciones de corrupción, caída de la producción petrolera y el

riesgo inminente de volvernos importadores de crudo. Todo lo anterior acompañado

del paradigma neoliberal, en el que todo lo relacionado con el Estado es per se

ineficiente y corrupto. No obstante, se soslayan cuestiones tan importantes como la

distribución del ingreso y los problemas de estancamiento, recesión e inequidad que

este modelo profundiza.

El discurso en favor de la apertura descalifica a los monopolios (Pemex y CFE),

además de que, sin mayor discernimiento sobre su racionalidad operativa (empresa

verticalmente integrada) y su legitimidad constitucional (constituye un sector

estratégico) propone acabar con ellos (en realidad con el sector público). El principal

reto para la reforma pendiente es transformar un monopolio estatal ineficiente en una


industria donde la competencia entre múltiples actores favorezca la eficiencia. Este

argumento se justifica bajo la propuesta de cambios a la organización, pero no se basa

en la racionalidad productiva que significa una empresa verticalmente integrada que

permite economías de escala y reduce costos. Las grandes transnacionales no han

renunciado a esta lógica de integración vertical. Su integración ocurre del pozo

petrolero a la bomba de gasolina. La propuesta de múltiples actores para mejorar la

eficiencia tendría que considerar que la industria petrolera está constituida por

oligopolios o monopolios, en tanto que una estructura de tomadores de precio que

correspondería a una organización de competencia perfecta es sólo una herramienta

teórica. No lo hay en el ámbito energético. Además el término monopolio no era

válido para Pemex y CFE ya que en la Constitución no estaban considerados como

monopolios en razón de su carácter estratégico5. Estas historias o relatos están

acompañados de las propuestas mediáticas surgidas de los centros de pensamiento

(Think Tanks) que apelan a demandas mediáticas en favor de la Reforma Energética.

Sus recomendaciones abordan todas las actividades relacionadas con los

hidrocarburos y todo el sector energético en general. Los intereses de toda la industria

petrolera de Estados Unidos de Norteamérica se dirigen a lograr el “acceso” y con ello

la modificación de los derechos de propiedad en México, así como el marco jurídico

que rige el funcionamiento de las industrias energéticas para avanzar en el modelo de

mercado y el derecho anglosajón privado como el sustento jurídico rector de su

dinámica. Se busca la incorporación de la industria petrolera estadounidense en el

espacio territorial de México, con miras a desplegar su proyecto económico y lograr

de este modo efectos multiplicadores para el empleo y otras industrias

estadounidenses6, con el fin de inducir el crecimiento económico (Pascual Carlos,

2013).

5 http://imco.org.mx/banner_es/reforma-energetica-leyes-secundarias/ (fecha de consulta 27 de octubre de 2014).

6 De acuerdo con el Buró Nacional de Investigación Económica 40% de las exportaciones mexicanas a Estados Unidos de Norteamérica contienen insumos producidos en este país. Por tanto, el crecimiento en la economía mexicana traerá incrementos en la producción de Estados Unidos de Norteamérica apoyando al crecimiento económico contribuyendo a las estadísticas de exportación de aquel país. http://www.as-coa.org/articles/mexico-opening-energy-reform (fecha de consulta 26 de octubre de 2014).

http://www.as-coa.org/articles/mexico-opening-energy-reform

http://www.as-coa.org/articles/mexico-opening-energy-reform

http://imco.org.mx/banner_es/reforma-energetica-leyes-secundarias/


En esto se avanza con el modelo de mercado a partir de la integración profunda con el

resto de América del Norte en materia de energía (Vargas, 2014). La propuesta va

encaminada no sólo a extender el modelo anglosajón (Common Law), en el que los

hidrocarburos son privados (a nivel del suelo) y las empresas también lo son. De igual

manera se intenta fortalecer la integración a partir de 1) un sistema de fronteras

inteligentes; 2) una mayor cooperación regulatoria, y 3) la seguridad energética y

sustentabilidad como parte de las agendas. En la medida en que es parte de sus

objetivos proyectar la región como la más competitiva del mundo, y Canadá y México

participan en la construcción de la seguridad energética de Norteamérica (de Estados

Unidos de Norteamérica), ésta se convierte entonces en uno de los pilares para su

éxito.

Cabilderos de la Reforma Energética

Si bien han sido históricas las recomendaciones del Fondo Monetario Internacional

(FMI) y el Banco Mundial (BM) para aplicar las reformas estructurales por ellos

recomendadas, en los últimos años la institución internacional que ha tenido un papel

protagónico en la evaluación del desempeño nacional en una diversidad de agendas

erigiéndose en una autoridad que recomienda los rumbos de la política económica en

México es la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE),

de la cual México es miembro7 (OCDE, 2010). Sus recomendaciones han tenido en la

mira la reforma del sector energético, dominado por las dos empresas estatales Pemex

y la CFE, el que consideran debe ir “más lejos” de los cambios introducidos en 2008,

que mejoraron el gobierno corporativo de la compañía, la dotaron de autonomía

operativa y de un régimen para la contratación de bienes y servicios, indicó el

organismo en un estudio sobre México. “Estas reformas deben llevarse más lejos,

incluso a través de una enmienda constitucional que permita compartir los riesgos y

7 Su propósito fue evaluar las prácticas de gobierno corporativo de Pemex centrándose en su Consejo de Administración, tomando como referencia las directrices de la OCDE sobre gobierno corporativo de las empresas estatales.


los beneficios con el sector privado. Un entorno más competitivo para Pemex podría

generar incentivos de mercado adecuados para mejorar su eficiencia, aunque también

se debería ampliar la regulación para incluir la supervisión de los nuevos

participantes” (González Amador, 2013).

Los informes de la OCDE no sólo anunciaban los cambios constitucionales, sino

algunas de las directrices que después incorporaría la Reforma Energética para

Pemex, a fin de mejorar su “gobernanza” al quitar restricciones a la inversión

(privada) y fortalecer la contraloría para operaciones más eficientes; facilitar

compartir ganancias con otras compañías, así como el acceso a tecnologías (OCDE,

2010: 128).

En la antesala de las reformas energéticas de 2008 y 2013, las demandas de las

corporaciones transnacionales y nacionales se expresaron en una serie de centros de

pensamiento, fundamentalmente de Estados Unidos de Norteamérica, en diversos

medios, foros, organismos empresariales, a través de periodistas, especialistas,

académicos y otros, así como de los cabilderos propios del espectro político nacional,

en favor de la propuesta del Jefe del Ejecutivo. En el Congreso, por parte del Partido

Revolucionario Institucional (PRI)-Partido Acción Nacional (PAN)-Partido Verde

Ecologista de México (PVEM), con el apoyo del Partido de la Revolución

Democrática (PRD), en lo que concierne al acuerdo preliminar denominado Pacto por

México.

La Reforma Energética de 2013 reeditó la estrategia de 2008 del cabildeo preliminar,

bajo la forma de notas y frases publicitarias no sólo en favor de la propuesta, sino con

lineamientos que inducían los cambios buscados por ellos (Vargas, 2011: 115-162).

Las diferencias entre la reforma de 2008 y de 2013 han sido fundamentalmente de

forma, pero la estrategia es similar. Mientras que en 2008 el liderazgo lo llevó el

Council of Foreign Relations (con sede en Washington), a través de su apoyo nacional


en el Consejo Mexicano de Asuntos Internacionales (Comexi) y la Red Mexicana de

Energía en el Instituto Autónomo de México (ITAM)8, en 2013 el liderazgo en el

cabildeo ha correspondido al Woodrow Wilson Center Mexico Institute, con una filial

en el ITAM9.

Cabe destacar que algunos de estos centros de pensamiento han formado en México

sucursales y fuertes nexos con organismos académicos y empresariales afines. Sus

orígenes son las instituciones financieras y corporaciones. En México, el Comexi es

un centro de pensamiento cuyos socios corporativos son: Exxon-Mobil, Telmex,

Bimbo, Kansas City Southern, Toyota, BAL, Femsa, Banamex, Scotiabank, Grupo

México, Union Pacific. Entre sus expresidentes se hallan Luis Rubio (Centro de

Investigaciones para el Desarrollo, A.C., CIDAC) y Andrés Rozental (hermano del

excanciller mexicano Jorge G. Castañeda), quien preside su propia consultora,

especializada en asesorar a empresas multinacionales sobre sus estrategias

corporativas en América Latina. Además de ser consejero del transnacional HSBC. El

presidente actual de Comexi es Jaime Zabludovsky.

En 2013, el Woodrow Wilson Center cabildeó en favor de los intereses corporativos

(Mexico’s Intelligence, de George Baker) y del gobierno de Estados Unidos de

Norteamérica, para inducir cambios mayores en México, bajo el marco de la

integración profunda en América del Norte. Por recomendación del Woodrow Wilson

Center, en noviembre de 2012, el documento “Un nuevo comienzo para el petróleo

mexicano: principios y recomendaciones para una reforma a favor del interés

nacional” (Enríquez et al., 2012) solicitaba dar “claridad” conceptual a la diferencia

8 La Reforma Energética de 2008 tuvo entre sus promotores al Consejo Mexicano de Asuntos Internacionales (Comexci). Su apoyo fue a través de seminarios y, en particular, a través de la Red Mexicana de Energía con sede en el ITAM. Estaban a cargo de la difusión de ideas en la revista Foreign Affairs en español, editada en el ITAM. El centro de pensamiento en donde se elabora esta publicación es el Council on Foreign Relations, creado por David Rockefeler en 1921, que es una organización poco conocida, pero muy influyente en los asuntos internacionales que ha ido creciendo en poder, prestigio y amplitud de ámbitos de acción.

9 Bajo el liderazgo del británico Duncan Wood, el Woodrow Wilson International Center for Schoolars (WWICS) ha presentado diversos estudios entre los que se encuentra: “Un nuevo comienzo para el petróleo mexicano principios y recomendaciones para una reforma a favor del Interés Nacional”, 7 de febrero de 2013.


entre el dueño y el operador. Al dueño se le dejaba la determinación de las formas en

que el recurso sería explotado, en tanto que el operador, “dado que ha firmado una

concesión o un acuerdo de producción compartida”, podría contabilizar las reservas

sin tener la propiedad del subsuelo. Esta contabilidad sirve a las empresas para efectos

de sus manejos financieros, entre los que está solicitar la deuda a cuenta de sus

activos, es decir, del petróleo objeto de los contratos que se le otorgaron. Su propuesta

de diferenciar al propietario del operador sería uno de los cambios medulares a los

organismos públicos descentralizados, Pemex y CFE, al convertirlos en empresas

productivas del Estado, plasmados en la Reforma Energética de 2013.

Por parte de los empresarios, el liderazgo lo tuvo el North American Competitiveness

Council, cuyo brazo nacional es el Instituto Mexicano para la Competitividad

(IMCO)10. El CIDAC, la Business Round Table y el Consejo Mexicano de Hombres

de Negocio, están también entre los más importantes. De los anteriores destaca el

IMCO, el cual se presenta como una organización apartidista para generar propuestas

de políticas públicas para fortalecer la competitividad de México a través de 1) influir

la agenda de políticas públicas, 2) mantener el tema de competitividad vigente y 3)

lograr la autosuficiencia financiera. Sin embargo, su financiamiento proviene de la

Alianza para la Seguridad y la Prosperidad de América del Norte (ASPAN), la

Hewlett Foundation, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Consejo

Mexicano de Hombres de Negocios, así como de la Embajada Británica en México, y

la United States Agency of International Developement (USAID).

De esta última recibe directrices estratégicas del Departamento de Estado, cuyo

objetivo principal es reforzar la política exterior estadounidense, cooperando con los

países receptores en distintas áreas11. Quedan en evidencia sus filiaciones con

10 El Secretariado en México del Consejo para la Competitividad de América del Norte (CCAN) está en el IMCO. Esto queda claramente señalado en CCAN, Meeting the Global Chalenge. Private Sector Priorities for the Security and Prosperity Partnership of North America, Report to the Leaders, abril de 2008, p. 19.

11 La USAID, junto con la CIA, ha sido acusada frecuentemente de realizar actividades propias de esa agencia en diversos escenarios, como la desestabilización de gobiernos no alineados con las políticas de Estados Unidos de Norteamérica, usando distintos medios. Las autoridades de ese organismo han reconocido su


agencias internacionales12, por lo que sus análisis atienden a los objetivos y demandas

de las corporaciones transnacionales y países extranjeros.

Las propuestas del IMCO han sido fundamentales en el contenido de la Reforma

Energética. En su libro “Nos cambiaron el mapa: México ante la revolución

energética

del siglo XXI” promueve la apertura constitucional en materia energética. Las

iniciativas del Jefe del Ejecutivo (PRI) y las del PAN, los artículos transitorios y las

leyes secundarias derivadas de aquélla, plasman de forma directa sus sugerencias.

Desde las iniciativas presentadas por el PAN (Torres, 2013) y el PRI, corroboran la

extraordinaria influencia que tuvo esta entidad en el contenido medular de la reforma

energética. Entre las principales propuestas y líneas mediáticas están: Pemex debe

operar como una verdadera empresa. Es imprescindible sacarlo de las restricciones

que se le imponen al ser parte del presupuesto federal y de que el Estado controle sus

utilidades y su gasto con criterios políticos y no industriales.

La apertura en el sector requerirá de la creación de un nuevo marco regulatorio

fiscal y de transparencia y rendición de cuentas.

La propiedad original de los hidrocarburos es y deberá seguir siendo de la

nación, la cual es y seguirá siendo la única dueña original de los hidrocarburos.

La decisión de concentrar en una sola empresa la tarea de explotar la riqueza

petrolera del país ha derivado en un operador que, por sus dimensiones y

complejidad, es muy difícil de controlar y administrar eficazmente.

apoyo a fuerzas políticas opositoras a gobiernos de América Latina, incluso en los que existen regímenes democráticos.

12 Sobre su financiamiento (proviene de la USAID, Embajada de los Estados Unidos de Norteamérica, la Embajada Británica y el BID, disponible en http://imco.org.mx/conoce-imco/?consejo#financiamiento (fecha de consulta 27 de octubre de 2014).


Se reitera el falso argumento del riesgo. Con esto, en realidad se quiere

justificar el hecho de compartir la renta petrolera con empresas privadas y

extranjeras.

Tomando en cuenta una lógica intergeneracional, se deberá destinar una parte

de la renta petrolera que captura el Estado a un fondo soberano de inversión

que rinda beneficios a las generaciones presentes y futuras.

México debe aprovechar y ser parte de la revolución energética de América del

Norte para convertir la energía en un factor de competitividad en todos los

sectores de nuestra economía. Deben revisarse y ampliarse las posibilidades de

inversión privada en transporte y distribución, tanto de gas como de recursos

petrolíferos.

Explotar los nuevos recursos es más costoso, de mayor riesgo y son más

complejos de identificar y extraer. Lo cual es incosteable para una sola empresa.

México tiene un sector más cerrado que Cuba, Irán o Corea del Norte (Lomelí,

2014).

En menos de dos décadas Estados Unidos de Norteamérica se convertirá en un

exportador neto de petróleo, lo cual afectaría directamente a México al reducirse la

demanda de crudo mexicano importado.

En la mayoría de los países seleccionados existen entes reguladores

independientes de los agentes operadores de la industria.

Estos operadores ayudan a Estados a reducir el riesgo asociado con las

actividades petroleras y la inversión que requieren hacer para el desarrollo y

explotación de sus recursos.


En comparación con el resto de Norteamérica, los precios de gas en México no

son competitivos.

Se debe multiplicar la capacidad de ejecución en exploración y producción de

crudo y gas (upstream). Esto sólo se logrará a través de asociaciones de Pemex con

otros operadores.

