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ENERGIA A DEBATE
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
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ENERGIA A DEBATE
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NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Año 11 Edición No.71 noviembre/diciembre de 2015.
México, D.F.
Director General
David Shields Campbell
Gerente General
José Mario Hernández López
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Ing. Alfredo Rangel Islas
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REVISTA ENERGÍA A DEBATE. Año 11 Edición Especial No. 71 noviembre/diciembre de 2015. Es una publicación bimestral editada por Mundi
Comunicaciones, S. A. de C.V. Sadi Carnot No. 35-21A Col. San Rafael
C.P. 06470 Delegación Cuauhtémoc. Tels: 55 92 27 02 y 57 03 14 84.
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responsable: José Mario Hernández López. Reservas de Derechos al
Uso Exclusivo No. 04-2013-011710160400-102. ISSN 2007-6092. Licitud
de Título14315. Licitud de Contenido No. 11888, ambos otorgados por
la Comisión Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas de la
Secretaría de Gobernación. Permiso SEPOMEX No. PP09-1629. Impresa
por Talleres Lara, Lourdes No. 87 Col. Zacahuitzco Deleg. Benito Juárez
C.P. 03550. Este número se terminó de imprimir el 28 de octubre, con un
tiraje de 12,200 ejemplares. Las opiniones expresadas por los autores
no necesariamente reflejan la postura del editor de la publicación. No se
permite la reproducción total o parcial de los contenidos de la publicación
sino bajo previa autorización del editor responsable.
Editorial
Profundizar la Reforma
C
asi por unanimidad se opina que la Reforma Energética sienta las bases para
una mejor industria energética nacional. La Reforma genera condiciones de
mayor inversión privada, como complemento de la pública, para producir
más energéticos mediante la competencia. Establece mecanismos para fortalecer
a Pemex y a CFE. Plantea la integración de cadenas productivas, al eliminar
restricciones a la inversión. Reorganiza el sector eléctrico y lo abre a condiciones
de mercado.
Sin embargo, se percibe que la Reforma aún no está dando los resultados
esperados. La caída del precio del petróleo ha golpeado los ingresos del gobierno
federal y ha hecho necesaria un recorte al presupuesto de Pemex, afectando
severamente a los proveedores y contratistas de esta empresa productiva del Estado
y hasta causando el desabasto de algunos insumos petroquímicos. Los planes de
perforación de pozos y de refinación han sido severamente restringidos.
El precio del petróleo también perjudica los resultados y las perspectivas de la
Ronda Uno, aunque en el discurso las autoridades deseen enfatizar transparencia y
éxito. El interés de las compañías se ha visto disminuido, debido a que ya no tienen
flujos que les permiten emprender nuevos proyectos alrededor del mundo. Más bien,
el momento es de retracción y consolidación de negocios existentes.
Pemex y CFE continuarán siendo empresas dominantes, por lo que es un
imperativo que sigan siendo fuertes. No obstante, los recortes pegan a sus finanzas
severamente. CFE ha podido cumplir su compromiso de reducir las tarifas eléctricas,
pero gracias al bajo precio de los combustibles más que por las virtudes de la propia
Reforma. Y las bajas tarifas implican un duro golpe a sus ya maltrechas finanzas.
Por otra parte, se observan rezagos en la reorganización y operación de Pemex,
en particular lentitud en la promoción y concreción de los farmouts.
La inseguridad pública es un factor ajeno a la industria energética que restringe
la posibilidad de recibir nuevas inversiones. Los robos y atentados a Pemex en
materia de combustibles han alcanzado proporciones alarmantes. Los amagos al
personal de compañías contratistas casi cancelan la opción de perforar pozos en los
estados del norte del país, donde se supone que los shales ofrecen gran potencial.
Por supuesto, nunca hubo garantías de que la implementación de la Reforma
fuera fácil. No queda más que redoblar esfuerzos en todos los aspectos, además de
que los próximos meses traen oportunidades significativas. En este fin de año, se
conocerán los ganadores de la primera gran licitación de campos maduros en tierra,
se abrirá el mercado de combustibles a cierto nivel de competencia y se pondrá en
operación el mercado eléctrico mayorista.
También en los próximos meses esperaríamos ver mayores avances en temas
como la transición energética, la sustitución de subsidios, la Ronda Uno en geotermia
y la concreción de reglas para la ocupación superficial de tierras, entre otros que
vienen a completar el andamiaje de esta reforma estructural. Así, no es momento
de lamentar, sino de intensificar el trabajo.
David Shields.
Todos los análisis y puntos de vista expresados en esta revista son responsabilidad exclusiva de los
autores y no reflejan la opinión de las instituciones, asociaciones o empresas a las que pertenecen.
ENERGIA A DEBATE
5
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NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
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Contenido
Los nuevos jugadores petroleros
ante la cultura y la regulación.
FABIÁN MATEOS, ALEJANDRO LÓPEZ Y
JORGE PEDROZA...
8
Avanza la Ronda Uno, ¿y Pemex?
LUIS VIELMA LOBO...
11
Ronda Uno: el reto de licitar los shales
JOSÉ PABLO RINKENBACH LIZÁRRAGA...
13
De la seguridad energética y la irresolución
del fracking.
JOSÉ ANTONIO REYES-GONZÁLEZ...
16
Vías para el desarrollo global de shale gas.
JUAN ROBERTO LOZANO MAYA...
27
China, comodín de los mercados.
RAMSES PECH RAZO...
35
Gasificar a México: fiscalidad, regulación y contexto
tras la Reforma Energética.
KAROL GARCÍA ZUBÍA...
43
Descubriendo el precio de la electricidad en el mercado mayorista mexicano.
RAMÓN BASANTA Y LUZ ELENA NOÉ...
53
La reducción de costos en CFE y sus efectos en algunas tarifas y subsidios.
GERARDO BAZÁN NAVARRETE, GILBERTO
ORTÍZ MUÑIZ Y JESÚS CUEVAS SALGADO...
58
La transición –y revolución– energética
de los pequeños consumidores.
IANIS DEFENDINI...
62
Las empresas deberán anticiparse al cambio.
EDUARDO REYES...
70
Perú, perdido en su apertura petrolera.
ALVARO RÍOS ROCA...
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ENERGIA A DEBATE
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Industria petrolera
Los nuevos jugadores petroleros
ante la cultura y la regulación
Es tiempo de consolidar un entorno de negocios responsable e institucional.
Fabián Mateos, Alejandro López y Jorge Pedroza*
C
on la reciente adjudicación de cinco campos contractuales a tres operadores petroleros, Eni International B.V.,
PanAmericanEnergy LLC en consorcio con E&P Hidrocarburos y Servicios, S.A. de C.V. y Fieldwood Energy LLC en
consorcio con Petrobal S.A.P.I de C.V., el pasado 30 de septiembre la
Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio un paso importante
en mantener la confianza y el interés de los operadores que desean
participar activamente en el sector petrolero en México cerrando
la parte licitatoria de la Ronda 1.2 con éxito, pero… ¿qué sigue?
Se tiene el antecedente de que Pemex es el más importante
operador en el sector de hidrocarburos en México y lo seguirá
siendo por varios años más, pero ¿cómo nos ubicamos con respecto
a los demás países del mundo en este sector? Recientemente, en
junio 2015, BP publicó su anuario estadístico mundial con una base
de datos tomada del cierre de diciembre de 2014, en donde se
aprecia que México sigue siendo el productor mundial de petróleo
número 10 en el mundo.
Ronda 0: Asignaciones
En agosto de 2014, la Sener le otorgó a Pemex 489 asignaciones: 108 actividades de exploración, 286 de extracción y 95
temporales, dentro de los cuales destacan aguas someras región
sureste, campos maduros sur y Chicontepec.
Migración de contratos
Los operadores distintos a Pemex que actualmente están
activos en las actividades de upstream, son aquellos que están
en proceso de migración de sus contratos, pasando de Contratos
Integrales de Exploración y Producción (CIEPs), y de los Contratos
de Obra Pública Financiada (COPFs), a las nuevas modalidades de
Contratos para la Exploración y Extracción de conformidad a la
nueva Ley de Hidrocarburos.
Operador
Contratos Campos
Primera etapa de migración
3
Magallanes, Santuario y Arenque
Petrofac
1
Pánuco
Petrofac y Schlumberger
3
Nejo, San Ándres y Tierra Blanca
Monclova Pirineos Gas (Grupo Cobra)
1
Olmos
Lewis Energy
1
Misión
Tecpetrol y Techint
1
Ébano
Grupo Diavaz
1
Altamira
Pico Energy (International Petroleum)
11
Segunda etapa de migración
Pirineo
1
Monclova Pirineos Gas (Grupo Cobra)
Cuervito y Fronterizo
2
Petrobras, Grupo Diavaz e Inpex (Teikoku)
Monclova
1
GPA Energy
Humapa
1
Halliburton
Soledad
1
Petrolite
Miquetla
1
Operadora de Campos DFW (Grupo Diavaz)
Carrizo
1
DowellSchlumberger
Amatitlán, Pitepec y Miahuapan
3
Sin empresa
11
Fuente: Pemex.
Ronda 1.1
El 15 de julio el consorcio formado por Sierra Oil and Gas,
Talos Energy y Premier ganó la licitación de dos áreas contractuales
para actividades de exploración, las cuales representan áreas de
194 km2 y 465 km2, respectivamente.
No obstante a que la concepción y obtención de financiamiento de Sierra Oil and Gas proviene de capital extranjero, la compañía
se promueve como mexicana, con una evidente adaptación cultural
a la forma de hacer negocios en México.
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Lugar
1
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3
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5
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8
9
10
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12
13
14
15
16
17
18
19
20
Región
País
Norteamérica Estados Unidos de América
Oriente Medio Arabia Saudita
Euroasia
Rusia
Norteamérica Canadá
Asia
China
Oriente Medio Emiratos Árabes Unidos
Oriente Medio Irán
Oriente Medio Iraq
Oriente Medio Kuw ait
Norteamérica México
Suramérica
Venezuela
Africa
Nigeria
Suramérica
Brasil
Oriente Medio Qatar
Europa
Noruega
Africa
Angola
Euroasia
Kazajastan
Africa
Algeria
Suramérica
Colombia
Oriente Medio Omán
Miles de barriles al día
Total Mundo
2000
7,732
9,470
6,583
2,703
3,257
2,660
3,852
2,613
2,244
3,456
3,097
2,159
1,271
853
3,346
746
740
1,549
687
961
2005
6,897
10,931
9,598
3,041
3,642
2,922
4,184
1,833
2,668
3,766
3,308
2,502
1,713
1,149
2,961
1,404
1,294
1,990
526
777
2010
7,556
10,075
10,366
3,332
4,077
2,895
4,352
2,490
2,562
2,959
2,838
2,509
2,137
1,655
2,136
1,863
1,672
1,689
786
865
2011
7,861
11,144
10,516
3,515
4,074
3,325
4,373
2,801
2,915
2,940
2,734
2,450
2,193
1,850
2,040
1,726
1,684
1,642
915
885
2012
8,904
11,635
10,640
3,740
4,155
3,406
3,742
3,116
3,172
2,911
2,704
2,395
2,149
1,968
1,917
1,784
1,662
1,537
944
918
2013
10,069
11,393
10,777
3,977
4,216
3,648
3,525
3,141
3,135
2,875
2,687
2,302
2,114
1,998
1,838
1,799
1,720
1,485
1,004
942
2014
11,644
11,505
10,838
4,292
4,246
3,712
3,614
3,285
3,123
2,784
2,719
2,361
2,346
1,982
1,895
1,712
1,701
1,525
990
943
74,925
81,963
83,190
83,980
86,150
86,579
88,673
Ronda 1.2
El pasado 30 de septiembre, las compañías operadoras Eni
International B.V., PanAmerican Energy LLC y Fieldwood Energy LLC
(la primera individual y las dos últimas en consorcio) ganaron cinco
campos contractuales para llevar a cabo actividades de producción
de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida:
Área
contractual
Campos
km2
% Utilidad
del Estado
Producción (1)
1
Amoca, Miztón y Tecoalli
67
83.8%
35
2
Hokchi
40
70.0%
30
4
Ichalkil y Pokoch
58
74.0%
25
90
Año de arranque de producción: 2018, estimado de producción pico: 2021, inversión de
3,000 millones de dólares. (1) estimado en miles de barriles diarios. * Fuente: CNH.
Saldo a la fecha
Poco a poco, la inclusión de diferentes participantes en el
sector hidrocarburos para las actividades de upstream es ya una
realidad, teniendo en el sector en México a por lo menos doce operadores adicionales a Pemex, y muchos más que están por venir
para las rondas subsecuentes, de acuerdo al Plan Quinquenal de
Licitaciones, dado a conocer por la Secretaría de Energía.
Lo anterior nos hace pensar nuevamente en el planteamiento
de Sierra Oil and Gas: ser una compañía mexicana, buscando conectar la cultura y la regulación en México de una actividad regida por
prácticas y procedimientos mundiales. No es una tarea fácil, ya que
implica armonizar un sector muy especializado, inmersa de distintos
riesgos en todos los ámbitos y que se ha caracterizado en promover
un commodity (petróleo y gas) que atiende a los estragos del mercado
(alta especulación, sobre todo si hablamos de geopolítica).
Cultura y regulación: piezas clave
Los operadores que actualmente están interesados en participar en las licitaciones, tienen experiencia probada de acuerdo
con los requisitos que exige la CNH. Y sin excepción se enfrentarán
a dos factores que son la cultura y regulación.
Si bien la regulación es algo que está escrita (en leyes, reglamentos, normas, etc.), la cultura no, y no existe un manual que nos
explique la forma de cómo actuar para hacer negocios. Adicional,
hay que considerar a todos los jugadores: banca, inversionistas,
reguladores, gobierno, cámaras empresariales, organismos promotores, empresas tractoras, proveedores, universidades y organismos
de la sociedad civil, entre otros. Todos buscan, al mismo tiempo,
cumplir con sus objetivos, de acuerdo a sus alcances y necesidades.
El ejemplo lo podemos apreciar en los fondos de inversión que
tienen gran interés en adentrarse en el mercado mexicano, pero
que les detiene la cultura de negocios en México. Los directivos de
estos fondos de inversión tienen que convencer a sus comités el
por qué del atractivo de hacer negocios en México y cómo es que
se garantiza el retorno de su inversión: el problema no es dónde
está el dinero, sino en dónde están los proyectos atractivos para
inversión, corriendo los menores riesgos posibles.
Los operadores deberán trabajar en la adaptación de una
cultura, o podrán optar por provocar cambios culturales en temas
como: el comercial, laboral y social, entre otros. Los grandes corporativos internacionales como Shell, ExxonMobil, BP, por citar
algunos, tienen sus propios códigos de conducta, de ética, manuales
para promover los valores de toda la institución, incluyendo a sus
proveedores (por supuesto, dispuestos en una plataforma en la Internet, disponible a consulta para todo el público y su traducción a
una variedad de idiomas). El alcance de estas herramientas es total:
aplica sin excepción a todas las subsidiarias y negocios en el mundo,
ENERGIA A DEBATE
9
sin tolerar que se vulneren estos principios (cero tolerancia).
El operador del contrato es el “administrador”, quien tiene
la relación con el Estado (mediante un contrato) y será el máximo
responsable. A su vez, va a subcontratar toda la cadena de valor
en las actividades de exploración y producción. Como ejemplo,
podemos tomar el aspecto laboral y comercial que son componentes importantes en la cadena de suministro, y de impacto directo
en las metas propuestas.
Los contratistas y proveedores que busquen hacer una relación
de negocios con los operadores, tendrán que trabajar y ajustarse
a lo que los operadores requieran para lograr los objetivos. Es
nuevamente el peso que tiene la cultura y la regulación, ya que al
convertirse en socios de negocios, además de cumplir con calidad
y especificaciones dadas, también deberán de hacer cambios en su
organización y en la forma de administrarse. Algunos de los temas
en esta agenda son:
- Prácticas anticorrupción.
- Promoción de transparencia y rendición de cuentas.
- Gobierno corporativo robusto.
- Certeza jurídica de honrar los contratos y acuerdos.
- Capacidad y administración del talento.
- Tecnologías integradoras.
- Cumplimiento regulatorio al 100%.
- Seguridad industrial y cuidado al medio ambiente.
Por el lado de cultura a nivel país, sumado el latente problema
que representa el fenómeno de la corrupción en México, está tam-
10
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
bién el tema de inseguridad, que ha sido un factor que ha afectado
la inercia de atraer negocios a México, y el de la educación. Es cuando nos damos cuenta que toda la agenda política del país afecta
al propio país en su conjunto. Si no evolucionamos a un entorno
de negocios más responsable e institucional, empezando por la
gobernanza dentro de las empresas, será imposible aprovechar
esta oportunidad que se llama Reforma Energética.
En un futuro cercano (por no decir “hoy”), vienen retos para
los nuevos participantes del sector que serán de gran importancia
para que funcione como tal el nuevo modelo del sector energético,
y si bien hablamos de sector de hidrocarburos lo mismo sucederá
en el eléctrico.
En síntesis
México tiene la gran oportunidad de ser un país que aproveche
su posición geopolítica en el mundo y pueda destacar en el mediano
y largo plazo como zona de auge industrial y comercial con impacto
mundial. Recientemente con el Acuerdo TransPacífico (TPP), se
reconoce mundialmente que México es parte importante en las
decisiones de inversión que lleve a cabo cualquier socio comercial.
Entender la regulación de cada país y su cultura es algo que requiere
un plan integral. Por ende, es necesario allegarse de profesionales
que entiendan los riesgos e implicaciones, pero sobre todo, que
no expongan a las empresas, a prácticas deshonestas o fuera de la
ética de los negocios. Se buscan profesionales que ayuden a generar
valor y a conducir a las empresas al éxito.
Industria petrolera
Avanza la Ronda Uno, ¿y Pemex?
Los farmouts serán un factor de supervivencia para Pemex.
Luis Vielma Lobo*
L
a Ronda Uno sigue su curso. Ya se otorgaron 5 contratos en las primeras dos licitaciones, que ponen la
responsabilidad de la exploración y el desarrollo en las
empresas o consorcios ganadores. Está en ellos ahora
centrarse y decidir cuáles acciones inmediatas serán necesarias
para lograr el objetivo buscado: producir barriles eficientes y
generar valor para sus inversionistas y también para el Estado
mexicano. El gran ausente hasta el momento ha sido Pemex,
quien trabaja en clarificar el proceso de farmouts, donde será
el protagonista.
Después de los resultados de la primera convocatoria
asociada a 14 áreas exploratorias, en la que se asignaron sólo
dos –resultados considerados como “pobres” para la gente
conocedora del sector– sin duda hubo un proceso de reflexión
y análisis por parte las autoridades rectoras del proceso: Secretaria de Energía, Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)
y en particular la Secretaria de Hacienda.
La revisión del porcentaje de participación operativa esperada por el Estado en la segunda convocatoria y su anuncio
días antes de que ocurriera este acto, contribuyeron a crear un
ambiente diferente para este proceso. El mensaje enviado por
las autoridades del sector –“estamos dispuestos a corregir, si nos
equivocamos”– y la respuesta de los participantes –”nosotros
estamos dispuestos a seguir adelante en este proceso, a pesar
de la situación aún existente de bajos precios”–, parecieron
encontrar un lugar coincidente expresado en los resultados de
la segunda licitación.
Esta segunda licitación de la Ronda Uno concluyó con una
expectativa diferente a la primera, pues en total se colocaron 7
de los 9 campos y tres de las 5 áreas, mismas que representan
un total de 136 millones de barriles de reservas probables 2P,
lo que significa que tienen una probabilidad de materializarse
del 50%, dependiendo de la asertividad técnica de las empresas
ganadoras en términos de competencias de sus especialistas y
sus capacidades tecnológicas.
Las inversiones asociadas a los programas mínimos de
trabajo son del orden de los 850 millones de dólares, lo cual
incluye la perforación y terminación de pozos y la construcción de ductos e instalaciones para el tratamiento y limpieza
del crudo, la separación del gas y la deshidratación del hidrocarburo líquido remanente. Si sumamos esto a las inversiones
esperadas del consorcio ganador de las dos áreas exploratorias
que pudieran rondar los 500 millones de dólares, entonces se
estarían detonando importantes expectativas para el sector.
Ahora las empresas y consorcios ganadores detonan sus
mecanismos internos para salir a contratar servicios que pueden ir desde la toma adicional de sísmica para fortalecer sus
análisis antes de iniciar la perforación de pozos exploratorios
en el caso de las dos áreas exploratorias, la contratación de
las empresas que realizarán la perforación de los pozos y los
servicios requeridos para dicha actividad. Asimismo, deberán
realizar en paralelo el análisis de instalaciones para determinar
las opciones viables que les permitirán disponer el aceite y el
gas a producir.
Para el Estado estos resultados han sido muy atractivos
(*) Luis Vielma Lobo es Director General de CBM Ingeniería Exploración y Producción, firma mexicana de asistencia técnica especializada e ingeniería en los procesos sustantivos del sector petrolero y vicepresidente de Relaciones Internacionales de AMESPAC,
organización que agrupa empresas mexicanas de servicios.
ENERGIA A DEBATE
11
desde el punto de vista de ingresos o utilidad total de los
proyectos, pues al ingreso adicional promedio de participación
operativa asegurado en estos resultados –que ronda el 76%–
deben agregarse las regalías y otros impuestos adicionales, tales
como el ISR, actividad de extracción, estatales y municipales,
todo lo cual eleva los ingresos del Estado – “goverment take”
– a un promedio del 86%.
Sin embargo, la actividad de los entes institucionales no se
detiene. Por el contrario, continúa y hasta se complica, pues ya
deben publicarse las regulaciones que normarán los procesos de
exploración, perforación de pozos, caracterización y explotación
de yacimientos y el diseño de instalaciones de producción, así
como también las regulaciones que normarán los procesos de
seguridad y protección ambiental y que se encuentran a lo largo
de toda la cadena de valor de la exploración y producción y
que serán controlados por la Agencia de Seguridad, Energía y
Ambiente (ASEA), institución que debe tener muy claro lo crítico
de los procesos bajo su responsabilidad.
En paralelo, la CNH debe culminar el diseño del proceso
para la tercera licitación de la Ronda Uno, que corresponde a
campos maduros, en la que se han registrado más de 60 empresas para pujar por al menos uno de los 25 campos que se están
ofertando. Hay dos tipos de campos, los denominados grandes (4
campos) que tienen mayor área y más petróleo original en sitio y
requieren inversiones mínimas de 200 millones de dólares y los
chicos (21 campos) con una menor área y menores volúmenes
de petróleo original en sitio, y en la mayoría de los casos con
altos factores de recobro, es decir a lo largo del ciclo de vida
de los mismos tuvieron producciones acumuladas importantes.
La coordinación de este proceso per se es un reto, pues
requiere el control y análisis de las propuestas de un número
de empresas y consorcios que al final pudieran acercarse a los
50 y si cada uno de ellos programa ofertar en promedio tres
campos como mínimo, estaríamos hablando de 150 sobres de
ofertas, más 150 de la garantía respectiva, lo cual requerirá de
una coordinación extraordinaria para lograr hacerlo en un solo
día. Las expectativas en este proceso son difíciles de hacer, pues
también se incluyen un grupo de campos con reservas de gas y
habrá que ver si hay ofertas por este tipo de campos. Asimismo,
hay muchas empresas que hacen su debut en esta actividad y
que de alguna manera habrán logrado calificar sin tener una
12
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
verdadera certeza del reto que les espera.
La otra actividad que demanda atención de los entes gubernamentales coordinadores del proceso, son los farmouts que se
han requerido de Pemex y que deben ser autorizados por la CNH
para que puedan migrarse y así poder realizar dicho proceso.
Entendemos que hasta el momento se han autorizado a Pemex
5 de los 11 farmouts programados y que ya existe un proceso
para desarrollar los mismos; no obstante, a nivel de las empresas
interesadas hay mucha incertidumbre y hasta confusión, pues
no tienen claridad del proceso y tampoco saben cómo actuar.
Pareciera que este esquema de farmouts va a jugar un
rol clave en la nueva Pemex, una empresa productiva nacional
que arranca en condiciones muy difíciles, sometida a severas
restricciones presupuestarias por parte del Estado y con la
obligación de mantener una producción del orden de los 2 millones de barriles diarios. Estos esquemas le dan la opción de
buscar y seleccionar socios o aliados específicos en función del
tipo de campo o yacimientos que ofertarán, y que además de la
capacidad financiera, también dispongan de las tecnologías y
experiencia requerida para poder apoyar a Pemex en la mejora
de sus prácticas operativas.
Pudiéramos decir que la ruleta del proceso Ronda Uno continúa girando y los jugadores siguen pendientes de hacer la mejor
selección, y en el caso particular de Pemex, busca clarificar la jugada
y la selección respectiva para los farmouts, mismos que se están
convirtiendo en un caso de supervivencia para la empresa productiva nacional, y por ello la gran importancia de que los mismos se
realicen de una manera más rápida y efectiva.
Industria petrolera
Ronda Uno:
el reto de licitar los shales
Aún queda mucho camino por recorrer en la construcción de los
modelos contractuales y fiscales para este tipo de explotaciones.