Pemex debe operar como una verdadera empresa. Es imprescindible sacarlo de

las restricciones que se le imponen al ser parte del presupuesto federal y de que el

Estado controle sus utilidades y su gasto con criterios políticos y no industriales

(IMCO, 2013).

El cabildeo en el Congreso mexicano

El cabildeo cierra con broche de oro durante la discusión de la Reforma Energética en

el Senado mexicano, con un proceso pleno de irregularidades, lo que lo convierte en

un indebido proceso, en el que se especula la participación directa de grupos de poder

en el diseño de la propuesta o dictamen finalmente aprobado13.

13 Previo a su aprobación, el senador Enrique Burgos, presidente de la Comisión de Puntos Constitucionales, y David Penchyna, presidente de la Comisión de Energía, presentaron un documento que harían llegar a las Comisiones Unidas, denominado “Dictamen de las Comisiones Unidas de Puntos Constitucionales; de Energía, y Estudios Legislativos, Primera, con proyecto de decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en materia de energía”. Ese día se reunió la Junta de Coordinación Política (Jucopo), alrededor de las 14:00 horas, y se llegó a los siguientes acuerdos:

a) Establecer un horario de trabajo de las Comisiones Unidas, que sería de 10:00 a 20:00 horas, los días domingo 8 y lunes 9 de diciembre a partir de las 11:00 horas, “lo anterior, sin detrimento de que en caso de ser necesario podrán “seguir sesionando en días subsecuentes hasta agotar la discusión referida, con base en los lineamientos del Reglamento del Senado”.

b) Discutir en dichas sesiones los artículos reservados y no dejarlos para la sesión del Pleno. Con base en ello, se empezaría a discutir el mencionado “Dictamen” al día siguiente, es decir, domingo 8 de diciembre a las 10:00 de la mañana. Este documento que consta de 300 páginas, entregado a las Comisiones vía electrónica en la Gaceta del Senado a las 14:00 horas del sábado, debería ser leído y analizado en un lapso de alrededor de 18 horas (sin descanso), para la siguiente sesión convocada. Debe destacarse la irregularidad de la situación al entregar un Dictamen, y no un proyecto de dictamen que ha sido elaborado por autores distintos a los miembros de las Comisiones Unidas. El Reglamento del Senado es claro al señalar en el artículo 182 que “los dictámenes legislativos son los documentos formulados en comisiones, por los cuales se proponen al pleno una decisión sobre las iniciativas o proyectos turnados por el presidente”.


Lo discutido no fueron directamente las iniciativas del Ejecutivo ni la del PAN, que se

supone se integraría en el dictamen, sino un nuevo planteamiento concretado en los

textos constitucionales (como en la incorporación de 21 artículos transitorios), con

cambios significativos, encaminados a la elaboración de leyes secundarias que

ameritaban un análisis profundo. Sin embargo, lo que ocurrió fue la incorporación

dolosa de un texto denominado “Dictamen con modificaciones sustantivas a los textos

constitucionales”. A partir de indefiniciones y ausencias en las iniciativas base del

denominado “predictamen”, se pueden identificar cuestiones fundamentales que

implicarán cambios sustantivos en el sector energético mexicano.

La injerencia de grupos de interés y la modificación tras bambalinas de los textos de

la Reforma Energética, parece formar ya parte de la toma de decisiones en el

Congreso, al igual que ocurrió en la fase final de la aprobación de La Reforma

Energética: a 20 años del TLCAN la Reforma Energética de 2008. La

participación directa de los cabilderos de las transnacionales en los procesos de toma

de decisiones nacionales, por medio de sus socios nacionales, da cuenta del poder de

estos actores y del hecho de que el Congreso mexicano se ha convertido en una

entidad que filtra sus demandas.

Resultados de la Reforma Energética

El decreto publicado el 20 de diciembre de 2013 en el Diario Oficial de la Federación

(DOF) incorporó cambios a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución, así como 21

artículos transitorios. Las leyes secundarias fueron para establecer las especificidades

sobre los cambios fundamentales a la Constitución14.

14 Algunos de los cambios más importantes plasmados en los artículos transitorios fueron los siguientes: El cuarto transitorio que ordena al Congreso a dar bases jurídicas a los contratos de servicios, de utilidad

o producción compartida, o de licencia, para exploración y extracción del petróleo y de hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos; así como las contraprestaciones del Estado y contribuciones a sus empresas productivas o a los particulares, por actividades de exploración y extracción del petróleo y de los demás hidrocarburos. Este transitorio es equivalente al otorgamiento de concesiones y sus correspondientes derechos de propiedad, dominio directo y derechos exclusivos de explotación y beneficio a favor de corporaciones nacionales y extranjeras.

El transitorio quinto confirma la transferencia de derechos de propiedad de los hidrocarburos y de las industria petrolera y eléctrica, a favor de las corporaciones privadas y extranjeras, al establecer que las


El paquete de la Reforma Energética incluye la expedición y publicación de nueve

nuevas leyes, que son:

Ley de Petróleos Mexicanos.

Ley de la Industria Eléctrica.

Ley de Hidrocarburos.

Ley de la Comisión Federal de Electricidad.

Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.

Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.

Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio

Ambiente del Sector Hidrocarburos.

Ley de Energía Geotérmica.

Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

empresas productivas del Estado, así como los particulares, podrán reportar para efectos contables y financieros la asignación o contrato correspondiente y sus beneficios esperados, siempre y cuando se afirme en las asignaciones o contratos que el petróleo y todos los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos que se encuentren en el subsuelo, son propiedad de la nación.

Conviene destacar que el anterior se refiere al subsuelo. En el suelo es cuando ocurre la privatización del petróleo a través de la “transmisión onerosa”, al igual que leasings en Estados Unidos de Norteamérica y Canadá, un término equivalente a concesiones. También debe destacarse que el booking constituye una forma indirecta de hacer de las reservas petroleras de México un activo de respaldo a los procesos de financiarización de las corporaciones y bancos.

El séptimo transitorio que afirma que se establecerán en la ley porcentajes mínimos de contenido nacional y mecanismos para fomentar la industria nacional; al mismo tiempo que se sujeta dicha ley a los tratados internacionales. Es pertinente señalar que el Estado mexicano no puede exigir un determinado porcentaje de contenido nacional, como quedó establecido en la Reforma (35% para 2025) para el de contratación de empresas nacionales y de transferencia de tecnología, como se establece en el TLCAN. La sujeción a los tratados internacionales nulifica totalmente la intención y contenido de este transitorio y lo deja en condición de demagogia constitucionalizada (TLCAN, 1994).


Después de los artículos transitorios, se crearon nueve leyes nuevas y se reformaron

otras 12, una estrategia de creación y reformulación para permitir abiertamente la

inversión extranjera, leyes que se dictaminaron entre el 11 y el 14 de junio de 2014,

para ser materia de discusión y votación en el Pleno del Senado entre el 23 y el 28 del

mismo mes. Con estas leyes se culminaría la apertura al capital privado en la industria

petrolera el sistema eléctrico y el sistema energético, en general.

Los cambios constitucionales eliminaron la “reserva” que mantuvo cerrado el sector

energético en el TLCAN al convertir los hidrocarburos y la electricidad en bienes

comercializables al abrir prácticamente toda la cadena de producción al sector privado

transnacional. Con la Reforma Energética se dará el desplazamiento del Estado de las

actividades estratégicas del sector y con ello la apropiación de su dominio directo y

del derecho exclusivo a su explotación integral, bajo el argumento de la competencia

con la incorporación de numerosos operadores para transitar hacia una estructura de

mercado que ha prometido bajar los precios de los combustibles a los consumidores.

El paquete de leyes de la Reforma que se ha ido completando en el tiempo (30 de

abril de 2014), evidencia lo que se caracterizaría como un despojo a la nación

(Harvey, 2004) o acumulación por desposesión por parte de las élites transnacionales.

El despojo no es del todo evidente, ya que está arropado con toda una parafernalia

jurídica “liberal” en la que se entroniza el avance hacia el mercado bajo una retórica

técnico-jurídica que es necesario desentrañar en su verdadero significado.

Destacaremos algunos de los conceptos que podrían ilustran lo anterior.

En la Ley de Hidrocarburos se encuentran las bases jurídicas para la modificación de

los derechos de propiedad a través de asignaciones, nuevas formas de contratos y

“ocupaciones temporales” de terrenos y territorios. Un mecanismo que tendrá este

resultado lo constituye la Ronda Cero a que se ha somete a Pemex15.15 La Sener, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, adjudicará las asignaciones a

Pemex de las áreas en exploración y los campos que estén en producción, siempre que demuestre contar con las capacidades técnicas, financieras y de ejecución, asimismo sujeto a un plan de exploración o desarrollo.


La Ronda Cero es el requerimiento por parte de Pemex a la Secretaría de Energía

(Sener) de las áreas de exploración y los campos en producción. Para ello deberá

acreditar que cuenta con las capacidades técnicas, financieras y de ejecución

necesarias para explorar y extraer los hidrocarburos de forma eficiente y competitiva.

La llamada Ronda Cero, programada para darse a conocer por la Sener el 17 de

septiembre de 2014, se adelantó más de un mes, para hacerla coincidir prácticamente

con la promulgación de las leyes secundarias de la “Reforma Energética” del 11 de

agosto de 2014, lo cual indica un manejo con sesgos políticos.

El objetivo de la Ronda Cero sería, en realidad, desplazar a Pemex como el operador

único en la industria petrolera a nombre de la Nación, como lo planteaba el artículo 27

constitucional en la versión correspondiente a la administración del presidente Lázaro

Cárdenas, modificado al prohibir los contratos en exploración y producción en 1960,

con el presidente López Mateos. El propósito es la sustitución de Pemex por muchos

operadores privados, preferentemente extranjeros. Con este nuevo modelo, Pemex

pasará a ser un operador más en la industria petrolera mexicana; emplazada a

desaparecer dentro de un plazo en función de la pérdida de ingresos del gobierno

federal, por lo pronto, se le asignarán yacimientos y territorios de manera estricta con

el fin de no ampliar el hoyo fiscal del presupuesto, ya que la existencia en sí de una

Ronda Cero y una Ronda Uno significa per se la entrega de renta petrolera al

extranjero y el achicamiento de Pemex, al limitarle en términos de reservas y territorio

(kilómetros cuadrados asignados).

Resultado de la Ronda Cero16

De no cumplirse con el plan de exploración, el área se revertirá al Estado. Es menester señalar que, en cumplimiento del mandato constitucional previsto en el Sexto Transitorio del Decreto publicado el 20 de diciembre de 2013, el 21 de marzo pasado, Pemex sometió a consideración de la Sener la solicitud de adjudicación de las áreas en exploración y campos en producción que estima está en condición de operar a través de asignaciones. La Sener emitirá la resolución correspondiente dentro del plazo de 180 días naturales posteriores a la fecha referida. Pemex podrá, previa autorización de la Sener, migrar las asignaciones que se le adjudiquen a contratos con particulares. En caso de que la empresa productiva del Estado considere adecuado asociarse con particulares, la Comisión Nacional de Hidrocarburos llevará a cabo una licitación, sujetándose a los lineamientos que establezcan las secretarías de Energía y de Hacienda y Crédito Público.


Respecto a la Ronda Cero, el análisis arroja como resultado, que el “achicamiento” de

Pemex fue más pronunciado que lo anunciado por la Sener, de acuerdo con el

siguiente cuadro.

RONDA CERO AGOSTO DE 2014-Miles de millones de barriles-

Reservas SolicitadoPemex

SolicitadoSegún Sener Otorgado

1P 13.90 (100%) 13.40 (96%) 13.40 (96%)

2P 21.74 (83%) 20.58 (94.6%) 20.58 (78%)

3P 31.59 (71%) No se dice No se dice

Recursos Prospectivos

34.50 (31%) 34.80 (31%)

22.12

(19.30%)

Total promedio 48.32%

FUENTE: Elaboración de la autora con información de www.sener.gob.mx y porcentajes con base en las reservas de 2013 solicitadas por Pemex.

Según la Sener en su informe dice:

Reservas VolumenOtorgado

Otorgado/solicitado según Sener

(100%)Años R/P

1P 13.40 100 -

2P 20.58 100 15.5

3P No se dice No se dice

Recursos Prospectivos22.12

67 de lo solicitado y 19.3 del total 5

Total de años 20 con una producción de 2.5

millones b/d

FUENTE: www.sener.gob.mx

16 Las estimaciones de esta sección fueron realizadas por el ingeniero Heberto Barrios Castillo, asesor en el Senado de la República de la fracción del pt.


Se dice también que con las 12 asignaciones entregadas a Pemex, se cubre el 71% de

la producción actual de crudo y el 73% de la producción de gas natural.

De los cuadros anteriores puede deducirse, que el “achicamiento” de Pemex en cuanto

a asignación de reservas es más pronunciado de lo que dice la Sener, ya que en

realidad se le otorgarían sólo el 48.32% de las reservas solicitadas y no el 68% que

dice la Sener, el Director de Pemex Emilio Lozoya y Gustavo Hernández, Director

General de Pemex Exploración y Producción (PEP). Los errores o diferencias

respecto a las cifras oficiales que dan cuenta de este mayor “achicamiento”, se basan

en:

a) Se está comparando lo solicitado contra lo otorgado con datos de reservas

diferentes, ya que Pemex solicitó la Ronda Cero con reservas a enero de 2013 y

la Sener las otorgó con reservas a enero de 2014, lo que en el caso de las 1P

significa que son 4% menores y en el caso de los recursos prospectivos 2%

menores.

b) No se le otorgaron a Pemex reservas 3P cuando solicitó el 71% (31.6 miles de

millones de barriles, mmmb) de ellas. Lo que baja notablemente el monto de

reservas asignado.

c) Esto explica que el período de tiempo de explotación baje de 36 años

(solicitado por Pemex) a 20 años, como lo anunció la Sener.

d) Todo ello demuestra una actitud poco favorable a Pemex.

e) Aunque se dice que Pemex podrá participar en las rondas 1 y las subsecuentes,

solo o asociado, esto será muy difícil ya que dependerá de la voluntad de la

Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), que se encargará de asignar

los recursos.


Además de esta situación la posibilidad de que los recursos petroleros pasen a las

compañías privadas ocurre a partir de las disposiciones del régimen fiscal que

propone la iniciativa de Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos para los contratos. Aun

cuando se otorguen las asignaciones que está solicitando Pemex a este se le invita a

migrarlas a contratos, en los que puede o no participar. Esto da toda oportunidad para

transferir reservas, utilidades, renta y producción a los inversionistas privados

extranjeros.

Otro aspecto de este despojo se concreta en una figura de la Ley de Hidrocarburos

(Ley de Hidrocarburos 2014), llamada “Servidumbre legal de hidrocarburos”, u

“ocupación temporal”. El antecedente es el Transitorio 8 (estratégico). En las leyes

secundarias se acuerda desterrar la figura de expropiación y se sustituye por la de

“ocupación temporal”. Por razones de utilidad pública e interés social se da lugar a la

“ocupación temporal” y servidumbres legales tanto en la Ley de Hidrocarburos como

en la Industria Eléctrica y la Geotérmica. Esto significa que cualquier predio de

interés para los negocios de la Industria Energética puede ser objeto de “ocupaciones

temporales” o construcción de servidumbres. A fin de hacerla aceptable ante el

público mexicano se otorgarán contraprestaciones (pago del dueño del predio) del

orden de 2% de las utilidades del contratista por petróleo y de 3% por gas.

Las servidumbres legales de hidrocarburos se decretarán a favor del asignatario o

contratista se regirán por las disposiciones del derecho común federal y las

controversias relacionadas con las mismas, cualquiera que sea su naturaleza, serán

competencia de los tribunales federales. Estas se podrán decretar vía judicial o

administrativa, en términos de esta ley y las demás aplicables.