José Pablo Rinkenbach Lizárraga*
D
icen que los ciudadanos de
este país somos individuos de
corta memoria. Para muestra
un botón: mientras que el 15
de julio pasado, los medios de comunicación señalaban que la Ronda Uno había
sido un fracaso estrepitoso, ahora para la
segunda convocatoria hablan de un éxito
indiscutible. Dentro de este extremo de
opiniones, ¿dónde está el justo medio
acerca de qué tan exitoso o no ha sido el
proceso de la Ronda Uno?
En el pasado artículo de Energía a
Debate señalé, “si bien los resultados obtenidos el 15 de julio en términos de bloques asignados y ofertas recibidas no fue
tan exitoso como se previó, el proceso de
licitación ha sido robusto y transparente;
y el Gobierno ha mostrado apertura para
hacer competitivos los términos y condiciones para atraer la inversión privada.
Seguramente, veremos que las siguientes
convocatorias presentarán mejores resultados. El éxito de la Ronda Uno no puede
ser visto sólo en función de los resultados
de la convocatoria uno, sino después de las
cinco convocatorias. La convocatoria uno
ha servido para lo que fue diseñada, que
es sondear con el mercado los términos
y condiciones esperados por el Gobierno
Mexicano para afinar los mismos en las
siguientes cuatro convocatorias de la
Ronda Uno. Cabe destacar que dentro de
este proceso de aprendizaje, el hallazgo
más importante ha sido que el contexto
internacional cambió estructuralmente
en materia de expectativas de oferta y demanda, y que los esquemas contractuales y
económicos deberán sufrir modificaciones
sustanciales. Una modificación sustancial
podría ser el desarrollo e implantación
de una tercera generación de modelo de
licencias.”
Ciertamente, el Gobierno Federal
aprendió de sus desaciertos en la primera
convocatoria de la Ronda Uno y logró que
se adjudicaran tres de cinco contratos en
la segunda convocatoria. Lo anterior es un
éxito, no tanto por la adjudicación misma
de los contratos, sino porque refleja la
apertura que se mostró para modificar
premisas erróneas y términos inadecuados
que estaban solicitando y que no eran
competitivos ante un entorno internacional de bajos precios, alta competencia y
una revolución tecnológica en la industria
de E&P que cada día permite que haya
mayor oferta de hidrocarburos.
Por mencionar tan sólo algunos de
los cambios más relevantes, en la segunda
convocatoria (i) se ajustaron los umbrales
para el mecanismo de ajuste, (ii) se per-
* Maestro en Negocios por Rochester y cuenta con diversos estudios especializados en materia contractual y fiscal en la industria petrolera.
ENERGIA A DEBATE
13
mitió la presentación de una garantía única
para todos los bloques de la licitación,
(iii) se flexibilizaron las condiciones de
ejecución de las garantías, únicamente
sobre los montos no cumplidos de los
compromisos de inversión, (iv) se mejoró
la definición de los términos de “culpa” y
“dolo” para mayor certidumbre sobre el
proceso de recisión y (v) se permitió el arbitraje internacional, en donde se designa
como autoridad nominadora al Secretario
General del Tribunal Permanente de Arbitraje de la Haya.
En un entorno petrolero con cambios
estructurales tan profundos, es necesario que el Gobierno continúe con esta
apertura para hacer más competitivas
sus licitaciones. Todo lo logrado hasta el
momento se ha limitado a yacimientos
convencionales. El mayor reto a futuro
está en la viabilidad de los proyectos de
yacimientos no convencionales, donde se
encuentra el mayor potencial de recursos
prospectivos del país. Posiblemente, el
mayor reto que se enfrenta es el desarrollo
del shale en donde México tiene tanto potencial y el desarrollo del mismo generaría
una alta derrama económica. El Estado se
encuentra en la encrucijada de si prefiere
un menor government take que permita el
desarrollo de los yacimientos no convencionales, o un government take alto pero
sin desarrollo alguno ni la consecuente
derrama económica. Lo anterior es aún
más relevante cuando países petroleros
han empezado a explotar aceleradamente
sus yacimientos ante el riesgo de que en
unas décadas ya no sea tan importante
el petróleo por la presencia de energías
limpias. Un ejemplo de esto es Noruega
que en el presente año superó en 14%
sus pronósticos de producción y algunos
analistas señalan que dicho país busca
14
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
comercializar sus recursos mientras estos
sigan teniendo valor.
Por lo que respecta al reto de hacer
viable económicamente la explotación de
los yacimientos no convencionales, cabe
destacar que a diferencia de los yacimientos convencionales, el shale se caracteriza
porque:
1.N o existe fase exploratoria como
en los yacimientos convencionales, ya
que desde el inicio se conoce donde se
ubica la roca madre. En este sentido, los
trabajos exploratorios en yacimientos no
convencionales consisten en identificar los
sweet spots.
2.S i bien no existe riesgo exploratorio per se, sí existe riesgo geológico, dado
el potencial de calidad de la formación y
su “fracturabilidad”. En este sentido, los
estimados de potencial de reservas y de
producción no son tan robustos como en
yacimientos convencionales. Los estimados de potencial para shale dependen preponderantemente de qué tan “fracturable”
es cada pozo. Por lo anterior, no se pueden
extrapolar con alto grado de certidumbre
los resultados de pozos pasados para los
pozos futuros a perforar.
3.No existe un “programa de trabajo
predeterminado” ni un “plan de desarrollo” para el proyecto, ya que ex-ante
se desconoce tanto la calidad como la
fracturabilidad de cada sección de la roca
madre y por consiguiente económicamente
qué tan rentable será la perforación.
4.L a productividad de los pozos de
shale sigue un patrón asintótico, por lo
cual el mayor aporte económico se registra
durante los primeros 2 a 4 años. Por ello,
el comportamiento del pozo con posterioridad se vuelve irrelevante en términos
económicos.
5. E l tamaño del área y la existencia
de sísmica 3D inciden considerablemente
en la identificación de los sweet spots y por
consiguiente en los estimados de potencial
y de rentabilidad de cada proyecto, ya que
determinan el “volumen de roca madre
explotable”.
Si bien los recursos no convencionales como shale tienen varias diferencias vis
a vis los yacimientos convencionales, como
las mencionadas anteriormente, los dos
aspectos económicos más distintivos son:
1.L imitadas economías de escala por
requerimientos continuos de inversión
para mantener niveles de producción.
2.Rendimientos marginales decrecientes de los pozos adicionales a perforar. (1)
Los dos puntos anteriores implican
que, la necesidad de reconocer que el régimen fiscal es tan o más importante que
el modelo contractual para el desarrollo
exitoso del shale. Para ello sería recomendable el desarrollo de una licencia de tercera generación que contenga elementos
tales como: uplift de inversiones, migrar
de una visión de windfall vía cantidades
y precio hacia uno solo en cantidad, así
como de licitación de formaciones específicas hacia uno donde se licite la columna
geológica entera para generar upside a
los inversionistas y mayores tamaños de
áreas licitadas.
En síntesis, aún nos queda mucho
camino por recorrer en la construcción de
los modelos contractuales y fiscales para
el desarrollo económicamente rentable de
los yacimientos no convencionales donde
se ubican los mayores recursos prospectivos del país.
(1) José Pablo Rinkenbach, ¿Qué se
requiere para el desarrollo exitoso del
shale en México?, Energía a Debate,
Julio 2014.
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Industria petrolera
De la seguridad energética
y la irresolución del fracking
El gas shale mexicano podría sustituir la declinación del gas convencional, pero México
será importador de gas por tiempo indefinido.
D
José Antonio Reyes-González*
urante la Primera Guerra Mundial y como Primer
Lord del Almirantazgo, Winston Churchill cambió la
fuente de suministro de energía de las flotas navales
de carbón a petróleo. El hidrocarburo duplicaba el
contenido térmico del carbón, así que los boilers de las naves
pudieron ser más pequeños y ligeros, lo que aumentó la velo-
CUENCAS DE SHALE EN MEXICO
Fuente: Advanced Resources International, Inc.).
cidad de las embarcaciones en altamar. Sin duda, un gran logro
tecnológico, pero que también representó un grave riesgo para
un país que poseía en ese entonces cuantiosas reservas de carbón provenientes de Cardiff, mas no de petróleo. Churchill se
enfrentó a momentos de grave indecisión antes de llevar a cabo
tal empresa, ya que las embarcaciones y, por consiguiente la
seguridad marítima, estarían entonces sujetas a posibles cortes
de suministros de las fuentes únicas de petróleo provenientes
de Persia (ahora Irán). La respuesta de Churchill a esta situación
se convertiría en la piedra angular de la seguridad energética
mundial: la diversificación del suministro. Y es por ello que su
frase célebre “seguridad y certidumbre en el petróleo yace en
la diversidad, y sólo en la diversidad”, se acuñó en la historia
como un precepto que se demuestra una y otra vez.
Desde entonces, la seguridad energética ha surgido en
repetidas ocasiones como un asunto de gran relevancia para las
naciones. Tal vez ahora más que nunca. Por su parte, la Agencia
Internacional de Energía la define como “la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía a un precio asequible” (IEA,
2015). No obstante, a la definición sería conveniente fincarle un
par de preguntas, como por ejemplo ¿en qué escala de tiempo
se busca esa seguridad? ¿Se busca seguridad de suministro
a un año, 20 años o para los próximos 100 años? ¿Qué tipo
de interrupciones podría haber en ese tiempo? Y finalmente,
¿cuánta volatilidad en el precio es aceptable?
Ahora bien, el agotamiento de los recursos fósiles es
un factor inevitable y por demás predecible en la economía
mundial. Es una clara amenaza a la seguridad energética de
las naciones, aunque el surgimiento de nuevas tecnologías ha
hecho posible que ciertas reservas fósiles catalogadas antes
como irrecuperables sean ahora económicamente viables para
su extracción, ampliando así el tiempo de recuperación de
estos recursos. Es por ello, que en la discusión de la técnica de
fracturación hidráulica, aún y cuando se ha alimentado más de
*Maestro en Políticas Públicas por la Universidad de Nottingham Reino Unido. Integrante del Programa de Gobierno, Gestión y Políticas Públicas
del CIDE, Región Centro ([email protected]).
16
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Crecimiento de consumo de gas natural en México 2000-2013
Fuente: The Boston Consulting Group (León et al, 2014).
prejuicios que por datos y argumentos que sustenten futuras
trayectorias energéticas el tema, por sus grandes implicaciones,
se ha merecido un espacio dentro de los grandes debates de
orden económico, ecológico y geopolítico del siglo XXI.
La fracturación hidráulica subterránea, o lo que es mejor
conocido como fracking (en inglés), es la técnica empleada
en la extracción de gas natural y petróleo de los reservorios
localizados en las rocas de esquisto, pizarra, arenisca, caliza
o lutita bituminosa (shale, en inglés), que son estimuladas
mediante agua y aditivos químicos a presión que permiten
el flujo hacia la superficie, de los hidrocarburos después de
la fractura en zonas geológicas que pueden alcanzar los 5 km
de profundidad y otros tantos de perforación horizontal. Si no
fuera por la intervención humana tanto el gas como el petróleo
shale, no podrían ser liberados de las rocas. La extracción es tan
compleja en algunas zonas, por ello la industria los denomina
recursos no convencionales, ya que traerlos a la superficie implica procedimientos diferentes a los empleados por empresas
tradicionales de gas y petróleo.
Debido a que geólogos estiman que 50% de las rocas sedimentarias en el mundo son de lutita, la roca se puede encontrar
extensivamente por los cinco continentes, y la propagación de
los depósitos de gas shale –cuya composición no difiere de la
del gas natural denominado como metano– es superior a ninguna otra fuente. Por lo tanto, la técnica de fracking ha sido
extensamente empleada en los últimos 60 años y se estima
que más de 2.5 millones de pozos han sido fracturados en todo
el mundo al día de hoy. Norteamérica cuenta con el mayor
número de los mismos y la cifra sigue en aumento gracias a los
avances tecnológicos en la materia. La posición de dominancia
en la producción de gas y petróleo shale de Estados Unidos
ha incentivado las condiciones para que el país se convierta
en breve en exportador neto de gas y petróleo (EIA, 2015, p.
4), reduciendo considerablemente el precio global por la sobreoferta y afectando los patrones de consumo de sus socios
como México, país que tan sólo del 2012 al 2013 incrementó
sus importaciones de gas en un 18.6% (SENER, 2013, p. 14).
México, consumo y potencial
Por su parte, se estima que México tiene 545 trillones de
pies cúbicos (tpc) de recursos técnicamente recuperables de gas
shale al término del 2013 (EIA Mexico, 2014, p. 9). Es el sexto
país con mayores recursos de este tipo en el mundo por debajo
de China (1,115), Argentina (802), Argelia (707), Estados Unidos
(662) y Canadá (573) (Seeley, 2014). Esto representa más de 155
años de suministro tan sólo de gas shale para México basado en
los datos de consumo del 2013. Sin embargo, no todo lo que es
técnicamente recuperable puede ser económicamente viable.
Mientras en la industria se considera a los recursos como una
cantidad estimada de gas, que físicamente pueden yacer dentro
de las formaciones geológicas, las reservas por otro lado, son
una aproximación de la cantidad que puede ser económicamente
ENERGIA A DEBATE
17
producida y comercializada. Algunos estudios consideran que
el territorio mexicano contiene poco más de 17 tpc de reservas
probadas de gas (EIA Mexico, 2014, p. 9), lo que equivale a 5 años
de producción aproximadamente, pero aun así, la cifra es mayor
a las reservas de toda Europa.
A pesar de tener cuantiosas reservas de gas en el subsuelo
mexicano, después de la firma del TLCAN en 1994, se posibilitó la
privatización parcial de la industria del gas en los rubros de comercio exterior, distribución, ventas y almacenamiento, ocasionando
que el consumo creciera a tasas inusitadas. La tendencia de consumo de este producto sigue mostrando datos alarmantes ya que
del 2008 al 2013, la tasa de consumo en el país creció en un 6.5%
anual, mientras que para el mismo periodo la producción decayó
un 2.3%, representando así una diferencia negativa entre consumo
y producción nacional de aproximadamente 3.1 billones de pies
cúbicos (bpc) por día al 2013 como se muestra a continuación.
(Ver gráfica página anterior)
Cerca de 85% de la demanda primaria de gas natural está en
las manos de Petróleos Mexicanos (Pemex), como compañía que
usa el recurso para reinyección y otros procesos en la producción
y refinado del petróleo, pero sobre todo en la Comisión Federal de
Electricidad (CFE), que desde la década de los 90s decidió cambiar
los métodos de producción de electricidad a gas natural (Morales,
2013, p. 8). Los ciclos combinados, como son conocidos en las centrales eléctricas con base en gas natural, generan más del 50% de
la electricidad en el país (ENE, 2013, p. 3). Siendo un gran avance
ambiental y tecnológico en el deslindamiento gradual de la vieja
producción basada en combustibles caros y contaminantes como
el carbón, combustóleo y diésel, que aportaban tres cuartas partes
de las emisiones de CO2 del país en décadas pasadas (IEA, 2014, p.
75). Para efectos de la producción de electricidad, sólo 18% de la
energía primaria proviene de energías renovables con datos del
2012 (CIDAC, 2013, p. 4), mientras que el resto sigue cargada a
fuentes fósiles como el gas natural, que no obstante es mucho un
68% menos contaminante que sus pares (O&GM, 2015a), lo que
lo convierte en la opción más amigable para el medio ambiente.
Un país vulnerable
Con la trayectoria ya montada en el aparato productivo
de electricidad, a México se le dificulta abastecer de energía
a la sociedad, lo que conlleva a una mayor demanda de gas
natural que sólo ha sido satisfecha por medio de las compras
internacionales, las cuales en el 2013 acumularon ya 40.7%
18
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
del total de las importaciones de energéticos convirtiendo al
gas natural en el principal producto de importación después
de las gasolinas y naftas (SENER, 2013, p. 91). Cerca de 78.3%
del gas natural importado provino de Estados Unidos, mientras
que el restante se extrajo entre Perú, Catar, Nigeria, Hungría,
Yemen y Trinidad y Tobago (SENER, 2013, p. 29). Por lo tanto, las
importaciones de México crecen al mismo tiempo que la producción nacional permanece estancada y la demanda interna
no deja de ampliarse. Mega proyectos de gasoductos como el
de los Ramones en el norte del país, que conecta al mercado
de gas nacional con el de los Estados Unidos, dan cuenta a las
proyecciones que posicionan a México como un importador
neto de gas natural por tiempo indefinido.
El escenario nos invita a reflexionar sobre la seguridad energética del país. La integración a los mercados internacionales
es una condición sine qua non para que los países alcancen un
grado aceptable de seguridad energética según Daniel Yergin
(2006) en Ensuring Energy Security. La integración es lo que
precisamente da acceso a la diversificación de suministros
cuando las naciones no pueden cubrir sus necesidades energéticas. Siendo la diversificación elemento principal del concepto,
ésta reduce el impacto de interrupciones en el suministro de
cualquier fuente, beneficiando a consumidores y productores
para quienes un mercado estable es de orden prioritario. En palabras de Yergin, la separación de los mercados no es una opción
para los países. Sin embargo, ello no implica una dependencia
en las importaciones de fuentes de energía de un mercado en
particular. Para el caso, México ostenta el mayor porcentaje
de importaciones de gas natural provenientes de Estados Unidos, lo que representa una vulnerabilidad a la resistencia de
México como otro elemento imprescindible del concepto que
nos atañe. Entendida como los márgenes de seguridad en el
sistema de suministro, la resistencia proporciona provisiones
a manera de “amortiguadores” contra los shocks del mercado
y facilita la recuperación después de trastornos en el suministro. Tal resistencia se encuentra bajo amenaza a partir de las
políticas de suministro pleno dictadas por la Organización de
Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y muy en particular de
Arabia Saudita, que han decidido defender su participación en
el mercado internacional. Dichas políticas han llevado el precio
del barril de petróleo y gas a niveles tan bajos como los vistos
durante la crisis financiera del 2009 (Kantchev, 2015).
La estrategia de la OPEP pareciera estar alcanzando
ENERGIA A DEBATE
sus objetivos, limitando la
expansión de mercados energéticos de Estados Unidos y espoleando la quiebra
de todas aquellas empresas
norteamericanas de gas
shale cuyos costos de operación son considerablemente
más altos que los de los miembros del cartel petrolero. A la
fecha se calcula que los gastos de
operación para fracking en Estados
Unidos superan sus ingresos en $32
mil millones de dólares (O&GM, 2015b). De
manera inmediata, una pregunta pareciera formularse después de esa información: ¿cuántos años más se estima
viable seguir con esta dependencia de suministro de gas para
México si todo apunta a que una restructuración del mercado
afectará las bases de producción de Estados Unidos en el mediano
plazo? Lo anterior aunado a las estimaciones de crecimiento poblacional para México dentro de 10 años, que harán que el país
necesite incrementar sustancialmente su capacidad productiva
de electricidad en un 62% a los ya 62 gigawatts que actualmente
produce (León et al, 2014, p. 14). Esto representa la más clara
amenaza a la seguridad energética del país.
Con los cambios constitucionales en los artículos 25, 27 y
28 que dieron pie a la Reforma Energética del 2013, así como la
promulgación de nueve leyes más y la modificación de otras 12,
se abre la explotación de hidrocarburos a la iniciativa privada
nacional e internacional, generando las condiciones para la proliferación masiva de proyectos de fracking en México. Estados
como Chihuahua, Coahuila con su Cuenca de Burgos, Nuevo
León, Tamaulipas, San Luis Potosí, Puebla, Oaxaca y Veracruz
se encuentran en la lista de estados con mayor potencial para
la industria extractiva.
Bajo este contexto, pareciera que México tiene la obligación de examinar a profundidad el potencial de las fuentes
de gas shale en su propio subsuelo y analizar las dimensiones
del sector, si es posible una extracción segura, y sobre todo,
qué tan de acuerdo están los ciudadanos con el proceso. Si la
industria funciona, podría inferirse que el potencial en términos de seguridad energética, costos y beneficios económicos
es atractivo para la nación. Hay un entusiasmo generalizado
20
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
por el patrón que a simple
vista nos brinda el caso
estadunidense. Quizá sea
por esto mismo que no
sorprende saber que en
encuestas internacionales
como la realizada por la
Universidad de Nottingham a un universo mayor
de 2,500 encuestados (FutureLearn, 2015), 48.3% manifestó en
su opinión una fuerte tendencia a
considerar el gas shale como elemento
primordial de seguridad energética para los
países que ya lo están extrayendo o están planeando su extracción. Cerca de 24.7% expuso su desacuerdo,
mientras que 27.0% permaneció indeciso. La misma encuesta
arrojó información respecto a que la gran mayoría de los encuestados conocen los posibles efectos negativos del fracking,
tales como la generación de microsismos, contaminación de
mantos acuíferos con impactos en la salud humana, tráfico
pesado, la intensificación de los gases de efecto invernadero
en la tierra y, en otro ámbito pero no por ello menos riesgoso,
también la posibilidad de inflar una nueva burbuja especulativa.
Por lo tanto, el análisis nos indica que existen dos caras
de la moneda que estudiar y la irresolución del fracking en el
país se presenta hoy con más intensidad que nunca. Campañas
internacionales dividen aún más las opiniones públicas y avivan
el debate entre las corrientes opuestas respecto al tema en
México. Por ejemplo, grandes campañas políticas en países
como Alemania (Torry, 2015), Escocia (BBC, 2015) y Francia
(Patel, 2013) para prohibir mediante moratorias legislativas
este tipo de extracción de hidrocarburos son cada vez más
poderosas. Pero así también, campañas que incentivan la
industria en el Reino Unido (Topf, 2015) , Polonia (RT, 2014) y
China (Sjolin, 2015) nunca habían sido tan efectivas.
Perspectivas encontradas
Basados en las últimas proyecciones de consumo de
energía mundial, los partidarios del gas shale suponen que la
misión de la industria es ayudar a las sociedades a acelerar su
transición a la descarbonización de sus economías. Ellos saben
que la conversión llevará décadas en lograrse, si es que no que-
remos cambiar fundamentalmente nuestro estilo de vida, y es
que para el 2035 con la participación del petróleo claramente
pronosticada a la baja, el crudo aportará ya sólo 28% de la
energía mundial, que comparado con 40% en los años 90, es
claro el avance en la diversificación de la canasta energética.
La aportación del gas en esos años será muy similar a la del
petróleo. Sin embargo, los renovables despegarán, pero aun con
ello sólo proveerán poco más de 7% de la demanda energética
total. Sí los pronósticos son acertados, esto sugiere que aproximadamente 75% de nuestra energía seguirá basada en fuentes
fósiles para el año 2035 como se muestra a continuación.
Sería ingenuo suponer que los sistemas energéticos pudieran ser autosustentables sin las fuentes fósiles en el corto plazo.
Pero lo que es cierto, es que los fósiles están siendo menos
dominantes con el paso del tiempo. En el camino se debe mirar
hacia tecnologías que ayuden a reducir la huella de carbón en
el mundo y usar combustibles más limpios, aun cuando esto
implique el uso de combustibles fósiles y es aquí en donde el
fracking toma su importancia, según sus defensores. Tan pronto
como aceptemos que el fracking es sólo una parte del espectro
energético, hay un espacio seguro para éste en los planes de
seguridad energética. El peligro, no obstante, es que una vez
que se confíe en el gas shale se pierdan las motivaciones para
reemplazarlo como ahora vemos que lentamente sucede con
el carbón y el petróleo con las energías renovables.
Sin embargo, la reflexión no es suficiente para que el
tema gane permisividad, ya que, indagando en los argumentos
económicos, la industria puede contar otra historia. Aquellos
que permanecen escépticos o en contra del optimismo del
fracking argumentan que Corea del Sur, Japón y Singapur importan más de 90% de sus energías y aun así siguen teniendo
economías bastante sólidas. Esto invita a pensar que pudiera
no haber una correlación directa entre el hecho de producir
energía propia, es decir ser autosuficiente, y la manera en
cómo la economía nacional se fortalece de ello. Así que toda
esta idea que subyace en el tema de producir energía equivale
a tener una mejor economía, es un argumento que puede ser
puesto en tela de juicio si se mira a otros países, ellos indican.
La creación masiva de empleos, las proyecciones de crecimiento del PIB y la recaudación de impuestos, que alguna vez
fueron pronosticadas como corolario de la industria del fracking en Estados Unidos (IOD, 2013), ahora se han convertido
en un modelo utilizado por consultores, oficiales de gobierno
Participación y proyección de
energías primarias en el mundo
1965 - 2035
50%
Petróleo
40%
Carbón
30%
20%
10%
Gas
Hidro
Nuclear
0%
1965
*Incluye biocombustibles
2000
Renovables*
2035
Fuente: BP Energy Outlook 2035 (BP, 2015)
e investigadores de economía para dar mayor legitimidad a la
industria en México. Sin embargo, esto puede ser rebatido.
Los estudios del economista Thomas Kinnaman (2010) nos
invitan a ver el tema bajo dos perspectivas: la primera que
concierne a cómo se miden los beneficios económicos que el
fracking pudiera traer, y otro que corresponde a la magnitud
del estímulo económico de la industria del gas shale per se.