Esta ley que propicia el despojo ilegal de tierras será la oportunidad para que la

frontera entre México y Estados Unidos de Norteamérica se corra hacia el sur, bajo el

pretexto de que hay una continuidad geológica de los yacimientos de Eagle Ford


localizados en Texas hacia territorio mexicano (Morales Gil, 2012). La explotación

del petróleo y gas de lutitas en el norte de México (incluso en el resto del territorio y

en Chicontepec) es vista como la posibilidad para que la industria texana se adjudique

la explotación de dichos recursos en territorio nacional, ya que los inversionistas

podrán adquirir los terrenos y traer agua de donde sea (de hecho ya traslada agua del

río Pánuco hacia Nuevo León para la explotación del gas de lutitas y también utilizan

el fracking en Chicontepec).

El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) intervendrá para mediar en la negociación,

dispondrá de peritos para que realicen avalúos y se establezca una nueva oferta, si

después de 10 días no se tiene respuesta, en el numeral 101 se establece que el IMP

notificará a la Sener, que propondrá al Ejecutivo Federal la constitución de una

“Servidumbre legal de hidrocarburos” por vía administrativa, o por medio de la

expropiación, en términos de las disposiciones jurídicas aplicables.

De operador a propietario: Ley de Pemex y de la CFE

Uno de los principales argumentos de los cabilderos de la Reforma Energética ha sido

la “insuficiencia en la organización y derecho mexicano”, por lo que habría que

diferenciar al administrador del propietario. Con ello, en realidad se incorpora la

noción de gobernanza que lleva a la idea de gobernabilidad en un esquema en el que

el Estado no es el único o más importante actor, en el que los inversionistas privados

en una empresa delegan su manejo a una burocracia que administra y que cuida sus

utilidades en el negocio. Para Pemex y CFE, la incorporación de la gobernanza

corporativa introduce, además de la distinción entre propietario y administrador, un

esquema dual en el que ambas dejarán de regirse por la Ley de Entidades

Paraestatales y las Leyes de Adquisiciones, Obras y Arrendamientos y Servicios del

Sector Público, mientras que la Ley General de Bienes Nacionales sólo operará en el

caso de las propiedades inmuebles de Pemex. De organismos descentralizados, Pemex


y CFE se transforman en empresas productivas del Estado, cambiando con ello

conceptos básicos del derecho mexicano administrativo y de propiedad. En menos de

dos años, se convertirá a Pemex y a la CFE en “Empresas Productivas del Estado”

(EPE). El cambio de régimen jurídico no es menor, ya que las obligarán a competir

con empresas transnacionales (mientras les mantienen el mismo régimen fiscal),

además de que tendrán que pagar cada año al Estado parte de sus ganancias, con el

denominado “dividendo estatal”, hacia 2016, que “será como mínimo del 30% de sus

ingresos después de impuestos”.

Los funcionarios aseguran que Pemex y la CFE se beneficiarán en la medida que

tendrán más autonomía de gestión en sus recursos. En realidad, estas entidades serán

paulatinamente despojadas de su carácter público; dejarán de ser inalienables,

imprescriptibles e inembargables, al igual que el dominio eminente que rige los

recursos. Esto es lo que quedó en la legislación secundaria para Pemex y CFE.

Al convertirse el Estado en el dueño, otro diferente al administrador de la empresa, ya

no participará en las operaciones cotidianas de aquélla, y ésta a su vez tomará sus

decisiones autónomamente, con base en lógicas empresariales y de negocios.

El Consejo de Administración de las EPE´S establecerá las políticas, bases,

lineamientos y procedimientos para el desmantelamiento, enajenación, afectación en

garantía o el gravamen de las instalaciones industriales tanto de Pemex como de sus

empresas productivas o, en su caso, de empresas filiales (Rosas, 2014).

En el caso de la CFE, deberá sujetarse a la estricta separación legal que establezca la

Sener para fomentar el acceso abierto (artículo 20 transitorio). Esta restricción tiene

un impacto que se traduce en una separación entre sus divisiones, regiones e, incluso,

entre sus empresas productivas subsidiarias y empresas filiales. Las subsidiarias y

filiales deberán, entre otras acciones, ofrecer energía eléctrica y productos asociados

al mercado eléctrico mayorista sin restricción y en condiciones de competencia;


otorgar el acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de

Transmisión.

Así el gobierno corporativo y modelo de vigilancia y auditoría propuestos por la

OCDE definen los principios de derecho privado con los cuales se dejan de aplicar las

leyes del derecho público, bajo el supuesto de un marco jurídico flexible con el cual

deberán operar estas empresas.

En suma, el corazón de la reforma a Pemex y a la CFE se encuentra, precisamente, en

el establecimiento de un modelo de gobierno corporativo que aplicará las reglas del

derecho privado en y a las empresas del Estado. Éstas se regirán como cualquier

empresa privada, pretendiendo la regulación necesaria que, sin embargo, será más

retórica que real.

Al mismo tiempo, se promete maximizar la renta petrolera y generar valor económico.

En artículo 42 de Ley de Hidrocarburos se instruye a autoridades, reguladores y

productores a maximizar la producción que en realidad llevará a la sobreexplotación

de los yacimientos y la multiplicación del número de petroleras privadas cuyo

objetivo es la máxima ganancia en el menor tiempo posible. Esto llevará a maximizar

la obtención de renta petrolera que, a través de los contratos, permitirá a las

corporaciones acceder y acaparar la parte de león de dicha renta habida cuenta su

añeja experiencia, las asimetrías de información y de poder.

Los riesgos son muchos, en la medida en que se propone una legislación profunda, de

dimensiones monumentales y sin gradualidad. Algunos de los riesgos:

Dada la debilidad del gobierno frente a actores corporativos transnacionales, se

pensaría en la captura de los órganos reguladores por parte de estos actores.

Se creará una enorme y onerosa burocracia centralizada.


Se fortalecerá el Poder Ejecutivo a través de la Sener.

Los nuevos reguladores servirán más para colocar y facilitar las inversiones

extranjeras, que para “regular” (como ha ocurrido hasta la actualidad).

Habrá una creciente dependencia industrial, tecnológica y comercial.

Reducción drástica del aporte fiscal de Pemex y CFE al erario, compensado

con mayor deuda pública y mayores impuestos para los mexicanos.

Convertir a México en un enclave exportador de hidrocarburos de la industria

petrolera de Estados Unidos de Norteamérica (con alguna participación de

empresas mexicanas). Volumen de exportación de 1.2 a 1.6 miles de millones

de barriles diarios (MMb/d) entre 2013 y 2018.

Posible agotamiento acelerado de reservas. Menos probable el desarrollo de la

industria de refinación.

En el corto y mediano plazo, el repliegue de Pemex hacia aguas someras y

yacimientos convencionales.

Estrategia de privatización gradual de “fierritos”. Convertir a Pemex y CFE en

empresas otorgadoras de contratos. En el largo plazo, su aniquilamiento.

En particular destaca la dependencia del gas de Estados Unidos de

Norteamérica y la incursión hacia formas de explotación depredadoras del

medio ambiente, como el gas y el petróleo de lutitas (shale gas).

La afectación incluso puede ser de terrenos y territorios de paso de las obras.

Todas las actividades de la industria petrolera y eléctrica se reconocen de


interés social y de orden público, lo que deja en la indefensión a los

propietarios de los terrenos en donde las obras se realicen.

Desplazamiento de puestos de trabajo en la industria petrolera y eléctrica.

Implicaciones jurídicas

Políticas públicas y reglamentos a los que las corporaciones consideran como

factores de debilitamiento de los “beneficios futuros esperados”.

Pueden obligar a los gobiernos a anular normas, regulaciones y condiciones de

contrato.

Tendrían derecho a demandar al gobierno mexicano ante tribunales

internacionales si están en desacuerdo con acciones o políticas

gubernamentales (por ejemplo, los resultados de un contrato petrolero) que

minen sus ganancias esperadas. Una “toma regulatoria” (como un impuesto) se

considera como violación que amerita compensación. Habrá que considerar

que los fallos de los tribunales internacionales o supranacionales son

inapelables. De no cumplirse, habrá confiscación de bienes.

Propuesta alternativa

Ante esto la pregunta que surge es ¿hay un modelo alternativo? Ciertamente lo hay.

La definición de una política energética debiera partir de una visión integral, a partir

del objetivo de la seguridad energética y de objetivos y estrategias nacionales basados

en un modelo de ventajas competitivas y no en un esquema de especialización que

descansa en la producción de materias primas que no añade valor. La política debería


tener un carácter multidimensional y estructural determinante del progreso. Debe ser

una política de Estado, una que no dé prioridad a condiciones exógenas; que

contemple la dimensión de desarrollo industrial, fiscal y tecnológico, de comercio

exterior, de relación con la política monetaria y de abasto de energéticos. En términos

concretos, una política orientada a crear, adicionar, modificar y derogar diversas

disposiciones jurídicas en materia del sector energético nacional, sin modificar la

Constitución, ya que una vez que se modifica, se puede hacer todo, hasta entregar al

país mismo a los intereses foráneos. Se trataría de fortalecer a Pemex y CFE a partir

de un proceso real de autodeterminación desligándolas de su contribución financiera a

las arcas nacionales. Considerando que la vanguardia a nivel internacional sigue

siendo el mantener el control estratégico tanto en las empresas públicas como

privadas, este debería ser el derrotero al igual que mantener la propiedad de los

recursos, ser motor de la demanda de bienes y servicios nacionales y, utilizar la renta

petrolera para reinvertirla en la empresa misma a fin de desarrollar capacidades y

generar empleos, entre lo más importante.

Conclusiones

A poco más de 20 años de instaurado el TLCAN se presenta la oportunidad de

avanzar en el proyecto político-económico de Estados Unidos de Norteamérica, a fin

de fortalecer su economía por medio del acceso a las industrias energéticas de

México, para ser parte de los beneficios económicos directos e indirectos en vista de

los impactos multiplicadores hacia otros sectores de su economía. Aumentará la

apropiación de la renta vía contratos, permisos y concesiones, así como todos los

negocios asociados (colaterales).

La Reforma Energética responde, después de estos 20 años de vigencia del TLCAN,

promoviendo un nuevo impulso que trata de profundizar en el dominio de las


corporaciones en México, adentrándose en la incorporación de México al Acuerdo

Transpacífico.

La Reforma Energética negociada resuelve el último obstáculo para avanzar en el

proyecto de privatización del sector energético mexicano, bajo un modelo de

mercado, que en realidad constituye el mecanismo para modificar el modelo

productivo, de propiedad y de distribución de los recursos y renta del sector, para

beneficio del sector privado, preferentemente transnacional.

La aprobación de la Reforma Energética dio cuenta de la capacidad de las

corporaciones para arrasar las leyes nacionales que se interponen en el camino de las

ganancias. El TLCAN otorga a las corporaciones multinacionales nuevos privilegios y

un proceso de cumplimiento extremo. Esta reforma permite la privatización total de

los recursos y del sector.

Por ahora, los funcionarios y cabilderos dejaron aún el término estratégico para ciertas

actividades del sector, con miras a hacerlas prevalecer sobre otras y sobre los intereses

y activos de la sociedad civil. Es una utilización del término a modo ya que las

actividades otrora estratégicas son las que en los hechos se han tornado en un bien

comercializable o commodities. Sin embargo, los cambios están lejos de ser una fiel

interpretación de los modelos liberales en los países desarrollados; más bien

corresponden al capitalismo de compadres que ha tendido lugar en México, con los

que se ha favorecido a los grupos en la cúpula del poder.

La transformación productiva del sector energético mexicano no sólo no revertirá su

dependencia de Estados Unidos de Norteamérica, sino que más bien tenderá a

profundizar la asimetría estructural entre sus economías, en la medida en que se

transfiera la renta derivada de la explotación petrolera y la de la industria eléctrica.

Como el modelo no tiene, en realidad, una propuesta de desarrollo de capacidades

endógenas, mejoras tecnológicas, innovación y estrategias de desarrollo de capital


humano, habrá destrucción del valor económico construido durante varias

generaciones, así como un mayor desplazamiento laboral.

No es posible pensar que el modelo propuesto modifique el modelo de acumulación

prevaleciente, un modelo en favor de pocos (preferentemente extranjeros).

Mientras que las corporaciones extranjeras y las oligarquías nacionales ganan con esta

reforma, el resto de la nación mexicana pierde cualquier beneficio derivado de este

sector. Es un conflicto de clase que se profundizará en la medida en que ocurra la

entrega de los hidrocarburos y las actividades asociadas.

Con ello se reedita el conflicto de clase y, en el contexto de la cuestión petrolera, la

histórica disputa por la apropiación del excedente.

Fuente de información:http://www.probdes.iiec.unam.mx/numeroenpdf/180_v46/05art_Vargas.pdf

Se espera que los bajos precios del petróleotengan un impacto limitado en la calificaciónsoberana de México (Moody’s)

El 15 de enero de 2015, la casa calificadora Moody’s comunicó, a partir de un

reciente reporte, que la brusca baja de los precios del petróleo tendrá un impacto

limitado sobre la calidad crediticia soberana de México y en los fundamentos de su

calificación A3 con perspectiva estable. El soberano de México está bien posicionado

para absorber golpes o choques provenientes de un peso más débil en tanto que los

ingresos del gobierno relacionados con el petróleo son objeto de cobertura.

A pesar de que la caída en el precio de la mezcla de petróleo de México de casi 50%

se traducirá en exportaciones de petróleo significativamente más bajas, un peso más


débil debería beneficiar la competitividad internacional de México, lo que reforzaría

las perspectivas de las exportaciones de manufacturas.

“En general, esperamos aumentar la exportación de manufacturas para compensar con

creces las menores exportaciones de petróleo, las exportaciones también se

beneficiarán de la mejora de las perspectivas de crecimiento de Estados Unidos de

Norteamérica”, afirma el Vicepresidente de Moody’s en el informe “Gobierno de

México: el impacto moderado en la deuda soberana de los bajos precios del petróleo

significa que la calificación A3 sigue siendo coherente —incluso si los proyectos

petroleros se retrasan”.

Desde octubre de 2014, el peso mexicano se ha depreciado 8.5% frente al dólar

estadounidense, una disminución impulsada en gran medida por la reacción del

mercado a una caída repentina y brusca de los precios del petróleo.

La casa calificadora indica que el impacto potencial del crédito, producto de la

depreciación de la moneda en la calificación soberana, tiende a ser proporcional a la

exposición del balance general del gobierno de su deuda en moneda extranjera. En el

caso de México, la deuda en moneda extranjera sólo representa el 20% de la deuda

pública, por lo que el impacto potencial en la calificación derivado de la depreciación

es baja.

Para Moody’s, el impacto de menores precios del petróleo en la situación fiscal del

gobierno será contenida, a pesar de que los ingresos petroleros representan

aproximadamente un tercio de los ingresos totales del gobierno.

En caso de que la mezcla mexicana de petróleo permanezca en un nivel

históricamente bajo de 40 dólares por barril, observado a comienzo del año, el

potencial déficit de ingresos en el presupuesto de este año será de alrededor de 1.2%


del PIB. Sin embargo, las autoridades mexicanas han protegido sus ingresos frente a

las fluctuaciones en los precios del petróleo, asevera Moody’s.

La casa calificadora indicó que a pesar de que algunos proyectos de exploración

petroleros pueden ser pospuestos debido a los bajos precios del petróleo, dichos

retrasos no comprometerían la calificación actual de México. En cambio, un ritmo

más gradual podría únicamente limitar el crecimiento potencial para la calificación.