Kinnaman afirma que los modelos de datos conocidos
como “entrada y salida” funcionan correctamente siempre y
cuando los factores de producción estuvieran inutilizados al
momento de ser modelados (Kinnaman, 2010, p. 3). Esto es,
por ejemplo, si los trabajadores que fueran a ser empleados en
la industria del shale estuvieran actualmente desempleados,
ya que el modelo sólo estima la actividad económica que será
generada con la industria. Pero sí los factores de producción a
usarse en la industria estuvieran efectivamente ya empleados
en la economía formal, las inversiones y el personal serían desENERGIA A DEBATE
21
plazados de otros sectores como la agricultura
o el turismo. Ahora bien, esto pudiera generar
una afectación directa a las cadenas de valor
de las industrias desplazadas y los costos de
este efecto no son tomados en cuenta por
el modelo, que por lo tanto sobrestima
los impactos económicos. Por cada pozo
explorado y explotado por la industria
norteamericana se crean alrededor de
31 empleos, en el Reino Unido sólo 11,
para México aún está por verse, pero
por lo que la experiencia internacional
sugiere es que el beneficio puede no ser
tan grande en términos de crecimiento de
empleos en la boca del pozo. Un análisis estándar costo-beneficio pudiera dar una mejor idea de lo
que realmente sucede de acuerdo con Kinnaman.
Por otro lado el Instituto de Desarrollo y Relaciones
Internacionales de Francia reportó que mientras los precios
de la energía industrial cayeron durante el boom de shale
en Estados Unidos, los precios de electricidad residencial
se incrementaron y el precio de gas natural doméstico en el
2013 seguía siendo estable al registrado en el 2005, antes
del despegue de la industria (Spencer et al, 2014, p. 9). Así
que no queda claro si los consumidores sean beneficiados
por la industria del gas shale en términos de costos directos
de energía. De cualquier forma, si el efecto se replica para
los precios de energía industrial en México, esto sí traería un
gran beneficio, ya que los consumidores industriales del país
pagan tarifas de electricidad 70% más altas que las de Estados
Unidos (León et al, 2014, p. 14). Sin embargo, conveniente
sería desarrollar un estudio a profundidad para señalar qué
sectores industriales en particular se benefician de la reducción de los precios, conocer cuáles son sus aportaciones al
PIB y sobre todo si vale la pena apoyarlos de esta manera. Un
posible beneficio para este rubro sería que el fracking diera
una posición de mayor competitividad industrial a México y
muy posiblemente nuevas inversiones extranjeras se verían
tentadas a desarrollar operaciones en el país tomando ventaja
de los precios baratos del gas.
Reflexiones finales
Habrá que reconocer también que los costos de extrac-
22
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
ción de gas y petróleo shale en México pueden
ser sensiblemente más altos que en los Estados Unidos, lo cual pone en entredicho
la viabilidad de desarrollar esta actividad
en México ante los bajos precios de los
hidrocarburos, al menos en el corto y
mediano plazos. Las reservas de shale
también son menores, las condiciones
de la roca son menos conocidas –aún
hace falta conocer donde están los
sweet spots para obtener mayor rendimiento de líquidos– y la infraestructura
es raquítica si se le compara con la del
vecino del norte. Estos factores también
pueden ser escollos al desarrollo del fracking
en México en un escenario de bajos precios. Una
mayor infraestructura en la extensión de gasoductos por
el país y el incremento en las capacidades de almacenamiento
serán clave si México permanece en su plan de incrementar la
producción de gas para el 2025.
Por lo tanto, el fracking no hará una contribución a la
seguridad energética de México en pocos años o al menos
mientras los mercados estén desincentivados para desarrollar
la industria. Lo que sí puede compensar es la declinación en la
producción de gas convencional y las importaciones del país
en el mediano y largo plazos, recursos que finalmente pueden
ser destinados a gastos más apremiantes como educación,
salud, o bien en inversiones para el desarrollo de energías alternativas en las que México también tiene un gran potencial.
México vive una oportunidad generacional que le ha permitido al gobierno replantear la política energética nacional.
Sin embargo, aún hay más por hacer. La puesta en marcha de la
Reforma Energética ha dejado claro que las intenciones políticas
se alinean a alcanzar una seguridad energética estable para el
país como prioridad. A pesar de ello, el gobierno y los ciudadanos
deberán aprender la diferencia entre escoger metas y decidir
el camino para alcanzarlas. La industria del gas shale, por su
parte, como fuente de energía “puente”, se nos presenta como
una opción con bastantes matices y contrastes en un momento
de complejidad energética que bien pudiera respaldar su plena
implementación. Sin embargo, queda incierto si las condiciones del país fomentarían el correcto desarrollo de la industria.
Después de todo, la experiencia nos dice que tras la caída de
¿Cómo podemos
conseguir que
a las baterías
les encanten las
discotecas?
La demanda energética está en pleno auge. Para que todo
el mundo pueda satisfacer sus necesidades, celebramos
nuestro 150 aniversario cocreando formas más inteligentes de
aprovechar y de generar energía, como usar las pisadas en
las pistas de baile para cargar los móviles de la gente en
las discotecas.
Únase a la conversación en creator-space.basf.com
ENERGIA A DEBATE
los precios de hidrocarburos le
sigue un crecimiento económico
más acelerado como resultado
y México puede tener aquí una
oportunidad.
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Transición Energética: elementos clave frente al cambio climático
Urgen aprobación de la Ley de Transición
Energética en Foro del Senado
L
a Comisión Especial de Cam-
gética es la sustentabilidad como uno
bio Climático del Senado de la
de sus ejes fundamentales. Respecto
República y la revista “Energía
a los beneficios de la LTE, la académi-
a Debate” realizaron el pasado
ca dijo que puede ser una estrategia
7 de octubre el Foro “Transición E-
para la reducción de riesgos frente a
nergética: elemento clave frente al
la volatilidad de los precios interna-
cambio climático”, con el objetivo de
promover la aprobación de la Ley de
Transición Energética (LTE), elemento
fundamental en la reforma energé-
Isabel Studer, directora del Instituto Global para la Sostenibilidad
del EGADE-ITESM; Sen. Salvador López Brito, integrante de la
Comisión de Salud; Sen. Silvia Garza Galván, presidenta de la
Comisión Especial de Cambio Climático, y David Shields, director
general de “Energía a Debate”.
tica para mitigar el impacto ambien-
cionales de los energéticos, así como
ante las preocupaciones de gobiernos y empresas frente a los efectos
del cambio climático.
En su turno, David Shields, direc-
tal de la industria eléctrica y que ha
tor general de “Energía a Debate”,
quedado pendiente.
mencionó como dos puntos impor-
Al respecto, la Sen. Silvia Garza
tantes de la LTE el hecho de que
Galván, presidenta de la Comisión Es-
complementa el marco jurídico en
pecial de Cambio Climático, lamentó
materia energética y le da con-
que México no haya aprobado en
gruencia, además de que en esta
su momento esta ley. “Ante la caída
Ley se fortalecen las competencias
de los precios internacionales del
de los organismos participantes en
petróleo, si se hubiera dado el impulso a las energías renovables, ahora
no estaríamos ahorcados”, aseguró
la legisladora quien además expresó
José María Valenzuela, director de Cambio Climático y Energía
para el World Wildlife Fund México; Rodrigo Gallegos, director de
Cambio Climático del Instituto Mexicano para la Competitividad;
Sen. Silvia Garza Galván, presidenta de la Comisión Especial de
Cambio Climático, y Ernesto Feilbogen, coordinador de Programas
de Energía del GIZ México.
su desacuerdo en la aplicación del
materia de eficiencia energética. La
Ley, agregó, es un complemento del
mercado eléctrico, ya que facilita
la penetración de otras opciones de
energía.
arancel de 15% a las importaciones
Al tomar la palabra, el Sen. David
de paneles solares. Exhortó a que
Penchyna, presidente de la Comisión
México se presente ante la Confe-
de Energía, expresó la voluntad de la
rencia de las Naciones Unidas sobre
actual legislatura por aprobar la LTE
Cambio Climático (COP 21) con una
en lo que resta de este año, con el
LTE aprobada para que el nuestro sea
fin de que los subsidios e incentivos
el país puntero en la materia. “Es un
para la promoción de las energías
compromiso atrasado”, puntualizó.
renovables sean viables y reiteró que
Por su parte, Isabel Studer, directora fundadora del Instituto Global
para la Sostenibilidad del EGADE Busi-
Daniel Chacón, director de LARCI México; Eduardo Reyes, director
de Estrategia en Infraestructura y Energía de PWC, y la Dip. María
de los Ángeles Rodríguez Aguirre, presidenta de la Comisión Especial de Cambio Climático.
no habrá cambios a la Ley de la
Industria Eléctrica. Se pronunció por
que a esta Ley se le encuentre un
ness School del ITESM, recordó que
mecanismo de revisión, debido a que
uno de los pilares de la Reforma Ener-
la ciencia y la tecnología avanzan
ENERGIA A DEBATE
25
rápido, los mercados son volátiles y
el establecimiento de precios ya no
depende de ningún decreto, sino
del mercado.
Durante el Foro, que reunió a
senadores, diputados, académicos,
analistas y público en general, los
participantes coincidieron en la
urgente necesidad de aprobar la
Preguntas del público
Ley de Transición Energética como
elemento complementario de la
Reforma Energética, su trascendencia para el impulso de las energías
renovables en el país y como una
Ante senadores, diputados, académicos, analistas y público en general, los panelistas coincidieron en la urgente necesidad de aprobar
la Ley de Transición Energética como elemento complementario de
la Reforma Energética.
herramienta para mitigar el cambio
climático.
En los cuatro Páneles que compusieron este Foro, también participaron el Sen. Salvador López Brito,
Régulo Salinas, presidente de la Comisión de Energía de CONCAMIN.
integrante de la Comisión de Salud;
José María Valenzuela, director de
Cambio Climático y Energía para el
World Wildlife Fund México; Ernesto
Feilbogen, coordinador de Programas de Energía del GIZ México;
Rodrigo Gallegos, director de Cambio Climático del Instituto Mexicano
Sen. David Penchyna, presidente de la Comisión de Energía.
para la Competitividad.
Asimismo, tuvieron participación
Adrián Escofet, presidente de la AMEE.
Eduardo Reyes, director de Estrategia en Infraestructura y Energía de
PWC México; Karla Gasca, directora
de Energía y Medio Ambiente de
la Secretaría de Energía; Adrián
Escofet, presidente de la Asociación
Mexicana de Energía Eólica; Régulo
Salinas, presidente de la Comisión
de Energía de la CONCAMIN; José
Daniel Chacón, director de LARCI México; Eduardo Reyes, director
de Estrategia en Infraestructura y Energía de PWC, y Karla Gasca,
directora de Energía y Medio Ambiente de Sener.
Ramón Ardavín, director ejecutivo
del CESPEDES; Jorge Armando
Gutiérrez Vera, presidente de Cogenera México y Daniel Chacón,
director de LARCI México.
26
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
José Ramón Ardavín, director ejecutivo de CESPEDES.
Reforma energética
Vías para el desarrollo global de shale gas
El desarrollo de shale gas presenta retos complejos en cuanto a geología, acceso a los recursos
naturales, capacidades específicas y gobernanza.
E
Juan Roberto Lozano Maya*
n años recientes, varios países que incluyen a México han
buscado desarrollar sus recursos de shale gas, atraídos
por los beneficios de esa actividad en la matriz energética
y económica de los Estados Unidos, por los estudios geológicos que señalan la amplia y extensa distribución de shale gas en
el mundo, y sobre todo, por la necesidad urgente de incrementar
el consumo de gas natural, preferentemente con fuentes domésticas de suministro,como una medida para promover el crecimiento
económico con menores emisiones de carbono.
Con base en estos planteamientos, el Centro de Investigación
para la Energía de Asia Pacífico (APERC), inició en agosto de 2013
un proyecto de investigación encaminado al diseño de un marco de
políticas públicas aplicable en varias economías del Mecanismo para
la Cooperación Económica de Asia-Pacífico (APEC) para el desarrollo
comercial de shale gas. Con sede en Japón, APERC es un órgano
cuyas actividades cooperativas y proyectos de investigación están
alineados con los objetivos y prioridades del Grupo de Trabajo en
Energía de APEC.
Durante dos años, este proyecto se nutrió de una revisión
detallada de fuentes académicas y profesionales, de la valiosa
participación de expertos y de entrevistas con diversos actores de
injerencia (stakeholders) incluyendo viajes a Alberta, Canadá; Pennsylvania, Estados Unidos; y la Ciudad de México. En Estados Unidos,
el itinerario incorporóvisitas técnicas para observar de primera mano
los procesos de perforación y de fractura hidraúlica, así como sus
impactos en el ecosistema. En agosto de 2015 los detalles y resultados de esta investigación se publicaron en el documento Pathways
to Shale Gas Development in Asia-Pacific(1). Este artículo condensa
los hallazgos más importantes de dicha publicación y algunas de las
implicaciones para México.
Hacia una visión holística del desarrollo de shale gas
Por razones naturales, el estudio del desarrollo de shale gas se
centra en Estados Unidos, por ser el ejemplo más exitoso y mejor
documentado. Sin embargo, a pesar de su relevancia, la diferencia
de condiciones y contextos ha impedido la reproducción de este caso
en otros países. Hasta mediados de 2015, fuera de los Estados Unidos, el shale gas sólo se produjo de manera comercial en Argentina,
Canadá y China, y en todos estos países en una escala de magnitud
comparativamente mucho menor.
El análisis del caso estadounidensees útil como punto de partida
para destacar dos aspectos fundamentales. El primer punto es que
la llamada ‘revolución del shale’ en ese país no sucedió espontánea
ni mucho menos rápidamente, dado que se cimentó en una serie de
elementosmadurados durante varias décadas que pudieron converger
en la producción acelerada de shale gas bajo una coyuntura favorable
de precios. El segundo punto es que si bien existieron variables críticas
para alcanzar este resultado, algunas de ellas, como la propiedad
privada de los hidrocarburos, son simplemente irreproducibles en
otros contextos.
Este análisis resultó en el planteamiento de las siguientes preguntas de investigación: ¿La falta de un régimen de propiedad privada
de los hidrocarburos fuera de los Estados Unidos impide el desarrollo
APERC, 2015. Pathways to Shale Gas Development. Tokyo: Asia Pacific
Energy Research Centre. Disponible en inglés en: http://aperc.ieej.
or.jp/file/2015/8/7/APERC_Pathways_to_shale_gas_development.pdf
(1)
• Investigador Senior en el Centro de Investigación para la Energía de Asia-Pacífico (APERC) y miembro de la Red del Atlantic Council y del
Ecologic Institute para Líderes Emergentes en Política Ambiental y Energética (ELEEP). Correo electrónico [email protected]
ENERGIA A DEBATE
27
masivo de shale gas en el resto del mundo? ¿Pueden otros países
desarrollar sus recursos de shale gas? Y de ser así ¿En qué lapso,
escala de magnitud y con qué cantidad de insumos?
Planteadas estas consideraciones, se llegó al consenso inicial
de que la ausencia de algunas variables no impide a otros países el
desarrollo de sus recursos potenciales de shale gas, aunque la magnitud y ritmo de producción en cada uno de ellos dependerán de sus
propias prioridades y características en función de ciertos componentes fundamentales. En otras palabras, para el desarrollo de shale gas
no existe una ruta única, sino varias vías (pathways) que pueden ser
mejor exploradas a través de un marco guía que enumeralas variables
críticas para lograr este objetivo. Esta noción fue también la que dio
título al nombre del documento.
Gráfico 1
Principales grupos de injerencia en el desarrollo de shale gas
Gobierno
• Federal, estatal y local
(municipal)
• Dueñodelosrecursos
minerales
Otros
• Comunidadeslocales
• Institucionesacadémicasy
deinvestigación
• Organizacionesciviles
Componentes y factores críticos
A diferencia de la producción de hidrocarburos convencionales,
la de shale gas se lleva a cabo más cerca de los centros de población,
lo que conlleva mayores tensiones sociales. Asimismo, los procesos de
extracción tienen un impacto mayor en el ambiente y especialmente
el uso de agua, lo que evoca mayores preocupaciones y conflictos
ambientales. Conviene recordar que esta es la causa principal de
la controversia causada por esta actividad. Desde otra perspectiva,
los costos de producción son típicamente más altos que los del gas
convencional.
Estas cuestiones no sólo aumentan el peso y la complejidad
de los retos técnicos, sociales, ambientales y económicos, sino que
involucran además una red más amplia de actores de injerencia con
diversos intereses(2). De manera concisa, como se muestra en el Gráfico 1, la industria, los consumidores, la sociedad civil y el gobierno,
tanto en calidad de dueño de los hidrocarburos como de posible
productor a través de sus empresas, participan en este proceso. Cabe
mencionar que la configuración, el peso específico, y grado de interdependencia de cada uno de estos actores difieren en los diversos
países y jurisdicciones nacionales.
Debido a la complejidad de dimensiones y actores de injerencia,
el marco propuesto propone abordar el desarrollo de shale gas desde
una perspectiva integral que contenga las dimensiones o componentes principales, por encima y por debajo de la superficie (above and
below ground). Por su naturaleza como marco de políticas públicas, se
reconocenlas limitaciones sobre las variables externas que los países
no pueden controlar y que sin embargo, influyen en el desarrollo de
shale gas, como lo son los precios internacionales del petróleo y gas.
El marco se conforma por tres componentes principales: acceso
28
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Industria
• Productores: Empresas
nacionales(NOCs),
internacionales(IOCSs) e
independientes
• Compañíasdeserviciosy
equipospetroleros
Consumidores• Sindicatos
• Pequeños, medianosy grandes
• Diferentessectoresdeuso:
Generación eléctrica, industrial,
residencial, serviciosy
autotransporte
Fuente: Adaptado de APERC (2015, p.41)
a los recursos naturales, infraestructura y operaciones, y gobernanza.
El diseño de este marco parte de la premisa que existe una dinámica
entre los tres componentes, de manera tal que aunque todos son
necesarios, es el componente de gobernanza el que tiene la capacidad de influir sobre los incentivos económicos e institucionales que
fomentan el desarrollo de tecnología e infraestructura. La mejora de
tecnología e infraestructura influye en la eficiencia de las operaciones
de extracción y los factores de recuperación, lo que a su vez coadyuva
a una mayor productividad y magnitud de los recursos de shale gas con
potencial comercial. Esta dinámica se muestra de manera esquemática
en el Gráfico 2, notando que la gobernanza es menos tangible y más
flexible que los dos primeros componentes, aunque tiene el poder
de afectarlos e influirlos.
Con el fin de reconocer las diferencias específicas en cada país,
cada uno de estos tres componentes se dividió en otros factores más
finos como se desglosa a continuación y se muestracon más detalle
en el Cuadro 1. Para fines de memorización, el marco fue llamado
(2)
Sobre estas cuestiones específicas, consúltese por ejemplo, las
ediciones 47, 53, 57, 58 y 59 de esta misma revista.
Gráfico 2
Representación esquemática de los componentes principales
del modelo RIG
RIG, en consideración de los nombres en inglés de cada uno de sus
tres componentes.
• Acceso a los recursos naturales (R). Se refiere a los elementos
fundamentales para el desarrollo de shale gas, en términos de los
propios recursos geológicos y el agua necesaria para llevar a cabo
la fractura hidráulica. La naturaleza de este componente trasciende
la mera existencia de estos recursos naturales y enfatiza el acceso
a ellos.
En este sentido, la producción de shale gas únicamente puede
ocurrir cuando el acceso a este tipo de recursos y a los procesos
asociados a su extracción está legalmente permitido. Por ende,
dejando de lado posibles barreras físicas, técnicas y económicas,
en este componente subyacen consideraciones políticas basadas
Fuente: Adaptado de APERC (2015, p.44)
Componente
Factor
Acceso a los recursos de
shale gas.
Acceso al agua.
Capacidades tecnológicas y
operativas de la industria
Infraestructura y
para la extracción de
operaciones (I)
shale gas.
Servicios auxiliares para la
industria petrolera.
Sistemas de infraestructura de transporte de gas
natural y auxiliares.
Prácticas recomendadas
por la industria.
Acceso a los
recursos
naturales (R)
Régimen fiscal especializado y alineado con la
estructura del mercado
de gas natural.
Gobernanza
(G)
Efectividad regulatoria.
Colaboración con actores
de injerencia.
Consideraciones adicionales
 Evaluaciones geológicas de recursos de shale gas.
 Posición política con respecto al desarrollo de shale gas.
 Tipo y proximidad de recursos hídricos.
 Desarrollo tecnológico.
 Magnitudes y capacidades apropiadas de recur-
 Demanda/madurez de los
sos humanos.
 Presencia de compañías internacionales con
experiencia en el desarrollo de shale gas.
 Infraestructura complementaria para el desarrollo
económico.
 Acceso a fuentes de
 Asociaciones profesionales en materia de
petróleo y gas.
mercados de gas.
capital.
 Experiencia legada por la
industria petrolera previa,
incluyendo la exploración y
extracción de recursos no
convencionales.
 Regímenes fiscales adaptados a los riesgos y el perfil productivo de las formaciones de shale gas. Éstos usualmente dependen del perfil de mercado y de las
siguientes características:
 Políticas otorgando igualdad de condiciones de operación (esto es, prohibiendo los monopolios, la posición hegemónica de ciertas compañías)
 Acceso abierto a la infraestructura de transporte de gas
 Desregulación de precios del gas y subsidios temporales
 Capacidad y transparencia institucional
 Información basada en hechos científicos y riesgos
 Regulación holística y que se ejecuta cabalmente
 Adaptabilidad a las tendencias de la industria y al cambio de expectativas de los
actores de injerencia
 Proceso proactivo de consulta con diversos actores de injerencia
 Desarrollo de ‘licencia social’ en las operaciones de la industria
 Involucramiento a lo largo del ciclo de vida de los proyectos
 Acceso público a la información regulatoria y legislativa
 Manejo de las expectativas públicas
Fuente: Adaptado de APERC (2015, p.60)
ENERGIA A DEBATE
29
los recursos de shale gas en consideración de la estructura de
mercado vigente, la efectividad regulatoria, y la colaboración
con actores de injerencia.
Resultados en diferentes contextos
en las leyes y la agenda energética vigentes, que explican cómo
ciertos países con un potencial considerable de shale gas no
pueden desarrollar dichos recursos en función de las moratorias
impuestas;lógicamente, esta noción explicaigualmente las diferentes posturas entre las distintas jurisdicciones de un mismo
país, como en el caso de Canadá o inclusive de los Estados Unidos.
• Infraestructura y operaciones (I). Se refiere a los factores críticos para llevar a cabo la producción de shale gas de manera
comercial. Se incluyen las capacidades tecnológicas y operativas
de la industria petrolera para adaptarse a la complejidad de las
formaciones de lutita o shale, la presencia de servicios auxiliares
especializados en las diversas fases de la cadena de valor de la
exploración y extracción de hidrocarburos, la disponibilidad de
sistemas de infraestructura para el transporte del gas desde los
sitios de producción hasta los centros de consumo; así como la
implantación y diseminación de prácticas recomendadas por la
industria internacional para mejorarla eficiencia económica y especialmente, para minimizar los riesgos a la seguridad industrial,
el medio ambiente y la salud pública.
• Gobernanza (G). Alude a los diversos arreglos institucionales
de reglas formales e informales que delinean las interacciones
políticas, económicas y sociales entre los diversos actores de
injerencia, dentro y fuera del gobierno. Este componente incluye
la alineación económica entre los dueños y los productores de
30
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
El marco de política fue usado en el análisis de seis de las 21
economías de APEC que de acuerdo con estudios geológicos preliminares, poseen recursos técnicamente recuperables de shale gas. Estas
economías son Australia, Canadá, Chile, China, Indonesia y México. Es
preciso notar que algunos de estos países ya han alcanzado un nivel
moderado de producción comercial (Canadá y China), y el resto ha
dado los primeros pasos para desarrollar estos recursos (Australia,
Indonesia, México) o ha mostrado señales claras de querer hacerlo
(Chile).
Los puntos más sobresalientes en cada economía son los siguientes:
•Australia. La producción de shale gas en este país se encuentra
aún en una escala prematura.Existen algunas dificultades con la
disponibilidad de agua en algunas cuencas, y en la de equipos de
perforación y servicios auxiliares. Además algunos de los sistemas
de transmisión no cuentan con acceso abierto. Por otro lado, la
industria australiana de gas natural se encuentra en un momento
de expansión y el mercado se considera competitivo. En este
sentido, la producción vigente de gas natural tanto de fuentes
convencionales como no convencionales depende de la demanda
externa, principalmente a través de proyectos de GNL. Por ende,
una producción más acelerada de shale gas dependerá no sólo
de la demanda externa, sino de su competitividad frente al gas
convencional y al gas grisú, por ejemplo.
• Canadá. Al menos en las provincias de Alberta y Columbia Británica,
existe un firme compromiso para el desarrollo de los hidrocarburos, incluyendo el shale gas. La industria petrolera es competitiva
y está altamente integrada con la de los Estados Unidos, y se han
diseñado regímenes fiscales y sistemas de regulación únicos para
reflejar el riesgo y el perfil productivo de las formaciones de shale.