Fuente de información:https://www.moodys.com/research/Moodys-Low-oil-prices-expected-to-have-limited-impact-on--PR_316566?cy=mex&lang=esPara tener acceso al documento de Moody’s visite:https://www.moodys.com/researchdocumentcontentpage.aspx?docid=PBC_1002030

Contexto petróleo 2014 y tendencias (IFPEN)

El 5 de febrero de 2015, el Instituto Francés del Petróleo y Energías Renovables

(IFPEN) público en París, Francia, su informe Panorama 2015. A continuación se

presenta el artículo: “Contexto petróleo 2014 y tendencias”.

Contexto petróleo 2014 y tendencias

La decisión del 27 de noviembre de los países productores de la Organización de

Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de no intervenir en el mercado nos hace

entrar a un nuevo orden petrolero mundial. Arabia Saudita se ha negado a ser

(prácticamente) el único estado en moderar su producción para sostener los precios.


Así, en un contexto de excedentes petroleros y en ausencia de vigilancia en el

mercado para regular la oferta es el precio el que se debe ajustar, lo que explica la

disminución del 44% del Brent entre junio, 111 dólares por barril (dpb), y diciembre,

63 dpb. En 2015, bajo algunos supuestos un precio de equilibrio de 60 a 80 dpb

parecía factible. Esta variedad de precios debería tener por efecto atenuar el aumento

de la producción de gas esquisto de Estados Unidos de Norteamérica (tigth oil) pero

en proporciones aún inciertas. Esto también tendrá por consecuencia una reducción de

inversión del sector petrolero, lo que hace valorar los riesgos a mediano plazo para el

suministro.

Caída de los precios del petróleo en 2014

En promedio mensual, el precio del Brent evolucionó en los seis primeros meses de

2014 entre 107 y 112 dpb, siendo los niveles cercanos a los promedios anuales

observados desde 2011 (111-108 dpb). Fue afectado ocasionalmente por las tensiones

geopolíticas, por ejemplo, en febrero, cuando Rusia puso en alerta sus tropas a lo

largo de su frontera con Ucrania, o en junio con el conflicto en el norte de Irak. Pero

la falta de impacto en la producción permitió evitar las presiones sobre los precios.

Incluso hubo buenas noticias con la reactivación de la producción de libia a partir de

agosto, reactivación que permanece frágil, teniendo en cuenta el contexto interno muy

inestable.

A partir de julio, el mercado petrolero entró en una fase de rápida caída de los precios

del petróleo que pasaron a un promedio mensual de 112 dpb en junio a menos de 100

dpb en septiembre a 97 dpb para llegar a 80 dpb en noviembre y a menos de 70 dpb a

principios de diciembre.


60

70

80

90

100

110

120

2011

2012

2013

2014

PRECIO ANUAL Y MENSUAL DEL BRENT Y DEL WEST 2011-2014-Dólares por barril-

WestBrent

FUENTE: Reuters.

E F M A M J J A S O N D

– Esta evolución resulta de varios factores que se combinaron en un tiempo muy

corto de ahí la precipitación. Fuera del contexto geopolítico inestable, pero sin

efectos en la producción, cabe mencionar los siguientes elementos:

– la influencia creciente del efecto del gas esquisto (o tight oil) en el mercado

internacional que resultó por la comparación de los precios estadounidenses del

WTI y Brent. Esta diferencia paso de 16 a 17dpb en 2011 y 2012, a 11dpb y en

2013 y a 6 dpb en 2014 y 3 dpb en noviembre del mismo año;

– las preocupaciones económicas confirmadas por revisiones a la baja del

crecimiento mundial entre enero (3.7% esperado por el FMI), julio (3.4%) y

octubre (3.3%). Esto llevó a un ajuste de las previsiones de aumento del

consumo mundial de petróleo para 2014. De 1.4 millones de barriles por día

(mbd) en junio, la Agencia Internacional de Energía (AIE) revisó esta cifra a

0.9 mbd en septiembre y 0.7 mbd en octubre. Este ajuste drástico, combinadas

con la afluencia de producción de Estados Unidos de Norteamérica, amplificó

la idea de un excedente petrolero que llegaría al mercado. Es importante


destacar que el contexto económico también tuvo por efecto una fuerte caída

en los mercados financieros europeos en agosto y septiembre, acentuando la

presión sobre el petróleo;

– el fuerte aumento del dólar a partir de junio, que llevó a una presión a la baja

de los precios del petróleo debido a una correlación negativa atribuida en la

relación petróleo/dólar. Las tendencias recientes en el dólar y el petróleo

podrían también ser el resultado de factores que ocurren simultáneamente: el

aumento de las tasas de interés esperadas en Estados Unidos de Norteamérica y

los temores sobre el crecimiento europeo y las economías emergentes;

– el golpe decisivo fue dado por la decisión de 27 de noviembre de la OPEP, o

más bien por las monarquías petroleras (Arabia Saudita, Emiratos Árabes

Unidos, Kuwait y Qatar), de no intervenir en el mercado. Esta opción, por

supuesto, acentúa la catástrofe de los precios del petróleo, ya que, a falta de

gestión de la oferta de la OPEP, corresponde ahora al mercado asegurar el

equilibrio.

Razones de la decisión de la OPEP, dictadas por Arabia Saudita

Algunos países de la OPEP como Argelia, Irak, Irán, Libia y Venezuela estaban a

favor de un acuerdo para reducir la producción, pero la mayor parte no estaba en

condiciones de hacerlo. Así, la producción de Libia (0.2 a 0.8 mbd en 2014) sigue

estando muy por debajo de su potencial (1.5 mbd) desde los desequilibrios internos en

2011. Irán es sometido a un bloqueo que redujo sus ventas 1 mbd desde julio de

2012. Irak tiene proyectos importantes de desarrollo de su producción, que podría

alcanzar, según la AIE, 4.6 mbd en 2020 y 6.7 mbd en 2030 contra 3.1 mbd en 2013.

Venezuela se encuentra en una situación fiscal bajo tensión y su producción retrocede

cada vez más desde hace diez años.


Sobre la base de las expectativas (inciertas) de diciembre, el equilibrio entre la oferta

y la demanda muestra que el ajuste a la baja debería haber sido de 2 mbd en el primer

semestre de 2015 y de aproximadamente 1 mbd en el segundo semestre. Se trata de

volúmenes lógicos, en comparación con una producción de petróleo de 9.5 mbd en

2014 para Arabia Saudita, o sea el 30% del total de la OPEP. “El país no quiso llevar

esta carga solo y sin apoyo dentro de la organización, aun menos fuera de ésta, ya sea

por parte de Rusia o Estados Unidos de Norteamérica.” Al margen de la reunión de la

OPEP, el ministro saudi del petróleo, Ali Al-Naimi claramente dijó: “¿Por qué debería

disminuir su producción de petróleo Arabia Saudíta? Estados Unidos de Norteamérica

es un gran productor ahora. Acaso deben ellos disminuir su producción? ”

Más allá de la falta de apoyo, una razón más profunda, sin duda explica esta elección

radical. Se trata de un aumento extremadamente rápido de los tight oil

estadounidenses. El sostenimiento de los precios por la OPEP tendría por efecto

favorecer su desarrollo, lo que obliga a la organización llevar a cabo cada año nuevos

recortes de producción. Así, Arabia Saudita se encontraba en un dilema: apoyar los

precios con una destrucción gradual de su producción o la estabilidad de ésta, pero

con la caída de los precios.

Esta segunda opción puede ser la más racional de Arabia Saudita frente a la expansión

del tight oil. La producción de estos petróleos no convencionales aumentó anualmente

en un mbd desde 2011, lo que corresponde aproximadamente al incremento anual de

la demanda mundial. Los escenarios del Departamento de Energía de Estados Unidos

de Norteamérica (DOE) no anticipan un aumento tan fuerte para los próximos años,

pero el DOE es precavido en sus previsiones de referencia que subestiman

regularmente la evolución real. Arabia Saudita no quiso correr el riesgo de esperar

una supuesta desaceleración natural del tight oil, anunciada por algunos pero

desmentida por los hechos. En diciembre, la producción de tight oil alcanzó ya 5 mbd,

en línea frente a un escenario alto del DOE.


0

1

2

3

4

5

6

7

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

PRODUCCIÓN DE ESTADOS UNIDOS DE NORTEAMÉRICADE TIGHT OIL (ESCENARIO DE REFERENCIA Y ESCENARIO ALTO RH)

2011-2020-Millones de barriles por día-

Administración de Información Energética de Estados Unidos deNorteamérica (EIA).

FUENTE:

Referencia Tight oilTight oil RH

Entre otros factores explicativos las cuestiones geopolíticas pueden en parte justificar

la posición de Arabia Saudita. La caída de los precios provocará obviamente un

debilitamiento de los vecinos chiítas, iraquíes e iraníes, pero también de Rusia, apoyo

del poder en Siria... Tal vez estas consideraciones influyeron en la decisión, aunque el

peso creciente de los tight oil lo bastaría para justificarla. En cuanto a la tesis de una

estrategia concertada entre Arabia Saudita y los Estados Unidos de Norteamérica,

planteada por algunos observadores, parece poco creíble. Los productores

estadounidenses serán fuertemente afectados por esta situación.

Posibles consecuencias para el mercado del petróleo

Si la OPEP había decidido requilibrar el mercado ajustando su oferta, un precio de

equilibrio de 90-100 dpb era posible (fuera de la crisis geopolítica) como se había

indicado a principios de 2014 (ver el apartado de Panorama 2014 “Contexto petróleo

2013 y tendencias”).


Este no es el caso y el mercado debe además determinar un precio que permita

absorber el excedente, partiendo de tres parámetros: la demanda de petróleo, la

producción existente y las inversiones en contracorriente para influir en la producción

futura. Los impactos son extremadamente difíciles de identificar, pero es al menos

posible describir a grandes rasgos tres consecuencias factibles:

– sobre la demanda: la difusión sobre la relación precio/demanda (elasticidad

precio) dan resultados bastante diferentes y por lo tanto poco fiables. En una

primera aproximación, sin embargo es posible deducir la relación propuesta

por el FMI en una nota con fecha de 2011 (escasez de petróleo, crecimiento y

desequilibrios globales). Un aumento del 10% en los precios del petróleo

impacta negativamente en la demanda mundial en aproximadamente 0.2%

(elasticidad a corto plazo de 0.019). Al deducir la correlación inversa 20% de

la caída del precio del petróleo (a 80 dpb) daría lugar a un aumento de 0.4% en

la demanda o sea 0.4 mbd (pedidos en 2015: 93.3 mbd según la AIE en

diciembre). A 60 dólares (-40% aproximadamente), la ganancia alcanzaría

0.8% es decir 0.7 mbd;

– en la actual producción: para detener las unidades de producción, el precio del

petróleo tendría que ser inferior a los costos de operación durante un período

bastante largo para ejercer fuerza sobre el equilibrio financiero de los

productores. En cuanto a los niveles en los precios del petróleo de 60 a 70 dpb

alcanzados a principios de diciembre de 2014, se está lejos de esta situación, lo

que significa que los impactos sobre la producción serán mínimos sobre las

bases actuales;

– sobre las inversiones: la caída de los precios, obviamente, lleva a los

operadores a reducir sus gastos de inversión debido a la disminución de sus

márgenes de ganancia y a la menor rentabilidad esperada de los proyectos


futuros. A finales de septiembre, mientras que el precio del petróleo era de

alrededor de 90 dpb, el estudio del Instituto Francés del Petróleo Energías

Nuevas (IFPEN) sobre la inversión en exploración y producción pronosticaba

ya una fuerte disminución del crecimiento de la inversión, en particular, con un

descenso para las petroleras “más grandes” del mercado. El ligero aumento de

las posibles inversiones en este mismo estudio para los particulares y las

National Oil Corporation (NOC) ya no está vigente actualmente. Ahora las

cosas cambian, los particulares ajustan también sus inversiones. Los efectos en

la producción no serán inmediatos, salvo en el caso del tight oil, que requiere

de una inversión para mantener la producción. Esto se debe al perfil de

producción que disminuye rápidamente con el tiempo. Para los otros tipos de

petróleo habrá una revisión de los proyectos en función de las expectativas del

precio y las capacidades financieras de las empresas. Las unidades más

costosas, petróleo pesado de Canadá o de aguas muy profundas en alta mar,

deberían ser las más afectadas.

En general, la caída actual de los precios tendrá dos impactos significativos: un

aumento desproporcionado de la demanda17, que se estima entre 0.6 y 0.9 mbd, frente

a un exceso de oferta de entre 1 y 2 mbd en el 2015; una menor inversión y por tanto

una disminución de la producción a mediano plazo, con un efecto para los tight oil

más o menos congruente en función del nivel del precio real observado.

¿Cuál es el impacto para los tight oil y los aceites pesados?

La mayoría de los analistas del sector del petrolero, al igual que los consultores IHS18

por ejemplo, sugieren costos de producción del tight oil comprendidos entre 40 y 80

dpb, señalando que el 80% de la producción podría situarse por debajo de 70 dpb.

17 El aumento de la demanda relacionado al efecto de los precios es susceptible de ser aniquilado por un contexto económico deteriorado.

18 En la prueba del tight oil: el crecimiento de la producción de Estados Unidos de Norteamérica se mantiene fuerte a pesar de haber reducido los precios de petróleo crudo el 20 noviembre de 2014.


Sobre esta base, partiendo de los precios actuales un descenso del 20% de la inversión

es probable en 2015. Algunos operadores estadounidenses estiman que las

reducciones más sustanciales son posibles debido a los menores márgenes de

ganancia de las empresas petroleras y por tanto de su capacidad de endeudamiento.

En Estados Unidos de Norteamérica, noviembre estaría ya marcado por una fuerte

caída en las solicitudes de permisos de perforación del 40% según Reuters.

Si acepta una disminución en las inversiones del 20 al 40%, la producción de tight oil

se establecería en 2015 en 4.9 y 4.2 mbd respectivamente, en comparación con una

producción de 5.6 mbd prevista en un escenario base del DOE. Para el 20%, el

impacto sería bastante modesto, con una diferencia de solamente 0.7 mbd. Para el

40%, el retroceso se situaría entonces en 1.4 mbd, lo que llevaría a una disminución

de la producción en 2015.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2010 2012 2014 2016 2018 2020

Instituto Francés del Petróleo y Energías Renovables (IFPEN), y Agencia Internacional de Energía.

FUENTE:

Simulación 21 000 pozos-20% después de 2015-40% después de 2015

PRODUCCIÓN DE ESTADOS UNIDOS DE NORTEAMÉRICADE TIGHT OIL SIGUIENDO LAS HIPÓTESIS DE PERFORACIÓN

CONTRASTADAS (-20 Y-40%)-Millones de barriles por día-

Esta simulación está evidentemente rodeada de mucha incertidumbre. Así, el

escenario de referencia acepta la hipótesis de una estabilidad del nivel de perforación

entre 2014 y 2015, lo que no constituye un escenario de base demasiado optimista.


Del mismo modo, el nivel de recuperación de la vida de un pozo se estimó a partir del

promedio de 2013, es decir de 170 mil barriles. Se trata de una proporción prudente

en tanto que no dejó de aumentar desde 2009 (57 mil barriles) bajo el efecto de

mejoras tecnológicas. En general, esto significa que incluso si las inversiones

disminuyen, la producción podría no verse tan afectada como lo muestra este estudio.

El balance de los petróleos pesados es menos difícil de hacerse. En efecto, en estas

últimas previsiones de 2014, la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo

(CAPP) no espera nuevos proyectos en la producción para 2017. Por lo tanto, los

efectos de la disminución en los precios de petróleo sobre la producción no serán

inmediatos como para el tight oil. Sin embargo, es probable que revisiones en los

proyectos se anuncien durante 2015. El potencial de los proyectos propuestos hasta la

fecha abarca un total de 2 mbd adicionales de aquí a 2030.

0

1

2

3

4

5

6

7

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

PRODUCCIÓN CANADIENSE DE ACEITES PESADOS 2013-2030-Millones de barriles por día-

FUENTE: Asociación canadiense de productores petroleros (CAPP).

En proyectosEn operación /construcción

¿Cuál es el precio de equilibrio en 2015?


Sobre la base de datos de mercado disponibles en diciembre, un rango de precios

comprendido de 60 a 80 dpb constituye un escenario aceptable en promedio para

2015. Es en estos niveles de precios que se pueden reducir los posibles excedentes en

el mercado aumentando la demanda y la reduciendo la oferta de tight oil. El equilibrio

se alcanza por un precio de 50 a 60 dpb en el primer semestre y de 70 a 80 dpb en el

segundo semestre. Es interesante notar que la corrección de precios observada entre

junio y diciembre de 2014 es coherente con esta estimación. No es entonces la

especulación la que está en tela de juicio, más bien es la percepción del equilibrio

entre la oferta y la demanda del mercado petrolero.

BALANCE DE LA OFERTA Y LA DEMANDA EN 2015 POR TRIMESTRE CON Y SIN EFECTO DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO

Balance de la Oferta y la Demanda en mbdI II III IV

2015

Demanda 92.5 92.5 94.0 94.4

Oferta sin la OPEP 57.3 57.7 57.9 58.4

Gas Natural Licuado 6.6 6.7 6.7 6.7

Petróleo OPEP 30.3 30.3 30.3 30.3

Oferta 94.2 94.7 94.9 95.4

Diferencia entre Oferta y Demanda 1.7 2.2 0.9 1.0

Reservas 0 0 0 0

Excedentes 1.7 2.2 0.9 1.0

Efecto del precio (dpb) 60 60 80 80

En la demanda 0.7 0.7 0.4 0.4

En los tight oil -1.4 -1.4 -0.7 -0.7

Balance de la oferta y la demanda -0.4 -0.1 -0.2 -0.1

FUENTE: IFPEN base AIE OMR, diciembre de 2014.


En un contexto equivalente, los ajustes significativos no se deben excluir en la

medida en que los efectos de los precios bajos en la evolución de la producción de

tight oil de Estados Unidos de Norteamérica serán más notables tanto en un sentido

como en el otro: aumento de los precios si las operaciones de perforación son

fuertemente impactadas, o al contrario, disminución de los precios si los progresos

técnicos continúan, sobre todo si la orientación de formación para perforar mejora y

los esfuerzos para aumentar la productividad media de los pozos continua dando

frutos.

Pero el contexto mismo puede cambiar y evolucionar. En particular es conveniente

mencionar las siguientes incertidumbres:

– la OPEP y principalmente Arabia Saudita, bajo presión, de sus socios pueden

revisar su posición para favorecer un aumento de los precios. La historia

muestra que la OPEP tanto en 1986 como en 1998 y 2008 terminó por ajustar

su producción;

– el nivel efectivo de crecimiento económico mundial siempre marcado por las

inquietudes para Europa, Japón y algunas economías emergentes es susceptible

de ser revisado a la baja. El efecto petróleo en el crecimiento debería ser

moderado debido a los efectos positivos para países importadores, pero muy

negativos para los países exportadores. Existen también riesgos significativos

de desestabilización para algunos países productores muy dependiente de los

ingresos del petróleo;

– el contexto geopolítico podría afectar el aumento o la baja en la producción de

algunos países, como Libia, Iraq o Irán (¿Considerando el embargo en julio?).

El conflicto ruso-ucraniano podría afectar por su lado la oferta petrolera rusa

(efecto de la inversión) o, por el contrario en caso de resolución dar señales

económicas positivas en el continente Europeo;


– la cotización del dólar podría seguir creciendo debido al aumento esperado de

las tasas de interés de Estados Unidos de Norteamérica. Esto ayuda a acentuar

el efecto a la baja en el petróleo.

– Existen también numerosas incertidumbres, pero la idea de un precio del

petróleo de menos de 80 dpb es ahora una hipótesis creíble, teniendo en cuenta

un contexto económico moroso e incluso inquietante para algunos países

emergentes. Fuera de la evolución del entorno económico este escenario podría

durar a reserva de varias condiciones. La primera es la que corresponde a la

continuación de la nueva estrategia de la OPEP que tiene por objetivo defender

su parte de mercado en detrimento del precio.

La segunda está relacionado a la posibilidad de responder a los futuros aumentos de la

demanda petrolera mundial con estos nuevos precios. Esto implica una estabilidad en

los países de la OPEP con el fin de poder asegurar las inversiones necesarias y un

dominio total de los costos de producción a nivel mundial. Uno de los retos se

centrará en aumentar aún más la producción de tight oil incluso a menos de 70-80

dpb.

Para más información 20 de enero 2015

Las estimaciones de los precios presentados en febrero en la conferencia Panorama

(50-70 dpb para el Brent en 2015) son inferiores a 10 dpb aproximadamente a lo que

se pronosticó en esta nota. Esto se debe principalmente a la revisión a la baja en enero

del crecimiento económico mundial en 2015 y a un aumento en la demanda petrolera

más débil de lo esperado.


Impacto de la caída de los precios del petróleo en...

Si la caída del petróleo se confirma numerosos impactos se espera en particular

en:

– el sector del petróleo a través de menores márgenes de ganancias de las

empresas productoras, generando el aumento del control de los costos;

– las sociedades petroleras a través de la disminución de la inversión;

– el precio de venta de productos petroleros, como el diésel en Francia. Al

pasar de 112 dpb en junio a 80 dpb en noviembre, el petróleo perdió 32 dpb

o sea 20 centavos de dólar por barril (1 barril=159 litros). La devaluación

del 8% del euro atenuó la caída del precio expresada en esa moneda: 11

centavos de euro por litro. Éste es el nivel más bajo observado en los

precios de los productos derivados del petróleo con efectos muy cerca del

mercado;

– el sector del gas con diferencias regionales: una menor rentabilidad del gas

esquisto de Estados Unidos de Norteamérica, cuando se produce

conjuntamente con otros productos petroleros; los precios a largo plazo del

gas natural licuado (GNL) asiático más débiles (aproximadamente de 9-12

dólares por MBtu a 60-80 dólares por barril frente a 16 dólares sobre MBtu

a 110 dólares), lo que afectará negativamente los proyectos de exportación

(Australia, Estados Unidos de Norteamérica cuya competitividad dentro del

GNL será menos atractiva). En Europa, la presión sobre los precios spots se

reducirá debido a los menores precios indexados (alrededor de 6-10

dólares/MBtu a 60-80 dpb frente a 13 dólares sobre MBtu a 110 dpb);

– los márgenes de ganancia de los sectores altamente consumidores de


energía junto con la petroquímica o el de los transportes mejorarían;

– el crecimiento económico por país, por supuesto con impactos positivos

para los países importadores y negativos para los países exportadores y un

equilibrio mundial más o menos neutro. Este último tema se explica con

más detalle a continuación.

... el crecimiento económico mundial

El impacto sobre la economía de un país con la caída de los precios del petróleo

debe tomar en cuenta los efectos positivos para los consumidores (los ajustes de

las tasas de interés) y los negativos para el sector de la producción petrolera. Así,

el equilibrio a través de las importaciones o las exportaciones es el indicador a

considerar.

0.4 0.4 0.5 0.8 0.6 0.4

-1.4

-0.1

-1.3

-2.3

-5.2

-0.8

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

Impo

rtado

res

Esta

dos U

nido

s de

Nor

team

éric

a

Euro

pa

Japó

n

Asi

a si

n C

hina

ni J

apón

Chin

a

Expo

rtado

res

Am

éric

a C

entra

l

Com

unid

ad d

e Es

tado

sIn

depe

ndie

ntes Ru

sia

Orie

nte

Med

io

Áfr

ica

EFECTO DE UNA DISMUNCIÓN DE 100 A 80 DÓLARES POR BARRILEN EL CRECIMIENTO POR REGIÓN

-Porcentaje del PIB-

FUENTE: Instituto Francés del Petróleo y Energías Renovables (IFPEN).

Este cálculo, basado en el comercio de petróleo, muestra que una disminución de

100 a 80 dpb del precio del petróleo es equivalente a una transferencia de 250 mil

millones de dólares de las áreas exportadoras hacia las zonas importadores. Para


los países importadores, esto representa en promedio un incremento en el

crecimiento del PIB de 0.4%, valor esperado para los Estados Unidos de

Norteamérica o Europa, que alcanzó 0.6% en China y 0.8% para Japón.

Para los países exportadores, eso representa en promedio un descenso del 1.4%

del PIB, con efectos particularmente marcados para Medio Oriente (-5.2%) y en

Rusia (-2.3%). En términos de valor, eso representa un total de 145 mil millones

de dólares menos para el Medio Oriente y 55 mil millones menos para Rusia.

Fuente de información:http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/Actualites/Evenements/Nous-organisons/Panorama-2015http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/Publications/Etudes-disponibles/Notes-de-synthese-Panorama/Panorama-2015

La caída del crudo no ha traído el gran alivioque los importadores esperaban (WSJ)

El 4 de febrero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota

“La caída del crudo no ha traído el gran alivio que los importadores esperaban”. A

continuación se presenta la información.

Se suponía que la caída de los precios del petróleo impulsaría el crecimiento de

grandes economías importadoras de crudo. Sin embargo, las cosas no están saliendo

necesariamente de esa manera.

Algunos gobiernos ya han adoptado medidas para apuntalar sus ingresos, incluyendo

alzas de impuestos a la gasolina o la reducción de subsidios a los combustibles. Al

mismo tiempo, los menores costos del petróleo han generado más temores de

deflación a lo largo de Europa y Japón, lo que eleva el riesgo de que los consumidores

y las empresas posterguen gastos e inversiones, lastrando el crecimiento.


Desde noviembre, China ha incrementado en 50% los impuestos al consumo de

combustible. Debido a sus altos impuestos, en Japón los precios de la gasolina han

caído sólo 15% en los últimos seis meses, comparado con un declive de 40% en

Estados Unidos de Norteamérica. Los precios del combustible en Indonesia han

subido más de 30% desde noviembre conforme las autoridades han eliminado los

subsidios.

Brasil está haciendo lo mismo para reforzar sus deterioradas finanzas. Como

resultado, algunos consumidores están pagando 7% más en las gasolineras que hace

una semana.

Los precios del crudo registraron el miércoles su mayor caída diaria en dos meses

luego de que datos de Estados Unidos de Norteamérica mostraron que los inventarios

de petróleo del país se ubican en su máximo de casi 80 años. El Brent, la referencia

global, perdió 6.5% para ubicarse en 54.16 dólares el barril en la bolsa ICE Futures

Europe.

Declives anteriores de los precios del crudo a menudo han indicado una

desaceleración mundial debido a que cae la demanda de petróleo. No obstante, con

frecuencia también han sido seguidos por un repunte del crecimiento. El descenso de

60% registrado entre noviembre de 1985 y marzo de 1986 ayudó a alimentar cinco

años de expansión económica global que promedió casi 4 por ciento.

En los últimos meses, economistas y funcionarios han restado importancia a los

temores de que una caída de los costos petroleros podría ser un presagio de una

desaceleración, argumentando que las ganancias inesperadas para los importadores

más que compensarían el golpe que recibirían los principales exportadores debido al

hundimiento de sus ingresos.


En diciembre, el Fondo Monetario Internacional (FMI) indicó que el abaratamiento de

la energía podría sumar un punto porcentual al Producto Interno Bruto (PIB) de las

economías avanzadas. El Presidente del Banco Central Europeo ha calificado el efecto

de la caída de los precios del crudo como “inequívocamente positivo”.

Cabe aclarar que hay señales de que el declive del petróleo está teniendo impacto en

algunas economías. El FMI citó el mes pasado el descenso del crudo como una de las

principales razones para elevar su pronóstico sobre la economía estadounidense.

La gasolina más barata también ha impulsado las ventas minoristas en la zona euro.

Por ejemplo, el gasto de los hogares en Francia se elevó en diciembre 1.5% sobre una

base mensual, según datos dados a conocer ayer. Las ventas a lo largo de la zona euro

aumentaron 2.8% en diciembre, comparado con un año antes.

El índice de gerentes de compra de India, un indicador de las condiciones en el sector

manufacturero, ha mejorado en los últimos meses, lo que reflejaría mejores márgenes

de ganancias en las empresas del país gracias a un menor costo del petróleo. En

Japón, un yen más débil y una gasolina más barata les ha dado a los economistas

razones para elevar sus previsiones de crecimiento.

Podrían surgir más beneficios.

“No ha habido suficientes revisiones al alza de proyecciones fuera de Estados Unidos

de Norteamérica debido a la energía”, dice el Presidente del Instituto Peterson de

Economía Internacional. “Va a haber más efectos positivos del golpe, simplemente no

se han manifestado todavía”.

Sin embargo, a medida que se reportan datos alrededor del mundo, se nota que el

impacto está lejos de ser uniformemente optimista.


El riesgo de una mentalidad deflacionaria entre los consumidores y las empresas ha

surgido como un gran desafío en la zona euro y Japón, los cuales están luchando para

no recaer en una recesión. La caída o debilidad de los precios de bienes y servicios

puede restringir el gasto de los consumidores, disuadir la inversión de las empresas,

limitar los salarios e intensificar los problemas de endeudamiento.

El petróleo es uno de los principales motores de esa desaceleración de la inflación, la

mayor desde la peor parte de la crisis financiera hace más de cinco años. El mes

pasado, la agencia de estadísticas de la Unión Europea señaló que en enero los precios

al consumidor fueron 0.6% más bajos que un año antes.

“Si cree que los precios se van a mantener bajos, eso afectará significativamente su

comportamiento”, dice el principal autor del informe de Perspectivas Económicas

Globales del Banco Mundial.

Mientras más bajen las expectativas de inflación en Europa y Japón debido a los

precios del crudo, menos efectivas serán las políticas de flexibilización monetaria de

los bancos centrales destinadas a estimular el crecimiento. “Se requerirá más para

tener el mismo impacto, y el efecto será menos potente”, añade.

Tanto el FMI como el Banco Mundial rebajaron el mes pasado sus perspectivas de

crecimiento para muchas economías fuera de Estados Unidos de Norteamérica.

Factores económicos y políticos están haciendo contrapeso a las ganancias obtenidas

de los menores costos de la energía.

En Italia, Japón, Francia, Corea del Sur, China y otros grandes importadores de crudo,

la confianza de los consumidores está disminuyendo. A medida que cae su optimismo,

es más probable que la gente ahorre en lugar de gastar y las empresas se vuelven

renuentes a invertir.


El Director de la división de camiones de Fercam AG, empresa italiana de transporte

y logística, dice que el declive de los costos del combustible mejoró sus finanzas, pero

que probablemente no cambiará su estrategia de inversión. “Principalmente nos

preocupa la volatilidad de los precios”, señala.

El sector químico de Japón, que es gran usuario de crudo importado, dio la bienvenida

a los menores costos, pero muchas compañías dicen que un crudo más barato puede

llevar a los clientes a exigir descuentos en artículos como plásticos, neumáticos, telas

sintéticas y detergentes.

“Demasiada volatilidad no es deseable”, dice un vocero de Sumitomo Chemical Co.

Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB11877462091333523295904580442320283098714?tesla=y

La caída de los precios del petróleoafectará las licitaciones de México (WSJ)

El 5 de febrero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) informó que la

caída de los precios del petróleo afectará las licitaciones de México. A continuación


El colapso de los precios del petróleo significa que el gobierno de México

probablemente obtendrá menos ganancias de lo previsto inicialmente de las

licitaciones a empresas privadas —las primeras de su tipo en ocho décadas— debido a

que las compañías buscarán más retornos a cambio de invertir en el país, dijo el

Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En una entrevista dijo que en un contexto de bajos precios, el gobierno se quedará con

una menor porción de las ganancias para que el contratista mantenga una rentabilidad

razonable.


México se prepara para ofrecer en los próximos meses los primeros bloques petroleros

a inversionistas privados en casi 80 años, después de que el Congreso aprobó en 2013

y 2014 reformas legales históricas para poner fin al monopolio estatal en el sector.

La implementación de la reforma energética, el plan económico insignia del

Presidente de México, ocurre en un momento difícil, cuando un desplome de 60% en

los precios del petróleo desde julio ha obligado a grandes petroleras a recortar

inversiones.

El Comisionado Presidente de la CNH dijo también que las licitaciones de crudo y gas

de esquisto, un tipo de recurso complejo y costoso, serán modificadas como

consecuencia de los bajos precios. En abril se anunciarán nuevos planes para esos

bloques, mientras siguen su curso las licitaciones para los bloques en tierra, en aguas

someras y en aguas profundas.

Los acuerdos incluirán contratos de producción compartida, contratos de ganancias

compartidas y licencias de exploración y producción.

El bajón de los precios del petróleo ya ha obligado a México, que exporta alrededor

de 1.1 millones de barriles de crudo al día, a reducir su gasto público este año en

alrededor de 8 mil 300 millones de dólares, ya que los impuestos petroleros y otros

relacionados aportan cerca de un tercio del presupuesto federal. La estatal Petróleos

Mexicanos, o Pemex, hará la mitad de los recortes y también está implementando un

programa de austeridad.

Algunos analistas dicen que las condiciones vigentes son altamente desfavorables

para garantizar el éxito de los contratos de petróleo de México, pero el Comisionado

Presidente de la CNH no está de acuerdo.


México está ofreciendo bloques extremadamente competitivos, algunos de los cuales

con reservas probadas bajo tierra, sostuvo. Podría pasar que, en un momento de

austeridad en el sector petrolero, las empresas elijan sus inversiones más

cuidadosamente y que México se beneficie de eso, dijo.

Para el gobierno del actual Presidente de México, una implementación exitosa de la

reforma energética es vital para compensar a futuro el impacto de los bajos precios del

crudo en las finanzas públicas y alcanzar su prometida tasa de crecimiento de 5% para

el final del su gestión en 2018. Para entonces, se espera que nuevas inversiones como

resultado de la participación del sector privado agreguen 500 mil barriles al día a la

producción del país, que actualmente se sitúa en menos de 2.4 millones diarios.

“El Presidente de México y su equipo no pueden darse el lujo de fracasar en esta

reforma”, sostiene el politólogo del Centro de Investigación y Docencia Económicas

(CIDE). “Sería un desastre si algunas licitaciones fueran declaradas desiertas, o si

hubiese pocos participantes”.

En cierto modo, la reforma energética del Presidente de México sufrió de mala suerte.

La caída vertiginosa de los precios del petróleo empezó a mediados del año pasado,

más o menos en la época en que el Congreso mexicano estaba aprobando la

legislación para el proceso de contratos privados, y la implementación de la reforma

empezó en un momento de gran incertidumbre en el mercado petrolero.

Es una coincidencia que está poniendo a prueba la competitividad de México frente a

otras regiones del mundo, dijo el Comisionado Presidente de la CNH.

Como Comisionado Presidente de la CNH tendrá un papel clave en la licitación

exitosa de bloques. La comisión fue fortalecida por la reforma energética y estará a

cargo de organizar las licitaciones y de otorgar y supervisar los contratos.


El Comisionado Presidente de la CNH dijo que el modelo petrolero flexible adoptado

por México ofrece protección al país. Cuando los precios del crudo vuelvan a subir, la

participación del gobierno en las ganancias también se elevará, ya que los contratos

incluirán estipulaciones que ajustarán automáticamente los términos económicos

según el precio del crudo.

El Comisionado Presidente de la CNH indicó que el gobierno está abierto a realizar

cualquier cambio a los contratos, de ser necesario, para hacer a México más

competitivo, o si lo piden los participantes.

México planea ofrecer 169 bloques de exploración y producción con recursos

estimados de alrededor de 20 mil millones de barriles de equivalente de petróleo en

varias licitaciones a lo largo del año. Se necesitará una inversión de 8 mil 500

millones de dólares anuales durante los próximos cuatro años para desarrollar los

bloques, según estimados del gobierno.

Las primeras licitaciones incluyen 14 bloques en aguas poco profundas del Golfo de

México y se prevé que se otorguen el 15 de julio. Los ganadores de los bloques en

aguas profundas, muy esperados por las grandes petroleras internacionales, serán

anunciados en noviembre, dijo el Comisionado Presidente de la CNH.

Altos funcionarios de la CNH han mantenido reuniones con decenas de empresas

petroleras interesadas, nacionales y extranjeras, entre ellas gigantes como Royal

Dutch Shell PLC y Exxon Mobil Corp.

El Comisionado Presidente de la CNH dijo que espera que los precios del crudo se

recuperen “gradual y moderadamente” en los próximos años, a cerca de 68 dólares en

2018. El crudo de exportación de México se transaba a unos 45 dólares el miércoles,

frente a un precio promedio de 95.56 dólares en julio del año pasado.



Las petroleras de Estados Unidos deNorteamérica se ajustan para subsistircon un barril a 50 dólares (WSJ)


“Las petroleras de Estados Unidos de Norteamérica se ajustan para subsistir con un

barril a 50 dólares” a continuación se presenta la información.

VÍCTIMAS DEL DERRUMBE DEL CRUDOConforme los productores estadounidenses de gas y crudo anuncian sus resultados de 2014, los analistas

e inversionistas prestan más atención a los planes futuros para capear el temporal que al desempeño financiero

FUENTE: WSJ Market Data Group.

20

0

-20

-40

-60

-80

-100

Evolución de la acción desde finales de junio-Porcentajes-

2014 15 2014 15 2014 15 2014 15

Pago 2 mil 300 millones por un rival que opera en el Golfo de México.

Redujo sus planes de inversión en dos ocasiones, pero sigue expuesta a las oscilaciones de precios.

Ha empezado a exportar petróleo, pero no ha informado como piensa controlar los costos este año.

Produjo a un nivel récord en 2014, pero ha estado recortando sus gastos y aplazando la explotación de yacimientos.

S&P 500

Energy XXI-85

Continental Resources

-42

Pioneer Natural Resources

-33

Carrizo Oil& Gas

-26

Hace un año, Energy XXI Ltd., una compañía de petróleo y gas de Houston, asumió

una deuda de un mil millones de dólares para adquirir un rival. Su acción subió a

alrededor de 24 dólares.


La endeudada compañía presentó un plan de supervivencia luego de que la compra

contribuyera a una pérdida de 377 millones de dólares en el trimestre que terminó en

diciembre. En la lista de medidas: ventas de activos, recortes de gastos y hacer

efectivos contratos de cobertura de crudo que firmó antes de que los precios se

derrumbaran. Las acciones de Energy XXI, que opera en las áreas poco profundas del

Golfo de México, cerraron el martes en 3.32 dólares.

“La cultura de la compañía ha cambiado, con una mayor concentración en ahorros y

proyectos de bajo riesgo”, dijo el lunes el Presidente Ejecutivo, a analistas.

Energy XXI no es la única en esta situación. A medida que más productores

independientes de energía en Estados Unidos de Norteamérica anuncian resultados

este mes, la atención de los inversionistas se dirige hacia sus estrategias para lidiar

con precios del crudo de alrededor de 50 dólares el barril este año.

Muchas de estas compañías asumieron grandes deudas para perforar pozos cuando los

precios del petróleo superaban los 100 dólares el barril. Ahora tienen que diseñar

medidas de austeridad, incluyendo dejar el crudo bajo tierra hasta que los precios

vuelvan a subir.

“El enfoque real estará más en los planes de supervivencia para 2015, en cómo van a

operar en este entorno”, dijo el analista de Robert W. Baird & Co. Al final, lo que

contará es quién tiene los costos en el mejor punto de equilibrio, “y quién tiene el

mejor balance que le dé la seguridad de que sobrevivirá”.

Aunque muchos grandes perforadores de esquisto aún no han presentado sus planes,

más de dos decenas de petroleras estadounidenses ya han reducido sus estimados de

gastos para este año en 25 mil millones de dólares en comparación con sus

presupuestos de 2014, según una revisión de informes financieros de empresas

realizada por The Wall Street Journal.


Los precios del crudo se han elevado casi 19% a alrededor de 53 dólares el barril

desde sus mínimos de enero conforme el mercado reacciona favorablemente a la

decisión de las energéticas estadounidenses de detener su perforación. Además, un

recrudecimiento de la violencia en Libia ha reducido la producción en ese país.

Algunos de los mayores productores independientes de Estados Unidos de

Norteamérica parecen estar lo suficientemente bien parados como para capear el

desplome de los precios. Analistas dicen que Pioneer Natural Resources Co. está

bastante protegida de la caída del precio y tiene un balance sólido. Aunque el precio

de su acción ha caído en casi un tercio desde mediados del año pasado, su

capitalización de mercado supera los 22 mil millones de dólares.

Cuando el crudo se transaba en 90 dólares el barril, la empresa de Irving, Texas,

estaba ansiosa por iniciar un proyecto de 1 mil millones para tratar y reciclar enormes

cantidades de agua requeridas para fracturar hidráulicamente las reservas de esquisto.

Pioneer está evaluando ahora cuánto puede gastar este año en ese proyecto. Un

vocero de la firma declinó comentar al respecto.

En el otro extremo, algunas de las pequeñas empresas del ecosistema de los

hidrocarburos ya están buscando un salvavidas. Lucas Energy Inc., de Texas, con una

deuda de 7.2 millones de dólares, incumplió hace poco un pago y anunció la semana

pasada que está buscando una fusión con un rival del mismo estado.

El Presidente Ejecutivo de Lucas dijo que la unión siempre estuvo en los planes de la

empresa, pero que el declive de precios hizo que la financiación se agotara, lo que

aceleró el proceso. “Nos hubiera gustado haber perforado estos pozos con nuestros

socios y posicionar mejor a la empresa antes de una fusión”, añadió. “Tuvimos que

leer el mercado y reaccionar cuando lo hicimos”.


Para mantener los gastos a raya, algunas compañías están considerando detener las

obras en pozos que ya han sido perforados pero de donde aún no están extrayendo

crudo, lo que en resumidas cuentas significa que el petróleo se mantendrá bajo tierra.

Al retrasar el trabajo final, los productores pueden ahorrar alrededor de 60% del costo

del pozo, dicen los analistas.

El Presidente Ejecutivo de Continental Resources Inc. abogó por esta estrategia en

una conferencia de la industria a fines de enero, instando a sus colegas a pisar el freno

si podían hacerlo. “Por supuesto, no vamos a completar los pozos hoy”, dijo el

Presidente Ejecutivo de Continental Resources Inc. en una entrevista. “Vamos a

recortar mucho en ese frente”.

La empresa, uno de los mayores productores de petróleo de Dakota del Norte, ya ha

reducido en gran medida el número de equipos de perforación que opera, de 50 a

cerca de 34, y recortado dos veces sus planes de gastos. Pero en noviembre reveló que

había liquidado casi todas sus coberturas de precios de crudo, lo que dejó a la firma

expuesta a cotizaciones que subsecuentemente se derrumbaron. Eso a su vez empujó a

los analistas a anticipar menores ganancias para cuando la empresa anuncie sus

resultados el 24 de febrero.

Otras compañías sopesan si deben cerrar los contratos financieros que les permiten

protegerse cuando los precios del crudo caen. En una reunión reciente con analistas,

Carrizo Oil & Gas Inc. planteó la posibilidad de revitalizar su estrategia de cobertura

de precios para obtener más efectivo, dijo un analista de Sterne Agee. “En este

momento, nada está descartado en términos de lo que pueden hacer para levantar

capital”, dijo el experto.

Carrizo, que creció rápidamente gracias a su perforación en el sur de Texas, ya redujo

su gasto de capital en 35% y ha decidido no completar algunos pozos. “Esto debería

mantener nuestro balance fuerte y permitirnos reanudar un crecimiento rápido de


producción petrolera una vez que los precios se recuperen”, dijo el mes pasado en un

comunicado del Presidente Ejecutivo.

La rápida reacción de Carrizo parece haber complacido a los inversionistas; sus

acciones se han apreciado 60% desde que tocaron fondo en diciembre con una

cotización de aproximadamente 32.50 dólares.

Energy XXI no ha sido tan afortunada. Su adquisición de 2 mil 300 millones de

dólares llevó a la empresa a acumular una deuda de casi 4 mil millones de dólares

justo cuando los precios del crudo se derrumbaron y los inversionistas empezaron a

concentrase en balances saludables. La empresa registró una rebaja contable de 329

millones de dólares en conexión con la compra. Sus bonos con vencimiento en 2021

hace poco se cotizaban en cerca de 50 centavos sobre un dólar, según la firma de

datos MarketAxess.


La transición energética en Alemania y su política industrial (RIE)

El 29 de enero de 2015, el Real Instituto Elcano (RIE) informó que la transición

energética en Alemania, también conocida como Energiewende, está generando

cambios fundamentales en su sistema energético mediante objetivos de corto,

mediano y largo plazo. No están del todo claros los motivos de dicha transformación,

a pesar de la existencia de numerosos estudios que apuntan a una gran variedad de

razones como la asequibilidad, la dependencia energética, la preocupación

medioambiental y la ética. Aun cuando todas estas razones tienen un papel

importante, para entender este fenómeno en su totalidad es útil analizar dicha

transición desde la perspectiva de los intereses industriales de Alemania.


Los acontecimientos actuales demuestran que el Energiewende se centra

principalmente en la expansión a gran escala de las energías renovables, mientras que

la reducción de gases de efecto invernadero (GEI) y el consumo de energía parecen

estar en un segundo plano (al menos, por ahora). A pesar que las emisiones de GEI se

han reducido un 23.8% en 2013, comparado con 1990 (año base), alrededor de un

70% de esta reducción se llevó a cabo entre 1990 y 2000. Esto puede atribuirse a la

reunificación alemana y al cierre de las antiguas centrales termoeléctricas de carbón,

siendo llamativo que en 2012 y 2013 se experimentó un aumento en las emisiones de

GEI. Para lograr el objetivo de la reducción de emisiones de GEI al 40% en 2020,

Alemania necesitará más del doble de su tasa media anual de disminución del 1.18%

(1990-2013) a 3.34% (2013-2020). Por su parte, el consumo de energía tiene un

patrón similar, ya que sólo ha disminuido de forma marginal al compararlo con 2008

(año base), a pesar de la crisis financiera y de un crecimiento económico más lento en

los años posteriores.

PROGRESO DE LOS CUATRO OBJETIVOS PRINCIPALES DEL ENERGIEWENDE2013(%)

2020(%) Cumplimiento

Cambio climático Gases de efecto invernadero (GEI) (año base 1990) -23.80 al menos -40 X

Energías renovablesCuota del consumo de electricidad 25.40 al menos 35 √Cuota del consumo de energía 12.30 18 √Eficiencia energéticaConsumo de energía (año base 2008) -3.30 -20 XFUENTE: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, EEA y Umweltbundesambt.

Esta fuerte concentración en la expansión de las energías renovables ha producido

oportunidades y retos para la industria alemana, pero también vencedores y vencidos.