Paradójicamente, el mayor obstáculo del desarrollo del shale
gas canadiense es el del shale estadounidense, ya que a medida
que la producción de gas en los Estados Unidos ha aumentado
la autosuficiencia de ese país, estas provincias canadienses han
perdido su principal mercado e inclusive, los mercados del este de
Canadá, que ahora se surten principalmente de la cuenca de shale
de Marcellus en los Estados Unidos. Por ello, el reto para estas
provincias es el de reorientar sus mercados, probablemente en
Asia, lo que requerirá la expansión de infraestructura de transporte
y de GNL, y que a su vez puede provocar roces y desacuerdos con
ENERGIA A DEBATE
31
ciertos grupos sociales, especialmente con las tribus originarias
(First Nations).
• Chile. A pesar del interés de este país por aumentar la producción
doméstica de gas natural y depender menos de fuentes externas,
la geografía es el mayor problema, toda vez que el área con mayores recursos potenciales de shale gas, se encuentra en la punta
sur del territorio y en caso de producir ese gas, será sumamente
difícil llevarlo hasta los principales centros de consumo en el
centro del país. Asimismo, la industria petrolera es modesta y se
circunscribe principalmente a la compañía nacional. Una posible
solución al problema del transporte del gas producido en la punta
sur podría ser el uso de los gasoductos argentinos para llegar hasta
Santiago. Sin embargo, esta opción es poco factible considerando
la experiencia de Chile dependiendo del gas argentino hace poco
más de una década.
• China. Ante la magnitud y crecimiento de la demanda energética en
este país, así como la predominancia del uso del carbón, China ha
hecho un gran esfuerzo para incrementar su producción doméstica
de gas, invirtiendo numerosos recursos para detonar el desarrollo de sus recursos de shale gas. Algunos de los obstáculos más
relevantes se refieren a la complejidad geológica de las cuencas,
lo que ha hecho que la tecnología y procesos probados en otros
países no alcancen necesariamente los mismos resultados en
China, o que los costos sean mucho más altos; además de que las
condiciones áridas y la densidad poblacional de algunas cuencas
podrían prevenir una escala masiva de desarrollo. La industria
está dominada por las tres grandes compañías estatales, que
concentran las capacidades y los servicios auxiliares y aunque se
ha permitido la participación de una IOC (Shell), su rol hasta ahora
ha sido limitado. En su carácter de economía centralizada, destaca
el hecho de que laestructura del mercado, los regímenes fiscales
aplicables y el arreglo institucional son inflexibles e ineficientes,
sin contar con el hecho de que existe poco involucramiento de
32
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
actores de injerencia. Cabe destacar sin embargo, que a pesar
de esta rigidez característica, China ha dado algunos pasos para
introducir mayores mecanismos de mercado y se espera que su
producción de shale gas crezca, aunque tal vez no en la escala y
dentro del periodo planeado en sus planes quinquenales.
• Indonesia. Este país ha dado acceso a los recursos potenciales de
shale a través de varias licencias y relativamente, la disponibilidad de agua no es problema mayor. Aunque la empresa nacional
tiene una posición hegemónica y concentra una buena parte de
los recursos, se ha promovido la participación de otras empresas
y el acceso abierto al transporte, que puede aprovechar la infraestructura desarrollada anteriormente para el gas convencional y
para el gas grisú. Los retos más complejos sin embargo, se refieren
a la incertidumbre sobre el régimen fiscal vigente, así como a la
rigidez de los contratos de producción compartida para adaptarse
a la mutabilidad de la producción de shale gas. Por otra parte, las
capacidades institucionales son débiles y se encuentran fragmentadas, el regulador no es totalmente independiente. Tomando el
ejemplo la industria de gas grisú, que lleva más años en desarrollo,
estos mismos factores han detenido el nivel de crecimiento que
se esperaba inicialmente.
¿Y México?
En el caso mexicano, los cambios legales introducidos con la
reforma son positivos, al permitir la participación de otros operadores
además de Pemex, aunque la disponibilidad de agua en la cuenca de
Sabinas-Burro-Picachos podría moderar el ritmo de crecimiento esperado. En términos de infraestructura y tecnología, aunque Pemex
ha llevado a cabo algunos estudios preliminares y pruebas piloto para
validar las características de las formaciones mexicanas, un mayor
grado de desarrollo de shale gas requerirá capacidades y recursos
humanos especializados. Las deficiencias en materia de transporte
evidenciadas hace unos años por las alertas críticas, derivaron en el
50 años
de sustento científico
y tecnológico para México
Exploración y
Producción
Los retos que plantea
la Reforma Energética
exigen una estrategia
sólida
Instituto
Mexicano
del Petróleo
Investigación
liderazgo tecnológico
a nivel nacional e
internacional
Transformación
de Hidrocarburos
Innovación
Tecnología
Formación de
Recursos Humanos
Seguridad y
Medio Ambiente
Diseño e
Ingeniería
ENERGIA A DEBATE
33
En el caso mexicano, es importante señalar también el tema
crítico de la inseguridad física y a las instalaciones. Ante todo, el futuro
del shale gas en México y en muchos otros países, dependerá de la
competitividad económica con la que logre ser extraído y llevado al
mercado, y aunque es cierto que la industria petrolera ha probado
sus capacidades operando en zonas de guerra y de alto riesgo, los
costos adicionales por concepto de seguridad ante las actividades
del crimen organizado y el robo en ductos en particular en el norte
del país, no deberían ser absorbidos por los operadores y menos por
los consumidores.
Conclusiones
incremento en el proceso de expansión de la capacidad y extensión
de la red de ductos, si bien es necesario aumentar las interconexiones
que diversifiquen los flujos de gas en el país multidireccionalmente,
del norte al centro y del este al oeste. Con el arreglo institucional
de la reforma energética, es necesario también definir las reglas y
procedimientos específicos de probada eficacia para la seguridad
industrial y protección ambiental.
El tema de gobernanza es probablemente el más incierto.
Aunque los efectos de la reforma energética y la competitividad de la
industria petrolera tardarán varios años en consolidarse, el régimen
fiscal para el desarrollo de shale gas no es aún claro y además, tendrá
que ser ajustado en función de los resultados obtenidos en las siguientes fases de licitación y en la medida que los precios internacionales
fluctúen. Con respecto a la capacidad institucional y la efectividad
regulatoria, éste es uno de los retos más grandes, de manera que el
sistema creado de pesos y contrapesos no redunde en más burocracia
y feudos de poder entre instituciones, sino en coordinación y eficiencia para la industria. Por otro lado, la colaboración con actores de
injerencia podría ser más proactiva, especialmente considerando que
algunas organizaciones civiles e incluso políticas ya han manifestado
públicamente su rechazo a la fractura hidráulica, en algunos casos
desde posturas radicales, lo que es claramente incompatible con el
escenario de desarrollo optimista que se ha manejado oficialmente.
34
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Además de la geología, del acceso a los recursos naturales y de
las capacidades específicas de la industria petrolera, ciertos factores
en materia de gobernanza son estratégicos para detonar los proyectos
de shale gas a escala global. En este caso, el análisis de las experiencias internacionales en el desarrollo de shale gas puede ser útil para
diseñar políticas más eficaces y para aceptar que el caso de éxito de
los Estados Unidos difícilmente podrá ser replicado. De hecho, en
algunos países, dado el costo y esfuerzo de producir shale gas, no
hacerlo podría ser la opción de política energética más conveniente,
sin importar el potencial de recursos estimados.
Como prueban otras experiencias, un desarrollo responsable
de los recursos de shale gas buscará la eficiencia económica, la
protección industrial y el cuidado ambiental, no sólo por el mandato
legal conferido a las autoridades y reguladores, sino por la propia
industria, como vía para legitimar sus actividades y la viabilidad de
sus operaciones futuras.
Cabe aclarar que con la baja drástica de precios del petróleo
y su efecto en los de gas, es poco factible, al menos a corto plazo,
que la producción global de shale gas repunte, inclusive en los Estados Unidos, si bien esto no impide que estas condiciones cambien
súbitamente de la mano de eventos geopolíticos y que se mantengan
los esfuerzos para detonar este desarrollo. Aunque México ahora se
beneficia de la revolución del shale gas indirectamente, al importar gas barato de Estados Unidos, los mayores beneficios podrían
ocurrir en el largo plazo, a medida que sus mercados de gas natural
maduran, la infraestructura se expande y las autoridades refuerzan
sus capacidades para permitir que la industria privada participe más
activamente y contribuya a incrementar la producción de shale gas.
En todo caso, para México, el desarrollo de shale gas debería ser un
medio y no un fin, para construir el sector energético más sustentable
y competitivo prometido con la reforma energética.
Geopolítica económica
China, comodín de los mercados
Ese país privilegia un plan de almacenamiento de petróleo.
E
l precio del barril de petróleo se
mueve en función de un mercado
mundial especulativo en crecimiento gradual, alimentado por las acciones o simplemente por las declaraciones
de los diversos actores, según sus intereses,
en determinados momentos.
¿Regresará el precio de 80 ó 100 dólares
por barril? Posiblemente sí hacia el año 2020,
pero en el corto plazo podemos prever un
precio entre 40 y 60 dólares como precio
promedio anual, dicen los analistas. La oferta
abundante ayudará a mantener una estabilidad de precios en ese rango. Sin embargo, lo
que debemos tener en cuenta es que el precio
ya no está en función sólo ni principalmente
de la producción de hidrocarburos, sino en
función del desempeño económico de los
países que los consumen, en particular China
y Estados Unidos.
Estos dos países tienen la oportunidad de
almacenar más crudo ante los precios actuales
de petróleo. En China, la proyección es almacenar 500 millones de barriles diarios y tener el
mismo volumen de reservas que tiene Estados
Unidos actualmente. Estados Unidos tiene la
obligación de mantener una reserva de petróleo
crudo y/o productos petrolíferos equivalente a
por lo menos 90 días de valor de las importaciones netas como parte de la membresía de
Estados Unidos en la Agencia Internacional
de Energía. Pero Estados Unidos está muy por
encima de ese umbral ahora, con 99 días de
crudo en almacenamiento y 137 días el valor
de petróleo refinado más crudo, volúmenes
que puede aprovechar en caso de emergencia.
Actualmente, la economía de China se
está desacelerando, lo cual indica que puede
disminuir sus importaciones de materias
Ramses Pech*
primas. Ese país consume del total producido
en forma mundial: 6% del gas, 12% del crudo,
45% del acero, 48% del cobre, 54% del aluminio y 30% del arroz. Si China deja de comprar
muchos de esos productos, disminuirá la
demanda de los mismos y por ende bajaría su
precio, lo cual afectaría a países exportadores
como Arabia Saudita, Rusia y Australia, entre
otros. El nerviosismo sobre China se presenta
como el mundo se vuelve más dependiente de
él (y de otros países de mercados emergentes)
para impulsar el crecimiento global.
La producción no es hoy el factor que
define el precio del petróleo. Más bien, éste
se define en la medición de fortalezas entre
los países que controlan la economía mundial,
como son China y Estados Unidos principalmente, y no tanto Arabia Saudita, ni Rusia ni
países de la Comunidad Europea. Resulta que
China y Estados Unidos son las naciones que
asientan las bases del desempeño económico
global, en función de su estabilidad macroeconómica, basada en la fortaleza en su
moneda y en el consumo de los productos
principales que el resto del mundo pone en
el mercado.
China también influye en las finanzas
mundiales. Posee altas reservas de dinero y es
el mayor tenedor de deuda estadounidense en
el extranjero. El frente de batalla se concentra
en la estrategia de las divisas. No debemos
olvidar que una depreciación de la divisa china
encarecerá los precios de las materias primas,
generalmente cotizadas en dólares. Un yuan
más débil sugiere una demanda menor y podría desembocar en un menor crecimiento de
las economías que exportan a China, así como
de la región asiática.
Estados Unidos, con su producción y
ahora tal vez exportaciones de crudo ligero
proveniente de shale, venderá un crudo ligero caro y adquirirá un crudo pesado barato.
Tendrá un dólar fortalecido y podrá posicionar
su crudo bien en el mercado y verá resueltos, en general, sus problemas de seguridad
energética.
Sin embargo, será China el comodín de la
economía global. Este país cuidará su balanza
comercial en el mediano y largo plazos, con
prioridad para el consumo de su población, ya
sea en la parte alimentaria, de infraestructura
o de materia prima para generar o transformar
la energía, además de que creará centros
de almacenamiento de productos como el
petróleo ahora que su precio está más bajo,
lo cual le da una ventaja competitiva de corto
a mediano plazo.
En México, ¿qué haremos? Sólo estamos
realizando el ahorro en reservas internacionales monetarias. No hay una estrategia de
almacenamiento de materias primas ni para
mejorar la balanza comercial en la parte de
exportación, que podría ser no sólo de automóviles, sino de otros productos que sirven
para ser competitivos como la gasolina, gas
natural, gas licuado, acero y productos alimenticios, entre otros. Estados Unidos produce e
importa, pero su estrategia se está basando en
conseguir lo importado a precios bajos en el
mercado, además de que no tiene un consumo
que crece aceleradamente, pero China sí tiene
que cuidar factores de consumo y abasto en
función de su población y de la necesidad que
no desacelere su economía.
En México, no sólo pensemos en ser
exportadores, ideemos cómo tener reservas
de petróleo y petrolíferos ante la posibilidad
de una futura crisis económica global.
*Consultor en materia energética. Ingeniero químico y master en Business Administration (MBA). ([email protected])
ENERGIA A DEBATE
35
Presenta Gas Natural Fenosa
México su Informe de
Responsabilidad Corporativa
Entrevista a Itzel Meyenberg,
Directora de Comunicación y Relaciones Públicas, GNF.
C
oherente con su compromiso por la sustentabilidad,
Gas Natural Fenosa México
dio a conocer su Informe de
Responsabilidad Corporativa 2014
(IRC), un ejercicio que refleja los dos
valores intrínsecos de la empresa
–la transparencia y las acciones en
beneficio para la comunidad– que
rigen sus actividades tanto en España
como en los otros 26 países en donde
tiene presencia.
La política de responsabilidad
corporativa formaliza estos compromisos, se lee en el IRC, “impulsados de
manera efectiva desde la alta dirección y que determinan la estructura
de buena parte del presente Informe
de Responsabilidad Corporativa.”
Para este ejercicio se trabajó en
siete indicadores de responsabilidad
corporativa, los cuales son el resultado de 9 mil encuestas aplicadas
a nivel nacional entre los diversos
grupos de interés de la empresa,
tanto internos como externos. Los
indicadores son:
1.- Orientación al cliente.
2.- Compromiso con los resultados.
3.- Medio ambiente.
4.- Interés por las personas.
5.- Seguridad y salud.
6.- Compromiso con la sociedad.
7.- Integridad.
Estos siete ejes, llamados “materia-
36
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Indicadores clave
de Responsabilidad
Corporativa
2012
2013
2014
8.36
8.28
8.20
2012
2013
2014
Total de ingresos (Ventas de gas natural,
Servicios de distribución,conexión y otros)
$6,459
$7,414
$8,446
Gastos Operativos
$1,145
$1,255
$1,387
Pagos a gobiernos (impuestos) (1) (2)
$306
$277
$333
Inversiones totales
$980
$1,193
$1,378
EBITDA
$2,359
$2,66*
$2,486
Utilidad neta consolidada del ejercicio
$1,164
$1,097
$1,295
Orientación al cliente
Porcentaje de clientes satisfechos
Compromiso con los resultados (G4-EC1)
Distribución de gas natural (millones de pesos)
(1) Información correspondiente a las siguientes empresas: GNM, METROGAS, GNS, ECAP, SAS, ASECAP, ASEMSA, y CH4.
(2) Incluye impuesto diferido y corriente.
*En el presente informe se modifica la cifra del 2013 para coincidir con el dato auditado del cierre de dicho año.
lidad”, no fueron impuestos por la
empresa para realizar el estudio, sino
que son el resultado de la consulta,
esto es, los temas que son prioritarios
para sus grupos de interés, desde
la alta dirección, directivos y empleados, en la parte interna, hasta
clientes residenciales y comerciales,
clientes industriales, empresas colaboradoras, proveedores, medios de
comunicación, expertos del sector y
líderes de opinión y gobiernos federal
y locales, en la parte externa. Esto
es, todas las personas relacionadas
de alguna manera con Gas Natural
Fenosa México.
Medio ambiente
Emisiones de metano en transporte y distribución de gas (m3/km red)
Emisiones específicas en generación eléctrica (g CO2 eq/kWh)
Emisiones de S02 / Electricidad generada (g/kWh)
Emisiones de NO2 / Electricidad generada (g/kWh)
Emisiones de partículas / Electricidad generada (g/kWh)
Generación de residuos NO peligrosos (t)
Generación de residuos peligrosos (t)
Interés por las personas
Índice de plantilla - No. de empleados
Hombres / Mujeres (%)
Mujeres en puestos directivos (%)
Gastos de personal (millones de pesos)
Horas de formación por empleado
Inversión en formación anual (pesos)
Seguridad y salud negocio gas
Accidentes con baja
Accidentes sin baja
Días perdidos
Víctimas mortales
Índice de frecuencia
Índice de gravedad
Índice de incidencia
Tasa de ausentismo
Tasa de enfermedades ocupacionales
Itzel Meyenberg, directora corporativa de Comunicación y Relaciones Públicas, explicó que a todos
ellos se les hicieron preguntas relacionadas con la sustentabilidad. “Desde
el punto de vista de clientes qué era
lo más importante para ellos como
empresa socialmente responsable,
cuáles eran esos temas en los que
nosotros deberíamos hacer énfasis,
ya sea en un tema social, medioambiental, servicio a clientes, etc., así con
cada uno de esos grupos de interés.”
Explicó que GNF, como Empresa
Socialmente Responsable, debe ser
transparente. “Un informe de este
tipo lo que genera es transparencia.
Si eres socialmente responsable tienes
un compromiso con la sociedad y ese
compromiso conlleva la transparencia en tu actuación.”
Respecto a la utilidad de los resultados, Meyenberg subrayó que el
IRC ayuda para los objetivos de negocio. “Cuando presento esto ante los
demás directores, les digo que al final
2012
548
375.8
0.00005
0.064
0.001
7102
88.27
2013
510
357.99
0.0000012
0.018
0.00036
6937
124.23
2014
510
359.84
0.0000048
0.227
0.00195
5,380
71
2012
988
74/26
2.50%
$508
51
$6,582.022
2013
991
74/26
2.50%
$532
59
$9,236.282
2014
991
74/26
9.1%
$568
73
$11,470,090
2012
18
0
196
0
14.31
0.16
31.36
1.95
0
2013
18
2
243
0
11.18
0.15
22.72
0.62
0
2014
17
2
382
0
10.91
0.25
17.32
0.70
0
del día es una herramienta de gestión
porque nos permite internamente: a)
conocernos, b) saber cómo estamos,
c) compararnos con otros años, y d)
mejorar nuestra actuación.” Por ello,
agregó, el IRC genera valor para la
empresa.
Una metodología exhaustiva
y enfocada
La edición 2014 del IRC es la segunda en que se utilizó la metodología
emitida por Global Reporting Initiative
(GRI), con sede en Holanda, pero
ahora en su versión G4 contiene
indicadores internacionales más exhaustivos y enfocados en los temas
fundamentales y esenciales de la
empresa.
Asimismo, se utilizaron suplementos sectoriales para “Electric Utilities”
y “Oil and Gas”, recordando que
GNF, además de sus actividades de
distribución de gas natural, posee
y opera cuatro plantas de generación eléctrica de ciclo combinado
Itzel Meyenberg, Directora de Comunicación y
Relaciones Públicas de Gas Natural Fenosa.
(Hermosillo, Naco Nogales, Tuxpan
III y IV, y la Central Norte Durango),
además del parque eólico Bií Hioxo
en Oaxaca. Los lineamientos del GRI
son considerados como el estándar
“de oro” a nivel global en la medición
y reporte de la sostenibilidad.
“El G4 pide que comuniques lo
que realmente tienes que comunicar,
es decir, si tú eres una empresa de
servicios, como Gas Natural Fenosa,
haces énfasis en el servicio; si eres
una empresa productora de automóviles, haces énfasis en la calidad”,
explicó Itzel Meyenberg a “Energía a
Debate”. “Lo que tiene esta nueva
versión es hacer énfasis en los temas
importantes y materiales de la empresa.”
La validación y priorización de los
temas se hizo con base en su relevancia para todos los grupos de interés
considerados. Para la evaluación de
los asuntos se consideró el nivel de
interés, preocupación o número de
menciones del asunto en la encuesta
ENERGIA A DEBATE
37
Seguridad y salud negocio electricidad
Accidentes con baja
Accidentes sin baja
Días perdidos
Víctimas mortales
Índice de frecuencia
Índice de gravedad
Índice de incidencia
Tasa de ausentismo
Tasa de enfermedades ocupacionales
2012
1
1
102
0
4.84
0.24
10.62
1.54
0
Compromiso con la sociedad
Aportaciones sociales de Gas Natural Fenosa en México (pesos)
(los 3 negocios)
Distribución por tipo de acción (%)
Social
Medioambiental
Cultural y Educación
Número de actividades de patrocinio y acción social
Integridad
Comunicaciones recibidas por la Comisión del Código Ético
Número de comunicaciones por cada 200 empleados
Tiempo medio de resolución de las comunicaciones (días)
Proyectos de auditoría analizados con base en el riesgo de fraude
y/o entrevista. Para determinar la
significancia de temas, se consideró
la importancia y magnitud relativa
de los impactos de cada tema en la
sustentabilidad y en los objetivos de
la compañía.
Algunos hallazgos
Itzel Meyenberg comentó algunos hallazgos del IRC. En “Orientación al cliente” la mayor preocupación de los usuarios está relacionada
con la cultura de atención y servicio.
Dentro de este tema se ubicaron las
reclamaciones, la facturación, los
días de corte y reconexión, además
de un mayor control y verificación de
las actividades en calle de nuestras
empresas colaboradoras.”
En “Compromiso con los resultados” resaltó el trabajo interinstitucional con autoridades locales
para una mejor coordinación para
los temas de agua, luz, telefonía y
38
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
por supuesto gas natural. “Nosotros
hemos estado siempre promoviendo
que debe de haber un ente regulador del subsuelo que permita reducir
los daños y afectaciones que hay
en el subsuelo por no conocer las
redes”, aclaró la directiva de GNF
al informar que ya cuentan con un
plan de trabajo al respecto.
Respecto a “Medio Ambiente”,
los grupos de interés solicitaron a
Gas Natural mayor liderazgo frente
al cambio climático, indicando
el reporte emisiones de CO2 y de
gases de efecto invernadero, entre
otros. “Esto es muy interesante –expresó Meyenberg– ¿qué es lo que
la gente esperaría de una empresa
como nosotros y cómo deberíamos entonces de reportar para el
próximo año?”
En cuanto al indicador “Interés
por las personas”, los encuestados expresaron mayoritariamente
2012
$3,253.907
2013
4
1
91
0
10
0.24
20.83
0.62
0
2013
2014
0
0
0
0
0
0
0.00
0.70
0
2014
$5,959.249 $8,647.888
93%
3%
4%
16
50%
3%
47%
40
78%
7%
15%
34
2012
10
2.0
45
3
2013
12
2.40
35
3
2014
18
3.00
39
3
la necesidad de fomentar la capacitación en temas de valores y
derechos humanos, así como una
mayor diversidad e igualdad de
oportunidades. “Algo fundamental
es captación y retención de talento,
que es lo que nos están diciendo”,
precisa.
Cada indicador presenta hallazgos que mueven a la empresa
a encontrar áreas de oportunidad,
lo que se traduce en acciones
concretas.
“Yo estaría esperando ver resultados en el reporte de 2015. Hicimos
la materialidad a finales del año
pasado y principios de éste. Los
hallazgos de la materialidad del
primer trimestre se hicieron llegar a
las áreas involucradas y esperaríamos ver resultados positivos para
2016. Por ahora están en proceso
de implementación”, adelantó Itzel
Meyenberg.
RepTrak pulse la percepción
de GNF en la sociedad
RepTrak index-reputación
GNF por dimensiones
Oferta
60.1
58.5
54.8
Finanzas 56.8
55.3
57
56
55
54
53
52
51
50
Trabajo
52.9
53.8
54.7
Ciudadanía
2012
2013
2014
Los resultados del estudio RepTrak
para el 2014 muestran un nivel débil
con un Pulse de 54.8 puntos para
Gas Natural Fenosa en México, 1.7
puntos por debajo del 2013. No
obstante al nivel bajo, se presentó
una tendnecia positiva hacia el
último trimestre del año, con una
mejora de más de cinco puntos
con respecto al valor del primer
trimestre del mismo año.
Gobierno
55.2
56.4
Innovación
Esta tendencia en la última parte
del año puede ser el reflejo de una
mayor conexión emocional con el
público general en México durante
el 2014, esa mejora reputacional
le ha permitido disminuir las
diferencias presentadas frente a los
distribuidores de gas en cilindro.
Liderazgo
de comunicación sin precedente
en México que junto con su
política de atención al cliente y de
acercamiento con la sociedad podrá
generar mejores valores en los
índices de reputación obtenidos a
través del modelo RepTrak.
Gas Natural Fenosa en México
inició en el 2014 una campaña
Bií Hioxo, un ejemplo
de responsabilidad social
El parque eólico Bií Hioxo es un
ejemplo de las acciones en materia
de responsabilidad social corporativa
de Gas Natural Fenosa México. Previo
a su construcción, en 2013, la empresa
implementó el programa “Mejoremos
Nuestra Escuela” que benefició a la comunidad estudiantil de la Secundaria
No. 103, ubicada en la 7ª Sección de
Juchitán, Oaxaca, una de las zonas
con mayor rezago. Se impermeabilizaron y pintaron las instalaciones donde
acuden 238 estudiantes.
También se llevaron a cabo
labores de reforestación y jornadas
ecológicas en alianza con el Foro
Ecológico Juchiteco, en donde
participaron alumnos y maestros de
la zona. Se sembraron un total de
4,530 árboles de especies nativas en
el parque y espacios públicos de la
ciudad de Juchitán.
Además, 250 pescadores de la
región recibieron equipos y acceso-
rios para la captura y extracción de
especies acuáticas y más de 250
personas del ejido Ixtaltepec recibieron un tractor para sus actividades
agrícolas.
Durante 2014, en alianza con
el SAP se rehabilitó el pozo de agua
No. 4 ubicado en la 7ª Sección de la
ciudad con un beneficio directo a 3
mil familias. Al final las obras, los pozos
2 y 3 contarían con mayor presión,
normalizando el suministro de agua
al Centro, Norte y Este de Juchitán,
proveyendo de agua potable a las
escuelas del Sur de la ciudad.
En alianza con la asociación civil
UNETE, se equiparon 10 escuelas con
equipos de cómputo beneficiando a
3,600 estudiantes juchitecos.
Y en temas de salud, el parque
eólico se sumó a las acciones de la
Presidencia Municipal de Juchitán
para realizar 201 mastografías gratuitas y se dio seguimiento a 44 mujeres
beneficiadas que requirieron estudios
complementarios.
El parque Bií Hioxo se encuentra
en La Ventosa, Oaxaca, y tiene una
capacidad de generación de 234
megawatts. Es un proyecto conjunto de GNF con tecnología de la
empresa Gamesa. El fluido eléctrico
producido es para el uso de diversas
empresas privadas de los ramos refresquero, de autoservicio y mineras,
entre otras. Ocupa una extensión de
alrededor de 2 mil hectáreas.
El Informe de Responsabilidad
Corporativa se encuentra disponible
en la página de Gas Natural Fenosa
México. Para consultarlo, visite http://
www.gasnaturalfenosa.com.mx
ENERGIA A DEBATE
39
Busca Siemens competir en
plantas eléctricas como accionista
Margarita Palma, enviada.
Charlotte, EU.- Ante un complejo entorno global,
con bajos precios de petróleo y una depreciación del
peso frente al dólar, la empresa alemana Siemens no
solamente será proveedor de turbinas en México sino,
por primera vez, buscará competir en el mercado eléctrico, a través de proyectos de generación de energía
(termoeléctricos y/o cogeneración) como accionista
minoritario, en un sector donde ya participan firmas
españolas como Iberdrola, Unión Fenosa y Abengoa.
El espectro de negocio de la firma se ve ampliado
debido a la reforma energética que les permitirá tener
una mayor participación en nueva infraestructura y
crecer en ventas por 2 mil millones de euros en los
próximos 5 a 6 años, dice Siemens.
En México, la Comisión Federal de Electricidad
(CFE) proporciona el servicio eléctrico, incluyendo la
zona centro, a 38.7 millones de clientes domésticos,
comerciales, industriales y agrícolas y tiene una capacidad instalada de 54,000 Megawatts (Mw).
Socio tecnológico
Durante una visita a las instalaciones de la planta
de fabricación de generadores eléctricos, asentada
en esta ciudad del estado norteamericano de Carolina del Norte, José Miguel Macho, director de Ventas
e Ingeniería, dijo a Energía a Debate que “Siemens
puede ser socio tecnológico y cuenta con un brazo
financiero (Siemens Financial Services) para aportar
inversiones en el desarrollo de un proyecto eléctrico y
participar en la propiedad de la planta”.
El potencial de crecimiento en generación de
energía eléctrica al que aspira participar la firma alemana es entre 3,000 y 4,000 Mw anuales en proyectos
termoeléctricos y cogeneración para autoconsumo
durante el periodo de 2015 al 2023. Adicionalmente,
de acuerdo con CFE, existen otros 4,600 Mw de capacidad instalada que provendrá de la conversión de
centrales que utilizan combustóleo a gas natural entre
los años 2015 y 2016, así como en nuevas líneas de
transmisión y distribución.
“La empresa puede colaborar en la inversión
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
necesaria para un proyecto de forma minoritaria por un
corto espacio de tiempo, con el propósito de asegurar la
viabilidad del proyecto”, añadió el ejecutivo.
El director de Ventas e Ingeniería de Siemens nos
cuenta que ya llevan a cabo conversaciones con nuevas
empresas que llegarán a México de diversas partes del
mundo para construir plantas eléctricas y espera que “en
2016 las pláticas se encuentren en fase avanzada para
firmar acuerdos”.
Siemens ya ha sido socio minoritario en proyectos de
generación de energía eléctrica en otros países, como
España, Marruecos y Estados Unidos.
México necesitará anualmente hasta 9 turbinas
Para atender de forma integral la nueva demanda de
generación de energía eléctrica que requieren las empresas públicas (CFE y Pemex) y privadas en el país en los
próximos años, será necesario instalar aproximadamente
8 o 9 turbinas de gas por año, dice Siemens, después del
recorrido por la planta de Charlotte.
Lo anterior se da en un entorno de depreciación del
peso frente al dólar que afectará la demanda de equipos
en un momento en que se espera se dé el mercado mayorista en el sector eléctrico y con una competencia reñida
entre los proveedores de tecnología.
En ese contexto, Siemens buscará suministrar tecnología clase H para centrales de ciclo combinado en
México. La fabricación de estas turbinas tarda 12 meses y se
producen en esta planta. Es tecnología, indica el directivo,
que puede generar aproximadamente 450 Mw y tiene un
costo que ronda entre 50 y 60 millones de dólares.
Actualmente, la empresa entregará 6 turbinas de gas
en el país, resultado de haber obtenido en los primeros 6
meses del 2015 tres proyectos. (Ver tabla)
“Con la reforma energética se espera duplicar las
ventas de turbinas que es el principal negocio y estamos
apostando por México porque el país está tomando las
medidas correctas. Tiene todo lo necesario para crecer”,
afirma José Miguel Macho.
Las plantas están diseñadas pensando en mayor
eficiencia y flexibilidad para que pueda arrancar y parar
con mucha mayor facilidad y que eso no consuma mucho
de su vida útil.
La tecnología Siemens es de las más probadas en
el mundo. Ha vendido 48 turbinas de gas de clase H en
todo el mundo. Dieciséis de estas máquinas se encuentran
actualmente en operación comercial exitosa con un alto
grado de disponibilidad y fiabilidad.
La tecnología clase H también es producida por su
contraparte General Electric de Estados Unidos y soporta
temperaturas de 1,500 grados, mientras que Mitsubishi de
Japón produce tecnología J que soporta temperaturas de
1,600 grados. El diferenciador de competencia está en
el control de los altos niveles de temperatura y eficiencia
energética que muestran los equipos.
Depreciación del peso incrementará
costos de turbinas
Siemens reconoce que la depreciación del peso
frente al dólar afectará la llegada de nuevas turbinas al
país, porque el precio se incrementará y, por consiguiente,
podría atrasar el ritmo de la demanda de generación de
energía esperada, comenta Macho.
Durante el primer semestre del año --tiempo en que
Siemens obtuvo los proyectos-- el tipo de cambio, de
acuerdo con la Casa de Bolsa IXE, fluctuó entre los 15 y
15.32 pesos por dólar.
El directivo enfatiza que “al final, aunque sea más caro,
si el país lo necesita, la van a pagar”.
La casa de Bolsa IXE pronostica que el tipo de cambio en 2016 será de 15.94 pesos por dólar. Detalla, en su
informe semanal con fecha de 7 de septiembre que el
peso se depreció 1.1% a 16.94 por dólar y continuó con un
amplio rango de operación intradía, entre 16.65 a 17.00.
En su opinión las condiciones externas y locales siguen
aludiendo a la necesidad de mantener la cautela.
Por su parte, Mark Pringle, Vice Presidente de la Central
de Energía de Siemens Charlotte en Carolina del Norte y
el responsable del negocio en las actividades del servicio
y la fabricación del generador eléctrico de Siemens en
Charlotte, así como de la planta de alimentación en Fort
Payne, Alabama, detalla que la fábrica de Charlotte forma
ENERGIA A DEBATE
41
Central
Eléctrica
Ciclo
Combinado
Empalme I,
Sonora.
Fallo
31 de marzo
de 2015.
Ciclo
Combinado
Valle de México II.
19 de mayo
de 2015.
Ciclo
Combinado
Tula, Hidalgo.
8 de abril
de 2015.
Consorcio
Senermex Ingeniería y Sistemas, S.A. de C.V.;
Sener Ingeniería y Sistemas, S.A.; IEPI México,
S.A. de C.V.; y OHL Industrial, S.L., Incluye
dos turbinas de gas y una de vapor,
Siemens.
Cobra Instalaciones y Servicios, S.A.; Avanzia $ 0.7377 pesos/kWh.
Instalaciones, S.A. de C.V.; e Initec Energía,
S.A. La oferta de este consorcio incluye dos
turbinas de gas y de vapor Siemens.
Avanzia e incluye dos turbinas Siemens. Modernización de
Fuente: Informacións de CFE y Siemens.
parte de la red global de fabricación de la empresa y
funciona en dólares.
Cuenta que en 1969 el centro de energía de Charlotte
inició operaciones y en marzo del 2010, Siemens anunció
la expansión de la fábrica donde se fabricaban turbinas y
generadores de vapor que son enviadas a México.
La nueva planta en Charlotte es la más moderna fábrica de turbinas de gas en el mundo. Está diseñada con
base en las prácticas de producción LEAN (producción sin
desperdicio), lo cual significa que fue construida alrededor
de 30 km2 más pequeña de lo que hubiera sido necesario
una generación anterior, esto porque se optimizó el flujo de
42
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Precio nivelado
de generación
$ 0.7393 pesos/kWh.
la central.
Inicio de operaciones
comerciales
Noviembre 2017 y el
Clase H
Esta tecnología ha logrado en tiempo operador es CFE.
récord un nivel de eficacia de 60.75%
al generar 578 MW, lo que le ha dado un
reconocimiento a nivel mundial.
Diciembre de 2017 y el
Clase H
Esta tecnología ha logrado en tiempo operador es CFE.
récord un nivel de eficacia de 60.75%
al generar 578 MW.
Verano de 2017 y el
Clase F
Esta tecnología cuida el ambiente con operador es CFE.
los requisitos de inyección baja de agua
y permite mayor potencia de salida en
los días de temperaturas más altas.
Tecnología
trabajo, reduciendo así el impacto que se necesita para
producir de manera eficiente las turbinas de gas.
En estas instalaciones se fabrican las máquinas desde
el principio hasta el final. Las reparaciones de las mismas
se llevan a cabo en este lugar. Mark Pringle precisa que los
generadores se almacenan para entregarse en tiempo y
forma a los diferentes clientes. Siemens ha exportado desde
Charlotte más de 600 millones de dólares en equipo de
generación de energía.
Pingle precisa que la tecnología de ciclo combinado
permite una eficiencia de 60% de la energía, mientras
que la tecnología de combustóleo es de 30%, por lo que
la primera es más eficiente y el costo de la energía es
menor. El desarrollo de la tecnología H de turbinas de gas
se basa principalmente en ir aumentando la temperatura
de la combustión.
Siemens inició con una tecnología clase D, luego dio
un salto a la clase E. Posteriormente, en los años de 1996 y
1997 se crearon máquinas clase F, luego hubo una clase G
hasta desarrollar la tecnología clase H, que son las máquinas más grandes y que soportan temperaturas alrededor
de 1,500 grados.
El reto tecnológico, precisa Pringle, es avanzar en investigaciones de nuevos materiales, recubrimientos y nuevas
formas de enfriar los generadores de manera eficiente, y
hacia ahí encaminamos nuestros esfuerzos.
Reforma energética
Gasificar a México: fiscalidad, regulación
y contexto tras la Reforma Energética
Incrementar la producción nacional de gas natural es un reto pendiente.
n una de las mayores transacciones entre petroleras de la
última década, Shell acordó la compra de la gasera más
grande del Reino Unido y una de las de mayor peso en
el mundo: British Group Gas, o BG, por nada menos que
70,000 millones de dólares. La apuesta de la gigante anglo-holandesa,
como refirió The Economist en el artículo A vote for gas, fue, sobre
todo, por la extracción de gas, el energético primario del futuro.
En México, el Congreso aprobó en 2014 una Reforma constitucional que además de planteamientos como incrementar la
competencia, disolver el monopolio de las estatales y aumentar
la producción energética, tiene objetivos como contar con mayor
abasto de hidrocarburos a menores precios, atraer inversiones al
sector y reducir los riesgos financieros, geológicos y ambientales
en las actividades de exploración y extracción de petróleo y gas. A
la par de la Reforma, el gobierno publicó su Estrategia Integral de
Suministro de Gas, que contempla el incremento del transporte,
almacenamiento y distribución de este hidrocarburo.
La meta concreta en torno al gas es pasar de una producción
de 5,700 millones de pies cúbicos diarios actuales, a 8,000 millones en 2018 y a 10,400 millones en 2025, según la Prospectiva de
gas natural y gas licuado de petróleo que la Secretaría de Energía
elaboró durante la etapa de diseño de la Reforma Energética. Los
planes de la actual administración son incrementar en 75% la red
de gasoductos del país, para lo cual se añadirán más de 8,385
kilómetros al tendido actual en 2018.
El gobierno asegura en la exposición de motivos de la Reforma
que con estas metas bajará incluso el precio de los alimentos en el
país y que los efectos en la economía de los cambios legislativos en
su totalidad añadirán dos puntos porcentuales al Producto Interno
Bruto (PIB) nacional.
En la posible entrada a una era global de dominio del gas y con
una Reforma que busca el incremento en las actividades relacionadas con este hidrocarburo, se vuelve pertinente cuestionar: ¿la
política de incrementar la producción de gas en México, planteada
Desabasto de gas natural como problematización
para el cambio de modelo:
25
Alertas críticas
E
Karol García Zubía*
20
15
9
10
3
5
10
0
2012
3
1
9
2013
Fuerza mayor (crimen organizado y eventos climáticos)
Fallas en la infraestructura.
Incremento en la demanda.
Fuente: ASF.
en la Reforma Energética, es factible y tendrá un impacto positivo
en el crecimiento económico nacional?
Antecedentes 1995-2013, la apertura fallida en transporte
El antecedente de la apertura en la cadena de valor relacionada con el gas natural se remonta a 1995, cuando el Congreso aprobó
una iniciativa para modificar la Ley Reglamentaria del Artículo 27
Constitucional en el Ramo del Petróleo y la Ley de la Comisión
Reguladora de Energía (CRE), órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía creado tres años antes para regular actividades
como el suministro y venta de energía eléctrica, principalmente.
Entonces se estableció que el transporte y distribución, además
de las importaciones a través de ductos no propiedad de Pemex, y el
almacenamiento no relacionado con la exploración y producción dejaban de ser actividades exclusivas del estado y podían ser ejecutadas
por terceros mediante permisos otorgados por la CRE.
Sin embargo, la apertura a las inversiones se dio sólo en el
transporte y distribución de gas, mientras que la producción siguió
siendo facultad exclusiva de Pemex, lo que sujetó a los transportistas a comprarle el hidrocarburo de primera mano a la estatal
* Titular de la fuente de energía en El Economista. El presente reportaje fue presentado para obtener el grado de maestría en Periodismo y Asuntos
Públicos del Centro de Investigación y Docencia Económicas en junio de 2015. La elaboración del presente contó con la asesoría académica
de la doctora Miriam Gruinstein Dickter, catedrática del Centro de Investigación y Docencia Económica (CIDE) y la Universidad Autónoma de
Nuevo León.([email protected])
ENERGIA A DEBATE
43
por extracciones mayores que las inyecciones, al grado de poner
en riesgo el funcionamiento del sistema; esta situación originó
que en 2012 y 2013 PGPB emitiera el mayor número de “alertas
críticas” para la reducción del consumo en su historia, con el fin de
mantener un balance operativo adecuado en el SNG.
Fuente: CNH.
mexicana, a través de su subsidiaria Pemex Gas y Petroquímica
Básica (PGPB).
Con ello, el propósito de incrementar la competencia se
enfrentó con que la infraestructura para llevar gas a los mercados
era limitada, ya Pemex manejaba una multiplicidad de tareas como
la exploración, producción y refinación de hidrocarburos y petroquímicos primarios, con lo que enfrentaba decisiones de asignación
presupuestal entre todas sus obligaciones. “Como sabemos, la
paraestatal tendía a apoyar las actividades de mayor rentabilidad,
desdeñando obras necesarias pero menos redituables”, dijo en
entrevista Francisco Salazar Diez, presidente de la CRE.
En la medida en que se fueron aprobando todos los instrumentos que constituían la regulación de ventas de primera mano,
la CRE quiso avanzar en la implementación del régimen permanente
para hacer efectivo el acceso abierto en el Sistema Nacional de
Gasoductos, propiedad de PGPB, a fin de asegurar un uso adecuado
de la infraestructura y generar señales para la ampliación de la
capacidad de transporte.
El precio del gas natural de la región norteamericana cayó de
alrededor de 10 dólares por unidad térmica británica (BTU), a la
mitad en cinco años, con lo que el consumo de gas natural se volvió
cada vez más atractivo. Esto incrementó la demanda de gas natural
sobre todo en el sector industrial mexicano, lo que provocó insuficiencia en la infraestructura de transporte del Sistema Nacional de
Gasoductos (SNG), con los consiguientes desbalances ocasionados
44
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
2014: la Reforma que busca aumentar la producción
En lo que respecta al gas, las modificaciones a tres artículos
constitucionales, así como la creación de 21 leyes y sus respectivos
reglamentos de la Reforma Energética tuvieron el objetivo de
incrementar la exploración y producción, así como el transporte,
almacenamiento y distribución del hidrocarburo, al aprobarse
modificaciones que permiten el ingreso de capitales privados
mediante contratos firmados con el Estado en la parte alta de la
cadena de valor, mientras que el resto de la cadena productiva se
abrió totalmente a la inversión privada.
Para ello, se ampliaron las facultades de la CRE y la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (CNH) y se decretó la creación de un gestor y administrador independiente del sistema de transporte de gas,
la Reforma incluyó también un decreto para la creación del Centro
Nacional de Control de Gas, (Cenagas), un órgano descentralizado
que supervisa las actividades de transporte y almacenamiento en
la red nacional de ductos.
El Cenagas cuenta con atribuciones como instruir las acciones
necesarias a los permisionarios de transporte por ducto y almacenamiento vinculado a ducto, para que tanto la operación diaria
como la de mediano y largo plazo del sistema permisionado, se
realice en estricto apego a las obligaciones de acceso abierto, sin
que se afecte en modo alguno la titularidad de los contratos de
reserva de capacidad.
Lourdes Melgar, subsecretaria de Hidrocarburos, explicó en
entrevista que antes de la Reforma Energética, Pemex tenía la
obligación de abastecer el mercado nacional de los combustibles,
por lo que, aunque buscaba seleccionar los proyectos que llevaría
a cabo con base en criterios de rentabilidad, también debía llevar
a cabo proyectos no tan rentables pero que le permitían cumplir
con el abasto nacional de combustibles.
“Con la Reforma, Pemex se puede especializar en proyectos
rentables de petróleo y otras empresas que se especializan en gas
natural, hacer lo propio en este tipo de yacimientos. El régimen
fiscal del gas natural permite contar con tasas bajas ante precios
de mercado bajos, con el fin de contribuir al desarrollo de este
sector”, aseguró la subsecretaria Melgar.
Hidrocarburo
Rango de precios
Petróleo
P < US$48 por barril
Petróleo
P > US$48 por barril
Gas Natural Asociado
Gas Natural No Asociado
Sin rango
Derecho/Regalías
7.5%
Tasa = [(0.125 x P) + 1.5)] %
Tasa = P / 100
0%
P < US$5 por millón de BTU
Gas Natural No Asociado
US$5.01- US$5.49 por millón de BTU
Gas Natural No Asociado
P > US$5.50 por millón de BTU
Tasa =
(P 5) x 60.5
%
P
Tasa = P / 100
Condensados
P < US$60 por barril
5.0%
Condensados
P > US$60 por barril
Tasa = [(0.125 x P) 2.5)] %
Fuente: Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Aunque es necesario revisar las condiciones fiscales, geológicas y la dinámica de comercio exterior para determinar si ello podrá
llevarse a cabo.
Producción y reservas, la realidad asociada al petróleo
El documento prospectivo que la Secretaría de Energía elaboró
en 2014 –a la par de los contenidos de la Reforma Energética y la
Estrategia Integral para el Suministro de Gas Natural– para el gas
licuado de petróleo (LP) y el gas natural, contempla que la producción nacional de gas natural se incrementará en 76% en 13 años, al
pasar de 5,783 millones de pies cúbicos en 2015 a 10,540 millones
de pies cúbicos en 2028. De la nueva producción, al menos el 40%
provendría de terceros que firmen con el gobierno un contrato de
producción, pero el resto seguirá siendo responsabilidad de Pemex
o cualquier otra empresa productiva del Estado.
Sin embargo, a pesar de que México es el noveno productor de
gas a nivel mundial, con una extracción diaria de 5,795 millones de
pies cúbicos durante el primer trimestre del 2015, la producción de
gas se incrementó apenas en una quinta parte en los últimos 15 años
e incluso llegó a un pico productivo en 2009 que no logró sostener.
Y es que en la producción de hidrocarburos en el país, la extracción de gas ha sido relegada frente a la producción petrolera.
Esto se debe a que la exportación y transformación de crudo genera
la tercera parte de los ingresos totales del país, como se puede
observar en la Ley de Ingresos de la Secretaría de Hacienda. De
ahí que la producción de gas en yacimientos en los que también
hay crudo, gas asociado, sea mayor y tenga más crecimiento que
la de yacimientos de gas.
También podemos observar que el gas no asociado, extraído
principalmente de cuencas terrestres en norte de la república, mantiene una participación menor a la tercera parte del total nacional,
mientras que los mayores activos petroleros: Cantarell y Ku-Maloob
Zaap, en la Sonda de Campeche, junto con el Litoral de Tabasco,
ocupan casi 40% de la producción, como a contiuación se observa:
Así, podemos observar que la estrategia de extracción de gas
del gobierno mexicano a través de Pemex se ha basado en mantener
la producción estabilizando la operación en el play no asociado
Burgos, ubicado tierra adentro en los estados de Tamaulipas y
Nuevo León, además del activo terrestre Macuspana-Muspac, en
el sur de la república; mientras que sólo en época de precios bajos
del crudo, como el 2009 en que el precio del barril de la mezcla
mexicana cayó a menos de 40 dólares, se invirtió otro activo de
gas no asociado: Veracruz, aunque el resto de las inversiones y su
subsecuente extracción se siguen realizando en torno a activos
petroleros.
Por activo, tenemos los mayores reservorios de gas en las
regiones no asociadas al petróleo, como lo muestra el reporte del
2014 de reservas remanentes ya que la región norte, compuesta
por Burgos, Chicontepec, Poza Rica-Altamira y Veracruz contiene
53% de las reservas totales del país.
Lo anterior indica que para alcanzar las metas de producción
proyectadas por el gobierno se requiere de una política de extracción que desvincule su operación con la petrolera, para lo cual es
necesario analizar el régimen impositivo de este hidrocarburo con
el fin determinar si los incentivos son los correctos para lograr las
metas de producción del gobierno, lo que redundaría en crecimiento económico, según lo han anunciado.
El régimen fiscal que privilegia al crudo
En el nuevo régimen derivado de la Reforma Energética, la contraprestación que recibe el Estado es una variable de adjudicación
para contratos y queda determinada en el paquete económico anual
ENERGIA A DEBATE
45
para las asignaciones en explotación petrolera. El valor del resto
de los elementos se determina con base en fórmulas ya establecidas en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos para cada tipo de
hidrocarburo, considerando los precios y costos respectivos. Para
cada contrato, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)
establece los parámetros fiscales a ser utilizados, considerando las
características geológicas de las áreas y campos que se licitarán.
Como podemos observar, para la extracción de crudo se establece una regalía para el gobierno cuando el precio contractual del
barril –establecido anualmente con base en acuerdos por calidad
del hidrocarburo acordados desde la firma del contrato– es menor
de 48 dólares y entonces el contratista paga 7.5% de este precio
por unidad; si el precio del barril es mayor o igual a 48 dólares,
entonces se aplica una tasa del 0.125% del precio más 1.5% de éste.
Y, según estas determinaciones, para el gas natural asociado
a la producción de crudo se establece un incentivo superior al del
resto de la extracción no asociada, ya que no tiene rango en relación
con el precio del barril extraído por lo que el contratista sólo paga
una tasa de 1% del precio del barril equivalente extraído de gas.