Uno de los retos más importantes es el gasto que supone la transición energética. Para

estimular la introducción de las energías renovables, en el año 2000 se comenzó a

aplicar un cargo adicional a través de la Ley sobre Energías Renovables (Erneuerbare

Energien Gesetz, EEG) que ha ido aumentando de forma muy significativa en los


últimos años, y que actualmente constituye casi un 20% del precio minorista de la

electricidad para una familia de tres personas. Las empresas intensivas en energía

pueden recibir exenciones de pagos por este recargo, lo que las protege de un eventual

aumento de sus costos de producción, mientras que los otros consumidores de

electricidad deben pagar una cantidad mayor porque los costos totales deben ser

cubiertos de alguna manera. Esto ha creado una tensión entre los consumidores

domésticos y los industriales, entre los diferentes segmentos del sector industrial, y

también fuera de sus fronteras porque Alemania ha sido acusada de competencia

desleal.

A pesar de los retos, el Energiewende ha beneficiado a la industria alemana de

muchas maneras. Gracias al merit order effect, los precios mayoristas de electricidad

han disminuido constantemente durante los últimos años. Aunque esto ha supuesto

pérdidas significantes para las empresas de servicio público como RWE y E.ON, las

empresas intensivas en energía (que se benefician de las exenciones de la EEG)

obtienen mayores ganancias, lo que repercute en el resto de la economía alemana a

través las cadenas de suministro altamente integradas del país. Además, el incremento

de la demanda de renovables producida por el Energiewende ha contribuido a la

creación de una “industria verde”, que hoy en día es una de las más avanzadas del

mundo, gracias a las políticas nacionales que han estimulado inversiones tanto en

“nuevas tecnologías verdes”, como en la robusta industria manufacturera del país.

El gobierno alemán da preferencia a ciertos segmentos del sector industrial del país,

mientras que protege (parcial o totalmente) a otros de las consecuencias desfavorables

de la transición energética. La existencia de una fuerte conexión entre la política

industrial y la política energética no es ninguna novedad en Alemania. Históricamente

el gobierno ha promovido activamente el uso de carbón y la energía nuclear en el mix

eléctrico, debido a su disponibilidad nacional y a la fuerte posición de la industria

alemana en el sector nuclear.


Estas experiencias sugieren que los actuales acontecimientos forman parte de una

tradición de abordar la política energética y la industrial al unísono. Por lo tanto, al

hacer un análisis sobre los desarrollos pasados, presentes o futuros del Energiewende

se deben tener en cuenta los diferentes intereses de la industria de Alemania.

Fuente de información:http://www.blog.rielcano.org/la-transicion-energetica-en-alemania-y-su-politica-industrial/

2025, el año del adiós al negocio del petróleo (Forbes México)

El 17 de febrero de 2015, la edición online de la revista de negocios Forbes México

señaló que la era en que el petróleo movía al mundo está cerca de su fin. Mientras el

precio del crudo cae, la energía alternativa se vuelve menos costosa y más práctica.

Ni las grandes petroleras mundiales ignoran esto. Shell invirtió más de 100 mil

millones de dólares en producir energía alternativa entre 2011 y 2014. ¿Por qué?

¿Por qué hoy, en 2015, las más grandes petroleras del mundo apuestan por energías

renovables? En los próximos años, la generación de energía a través de celdas solares

será más barata que utilizar combustibles fósiles. La tendencia apunta a que el

petróleo dejará de ser el rey del sector energético en menos tiempo del que

imaginábamos.

Durante el primer semestre de 2014, el precio del petróleo de referencia WTI

promediaba 96 dólares por barril. En lo que va del año, el precio ha rondado apenas

los 40 dólares por barril.


El descenso en los precios ha ocasionado pérdidas en los mercados financieros,

retrasos en los proyectos de inversión para extracción de petróleo y, en el caso de

México, ajustes en el gasto público y mermas en la expectativa de crecimiento como

consecuencia de la reducción de los ingresos petroleros esperados.

Será entre 2025 y 2029 que el petróleo quede desplazado como principal negocio

dentro de la industria energética, afirma la jefa de Intelligence & Innovation de

BigFoot, una firma de inteligencia de mercados y análisis de tendencias del futuro.

“El sistema de distribución energética va a cambiar: hablamos de que las celdas

solares funcionan como la tecnología de la información. Esta tecnología, que requiere

inteligencia artificial, tiene una revolución cada 2.5 años, con lo que se vuelve más

eficiente y más barata. Por otro lado vemos una mayor “prisa” por la extracción de

petróleo. Las compañías quieren recuperar su inversión antes de que otro tipo de

energía desplace al crudo. De ahí que el precio esté bajando por el exceso de oferta”,

advierte.

Y esta tendencia no cambiará. La sobreoferta de petróleo generada por Estados

Unidos de Norteamérica continuará al menos hasta 2020, según información de la

Asociación Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés). Por eso no hay

razón para pensar que los precios del petróleo podrán recuperarse en los próximos

cuatro años, dice el director de Moody’s Economy.

Grid ¿qué?

El término grid parity se refiere al momento en que una fuente de energía alternativa

puede generar electricidad a un costo normalizado menor o igual al precio de compra

de energía de la red eléctrica.


El término se utiliza con mayor frecuencia cuando se habla de las fuentes de energía

renovables, especialmente las energías solar y eólica.

Un reporte, Deutsche Bank prevé que 80% del mercado global alcanzará la condición

grid parity para 2017: “Incluso cuando el precio del petróleo caiga, la energía solar se

va a volver más competitiva, pues el precio podría caer 40% en los próximos cinco

años en la mayoría de los mercados”.

¿Qué tiene que ver con el petróleo? En 2011, Shell, una de las petroleras más

importantes del mundo, anunció una inversión de 100 mil millones de dólares para la

producción de energía alternativa.

Los cálculos de la empresa indican que 30% del total de la energía consumida en el

mundo será renovable para 2050, con una población que crecerá a 9 mil millones de

habitantes.

“Trabajamos en el desarrollo de energía más limpia. Las plantas de energía de gas

natural emiten alrededor de la mitad del CO2 de las centrales eléctricas de carbón. El

gas natural complementa la energía eólica y solar, que necesitan un suministro de

respaldo altamente flexible cuando el viento se detiene o se pone el sol”, señala la

empresa.

El discurso de las grandes petroleras está cambiando, dice la jefa de BigFoot. Estos

gigantes apostarán cada vez más por energía alternativa y menos por la extracción de

petróleo, una tarea que implica grandes inversiones y ofrece menos rendimiento a

medida que el mundo deja de depender de este combustible.

México no está (tan) atrás


Estados Unidos de Norteamérica, el principal consumidor de energía a nivel global,

anunció que la ciudad de Burlington, en Vermont, se convirtió en la primera del país

en utilizar energía renovable al 100%. En muchos casos se dice que el frío y las

necesidades de calefacción permiten pensar que no terminará la fiebre por el petróleo,

pero si el mayor consumidor ya lo hizo, ¿qué nos dice que no lo harán los demás

países?

En México existe un proyecto para que el alumbrado público y la energía para los

nuevos desarrollos urbanos del municipio de Izamal, en Yucatán, se generen a partir

de celdas solares.

Al norte de Chile, Esquiña se convirtió en el primer pueblo en funcionar totalmente

con energía solar.

“Si bien existen otros lugares en Chile que funcionan con energías renovables no

convencionales, éstos combinan distintas fuentes de energías, a diferencia de Esquiña,

que utiliza 100% energía solar”, informó el portal El Definido, en septiembre de 2014.

La Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la

Transición Energética, aprobada en México, es un paso en la dirección correcta, pues

se establece que la generación de energía renovable será una prioridad, asegura un

miembro de Innovation Strategist en BigFoot.

“Se establece la estrategia como el mecanismo mediante el cual el Estado mexicano

impulsará las políticas, programas, acciones y proyectos encaminados a conseguir una

mayor utilización y aprovechamiento de las fuentes de energía renovables y las

tecnologías limpias, promover la eficiencia y sustentabilidad energética, así como la

reducción de la dependencia de México de los hidrocarburos como fuente primaria de

energía”, señala el proyecto aprobado como parte de la reforma energética.


Todos ganan

En menos de 40 años, el precio de las celdas fotovoltaicas de silicio cristalino ha

pasado de 78 dólares por vatio a 0.72 dólares.

“Los mercados que se basan en políticas de transición energética han facilitado el

despliegue de estas tecnologías que se encuentran alcanzando la paridad en la red

eléctrica. En el primer trimestre de 2014 hubo 79 países cuyo precio de la energía

fotovoltaica era igual o menor al precio promedio de la red eléctrica”, indica en un

artículo el presidente y director general de Schneider Electric.

Esta reducción de costos no sólo impacta al consumidor final; también tiene

implicaciones en las planeaciones presupuestarias. De ahí que los gobiernos deban

cambiar el modelo de dependencia de los hidrocarburos.

“A nivel país, la implementación de niveles de energía más elevados genera una

oportunidad económica para reducir el gasto público, pues los gobiernos equilibran su

compraventa de energía que genera presión en la economía. El balance energético en

Europa se ha sextuplicado a lo largo de una década, cuya importación de petróleo

únicamente ha llegado a los 500 mil millones de dólares en 2012”, apunta el

presidente de Schneider Electric Tricoire.

Así, podría darse un efecto positivo de 570 mil millones de dólares en el balance

energético de las cinco regiones clave del mundo, de los cuales 190 mil serían para

China y 110 mil para India, mediante la implementación de un escenario mayor de

eficiencia energética, de acuerdo con el escenario del World Energy Outlook de la

AIE. La diferencia entre estos países y las economías en desarrollo podría ser el

tiempo que tarden en decir adiós al petróleo y ¡hola! a las energías alternativas.

Fuente de información:http://www.forbes.com.mx/2025-el-ano-del-adios-al-negocio-del-petroleo/


China explora fusiones para crear supropio gigante petrolero global (WSJ)


“China explora fusiones para crear su propio gigante petrolero global” a continuación


China evalúa realizar megafusiones entre sus grandes petroleras estatales, con el fin

de crear multinacionales capaces de competir con pesos pesados como Exxon Mobil

Corp., y producir de manera más eficiente en un momento en que imperan los precios

bajos.

A petición de los líderes chinos, los asesores económicos del gobierno llevan a cabo

un estudio de viabilidad de las opciones de consolidación, según fuentes con

conocimiento del tema. Una posibilidad es combinar las mayores petroleras del país:

China National Petroleum Corp., o CNPC, y su principal rival nacional, China

Petrochemical Corp., o Sinopec, agregaron las fuentes. Otra opción contempla la

fusión de otras dos energéticas, China National Offshore Oil Corp., o Cnooc, y

Sinochem Group.

No se ha fijado un cronograma para tomar una decisión sobre las diversas propuestas

de fusión, aclararon las fuentes. Los portavoces de las cuatro petroleras y de la

Comisión de Supervisión y Administración de Activos Estatales, que supervisa a las

mayores compañías del Estado, rehusaron referirse al tema o no contestaron las

solicitudes de comentarios.

Las posibles combinaciones conformarían la más reciente consolidación de empresas

estatales con la venia del gobierno chino en su esfuerzo por reencauzar la economía

hacia una nueva etapa de crecimiento. Como parte del plan, el Presidente de China


intenta reformar las grandes compañías estatales para hacerlas más competitivas a

nivel global.

Aunque el gobierno ha dado algunos pasos tentativos para permitir un mayor flujo de

capital extranjero a los sectores de infraestructura, recursos y banca, entre otros, el

Presidente de China ha dicho que las empresas estatales siguen siendo un “importante

pilar de la economía nacional”. El gobierno “debe garantizar que prosperen”, aseveró

el mandatario en agosto. Empresas estatales más grandes y fuertes son percibidas por

el Presidente de China como claves para que China recupere su prominencia en el

mundo, según funcionarios y académicos familiarizados con las ideas de los líderes

del país.

Las fusiones también podrían impulsar las eficiencias en una economía presionada

por el exceso de capacidad, un problema que ha provocado que fabricantes chinos

compitan entre sí para reducir precios. El gobierno anunció a fines del año pasado un

plan para fusionar los dos principales fabricantes de locomotoras estatales con el fin

de crear una empresa combinada capaz de competir con la alemana Siemens AG y la

canadiense Bombardier Inc.

Las cuatro petroleras —CNPC, Sinopec, Cnooc y Sinochem— han dominado por

mucho tiempo todas y cada una de las fases del sector. Durante años cada una de ellas

tuvo un área de especialidad geográfica o de negocios. Por ejemplo, CNPC se

centraba en la exploración y producción y Sinopec en la refinación. En los últimos 15

años, en respuesta a planes de reforma anteriores para fomentar la competencia, han

invadido el terreno de las otras, creando una superposición de operaciones en áreas

como exploración, refinación y gestión de estaciones de servicio. “Cada vez compiten

más entre sí”, reconoció uno de los funcionarios al tanto del plan de consolidación.

“Eso ha provocado mucho desperdicio e ineficiencia”.


EN BUSCA DE EFICIENCIAChina considera fusionar sus empresas energéticas para competir con gigantes globales como Exxon Mobil y Shell

-En dólares-

Nota: La capitalización bursátil corresponde a acciones y ADR que cotizan en la Bolsa de Nueva York, a los precios del martes la ganancia de Shell laatribuible a los accionistas por operaciones continuas. Algunas cifras fueron convertidas a dólares el tipo de cambio del martes.

FUENTE: Las empresas; FactSet (valor de mercado).

Capitalización bursátil

Ingresos, 2013Ganancias, 2013

Empleados

Cnooc64 mil

millones

Sinopec111 mil

millones

Shell213 mil millones

PetroChina311 mil millones

Exxon Mobil394 mil millones

45 mil 740 millones

9 mil 30 millones

18 mil

460 mil 850 millones

10 mil 580 millones

369 mil


16 mil 370 millones

92 mil


20 mil 740 millones

544 mil


32 mil 580 millones

75 mil

Como los precios internacionales del petróleo se han reducido a la mitad en menos de

un año, estos problemas se han agudizado, por lo que las reformas son más urgentes.

La combinación y racionalización de las operaciones de las grandes petroleras chinas

podría reducir el despilfarro provocado por el exceso de personal y proyectos

innecesarios, dijeron las fuentes. Una empresa combinada podría concentrarse en

forjar una compañía mejor financiada para competir en el mundo.

Los bajos precios del petróleo han impulsado los rumores de nuevas fusiones en todo

el planeta, conforme las empresas más fuertes aprovechan para hacer compras

oportunistas de las firmas más débiles. Entre las grandes operaciones del año pasado

se destaca la adquisición por parte de la española Repsol SA de la canadiense

Talisman Energy Inc. por 8 mil 300 millones de dólares. “Queremos crear una gran

marca china para competir mejor en el extranjero”, manifestó una fuente china.

“Queremos nuestra propia Exxon Mobil”.

La posible reconfiguración del sector de hidrocarburos de China coronaría un período

tumultuoso para el sector. Los gigantes petroleros, en particular CNPC, han sido el

blanco de una campaña anticorrupción impulsada por Xi. Prominentes ejecutivos de la

industria han sido detenidos por presuntos pagos de sobornos y el mayor escrutinio ha

contribuido a una enorme retirada de nuevas inversiones.


La decisión de consolidar el sector energético de China al hacer las empresas estatales

aún más grandes podría terminar por perjudicar la competencia dentro del país y

obstaculizar las reformas de mercado, advirtieron los analistas. No está claro si la

posible consolidación conducirá a reformas como una reducción de las barreras que

han marginalizado a productores de crudo y gas independientes.