En tanto, el gas no asociado sí cuenta con parámetros de precio
por unidad, aunque cuando es menor o igual a 5 dólares por millón
de BTU, la extracción no paga regalías. Sin embargo, en temporadas de precios altos del gas, si el precio contractual oscila entre
un rango de 5.01 y 5.49 dólares, se aplica una tasa porcentual del
precio por unidad de 5.5% de éste, y si el precio sube más allá de
los 5.50 dólares, la tasa es de 1%, igual que el gas asociado, con la
diferencia de que para la explotación sí se toma el rango de precios.
“Las percepciones del Estado se ven atadas a factores externos
como la volatilidad de los precios, algo normal en esta industria
y con lo que pueden lidiar los gobiernos para su toma de decisiones, más no necesariamente para las decisiones de inversión
de las empresas; si se propone un régimen más atractivo para la
explotación del gas asociado, se inclinarán por éste porque ningún
contratista arriesgará sus inversiones”, aseguró en entrevista Fluvio
Ruiz Alarcón, especialista del sector y consejero profesional de
Petróleos Mexicanos.
Si bien, el gobierno confía en que los proyectos de gas serán
tan solicitados y rentables como el resto de los proyectos, impone a
su vez un régimen tributario menos atractivo sobre todo al tratarse
de la explotación de gas no asociado, que como observamos, es el
que mayores posibilidades tiene de respaldar los planes de crecimiento de la explotación de este hidrocarburo.
Entonces, la explotación de gas se convertirá en un proyecto
46
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
socialmente necesario para el cual se requerirá de la participación
de la empresa estatal, misma que ahora tiene el rango de empresa
productiva y el mandato de participar únicamente en proyectos
que generen valor.
Mientras haya precios bajos del gas aumentará la demanda,
pero la producción estará atada a la volatilidad, sin incentivos para
su crecimiento.
Los planes incluyen entonces un mayor volumen de importaciones y la construcción de infraestructura para realizarlas.
Relación entre el PIB y la producción de gas en el mundo
La Reforma Energética tiene como uno de sus principales objetivos incrementar el PIB. De acuerdo con la exposición de motivos
de la nueva regulación, el gobierno calculó un aumento de 2 puntos
porcentuales del PIB mediante el mejor desempeño del sector y
entre sus metas planteó el incremento de la producción de gas.
Una manera de determinar si la producción de gas influye
en el PIB es el análisis de la correlación entre estas variables.
Para ello elaboramos una regresión mediante paneles de tiempo,
pues permite contar con observaciones de unidades individuales
a través del tiempo.
Para efectuar el análisis identificamos a las 86 principales
naciones productoras de gas en el mundo y como un primer criterio
observamos su actividad en esta industria durante los últimos 21
años, con información histórica de la Administración de Información
Energética de Estados Unidos.
Posteriormente, consideramos como variables independientes tanto la producción como la exportación de gas, en miles de
millones de pies cúbicos por año, y como variable dependiente
de éstas al PIB real expresado en dólares estadounidenses de los
últimos 21 años, reportado por el Banco Mundial.
Con una base de datos de 1,806 observaciones, se corrió
la regresión mediante páneles de tiempo. Para ello se utilizó el
Modelo de Efectos Aleatorios que excluye la heterogeneidad de
las variables independientes para correlacionarlas al azar con la
variable dependiente, con lo obtuvimos los siguientes resultados:
Ejercicio de Regresión Estadística con datos Panel
Variable Dependiente:
1.PIB: PIB real por país en dólares estadounidenses.
Variables Independientes:
Proyectos integrales para
concretar ideas con los
más altos estándares de
innovación, tecnología y
calidad.
Ductos
Infraestructura
Edificación
Equipos y estructuras
Servicios Integrales de
perforación
ENERGIA A DEBATE
1.Prod_Gas: Producción de Gas por país en miles de millones
de pies cúbicos.
2.Exportación_Gas: Exportación de Gas por país en miles de
millones de pies cúbicos.
n (Número de individuos considerados):
• 86 países.
T (Número de periodos considerados):
• 21 años, de 1992 a 2012.
ción de gas no necesariamente está correlacionado positivamente
con el tamaño del PIB.
Para complementar el análisis anterior, tomamos el crecimiento absoluto (la diferencia entre un año y otro) de las variables
dependientes e independientes en tres diferentes momentos de
los 21 años observados. Con los datos obtenidos realizamos tres
regresiones lineales múltiples con el fin de observar nuevamente la
influencia del crecimiento absoluto que la producción y exportación
de gas tuvieron en el crecimiento absoluto del PIB para los años
observados, con los siguientes resultados:
Random - effects GLS regression
Group variable : año 92 al 12
Number of obs
Number of groups
=
=
1806
86
R-sq: Obs per group: min =
avg =
max =
21
21.0
21
within = 0.3706
betwen = 0.7690
overall = 0.7235
corr ( u_i, X )
= 0 ( assumed)
Wald chi2 (2)
Prob > chi2
= 1265.89
= 0.0000
[ 95% Conf. Interval]
PIB
Coef.
Std. Err.
z
P> | z |
Prod_Gas
Exportación_Gas
_ cons
-7.95e+08
5.38e+08
-9.65e+10
3.08e+07
1.62e+07
6.36e+10
-25.79
33.11
-1.52
0.000
0.000
0.128
sigma_u
sigma_e
rho
5.360e+11
3.670e+11
.68078158
(fraction of variance due to u_1)
Observaciones totales: 1806
Como se puede apreciar en el cuadro anterior, la correlación
entre las variables resultó significativa con un nivel de confianza
de 99% (P menor que 0.01 y z mayor que 2). El modelo indica que
cualquiera de los 86 países incluidos dado un año determinado
de los considerados en el modelo, presenta una correlación negativa entre la producción de gas y el PIB. Como podemos también
apreciar en los resultados de la regresión, lo contrario sucede en
la correlación entre las variables exportación de gas y PIB. Si bien,
como sabemos existen muchos otras variables que influyen en el
PIB, estos datos ayudan a confirmar que el tamaño de la produc-
48
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
-8.56e+08
5.06e+08
-2.21e+11
-7.35e+08
5.70e+08
2.79e+10
Ejercicios de Regresión Lineal
Múltiple
Crecimiento absoluto por país del
PIB, Producción de Gas y Exportación
Gas entre 1992-1993.
Variable Dependiente:
1.VarPIB9293: Diferencia del
PIB real por país en dólares
estadounidenses entre 1992
y 1993 (crecimiento o decrecimiento absolutos).
Variables Independientes:
1.VarProd_Gas 9293: Diferencia
en la producción de gas en
miles de millones de pies cúbicos por país entre 1992 y 1993
(crecimiento o decrecimiento
en absolutos).
2.V arExportación_Gas 9293:
Variación en la exportación
de gas en miles de millones
de pies cúbicos por país entre
1992 y 1993 (crecimiento o
decrecimiento absolutos).
Gráficamente, las correlaciones
anteriores se observan de la siguiente
manera:
ENERGIA A DEBATE
49
. regVarPIB9293 VarProd_Gas9293 VarExpor_Gas9293
Source
SS
df
MS
Number of obs
=
86
F(
=
4.22
2,
83)
Model
5.1040e+22
2
2.5520e+22
Prob > F
=
0.0180
Residual
5.0207e+23
83
6.0490e+21
R-squared
=
0.0923
Adj R-squared
=
0.0704
-5.00e+10
0
5.00e+10
Variación del PIB
1.00e+11
1.50e+11
-1.00e+11
0
1.00e+11
Variación del PIB
2.00e+11
3.00e+11
Como podemos observar,
de un año a otro (1992 a 1993), a
85
6.5072e+21
Total
5.5311e+23
Root MSE
= 7.8e+10
mayor crecimiento de la producción de gas, menor crecimiento
del PIB, mientras que ocurre lo
VarPIB9293
Coef.
Std. Err.
t
P>| t |
[95% Conf. Interval]
contrario en la exportación de
este hidrocarburo, cuyo crecimiento se relaciona positivaVarProd_Gas9293 -3.25e+08
1.15e+08 -2.82
0.006
-5.55e+08 -9.56e+07
mente con el incremento del PIB
VarExport_Gas9293 2.06e+08
9.13e+07
2.26
0.026
2.47e+07
3.88e+08
en los mismos 86 países. Lo ante_cons 1.16e+09
8.58e+09
0.14
0.893
1.59e+10
1.82e+10
rior se repite en las correlaciones
realizadas una y dos décadas
Gráficamente, las correlaciones anteriores se observan de la siguiente manera: después (del 2000 al 2001 y de 2010 a 2011).
En cada modelo se observó el mismo sentido de la relación
Correlación de la Variación del PIB y la Variación de la Producción de Gas 1992-1993
ente las variables para los años 1992-1993; 2002-2003 y 2011-2012
(en todos los casos, los resultados fueron significativos a un nivel
de confianza del 99 por ciento). Igual que en el modelo de panel,
los resultados indican una correlación negativa entre el crecimiento
absoluto del PIB y el de la producción de gas. Lo contrario sucede
en la correlación entre de las variaciones del PIB y las variaciones
de la exportación de gas. Otro dato de relevancia que podemos
destacar en este último caso, es que la incrementarse anualmente
los volúmenes de las exportaciones, los coeficientes de correlación
entre las variaciones de la exportación de gas y las variaciones del
PIB también aumentan.
-400 -350 -300 -250 -200 -150 -100 -50
0
50
100
150
200
Con este análisis que excluye al resto de las variables que
Variación de la Producción de Gas 92-93
afectan al PIB y presenta resultados meramente cuantitativos,
podemos concluir que para los años observados la producción de
gas por sí sola se relaciona negativamente con el PIB, mientras
Correlación de la Variación del PIB y la Variación de la Exportación de Gas 1992-1993
que su exportación lo impacta de manera positiva en 86 países a
lo largo del tiempo. Ello indica que el solo hecho de incrementar
la producción gasífera del país no necesariamente redundará en
un incremento de la producción agregada del país. En tanto, incrementar las exportaciones de este hidrocarburo ha representado
aumentos del PIB para los principales países productores de gas a
lo largo de dos décadas.
La conclusión de este análisis propio es que la producción de
gas no influye de manera positiva en el crecimiento económico
de un país, mientras que exportar el hidrocarburo sí resulta en un
negocio rentable que afecta de manera positiva al PIB. La Reforma
-80
-30
20
70
120
170
220
270
320
plantea un incremento de 2 puntos porcentuales en el PIB, los
Variación de la Exportación de Gas 92-93
cuales, según el análisis econométrico anterior, no vendrán de
incrementar solamente la producción. A las regresiones anteriores
50
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
amgn
ASOCIACIÓN MEXICANA DE GAS NATURAL, A.C.
“Soldadura en tubería de acero”
�
�
TEMARIO:
�
�
�
�
�
Soldadura.
Métodos de soldadura.
El acero.
Los electrodos.
Máquinas de soldar.
“Normatividad del Gas Natural”
TEMARIO:
“Mantenimiento de redes”
TEMARIO:
Catálogo de cursos
�
�
�
�
Inspección y mantenimiento del sistema.
Programa interno de protección civil.
Localización, evaluación y reparación de fugas.
Manual de emergencia.
“Generalidades del Gas Natural”
TEMARIO:
� Tipos de instalaciones.
� Formas de conducción.
� Medición.
� Puesta en gas de una instalación.
� Transformación de aparatos.
Medidores de desplazamiento positivo.
NOM-014-SCFI-1997 Medidores.
Medidores de tipo rotatorios.
Medidores de tipo turbina.
Medidores de orificio.
TEMARIO:
El elemento restrictivo.
El elemento de carga (o respuesta).
Reguladores auto operados.
�
�
�
Contenido:
Co
Cont
onten
en
nid
do:
Clasificación y tipos de corrosión.
Serie electromotriz.
Sistemas de protección.
Recubrimientos anticorrosivos
�
�
�
�
�
�
�
�
Definiciones.
Métodos de detección.
Recursos materiales.
Detección de fugas.
Clasificación de fugas y criterios de acción.
Historial de fugas y auto evaluación.
Documentación de los resultados.
Nuevas tecnologías en detección de fugas.
TEMARIO:
� Análisis de los criterios de protección.
� Potenciales (tipos, pruebas y análisis de lecturas).
� Revisión de encamisados metálicos.
� Detección de interferencias y corrientes parásitas.
� Cálculo de un sistema de protección catódica.
Ponemos a sus órdenes en nuestras oficinas las
recomendaciones técnicas presentadas en CD:
�
RT--D/T-01/06 Cruzamientos y paralelismo de redes y gasoducRT-D/T-01/06
tos de Gas Natural.
�
RT-D/T-02/03
RT-D/T-02/03 Seguridad en obras de canalización de Gas Natural.
�
RT--D/T-03/03 Señalización en obras de canalización de Gas
RT-D/T-03/03
Natural.
Natuural.
�
RT-D/T-04/06
RT-D/T-04/06 Puesta en servicio de una red de distribución de
gas después de una interrupción de suministro en una zona.
-M
Marcoo re
regu
regulatorio
gula
gu
laato
toririoo de
de laa industria
indu
in
dust
du
stririr a
st
hidrocarburos
ddee hid
idro
rooca
carrb
rburros y particularrbur
par
artiticu
culaarmente
me
m
ent
ntee de
del gas
del
ga natural enn México.
Méx
M
é ico.
-Normas
-N
Norrma
mas Ofi
Oficiales Mexicanas
Mexicana
nass sobre
ggas
a nnatural.
as
a ur
at
u al
al.
Costo
Cos
sto $35
$350.00 más IVA.
TEMARIO:
�
�
�
�
Soldadura de polietileno.
Jefe de obra.
Instalaciones de aprovechamiento de gas natural.
Prron
Prontuario
P
Pron
onttu
tuar
tuar
ariio
io R
Reg
Regulatorio
egullat
ator
tor
oriio
io y
Directorio de la AMGN 2014-2015
-Estadística
-Es
sttad
a ísstica
ca de
de la industria.
“Protección catódica Nivel I”
“Protección catódica Nivel II”
“Básico de regulación para Gas Natural”
Cursos de
Certificación:
Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
El Reglamento de Gas Natural.
Directivas.
El permiso de distribución.
Normas Oficiales Mexicanas.
TEMARIO:
TEMARIO:
�
�
�
�
�
�
�
�
“Detección y centrado de fugas”
“Básico de medición para Gas Natural”
�
�
�
�
�
Reguladores con carga por piloto.
Reguladores con carga por instrumento.
Cos
osto:
os
to:: $$2
200.
00.000 más
má IVA.
má
IVA.
Costo:
$200.00
En caso de requerir un curso especial para su empresa o de una materia en
particular, nos ponemos a sus órdenes en nuestras oficinas ubicadas en:
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2014
ENERGIA A DEBATE
Moliere No. 128 int. 1A Col. Polanco C.P. 11560 México, D.F.
www.amgn.org.mx
[email protected] Tels/fax: (55) 5276 2711 y 5276 2100
se deberán agregar otras actividades económicas con el fin de
utilizarlas como variables de control para reforzar los resultados.
Sin embargo, la exportación de gas sí tiene un impacto positivo
en el PIB, lo que nos obliga a analizar los proyectos de comercio
exterior, cimentados inicialmente en las importaciones, en una
dinámica contraria a estos resultados.
PROYECTOS DE IMPORTACIÓN
México es un país importador neto de gas. Las importaciones
de este combustible han tenido un incremento de 214% en 10 años,
pasando de 750 a 2,356 millones de pies cúbicos diarios a 2014.
Esto es la tercera parte de la demanda del país, y constituye un
factor importante en términos de autosuficiencia, sobre todo si se
trata de fincar la política energética nacional con base el consumo
de este hidrocarburo.
Como ya explicamos, el gas mexicano se indexa al del mercado
Henry Hub de Estados Unidos. En la actualidad, este mercado es el
que menores precios del hidrocarburo tiene en el mundo, lo cual
vuelve racional la política de mantener o incluso incrementar las
importaciones, pero sólo en el corto plazo.
Es así que a la par de la implementación de la Reforma Energética, el gobierno presentó la Estrategia Integral de Suministro de
Gas Natural, en que contempla una variedad de proyectos estarán
concluidos a más tardar en 2019 y en conjunto añaden una capacidad de 9,785 millones de pies cúbicos de capacidad al sistema,
poco más del 100% del consumo actual, que llegará mediante la
importación por ducto.
Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, aseguró que los gasoductos que hoy se construyen
para importación del hidrocarburo desde Estados Unidos tienen
sentido económico ante los bajos precios del gas en ese país, pero
en 15 años será posible revertir el sentido del flujo en incluso exportar gas al vecino del norte, lo que complementa otros planes de
exportación hacia Sudamérica que el gobierno no ha concretado,
pero que se encuentran en pláticas principalmente con el gobierno
de Guatemala.
En tanto, la importación de gas, incluso con el incremento del
consumo, se mantendrá por lo menos los niveles actuales: de 33%
del consumo para los próximos cinco años.
Finalmente, el director de Modernización de la CFE, Guillermo
Turrent aseguró que no habrá una Reforma Energética exitosa hasta
que se logre implementar un mercado spot regional del gas natural, mismo que observaría los precios de las actuales indexaciones
52
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
principalmente del mercado Henry Hub del sur de Estados Unidos,
pero cuya oferta y demanda propias –incluida la de la CFE que como
comercializador espera ser el mayor competidor de Pemex– permitirían que los precios se rijan de manera local. Este mercado es
una opción en términos de independencia respecto a los precios,
pero, de implementarse, demoraría por lo menos cinco años y requeriría indudablemente del aumento de la producción doméstica.
Conclusiones
Tras el análisis anterior, podemos concluir en que para lograr
las metas de producción de gas planteadas por el gobierno, es
necesario que el régimen fiscal de los nuevos contratos de exploración y producción, así como las asignaciones a Pemex, contengan
cláusulas que privilegien la explotación de gas no asociado a la
producción de petróleo, ya que es el más abundante en el país. Lo
anterior depende de la política recaudatoria del país, que, a su vez,
ha dependido en una tercera parte de la producción y exportación
de crudo, lo cual resulta en una complejidad que incluso rebasa a
la autoridad energética del país.
Además, el incremento en la producción de gas por sí solo no
provocará crecimiento económico al país, sino que se requiere de
un plan cuyos cimientos deberían estar discutiéndose ahora mismo
sobre cómo sustituir las importaciones con que arranca la Estrategia Integral de Suministro de Gas por exportaciones que permitan
aprovechar las dinámicas de precios y los costos de producción
del hidrocarburo.
Jeremy Bentham, vicepresidente de Negocios Globales de Shell
–la tradicionalmente gigante petrolera que con la adquisición de BG
cimienta sus apuestas en el gas– aseguró que en sus prospectivas,
el crudo seguirá siendo la fuente primordial de consumo energético por lo menos al 2030, pero entonces, el gas se convertirá en
el combustible de mayor uso para la humanidad y poco a poco irá
desplazando al crudo y sus derivados en sectores como el transporte
y la petroquímica.
“México, por supuesto, formará parte de este cambio y de la
implementación adecuada de una legislación a tono dependerá el
éxito de esta travesía”, dijo en entrevista.
La era del gas arranca en el mundo y México, un país con producción y reservas de este hidrocarburo, no tendrá otra opción que
adaptarse o extinguir su producción energética primaria, como si
se tratara de un dinosaurio. Más allá de discursos, la actuación del
gobierno en el corto plazo en torno a este tema será fundamental
para definir el futuro energético del país.
Industria eléctrica
Descubriendo el precio de la electricidad
en el mercado mayorista mexicano
El inicio del mercado mexicano será con precios de electricidad elevados, fijados por los costos
marginales más altos de CFE, que funcionarán como caja de Petri para incentivar nuevas
inversiones y tecnologías.
Ramón Basanta y Luz Elena Noé*
L
a histórica aprobación de la
reforma eléctrica representa la
ruptura de uno de los paradigmas
más importantes en la política energética mexicana y, tal cual ola, propagará
el cambio hasta rincones impredecibles en
el futuro mexicano.
Desde la década de los 90’s, la tendencia mundial de desregulación del sector
energético y la introducción de los mercados
competitivos han erosionado la visión tradicional monopólica y regulada por el Estado,
creando la necesidad de diseñar un mercado
eficiente. Sin embargo, la electricidad es un
commodity único; no se puede almacenar y
la estabilidad del sistema eléctrico requiere
un balance constante entre producción y
consumo, características exclusivas e inherentes a la electricidad.
La traducción de estas particularidades
en el diseño de mercados desregulados se
refleja en una organización muy compleja,
la cual requiere de mercados secuenciales
limitados temporalmente, instrumentos y
derivados financieros, diversos modelos
de contratos, instituciones robustas, regulaciones adecuadas, et al., a fin de lograr
uno de los objetivos primordiales: precios
eficientes asociados a incentivos adecuados
para operar el sistema en el corto plazo y
motivar la inversión en el futuro.
Gráfica 1
Una vez iniciado el mercado mexicano,
la transparencia en precios y el flujo de
información serán de vital importancia,
ya que los volátiles precios de los combustibles, impredecibles patrones climáticos y
puntos débiles del sistema de transmisión,
entre otros factores, incrementan exponencialmente el riesgo.
Un profundo entendimiento de las
dinámicas y tendencias del mercado es vital
para comprender el comportamiento de los
precios de electricidad y descubrir los probables rangos en el corto plazo correspondientes
a la etapa inicial de esta reforma eléctrica.
Diseño del mercado eléctrico mexicano
Para poder definir un rango de precios
de electricidad es necesario analizar el papel
de Comisión Federal de Electricidad (CFE)
en el diseño final del mercado. Al inicio
del 2016, el mercado mexicano abrirá sus
puertas a diferentes participantes, y el éxito
estriba en la creación misma del mercado y
niveles de precios capaces de incentivar inversión y nuevas firmas independientes que
compitan con CFE. Con el objetivo de limitar
el poder de CFE, se dividió el mercado en
regulado y no regulado.
CFE tiene facultades para participar en
• Ramón Basanta es gerente comercial y Luz Elena Noe es gerente de estrategia de Power Generation, Solar Turbines.
ENERGIA A DEBATE
53
Gráfica 2
ambos mercados, pero tiene la obligación
de suministrar electricidad al mercado
regulado, el cual demanda el 42% de de
generación neta de electricidad y donde se
enfrenta a enormes desventajas: i) precios
regulados, ii) ineficiencias (20%) y robos de
electricidad, iii) subsidios insostenibles y iv),
tomando estos factores en consideración, el
comportamiento de CFE se antoja más predecible y nos arroja un claro indicativo en
el precio de la electricidad a futuro, ya que
la estrategia más eficiente para optimizar
sus utilidades sería emplear las tecnologías
de menor costo de generación disponibles
(ciclos combinados de los productores independientes de energía –PIEs–, hidroeléctrica
y nuclear) para cubrir las necesidades del
mercado regulado y dejando las plantas más
ineficientes y de mayor costo (termoeléctrica convencional) para competir en el
mercado mayorista.
De esta manera, el inicio del mercado
mexicano será bajo un ambiente de precios
de electricidad elevados, los cuales serán
fijados por los costos marginales más altos
de CFE funcionando como caja de Petri
para incentivar a nuevos inversionistas con
tecnologías más avanzadas.
Bajo estas condiciones, CFE experimentará la lenta erosión de su participación
de mercado con la clara ventaja de la óptima
maximización de sus utilidades, aunado a
la renovación de la capacidad de reserva
54
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
marginal, decomisionando los activos más
ineficientes y construyendo plantas de
mayor eficiencia (¿renovables?), a la vez
que disminuirá la dependencia en el combustóleo. (Gráfica 1)
El siguiente paso involucra un profundo
entendimiento en las tendencias de oferta
y demanda en ambos mercados para poder
crear proyecciones adecuadas que nos permitan conocer más a detalle la dinámica de
precios que el mercado va a exhibir.
Fundamentales de mercado
La reforma contempla la liberalización
de la actividad de generación en un 100% y
parcialmente la comercialización, dividiendo así el mercado eléctrico en dos sectores.
En el mercado regulado, compuesto por los
usuarios residenciales, sector comercial,
servicios y agrícola, las autoridades seguirán
siendo responsables de fijar las tarifas. El
mercado mayorista, cuya operación será
regida por principios de libre competencia,
se compondrá en un inicio (2016) por el
100% de los usuarios en tarifas de alta tensión (grandes consumidores), a los cuales se
sumaran progresivamente y terminando en
el 2018 todos los consumidores con 1 megawatt (MW) o más de demanda, incluyendo
la posibilidad de agregar cargas pertenecientes a un mismo interés económico.
En enero del 2016, el volumen de energía comercializado corresponderá al 20%
del consumo nacional (aproximadamente
43,000 GWh/año), llegando a un valor cercano al 58% una vez incorporados el resto
de los usuarios al ajustarse la restricción de
demanda mínima.
Entre 2002 y 2014, las ventas de energía reportadas por CFE han incrementado
en un 30%, es decir, en 48,000 GWh (de
160,000 a 208,000 GWh), lo cual corresponde a una tasa de crecimiento promedio
anual del 2.2%. El consumo ha sido impulsado principalmente por las empresas medianas con una contribución al crecimiento
del 46%, seguida por el sector residencial
con un 31%, y muy por debajo la gran industria con sólo un 8%, esto aun cuando su
número de usuarios incremento en un 65%
en ese periodo. (Gráfica 2)
Derivado de este análisis, nos encontramos con dos conclusiones de vital importancia y que definirán las interacciones en
ambos mercados:
• El comportamiento de la demanda del
mercado mayorista estará dictada principalmente por el desempeño económico
de la mediana industria, relegando a un
papel secundario a la gran industria, esto
debido a: (i) mayor vulnerabilidad a la
turbulencia económica, ya que en los
últimos 12 años la gran industria ha enfrentado cinco periodos de contracción
coincidentes con las crisis económicas
del país, resaltando el periodo entre el
450,000,000
23.00%
Perdidas= 19.5%@ 2014
400,000,000
18.00%
kW.h/año
350,000,000
300,000,000
13.00%
250,000,000
200,000,000
258,255 GW.h = Consumo 208,000 GW.h + Perdidas @ 2014
150,000,000
100,000,000
3.00%
50,000,000
0
1999
8.00%
Mercado Regulado = 42%de demanda total @ 2014
2004
2009
2014
2019
Demanda Nacional Proyectada @ PIB Manufactura = 3%
Demanda Nacional Proyectada @ PIB Manufactura = 2%
Demanda Mercado Regulado
Perfil de Perdidas de Energía
2008 y el 2009, donde el consumo disminuyo en un 10% respecto
a 2007 (4,000 GWh/año), y (ii) un gran porcentaje de la gran
industria genera su propia electricidad.
• El crecimiento poblacional y el incremento en el consumo per
cápita, variables detonantes en el crecimiento del resto de los
segmentos del mercado regulado, definirán el potencial para
las futuras subastas del suministro del mercado regulado que
se lanzarán en los próximos meses.
Lo anterior nos permite fácilmente proyectar escenarios de
demanda en función de las variables conocidas de población y
producto interno bruto del sector manufactura, complementando
estas proyecciones con la estrategia oficial de reducción de pérdidas
que define como objetivo un 8% al 2024. Dichas proyecciones se
muestran a continuación para ambos mercados, llegando a un volumen de energía de entre 343,000 a 385,000 GWh al 2034, es decir, un
crecimiento global del 49% en comparación con el 2014. (Gráfica 3)
Es muy claro deducir que el precio va a depender en gran
medida de cómo la oferta de electricidad sea cubierta, es decir, la
infraestructura existente, la que está en construcción y las proyecciones al futuro para satisfacer dicha demanda.
El primer factor a considerar es la política de subsidios aplicable al 31% del volumen de la energía comercializada en función
de los datos reportados para el 2014, y la cual se mantiene sin
modificaciones después de la reforma. Por lógica, el empleo de la
capacidad instalada con menor costo de generación disponible –es
decir, los ciclos combinados y de forma estacional la capacidad
hidroeléctrica– será la estrategia que deberá seguir el gobierno
federal para disminuir el menor impacto en las finanzas públicas.
Los ciclos combinados actualmente representan el 37% de
2024
2029
-2.00%
2034
% de Perdidas Respecto a Generación
Bruta
Gráfica 3
Perdidas <= 8% Objetivo SENER
la capacidad total instalada en control de la CFE, aportando el
51% de la generación bruta total a través de: (i) los 28 contratos
en operación bajo la modalidad de productores independientes
de energía por 14,000 MW, a los que se sumaran 4,400 MW por
nuevos contratos adjudicados recientemente o que se encuentran
en proceso de licitación, y (ii) aquellos ciclos combinados desarrollados con recursos del Estado, que suman 7,560 MW.
Los compromisos a largo plazo adquiridos con los PIEs permitirían al gobierno cubrir un porcentaje elevado del consumo del
mercado regulado, alrededor del 81%, considerando su perfil de
operación actualmente con factores de planta del 78% en función
de su capacidad promedio reportada. El 19% remanente podría ser
fácilmente satisfecho, ya sea por el 42% de la generación bruta de
los ciclos combinados propios (considerando un factor de planta
de 71%), o en su caso 52% de la generación hidroeléctrica (con un
factor de planta del 35%).
Un análisis equivalente al anterior se debe realizar para
aquellos proyectos de generación desarrollados por privados que
disminuirán directamente la demanda proyectada para el mercado
mayorista. A la fecha, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha
otorgado permisos por una capacidad total de 16,124 MW, de los
cuales fuentes firmes representan un 48% (58,700 GWh/año) y
fuentes intermitentes 52% (25,700 GWh/año), bajo las modalidades
de autoabastecimiento, cogeneración, importación, y generador.
Estos proyectos, en operación al 100% al 2019, representarán
entre el 51% y 54% de la proyección de consumo del mercado
mayorista. Aún considerando la demanda del mercado regulado, el
restante 49% - 46% (80,000 GWh/año) podrá ser factible cubierto a
través de la capacidad disponible de ciclos combinados e hidroelécENERGIA A DEBATE
55
Gráfica 4
Demanda / Oferta [kW.h/año]
250,000,000
Entrada en Operación
de 4,400 MW PIEs +
Proyectos Privados
16,124 MW
200,000,000
150,000,000
100,000,000
50,000,000
Despacho
Termoeléctrica
Convencional
86,460 GW.h/año @
2015
0
2015
2020
2025
2030
2035
Demanda Mercado Mayorista @ PIB 3%
Demanda Mercado Mayorista @ PIB 2%
Oferta Disponible = excedente de mercado regulado C.C. + Hidroelectrica
tricas, con lo que el precio de mercado al 2019 sería determinado
por estas tecnologías.
Este escenario es dependiente fuertemente de la entrada en
operación de los 4,400 MW de nueva capacidad de ciclos combinados. Sin éstos, el mercado mayorista deberá integrar el despacho
de centrales termoeléctricas convencionales para llegar al punto de
equilibrio de oferta y demanda con lo que podemos esperar precios
elevados en los primeros años de operación del nuevo mercado.
En la siguiente gráfica se resume lo antes descrito integrando
la proyección de nueva capacidad requerida, lo cual podrá requerir
o no ajuste en función de modificaciones en los requerimientos del
regulador respecto a capacidad de reserva. (Gráfica 4)
Análisis Técnico
Un buen punto de partida para el análisis técnico con el que
complementaremos los hallazgos del análisis de oferta-demanda
es segmentar las tarifas eléctricas que hemos conocido hasta ahora
en sus diferentes componentes:
Tarifa eléctrica usuario final = Costo de adquisición de la
energía + tarifas de acceso + costo de comercialización.
El único de estos componentes que estará sujeto a la libre competencia y por tanto la principal incógnita al intentar pronosticar los
precios de liquidación del mercado mayorista (clave tanto desde el
punto de vista de los usuarios como de los generadores interesados en
participar en el nuevo mercado) es el precio marginal de generación
contenido en el componente de adquisición de la energía, dado que el
costo del resto de los componentes será regulado directa (por ejemplo, tarifas de transmisión) o indirectamente (costo por capacidad en
56
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Nueva Capacidad
Requerida ó Despacho
Termoeléctrica
Convencional 102,000
GW.h/año @ 2034
función de los márgenes de reserva definidos) por la CRE.
Empleando la teoría del despacho económico, el precio
marginal nodal se define por el costo variable de operación de la
tecnología de mayor costo requerida para garantizar el abasto,
teniendo en cuenta las restricciones técnicas del sistema. Este
concepto es claramente equivalente al de costo total de corto
plazo empleado anteriormente por la CFE para la valoración de
las inyecciones de energía a la red de proyectos privados de generación. De forma oficial, el costo total de corto plazo (CTCP) se
define como: “costo unitario de la energía eléctrica proveniente
de una planta, determinado durante el período de que se trate,
incluyendo energéticos y todos los costos variables de operación y
mantenimiento en los que dicha planta incurra como resultado de
las actividades de generación y transmisión de la energía hasta el
punto de interconexión”.
Dicho lo anterior, los CTCPs de los diferentes nodos son
claramente la variable que debemos analizar para contar con una
referencia de cuáles serán los futuros precios marginales en el
nuevo mercado mayorista.
Eliminando los casos particulares de Baja California y Baja California Sur, históricamente aquellos nodos ubicados en las regiones
noreste y peninsular han presentado el menor y mayor costo total de
corto plazo respectivamente, por lo que claramente aquí se ubicarán
el techo y piso de los precios marginales al inicio de operación del
mercado mayorista. Al 2014, el CTCP promedio de la región norte fue
783.3 pesos/MWh, valor muy cercano al costo variable de generación
de un ciclo combinado, como era de esperarse al ubicarse en esta
región un elevado porcentaje de la capacidad total instalada de esta
Gráfica 5
140
2000
120
1500
100
80
1000
60
40
500
0
2000
USD/bl
CTCP [MXN/MW.h]
tecnología (47% al 2012), y para el caso
de la región peninsular el promedio de
CTCPs fue 999 pesos/MWh. Respecto al
promedio nacional de 849.1 pesos/MWh,
estas regiones presentaron una variación
de -8% y +18%. (Gráfica 5)
Otra conclusión importante derivada del análisis histórico de los CTCPs
y del entendimiento de la matriz energética del país es la gran correlación
que éstos guardan respecto al precio del
combustóleo. Hablamos de correlaciones
entre 0.856 y 0.873 para todas las regiones, lo cual nos da el último eslabón
para determinar el futuro de los precios
marginales.
20
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
0
2016
Promedio Anual Regional
Min. Promedio Anual Regional
Max. Promedio Anual Regional
New York Harbor No. 2 Heating Oil Spot Price FOB
ENERGIA A DEBATE
Industria eléctrica
La reducción de costos en CFE y sus
efectos en algunas tarifas y subsidios
La filosofía de los mercados es garantizar el precio mínimo para los usuarios. Se deberá
evitar subsidios, ya sea a la producción o al consumo, en el mercado eléctrico.
L
Gerardo Bazán Navarrete, Gilberto Ortíz Muñiz y Jesús Cuevas Salgado*
as autoridades han mencionado que, como resultado
de las reformas estructurales los pagos por electricidad
se han reducido del orden del 2% para los usuarios residenciales, y del 30% para mediana y alta tensión. En
este sentido nos permitimos señalar que la reducción de precios
de la electricidad en varias tarifas se registró debido a causas
no mencionadas explícitamente en las reformas estructurales,
algunas de ellas externas, de naturaleza geopolítica y de mercado,
otras internas de política social,. Aunado a esta situación está el
hecho de que la devaluación del peso ha permitido reducir la
brecha entre el precio del kWh en Estados Unidos y México, para
el segmento de consumo industrial.
No obstante, independientemente de los factores que propiciaron la disminución de los precios de la energía eléctrica, es
justo reconocer el ejercicio de voluntad política de las autoridades
para que se llevara a cabo, lo que no sucedió con las gasolinas
en la mayor parte del territorio nacional –si bien se prevé una
liberación parcial de precios en ese mercado–.
La reducción en el precio de la electricidad es particularmente benéfica para los principales sectores productivos del
país, pues mejora la productividad y competitividad de diversos
productos manufacturados. A continuación, analizamos dos
ejemplos tarifarios, a fin de comprobar las declaraciones y tratar
de obtener algunas conclusiones.
Tarifas residenciales
El cuadro siguiente muestra la evolución de precios de la electricidad para el sector doméstico en 2014 y la primera mitad del 2015.
Cargos en $/kWh de la Tarifa 1
2014
Nivel Enero Mayo Agosto Diciembre Febrero
Básico 0.786 0.798 0.810 0.822 0.809
Intermedio 0.957 0.969 0.981 0.993 0.976
Excedente 2.799 2.835 2.871 2.907 2.859
2015
Abril Junio
0.809 0.809
0.976 0.976
2.859 2.859
La primera observación es que a mayor consumo, mayor es
el precio del kWh. Asimismo, hay que recordar que estos valores
se modifican en ciertas épocas del año de acuerdo a los niveles
de temperatura en verano en varias regiones del país.
Analizando las cifras se puede ver que en 2014 hubo un
incremento sistemático en los cargos, que acumuló del orden
del 4.5% en el año. Al inicio del 2015 se aplicó una reducción al
precio nominal del kWh de 1.6% que se ha mantenido hasta la
fecha; asimismo, se dejó de aplicar el deslizamiento por inflación.
Adicionalmente, los incrementos observados en 2014 son
muy parecidos a la inflación de ese año; se entiende que la lógica
era mantener los ingresos de la Comisión Federal de Electricidad
(CFE), en términos constantes, por venta a ese grupo de usuarios.
En nuestra opinión se puede concluir que, dado que el
recibo no es motivo de análisis aritmético para la mayoría de
los usuarios, efectivamente resulta imperceptible la reducción
aplicada a las tarifas domésticas.
No omitimos mencionar que un elemento muy importante
para este sector de consumo es el subsidio. Aunque aparece en
los recibos de luz, se presume no es tomado en cuenta por los
usuarios, pero seguramente en poco tiempo será motivo de calificación de la Reforma Energética y de las propuestas políticas.
Más adelante retomaremos el tema.
Tarifas de media y alta tensión
En este segmento se puede comprobar que el motivo principal
de reducción está en que estas tarifas cuentan con fórmulas de
escalación, que reconocen los efectos de la inflación y del cambio
en los precios de los combustibles, referenciados a mercados
internacionales. Los detalles se pueden ver en los Acuerdos de la
Secretaria de Hacienda y Crédito Público publicados en el Diario
oficial de la Federación del 26 de diciembre de 2007, 21 de enero de
2009, 28 de diciembre de 2011, 28 de febrero de 2014, entre otros.
Las fórmulas referidas se integran mensualmente de la
siguiente manera:
Gerardo Bazán es académico de la UNAM ([email protected]). Gilberto Ortiz es miembro del Consejo Químico y del Comité de Energéticos
de Canacintra ([email protected]). Jesús Cuevas es consultor independiente en temas de energía ([email protected]).
58
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Factor de Ajuste por Combustible
FAC m =
ICC m-1
Factor de Ajuste por Inflación
FAIm
ICC m-2
=
IPP m-2
IPP m-3
ICC Indice de costos de los combustibles.
IPP Indice de precios al productor.
El Indice resulta de la ponderación de precios
de los volúmenes de combustibles utilizados en
la generación durante los meses m-1 y m-2.
El Indice resulta de la ponderación de los
precios al productor de diversas industrias
relacionadas con insumos del sector eléctrico.
m
mes actual
m-1, m-2, m-3
meses anteriores al actual
Al respecto, el cuadro siguiente muestra la evolución de los precios nacionales del combustóleo y del gas natural, como respuesta a la caída de los precios
internacionales de los mismos. La reducción acumulada para el primero (36.1%)
y del segundo (28.4%).
COMBUSTÓLEO
$/M3
AGOSTO 7,142.90
SEPTIEMBRE 6,793.06
2014 OCTUBRE 6,720.30
NOVIEMBRE 6,723.30
DICIEMBRE 5,759.29
ENERO 4,991.35
FEBRERO 4,009.62
MARZO 3,061.21
2015 ABRIL 4,052.91
MAYO 3,836.33
JUNIO 4,096.77
JULIO 4,562.76
Reducción acumulada %
36.1
GAS NATURAL
$/Gcal
266.2
253.13
246.21
236.09
232.92
229.94
228.99
227.1
216.89
207.76
196.33
190.59
28.4
Con datos del portal de CFE, los cuadros siguientes muestran la evolución
que han tenido los cargos aplicables, a la demanda y al consumo, en el transcurso
de este año, en la Región Central del Sistema Eléctrico Nacional.
ENERGIA A DEBATE
59
TARIFA H-M * Dic./14 Ene./15
Demanda Facturable ($/kW) 181.98 181.85
Energía Punta ($/kWh) 2.1086 2.0411
Energía Intermedia ($/kWh) 1.2435 1.1579
Energía Base ($/kWh) 1.0397 0.9682
*Horaria general, media tensión, con demanda de 100 KW o más.
Feb.
184.54
2.0003
1.0874
0.9092
Mar.
185.41
1.9279
0.9958
0.8326
Abr.
186.24
1.8647
0.9194
0.7687
May.
187.41
1.8483
0.8951
0.7484
Jun.
188.07
1.8209
0.8626
0.7212
Jul.
188.67
1.8143
0.8527
0.7129
Ago.
Sep.
189.58 191.27
1.8265 1.9142
0.8602 0.9411
0.7192 0.7868
TARIFA H-TL * Dic./14 Ene./15
Demanda Facturable ($/kW) $160.79 $160.68
Energía Punta ($/kWh) $1.68 $1.61
Energía Intermedia ($/kWh) $1.02 $0.95
Energía Base ($/kWh) $0.94 $0.88 *Horaria general, alta tensión, nivel transmisión, larga utilización.
Feb.
$163.06
$1.57
$0.90
$0.82 Mar.
$163.83
$1.50
$0.82
$0.75 Abr.
$164.57
$1.44
$0.76
$0.70 May.
$165.61
$1.42
$0.74
$0.68 Jun.
$166.19
$1.40
$0.71
$0.65 Jul.
$166.72
$1.39
$0.70
$0.64 Ago.
$167.52
$1.40
$0.71
$0.65 Se observa que el cargo por demanda en ambas tarifas
ha estado creciendo cada mes y alcanza 5% a la fecha, y los
cargos por energía han tenido reducciones del 25%, acumulado.
También se puede notar que los precios para septiembre
registran un incremento. Esto se debe a una reciente adecuación a los parámetros de cálculo de los Factores de Ajuste.
Subsidios
a) En tarifas residenciales
En términos generales el subsidio es la diferencia entre
el costo real y el precio de venta. Tomando en cuenta que CFE
ahora paga menos por los combustibles consumidos, se deduce
que el costo de suministro a este sector ahora es mucho menor,
por lo que el diferencial (subsidio) con el precio de venta puede
resultar prácticamente nulo.
El diagrama siguiente pretende esquematizar el razonamiento previo.
$/kWh
Costo de suministro
Reducción por
SUBSIDIO
menor costo de
combustibles
Precio de venta
2014
60
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Costo de suministro
2015
Sep.
$169.01
$1.48
$0.77
$0.71
Cabe señalar que en los recibos de luz tampoco se aprecia
la reducción del costo de suministro, y por tanto, la baja del subsidio, derivado de la disminución del precio de los combustibles.
En este tenor nos permitimos llamar la atención, ya que
no se ha resaltado la correlación que existe entre la reducción
de los costos para CFE por menores pagos de combustible y
los subsidios a las tarifas residenciales.
b) En el valor económico de las pérdidas eléctricas
Otro renglón de subsidio es el correspondiente a las pérdidas
por usos ilícitos de electricidad, ya que sus costos los absorbe el
fisco. También aquí se percibe la reducción en su valor económico
debido a que el costo de producción de CFE bajó sensiblemente.
Este es otro dato que se debe actualizar, así como la relación costo-beneficio asociada a cada proyecto de reducción de pérdidas
en la red eléctrica, sin perder de vista la necesidad de combatir
los usos ilícitos y reducir las pérdidas técnicas.
OBSERVACIONES
1.- No obstante las declaraciones públicas de los inversionistas privados sobre los altos niveles de capital disponible
para nuevos proyectos de generación, uno de los temores
que ellos han manifestado en diversos foros energéticos es
que los precios actuales de las tarifas industriales pueden
inhibir la creación de nuevas inversiones privadas debido
al papel preponderante que puede representar la CFE.
La migración de los contratos de Productor Externo de
Energía con CFE a contratos bilaterales también está en
suspenso, por la misma causa.
2.- Una situación paradójica es que a diferentes círculos de
usuarios residenciales les resulta imperceptible la baja
en su factura. En esta línea surge al menos la pregunta
siguiente: ¿La reducción establecida ha cubierto las expectativas de los ciudadanos?
3.- Evidentemente, la eliminación o reducción de los subsidios
requerida para mejorar las finanzas de CFE será considerada como un alza al precio de la luz.
CONCLUSIONES
Con la información analizada, se puede decir que los
principales elementos que han hecho posible mejorar la competitividad de las tarifas industriales son:
- las fórmulas de escalación incluidas en las tarifas correspondientes implantadas varios lustros atrás, y
- la devaluación del peso.
Para las tarifas residenciales, los
menores precios de los combustibles
sólo se repercutieron marginalmente
en las tarifas. Se considera necesario
que la reducción en el subsidio se
manifieste en los recibos de luz.
Sabemos que este escenario
está próximo a caducar. A principios
de 2016, entrará en operación el
Mercado Eléctrico Mayorista cuyo
principal objetivo es reducir el precio
del kWh para los grandes consumidores, con base en la competencia
entre generadores independientes
y la propia CFE.
En un escenario con bajos precios de combustibles, ¿el Mercado
Eléctrico Mayorista, por su propia naturaleza, tendrá tela de donde cortar
para garantizar precios de la electricidad para los grandes consumidores,
menores a los vigentes? Asimismo,
la nueva arquitectura de la CFE en
términos jurídicos, estructurales y
comerciales provocará un esquema
diferente de precios de la electricidad
para los usuarios de los servicios que atenderá.
De cualquier manera, tanto para el servicio básico,
como para los generadores privados y los usuarios calificados, los precios y tarifas deberán formularse con base
en costos establecidos por las mejores prácticas de la industria, es decir, reconociendo los costos eficientes (fijos
y variables) más una rentabilidad adecuada, eliminando
ineficiencias tanto de inversión como en operación; asimismo, las tarifas deben enviarle señales adecuadas sobre
del costo del servicio.
La filosofía de los mercados es garantizar el precio
mínimo para los usuarios; el gobierno debe evitar subsidios,
ya sea a la producción o al consumo, así como prevenir posibles especulaciones. La Comisión Reguladora de Energía
deberá vigilar y supervisar que así se cumpla y que el mercado eléctrico opere eficientemente en beneficio de todos
los actores y, en especial, los consumidores.
ENERGIA A DEBATE
61
Industria eléctrica
La transición –y revolución– energética
de los pequeños consumidores
Hoy, la gente puede tomar el consumo de energía en sus propias manos.
Ianis Defendini*
H
oy, la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) cuenta con
más de 33 millones de usuarios
residenciales, de los cuales 6.6
millones de hogares pagan una tarifa excesiva. Lo mismo sucede con casi 4 millones
de usuarios comerciales, repartidos entre
pequeñas y medianas empresas (PYMEs)
y pequeñas sucursales.
Estos 10.6 millones de usuarios pagan
las tarifas más elevadas del país, mejor
conocidas como tarifa DAC, tarifas residenciales 1 excedente, tarifa 2 y 3. Para la
CFE, estos usuarios representan una venta
del kWh de lo más caro, pero también un
costo de suministro de la electricidad de
los más altos por tres razones.
La primera es por el tema de pérdidas
en la reducción de tensión: estos usuarios
consumen electricidad en baja tensión
producida por centrales eléctricas de muy
alta tensión ubicadas a miles de kilómetros
de ahí. El proceso de pasar de 230 mil volts
a 110 volts y de traer esta electricidad
desde largas distancias genera muchas
pérdidas.
La segunda es porque estos usuarios
son muy ineficientes, usan aparatos obsoletos que consumen demás. Por lo tanto,
consumen más kWh de los que necesitan
siendo eficientes. Esto representa más
producción de electricidad que muchas
veces usa combustibles fósiles y genera
más pérdidas.
El tercer punto es un tema de insat-
Ianis D.
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Consumo anual
Tu consumo desglosado
por categorías
$
$3,173
Gasto anual
Hay 12 hogares similares al tuyo...
Tu consumo determinan tu
desglose por categorías.
Comparando tu gasto anual, existen 2
hogares más eficientes y 10 hogares
que gastan más.
Invitar hogar
isfacción del usuario generado por la falta
de conciencia. Los pequeños usuarios no
entienden su consumo de electricidad ni
tampoco el sistema de medición y facturación. Por lo mismo, existen muchas quejas.
Para atenderlas y empujar una generación
de conciencia, la CFE tiene un costo de
comunicación y resolución muy alto.
Cómo solucionarlo con la
transición energética
La transición energética, basada en el
proceso de certificación LEED (Leadership
$3,656
Ahorro acumulado
Editar mi hogar
in Energy and Environmental Design), soluciona estas problemáticas tanto del lado
de la CFE como del pequeño consumidor.
Cada etapa del proceso LEED se aplica
solamente si es necesario, siempre en el
siguiente orden:
Ser más consciente. El consumidor
necesita entender su tarifa, consumo y
gasto para poder cambiar. Al ser consciente
del costo de sus acciones diarias y del impacto en su gasto, el consumidor empieza
a cambiar de comportamiento para reducir
el desperdicio de energía. Con un moni-
* Miembro del Centro de Información del Programa Universitario de la UNAM ([email protected]). **Miembro del Consejo Químico y del
Comité de Energéticos de Canacintra ([email protected]). ***Consultor independiente en temas de energía ([email protected]).
62
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
toreo adecuado, se da cuenta del ahorro
generado y corrige sus hábitos al consumir
solamente la electricidad necesaria.
Ser más eficiente. Renovar y deshacerse de sus aparatos viejos es una
decisión clave para ahorrar drásticamente
en su recibo de luz. Dar las herramientas
al consumidor para que pueda detectar
y calcular fácilmente el ahorro generado
por cambiar aparatos viejos le permite
tomar decisiones más inteligentes. Es un
tema de acceso y análisis de información
para actuar.