“Si estás concentrado en el mercado externo, por supuesto que querrás consolidarte

porque es más competitivo afuera”, dice el Director del Centro para la Investigación

de Economías de Energía de China en la Universidad de Xiamen. “Pero incluso para

el mismo mercado interno es mejor tener más competencia, porque la competencia

conduce a la eficiencia”.

El gobierno ha empezado a invitar capital privado a su industria petrolera. Sinopec

vendió el año pasado casi 30% de su división de ventas y marketing minorista a un

grupo de 25 inversionistas, en su mayoría chinos. Ninguna de estas iniciativas, sin

embargo, incluye la venta de una participación controladora al sector privado.

Un desafío mayor es si el gobierno permitirá que las empresas combinadas usen

medidas tales como la reducción de su fuerza laboral y la enajenación de activos para

mejorar su desempeño, afirma un experto de la Universidad Nacional de Singapur

sobre gobernación energética en China. “Esa será la prueba para ver si se trata del

viejo estatismo (…) o si en realidad desean un mejor desempeño”, observó.


¿Quién gana y quién pierde con la caídadel precio del petróleo en la región deOriente Medio y Norte de África? (BM)


El 29 de enero de 2015, el Banco Mundial (BM) presentó el artículo ¿Quién gana y

quién pierde con la caída del precio del petróleo en la región de Oriente Medio y

Norte de África? A continuación se presenta la información.

A juzgar por los mercados de futuros, donde el precio del petróleo para entrega en

agosto de 2015 es de 56 dólares por barril, hay poco optimismo sobre una

recuperación de los precios del petróleo. Con un precio bajo del petróleo que

pareciera estar aquí para quedarse, el último Boletín trimestral de información

económica (i) ofrece un análisis país por país de las posibles consecuencias de esta

situación para la región. Los puntos destacados son:

Consejo de Cooperación del Golfo (pérdida): en 2013, los ingresos provenientes del

petróleo y el gas representaron casi la mitad del Producto Interno Bruto (PIB) de los

países del Golfo y el 75% de sus ingresos totales de exportación. Si los precios se

mantienen bajos durante un período prolongado, se estima que los Gobiernos de la

región enfrentarán una pérdida de los ingresos del petróleo de más de 215 mil

millones de dólares, lo que representa más del 14% de su PIB combinado. En general,

los ingresos recaudados por los países del Golfo han sido mayores que sus gastos,

pero con el aumento de los gastos gubernamentales y la caída de los precios del

petróleo, esto podría revertirse. El superávit presupuestario de alrededor del 10% del

PIB registrado en 2013 podría dar paso a un déficit del 5%. Aunque estos países

tienen grandes reservas que son suficientes para cubrir cualquier déficit, parecería que

los Gobiernos regionales están revisando sus gastos. Arabia Saudita, aunque tiene

reservas por 700 mil millones de dólares, se prepara para aumentar los precios

de la energía y los combustibles. Bahrein, el país más afectado por la crisis, planea

pedir apoyo presupuestario a sus aliados del Golfo. En Omán, el presupuesto de 2015

no incluye recortes presupuestarios ni ingresos adicionales, pero es posible que las

autoridades deban recurrir a ambas medidas el próximo año. Los Emiratos Árabes

Unidos ya han comenzado a buscar nuevas fuentes de ingresos, incluido el


establecimiento de un impuesto sobre las remesas. Si la misma política es adoptada

por todos los países del Golfo, esto podría tener un impacto significativo en la

contratación de expatriados y en el flujo de remesas. El flujo total de remesas de los

países del Consejo de Cooperación del Golfo al resto de Oriente Medio y Norte de

África ascendió a 21 mil millones de dólares en 2013, de cuya cifra la mitad provino

de Arabia Saudita.

Egipto (ganancia): el consumo de petróleo ha ido aumentando en Egipto a razón de un

3% anual, superando lo que el país puede producir. Un precio más bajo del petróleo

permitirá que Egipto compre más cantidad a una mayor variedad de fuentes para

satisfacer su creciente demanda. Esto podría llevar a un menor número de cortes de

energía este verano, lo que mejoraría la estabilidad política y social. Si los precios del

petróleo se mantienen en alrededor de 50 dólares por barril, el país podrá obtener un

ahorro en los 100 mil 400 millones de libras egipcias que se han presupuestado para

los subsidios a la energía (en base al precio estimado de 105 dólares por barril). Se

espera, además, que los bajos precios del petróleo reduzcan las tasas de inflación y

pobreza. Aunque también puede disminuir el número de turistas procedentes del

Golfo y de expatriados que envían dinero a sus países de origen. El impacto de esto

último dependerá por cuánto tiempo se mantengan bajos los precios del petróleo.

Irán (ganancia/pérdida): para el país, la política será tan importante como el precio del

petróleo. Si se llega a un acuerdo en el marco de las conversaciones sobre el programa

nuclear con el grupo P5 + 1 (cinco miembros permanentes del Consejo de Seguridad

de las Naciones Unidas, además de Alemania) de que las sanciones petroleras se

levanten, se espera que las exportaciones de petróleo del país vuelvan a los niveles

anteriores en 2017. Dado que el petróleo representa casi el 80% de todos los ingresos

de las exportaciones y del 50 al 60% de los ingresos del Estado, la economía podría

crecer sustancialmente si se da este escenario. Si no se alcanza un acuerdo, los precios

bajos del petróleo podrían llevar a una caída del 60% de los ingresos fiscales, que se


reducirían de su máximo histórico de 120 mil millones de dólares en 2011-12 a 23 mil

700 millones de dólares en 2015. Este escenario daría lugar a una pérdida del 20% del

PIB del país, reduciendo el crecimiento de 1.5% del año anterior a cero, y la economía

seguiría contrayéndose. El país enfrentaría una tensión considerable en términos de

inflación, desempleo, déficit fiscal y situación monetaria.

Iraq (pérdida): las exportaciones de petróleo del país han aumentado a pesar del caos

que está experimentando, llegando a alrededor de 2.9 millones de barriles diarios en

diciembre de 2014, su nivel más alto desde 1980. Sin embargo, los ingresos

provenientes del petróleo cayeron entre mayo y diciembre de 2014, dado que el valor

de las exportaciones mensuales bajó de 8 mil millones de dólares a 5 mil 400 millones

de dólares. Esto ocurre en un momento en que el gasto es más alto de lo habitual ya

que el Gobierno lucha por recuperar el terreno ganado por el Estado Islámico de Iraq

y el Levante (ISIS). Un descenso en los precios del petróleo ejercería aún más presión

sobre las finanzas del Gobierno, que ya espera una caída del crecimiento del PIB a

1.5% en 2015, un índice notablemente bajo para un país que debería estar todavía en

un período de crecimiento impulsado por los esfuerzos de reconstrucción. El proyecto

de presupuesto para 2015, que se basaba en un precio anticipado del petróleo de 70

dólares por barril, está siendo revisado para ahorrar dinero mediante la congelación de

la contratación en el sector público y la eliminación de abusos (como el tristemente

célebre caso de los 50 mil “soldados fantasmas”). El Gobierno iraquí también busca

demorar sus últimos pagos de reparaciones de guerra a Kuwait, con lo que aplazaría

un monto de casi 5 mil millones de dólares. Incluso con estos ahorros, mantener el

gasto del Gobierno frente a la caída de los ingresos provenientes del petróleo será un

desafío importante. La situación se complica aún más por el hecho de que ISIS está

cortando las principales rutas de abastecimiento del norte, lo que aumenta el precio de

todos los bienes importados, especialmente los alimentos. Esto hará que sea más

costoso mantener el sistema universal de raciones de alimentos del país, que es la

única fuente de nutrición para muchos iraquíes.


Jordania (ganancia): la gran caída de los precios del petróleo es una sacudida positiva

para el país, ya que estimula el crecimiento al reducir los costos de producción. El

Gobierno podrá ahorrar los 300 millones de dólares presupuestados en 2015 para

compensar a los hogares por la eliminación de los subsidios a los combustibles (el

sistema de transferencias de dinero en efectivo fue diseñado para detenerse

automáticamente una vez que el precio del petróleo caiga por debajo de los 100

dólares por barril). Tanto los ciudadanos como los refugiados se beneficiarán de los

precios más bajos, ya que la inflación cayó a su segundo nivel más bajo desde

diciembre de 2009. Sin embargo, en el mediano plazo, si los precios del petróleo

siguen siendo bajos, Jordania podría recibir menos remesas de sus trabajadores

expatriados en el Golfo, de donde proviene más del 60% de las transferencias de

dinero a Jordania. Con menos ingresos, los países del Golfo podrían también ser

menos generosos con las donaciones. Jordania depende fuertemente de este tipo de

ayuda, y se esperaba que representara el 2.7% del PIB en 2015.

Líbano (ganancia): una manera significativa de que el petróleo barato permita ahorrar

dinero al Gobierno es mediante la reducción del costo de mantener a la empresa

nacional de electricidad, Electricité du Liban (EdL). EdL, que mantiene las tarifas sin

cambios desde 1996 —cuando el petróleo costaba 23 dólares por barril— solo cubre

una fracción de sus costos. El Gobierno se hace cargo de la diferencia, con

transferencias a EdL que ascienden a 4.7% del PIB desde 2011. Los precios más bajos

del petróleo reducirán el costo de generar electricidad y disminuirán el déficit de EdL.

Esto, a su vez, bajará las transferencias a EdL, aunque con un retraso de seis a nueve

meses, dada la estructura de los contratos pendientes con los proveedores de fueloil y

gasoil. Las importaciones de petróleo representan en promedio un 8.3% del PIB,

constituyendo un componente importante del déficit comercial del Líbano, que el

petróleo más barato ayudará a mejorar. Las ventajas de esta situación serán

contrarrestadas por el hecho de que, al igual que en otros países de la región, un

petróleo de bajo costo podría afectar el volumen de las remesas que los expatriados

libaneses envían a casa en los países del Golfo. Sin embargo, como las importaciones


de energía son mayores que el valor total de todas las remesas, se espera que el

descenso de los precios por barril mejore la situación de la balanza de pagos del país.

Libia (pérdida): el precio a pagar por los ingresos provenientes del petróleo perdidos

será alto si las facciones políticas rivales no llegan a un acuerdo. La producción de

petróleo en Libia es actualmente de solo una quinta parte de lo que era antes de la

crisis (1.6 millones de barriles diarios). El país ha acumulado reservas financieras

sustanciales, pero la combinación de bajos precios del petróleo y baja producción

obligó al Gobierno a hacer uso de las mismas. Las reservas, valuadas en 100 mil

millones de dólares en agosto de 2014, han disminuido en un 20% desde comienzos

del año y podrían agotarse en cuatro años si la situación actual continúa. Una cuarta

parte de la población está en la nómina pública, y los salarios del sector público se

han incrementado en un 250% desde la revolución de 2011. Si no se vislumbra un

aumento de la producción de petróleo en el horizonte, el Gobierno tendrá que luchar

para cumplir con sus obligaciones. El parlamento rival con sede en Trípoli anunció

recientemente que estaba considerando levantar los subsidios a los combustibles que

ascienden a un 20% del PIB, una medida que ayudaría a cerrar algunas de las brechas

cada vez más grandes entre gastos e ingresos públicos.

Túnez (ganancia): el presupuesto recién aprobado se basa en un precio del petróleo

anticipado de 95 dólares por barril. Un petróleo más barato significa que el Gobierno

tendrá que gastar mucho menos en subsidios a la energía. Los precios más bajos del

petróleo también reducirán el costo de la producción y el transporte de alimentos. Una

caída del 15% en los precios de la energía, junto con una caída del 5% en el precio de

los alimentos podría aumentar los ingresos reales de los pobres en un 3 y del 40% más

pobre de la población en un 2.5 por ciento.

Yemen (pérdida): el petróleo ocupa un lugar destacado en el presupuesto estatal.

Debido a la caída de los precios y la inestabilidad política que persiste en el país

(incluyendo el sabotaje frecuente de oleoductos), los ingresos del petróleo se han

reducido a la mitad. Así, los ingresos ascendieron a un total de 1 mil 400 millones de


dólares entre mayo y septiembre de 2014 en comparación con 2 mil 400 millones de

dólares en el mismo período de 2013. Yemen también depende de las remesas de los

trabajadores migrantes en los países del Golfo (fuente del 90% de todas las

transferencias), y el volumen de éstas podría verse igualmente afectado. Sin embargo,

la caída de los precios del petróleo debería reducir los precios de los bienes

importados y reactivar el consumo doméstico, sobre todo en relación con los

productos alimenticios, dado que el 55% de estos productos es importado. Además, es

probable que la inflación baje puesto que los alimentos constituyen alrededor del 44%

del gasto del consumidor yemení. Sin embargo, para proteger su moneda y compensar

la caída de los ingresos del petróleo, Yemen ha tenido que recurrir a sus reservas de

divisas. Actualmente, el país tiene suficientes reservas para cubrir 4.6 meses de

importaciones, frente a los 5.1 meses que tenía en septiembre. Es probable que esta

tendencia negativa continúe a causa del petróleo barato y la inestabilidad recurrente

en el país, a lo que se suma la decisión de Arabia Saudita de suspender la mayor parte

de su ayuda. Yemen necesitará el apoyo sostenido de sus asociados en la tarea del

desarrollo para evitar en los próximos años una crisis en la balanza de pagos que le

impida poder pagar las importaciones esenciales para el país.

Fuente de información:http://www.bancomundial.org/es/news/feature/2015/01/29/who-gains-and-who-loses-from-plunging-oil-prices-in-the-middle-east-and-north-africa-region

Canasta de crudos de la OPEP

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se integra por los

siguientes países: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos,

Libia, Nigeria, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar y Venezuela, informó el 12 de marzo de 2014

que la nueva canasta de crudos de referencia de la OPEP, que se integra regularmente por

los crudos de exportación de los principales países miembros de la Organización, de

acuerdo con su producción y exportación a los principales mercados; y refleja, además, la

calidad media de los crudos de exportación del cártel. Así, en términos generales, se


incluyeron los siguientes tipos de crudos: Saharan Blend (Argelia), Girassol (Angola),

Oriente (Ecuador), Iran Heavy (República Islámica de Irán), Basra Light (Iraq), Kuwait

Export (Kuwait), Es Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab

Light (Arabia Saudita), Murban (Emiratos Arabes Unidos) y Merey (Venezuela).

Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a

partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se

excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano

BCF-17 fue sustituido por el Merey.

En este sentido, durante los primeros 16 días de febrero de 2014, la canasta de crudos de

la OPEP registró una cotización promedio de 52.78 dólares por barril (d/b), cifra 18.93%

superior con relación al mes inmediato anterior (44.38 d/b), menor en 11.23% respecto al

promedio de diciembre de 2014 (59.46 d/b), y 49.91% inferior si se le compara con el

promedio de febrero de 2014 (105.38 d/b).

109.

2811

2.75

106.

4410

1.05

100.

6510

1.03

104.

4510

7.52

108.

7310

6.69

104.

9710

7.67

104.

7110

5.38

104.

1510

4.27

105.

4410

7.89

105.

6110

0.75

95.9

885

.06

75.5

759

.46

44.3

8 52.7

848

.19

51.7

752

.22

50.8

153

.36

53.5

853

.14

52.2

152

.86

55.9

756

.43

20

40

60

80

100

120

140

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F* 2 3 4 5 6 9 10 11 12 13 16

* Promedio al día 16 de febrero.FUENTE: OPEP.

PRECIO DE LA CANASTA DE CRUDOS DE LA OPEP-Dólares por barril-

2013 Febrero 20152014 2015

Fuente de información:http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

i - gob.mx mensual del informe... · web viewdurante el 2014, se obtuvieron ingresos por 35 mil 856...

Documents