Generar tu propia electricidad en
sitio. Instalar paneles solares permite al
pequeño consumidor sustituir electricidad
cara por electricidad más limpia y más
barata a largo plazo. Hoy existen esquemas para que el usuario final no tenga
que invertir y se beneficie de un ahorro
inmediato al instalar paneles solares y
tener electricidad más competitiva hoy y
a largo plazo.
Las dos primeras etapas permiten
reducir el consumo de los pequeños consumidores. En consecuencia, la cantidad de
electricidad producida con combustibles
fósiles se reduce junto con las pérdidas de
distribución de la CFE. Además, promueve
que haya consumidores más conscientes,
que entienden su consumo y que puedan
tomar decisiones más educadas.
La tercera etapa, mejor conocida
como generación distribuida, ayuda a la
CFE a reducir sus pérdidas y sus costos de
distribución porque la electricidad consumida se genera en el mismo sitio donde
se produce, y no a miles de kilómetros
de distancia. Reduce la producción de
la CFE en grandes centrales eléctricas y
permite generar electricidad más barata
que no depende del precio volátil de los
combustibles fósiles para el consumidor
Una de las funcionalidades
de la plataforma
$ 500
Monitorea el progreso de tu ahorro
automáticamente para cada nuevo recibo
Conoce el saldo de tu recibo al día enviando
una foto de tu medidor.
120%
Límite DAC
Descubre las acciones y las tecnologías que
te van a generar el mayor ahorro.
Entiende tu tarifa para saber cómo alejarte
de la DAC y acercarte al del subsidio.
Desglosa tu consumo por categorías para
detectar tus oportunidades de ahorro.
Compara tu consumo con vecinos para ver
cuándo y en qué gastas más o menos.
Tu gasto y consumo comparado al año anterior
Año pasado (kWh)
Año pasado (pesos)
Año actual (kWh)
Año actual (pesos)
Enero 2015
$ 728 pesos
t
Agos
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
ENERGIA A DEBATE
Jul
63
final. Crea empleos para instaladores de
paneles solares, impulsando empresas que
financiarán estos paneles.
Para lograr una transición energética
masiva con millones de consumidores hay
tres retos muy importantes.
El primero: es despertar el interés del
pequeño consumidor para que lo haga. El
enfoque tiene que ser su principal motivador: el ahorro.
El segundo: es que no existan barreras para el usuario. El pago de una
asesoría o la inversión en tecnologías son
dos limitantes hoy en día.
El tercero: es poder unir a todos
estos pequeños consumidores como un
solo mercado, para que cada uno tenga
acceso a mejores tecnologías, proveedores
y financiamientos.
Antes, no existía una herramienta que
permitía esto. La comunicación y la organización de estos pequeños consumidores
eran tan caras que no lo hacían viable.
Operábamos con un sistema jerárquico
donde la CFE dominaba el mercado eléctrico, los proveedores organizaban las
ofertas para los consumidores y éstos compraban productos de distintas calidades sin
conocer sus necesidades.
Desde hace poco más de un año, estamos desarrollando Invictus.mx para unir
a estos pequeños consumidores e impulsar
la transición energética en cada hogar hoy,
y en cada comercio mañana. Invictus.mx
es una aplicación web que ayuda a todos
los hogares mexicanos a ahorrar en su
recibo de luz con un consejero energético
personal gratuito.
Al utilizar el poder de la tecnología
y de internet, queremos impulsar la conciencia energética uniendo los pequeños
consumidores para que cada uno de ellos
64
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
El mundo Invictus:
Eficiencia y energía limpia en los hogares mexicanos.
75%
de la electricidad que se genera en México es
en base a combustibles fósiles.
6.6M de hogares gastan $44,000M y
consumen 27,000M kWh cada año
que emiten 12.6M toneladas de CO2
Si 1M de casas fueran eficientes en su consumo,
evitarían consumir 1,290M kWh
y ahorrarían $3,888M.
Si 420 mil hogares DAC cambiarían a energías
limpias, producirían 1,260M kWh limpios
y ahorrarían al menos $1,335M.
Generar consciencia en millones de hogares mexicanos
evitarían emitir 1.2M toneladas de CO2
y salvaría a 29.7M de árboles cada año.
tenga acceso a estas tecnologías y financiamientos, pero también para que juntos
contaminen menos al ser más conscientes,
eficientes y limpios en su consumo de
electricidad.
Nuestro mayor reto hoy es que la
gente sepa que existe esta herramienta
y que la use. Según el Agencia Interna-
cional de Energía (IEA), Estados Unidos
llegará en 2015 a un millón de casas con
paneles solares instalados. En México, no
tenemos nada que envidiarles con nuestra radiación solar y nuestras tarifas de
electricidad tan altas, por lo que nuestro
país puede volverse un líder mundial de
esta industria”.
ENERGIA A DEBATE
65
EMPRESAS DE ESTADOS UNIDOS
OFRECEN SU RESPALDO A LA
INDUSTRIA MEXICANA
DEL PETRÓLEO Y GAS
El Servicio Comercial de la Embajada de los Estados Unidos con sus oficinas en la Ciudad
de Guadalajara, Ciudad de Monterrey y la Ciudad de México y sus más de 80 oficinas en las
principales Ciudades de los Estados Unidos han promovido entre otros sectores industriales a la
industria del petróleo y gas en México con el objeto de facilitar las alianzas de negocios entre los
empresarios de ambos países. Un ejemplo fue su participación en PECOM 2015 (como cada año)
junto con las empresas listadas abajo en colaboración con los organizadores de PECOM y con la
revista ‘Energía a Debate”
A los empresarios interesados, se les inivita a abrir las paginas de las empresas mencionadas abajo para saber mas sobre ellas o comunicarse directamente con las personas citadas
en cada una de ellas o con:
Francisco Ceron
Senior Trade Specialist
Industria de Petróleo y Gas
Sección Comercial
Embajada de los Estados Unidos
e-mail: Francisco.ceron@trade,gov
5D Oilfield Magnetics
La empresa tiene un sistema de magnetos para la perforación, terminación y sector productivo, para ahorrar tiempo, resolver problemas, y promover la eficiencia en las operaciones de
fabricación. Ofrece una nueva perspectiva a la automatización de las operaciones de una manera
segura y rentable. Su producto principal, la patente pendiente de pozos abiertos Net ™ prevendrá
al ducto entrar y salir del pozo, asegurando que sus operaciones sean lo más eficiente posible.
www.5doilfieldmagnetic.com
Mark Derouen Sr. - President
[email protected]
Phone: +1(337)2887402
AGI Industries
AGI Industries con sede en Lafayette, LA ha estado sirviendo a la industria de petróleo y gas
desde 1968. Con 10 sucursales en los E.U. y agentes en diversos países, AGI Industrias distribuye
paquetes de productos de manejo de fluidos, incluyendo bombas y dispositivos de medición /
control. Además, AGI diseña y construye sistemas fabricación a la medida, tales como paquetes
de inyección química, fabricación de bombas regulares, bombas de alta presión y válvulas con su
marca Hydroplex. Las capacidades incluyen la ingeniería, el diseño, la elaboración, documentación
y servicio en campo después de la venta.
www.aimgloballogistics.com
Pat Sabolyk – sales manager
[email protected]
Phone: +1(504)340-6905
AIM Global Logistics
AIM es una empresa de transporte de carga llave en mano. AIM ofrece servicios en el mar,
el aire, en tierra y el almacenamiento. AIM puede transportar cualquier cosa, desde una caja de 10
libras a millones de libras.
66
NOVIEMBRE
NOVIEMBRE/ /DICIEMBRE
DICIEMBRE/ /2015
2015
www.AIMGlobalLogistics.com
Angelica Garcia - President
[email protected]
Phone: +1(713)489-8911
Alloy & Stainless Fasteners
Alloy & Stainless Fasteners es un distribuidor y fabricante de sujetadores de metal/acero
inoxidable, de pernos, tuercas, tomas de corriente, arandelas y tornillos doblados.
www.GoASF.com
Carolina Roa – Global sales Development Director
[email protected]
Phone: +1(713)929-0480
Ambher Monitoring Systems
Proporciona soluciones de monitoreo estructural mediante la implementación de una detección de daños y la caracterización de estructuras de ingeniería, por ejemplo, puentes, edificios,
estructuras costa afuera y tuberías. Su objetivo es, mitigar riesgos y salvar vidas a través de sus
sistemas SHM (estructura, sensores, sistemas de adquisición de datos), la transferencia de datos
y el almacenamiento, gestión de datos, interpretación de datos y diagnóstico
www.ambher.com
Juan Carlos Ambrosi Herrera
VP Business Development
[email protected]
Phone: +1(210)245-2588
Band-It-Idex
Fundada en Denver, Colorado en 1937, BAND-IT es reconocida como el líder mundial en
soluciones de sujeción y banda de sujeción de calidad en el diseño. BAND-IT, una unidad de IDEX
Corporation, cuenta con una red mundial de ventas y plantas de producción al servicio de usuarios
en todo el mundo.
www.band-it-idex.com
Felix Ponce – Latin America Sales Manager
[email protected]
Phone: +1(303)320-4555
Colfax Fluid Handling
Colfax Fluid Handling, es un proveedor mundial de bombas multifase (gas / aceite / agua),
como pastillas, bombas de desplazamiento positivo, compresores y sistemas llave en mano. La
empresa tiene tecnologías de bombeo de marcas de confianza - Allweiler, Houttuin, Imo, Rosscor,
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mercados estratégicos de Colfax y equipos/marcas para desarrollar y ofrecer soluciones personalizadas, respaldados por un servicio experimentado y de apoyo, que satisfagan las necesidades
específicas de los clientes de todo el mundo.
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Sr. Marketing Communications Specialist
[email protected]
Phone: +1(704)289-6511 *102230
Freemyer Industrial Pressure
Freemyer Industrial Pressure (FIP) fabrica equipos al servicio a pozos de petróleo y gas de
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cimentación, sistemas de control automatizados y otros. FIP tiene un historial probado de lograr la
excelencia y la satisfacción del cliente.
www.indpress.com
Jose Vazquez
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Phone: +1(817)548-5010
Gascomb
Gascomb es un distribuidor en México de Altronic y GTI productos Bi-Fuel. GTI ofrece soluciones de Bi-Fuel innovadoras para una amplia variedad de aplicaciones de motores diesel. La tecnología de GASCOMB se utiliza en las industrias de generación de energía, exploración, marina,
del petróleo y gas / producción / proceso. Altronic durante mucho tiempo ha sido considerado como
el principal fabricante del mundo de sistemas de encendido y control de motores industriales. Todos
los sistemas están diseñados para mejorar el rendimiento del motor y mejorar la fiabilidad, y también mejorar la eficiencia operativa
y reducir las emisiones para crear un ambiente más saludable.
www.gascomb.com
Bernardo Rodriguez Álvarez – Director General
[email protected]
Phone: 2608 6865,
Gastronics
Gastronics, Inc. es el pionero en la fabricación de medidores inalambricos para la detección de gas, que ofrece los sistemas más versátiles disponibles. Sus medidores “plug and play”
sistemas de energía solar desplegables se utilizan actualmente tanto on-shore y off-shore en las
regiones de Campeche y Tabasco. Se pueden encontrar en las plataformas de perforación, terminales y embarcaciones de trabajo.
www.gastroncis.com
Bud Dungan - President
[email protected]
Phone: +1(832)948-9056
Hyspan
Hyspan, fue fundada en 1968, ofrece servicios de ingeniería integral, calidad y capacidad de
producción para diseñar, desarrollar y fabricar productos de movimiento de tuberías utilizados en
diversas industrias que van desde la investigación científica para la refinación de petróleo. Hyspan
es la única empresa que ofrece todas las tecnologías de movimiento de cuatro tuberías: de juntas,
rótulas, articulaciones deslizantes, trenzadas y conjuntos de mangueras de metal. La amplia gama
de productos, apoya el mercado exhaustivo e ingeniería holística le permite a la empresa ofrecer
soluciones confiables para la industria petrolera.
Arlene Chase
[email protected]
Phone: +1(619)421-1355
www.hyspan.com
Hydro Carbon Flow Specialist
La empresa Hydro Carbon Flow Specialist es el líder en sistemas de conducción de esquejes
y secado, que se especializa en sistemas de descarga cero, que no genere chispas en unidades de
vacío, contenedores esquejes, IM 101 tanques, y las cestas de carga. La empresa se asocia con sus
clientes y siempre esta dispuesta a trabajar con ellos para desarrollar soluciones personalizadas.
www.hydro-carbon.com
Ronnie Landry
[email protected]
Phone: +1(985)759-1010
Industrial Scientific
Industrial Scientific ofrece productos de detección de gases y servicios que mantienen a
los trabajadores seguros en entornos peligrosos. Con operaciones en 20 países y más de 700
empleados en todo el mundo, la empresa se dedica a proteger al trabajador de tener accidentes
por fuga de gases.
www.indsci.com
Renee Simpson
Marketing services Coordinator
[email protected]
Phone: +1(412)788-4353
International Association of Drilling Contractors
Fundada en 1940, la misión de IADC es mejorar el rendimiento en la industria de la perforación. La asociación es líder en el desarrollo de estándares para la formación de la industria,
en particular su Programa de Acreditación de Control de Pozos (WellCAP) ® y programa de orientación rig-piso, PASS® RIG entre otros. Actores de la industria de perforación trabajan colectivamente para mejorar la seguridad operacional, la eficiencia, la fiabilidad y
la gestión ambiental y se esfuerzan por establecer un régimen regulador
global que es transparente, adecuado y coherente.
www.DrillingContractor.org.
www.iadc.org
Alma Roberts – Manager Accreditation & Credentialing
[email protected]
Phone: +1(713)202-0240
InterOcean
Por más de cincuenta años, InterOcean Systems Inc., ha sido el líder mundial en el diseño y
fabricación de la calidad más alta y oceanográfica de equipo ambiental. La compañía ofrece más
de 150 productos estándar, que van desde sensores e instrumentos ambientales para completar
los sistemas. Sus áreas de productos incluyen medidores de corriente, onda de marea y medidores, CTD, hidrófonos, comunicadores acústicos, boyas, sistemas de telemetría de datos remotos, etc. Cuenta con clientes en más de 60 países que incluyen a las comunidades científicas y académicas, la industria militar y sector privado
en campos/monitoreo en puertos, la pesca, y petróleo en alta mar.
www.interoceansystems.com
Chris Chase – Manager, Environmental system
[email protected]
Phone: 1(858)565-8400
JAG Flocomponents
JAG Flocomponents USA, Inc. es una empresa dedicada a la manufactura de valvulas API
6D y B16.34 flotadoras de alta calidad especializadas para la industria global de aceite y gas. La
empresa es competitiva en tiempos de entrega.
www.jaqvalve.com
Ing. Coby Salmon – Vice President – Business Development
[email protected]
Phone: +1(281)933-5575
JH Oilfield
JH Oilfield Equipment and Technologies es un diseñador-fabricante líder para las industrias
del petróleo y gas. La empresa tiene una amplia gama de tamaños Top Drives tanto eléctrico e
ENERGIA
ENERGIAAADEBATE
DEBATE
67
hidráulico. Sus mejores unidades son compactas, rápidas, potentes, fácil de operar y mantener.
Son la mejor solución costo-beneficio en el mercado. JH ha sido constantemente innovandor para
proporcionar soluciones de punta para sus clientes.
www.jh-pm.com
Pedro Machado – Latin America Sales Manager
[email protected]
Phone: +1(832)427-0284
Lamons
Lamons es uno de los mayores proveedores de juntas y pernos en el mundo, con productos
como juntas metálicas, semi-metálicas, juntas blandas, kits de juntas de aislamiento, tornillos,
pernos y tornillos especiales, accesorios de brida, y otros productos.
www.lamons.com
Mauricio Bielaz – Sales Manager for Latin America
[email protected]
Phone: +1(281)798-7634
MC Baker International, Inc.
MC Baker International es líder de transporte en mar, aire y más en soluciones de transporte para el
sector, en alta mar, la minería y la construcción de campos petroleros. La empresa ofrece servicios de carga
pesada, de usos múltiples/semanal/directo de los E.U. a México. Sus envíos ayuda a conectar el mundo.
www.mcbakerintl.com
Greg Diaz – Director/ Manager
[email protected]
Phone: +1(832)243-6577
Pannier
Pannier Corporation es un proveedor líder de sistemas de etiquetas de metal de identificación, incluyendo etiquetas de metal impreso y en relieve y la impresión de etiquetas y sistemas
de etiquetas de estampados, ya sea manual o automática dependiendo de los requisitos de las
aplicaciones y volúmenes de etiquetas. La impresión de etiquetas y sistemas de estampados están
disponibles para las comunicaciones de host, permitiendo que todos los datos se transfieraen
automáticamente al sistema. Las etiquetas pueden ser impresas o grabadas con una amplia gama
de información, incluyendo los códigos de barras y códigos 2D para la captura automática de datos.
Michael Roy
[email protected]
Phone: +1(412)812-7355
www.pannier.com
Pelican Energy Consultants
Pelican Energy Consultants es una firma de ingeniería y diseño que ofrece servicios a los
sectores upstream, midstream y downstream de la industria del petróleo y el gas, y proporciona a
sus clientes soluciones eficaces seguras, innovadoras y rentables para sus proyectos. Es una empresa líder mundial en recuperación mejorada de petróleo en instalaciones de diseño y proporciona
a sus clientes servicios a todas las principales cuencas en los E.U. y en otras partes del mundo. La
empresa tiene oficinas ubicadas en Houston, TX, LA, Metairie, LA, Beijing China y Accra, Ghana.
www.pelicanenergy.com
Cindy Markham
[email protected]
Phone: +1(504)840-2778
PLIDCO
La Compañía PLIDCO se fundo en 1949 para la fabricación de accesorios y reparación y mantenimiento de tubería. Los accesorios PLIDCO® se han utilizado en todo el mundo para la reparación
de tuberías de alta presión y el mantenimiento, con una amplia variedad de aplicaciones, en tierra y
mar, incluyendo petróleo, gas, agua, químicos, vapor, lodo y otros sistemas de tuberías.
www.plidco.com
68
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Elaine Maruca – Marketing Coordinator
[email protected]
Phone: +1(440)892-2936
Proceq USA
Proceq se fundo hace 60 años para la fabricación de instrumentos de pruebas portátiles de
alta calidad para ensayos/no destructivos de las propiedades de los metales. El equipo PROCEQ
550 es la solución más versátil para la prueba/portátil de dureza de metales.
www.proceq.com
Ing. Nestor Eduardo Chonillo – Ingeniero de Ventas/ Sales Engineer
angelica.mason.proceq.com
Phone : +1(724)512-0330
RedGuard
RedGuard es la autoridad líder en la fabricación de oficinas modulares/escalables hechos a la
medida /que resisten explosiónes. RedGuard se enorgullece en la innovación de productos y el desarrollo de soluciones que incluyen la personalización y la protección de los
clientes en todas las industrias, incluyendo la petrolera en todo el mundo.
www.redguard.com
Toby Martinez – Marketing Development
[email protected]
Phone: +1(316)554-9000
Slick Sleuth Oil Detection
La empresa Slick Sleuth Oil Detection ofrece sistemas de detección de derrames de petróleo y de
muestreo remoto con sus Sistemas InterOcean, Inc. que es líder mundial en el diseño y fabricación de
oceanográfica de calidad en equipos del medio ambiente. Sus líneas de productos incluyen medidores
de corriente, medidores de olas y mareas, boyas meteorológicas/ oceanográfica (METOC), comunicadores acústicos, marinos y sistemas de manipulación. La empresa se ajusta a los requerimientos y
necesidades de cada cliente y ofrece el servicio a sus productos con calidad.
www.interoceansystems.com
Chris Chase – Manager, Environmental system
[email protected]
Phone: 1(858)565-8400
Spears MGF Co.
Spears MGF es un fabricante líder mundial de termoplásticos, accesorios, válvulas, y los sistemas
de tuberías. Los productos de CPVC con la homologación de tipo ABS para el agua potable, residuos
sanitarios y sistemas de tuberías de ventilación en las plataformas y el envío de perforación mar adentro. Spears ofrece una selección completa de 1/8 “a 12” accesorios moldeados por inyección y accesorios fabricados a través de 48“, muchos productos de especialidad, y un complemento completo de
válvulas termoplásticas manuales y accionados mecánicamente en una
variedad de tipos, tamaños y configuraciones.
www.spearsmfg.com
Ismael Romero – Gerente de Ventas para Mexico
[email protected]
Phone: +1(818)364-1611
Spir Star
Spir Star tiene más de 20 años de experiencia en Investigación, Diseñar, y Fabricar manguera de
alta presión termoplastica para alta mar, inyección química. controles hidráulicos y controles de manguera
de alta presión; válvulas de acero inoxidable, coples, adaptadores, manómetros y conexiones rápidas.
www.spirstar.com
Felipe Cortés – Business Development Coordinator
[email protected]
Phone: +1(281)664-7822
TEADIT
TEADIT es un fabricante de productos fluidos sellantes, juntas metálicas y no metálicas,
láminas de embalaje / mecánica, juntas de expansión, grafito y carbono, productos de PTFE expandido y reestructurado.
www.teadit.com/us
Mario Salinass – Ventas Mexico
[email protected]
Phone: +1(281)4763900
Tech Oil Products
Tech Oil Products (TOP) desde más de 35 años fabrica ENVIRO-PAK® compactadoras de residuos para plataformas y barcos costa afuera y cestas de transporte sub perforación SAFESUB®
para el petróleo en el mar y el sector marítimo. TOP fabrica compactadores ENVIRO-PAK® en
una amplia gama de tamaños y configuraciones adecuadas para instalaciones y tamaños de los
barcos/tripulación de 10-500 +.
www.enviro-pak.net
John Roddy
International Sales Manager
[email protected]
Phone: +1(337)367-6165
Texas International Oilfield Tools
La empresa Texas International Oilfield Tools, LTD fabrica herramientas especializadas para
campos petroleros. Su experiencia y conocimiento del sector es insuperable en la perforación de
yacimientos petrolíferos. La empresa se encuentra ubicada en el centro de la industria del petróleo
en Houston, Texas.
www.texasinternational.com
Leticia Robles – Sales Manager
[email protected]
Phone: +1(281)447-3980, +1(281)813-0954
Tiger General
Tiger General desde 1925 se ha especializado en la venta de camiones y remolques para la
industria petrolera y de gas e industria química al igual que vender equipo de trasportación terrestre
usado y reconstruido (con garantías) para las industrias mencionadas. Las marcas que venden
son: International; Western Star; Peterbilt y varias otras marcas.
www.tigergeneral.com
Mark Overholt - President
[email protected]
Phone: +1(330)725-4949 ext.122
Trelleborg
Trelleborg Offshore tiene la experiencia con sus productos con polímeros innovadores probados y experiencia a base de espuma sintáctica y soluciones para entregar en cualquier y cada nivel
(parte superior del agujero/perforación hacia abajo y en el medio), de confianza en las aplicaciones
marinas más difíciles en alta mar y exigentes.
www.trelleborg.com
Ruth Clay – Marketing Communications Manager
[email protected]
Phone: +1(832)456-8308
TXAM Pumps
Desde 1986, TXAM Pumps ha sido innovador en el diseño y fabricación de bombas más
resistente y fiable y de gran volumen, con sus bombas de inyección química con menos consumo
de energía en la industria. TXAM ha diseñado y probado en el campo un sistema de control de la
bomba sin igual para inyección de productos químicos que se pueden instalar en cualquier lugar.
Sus bombas se pueden integrar con facilidad e instalar fácilmente con el equipo existente (SCADA
o PLC).
www.txampumps.com
Randall Haudex
[email protected]
Phone: +1(713)692-6400
Upstream Engineering, LLC
Upstream Engineering es una compañía internacional que ofrece servicios de gestión de
proyectos, ingeniería y abastecimiento para la industria del petróleo y gas, incluyendo plataformas
en alta mar en México.
www.upstreamengineering.com
Donald Yabrra–Executive VicePresident
[email protected]
Phone: +1(281)531-0047
Ward Leonard
Ward Leonard es una empresa de tecnología industrial mundial que diseña y fabrica soluciones de motor y de control integradas para una amplia gama de la industria del petróleo y gas,
la industria pesada y clientes en la industria militar. Durante más de 120 años los productos de la
empresa han sido innovadores para aplicaciones complejas de infraestructura, técnicas y de misión
crítica en los entornos más exigentes del mundo. La empresa ofrece sus servicios con especial
atención a sus clientes y a su satisfacción.
www.wardleonard.com
Bassam Binni – Director of ward Leonard International
[email protected]
Phone: 1(860)283-5801 ext.125
Wärtsilä
Wärtsilä es una empresa líder global en soluciones de la industria de la energía y marítima.
La empresa constantemente hace hincapié en la innovación tecnológica y la eficiencia total. La
empresa Wärtsilä maximiza el desempeño ambiental y económico de los buques y las plantas de
energía de sus clientes.
www.wartsil.com
Fernando Matos – Marketing Specialist
[email protected]
Phone: +1(281)467-9406
Wireline Technologies
Wireline Technologies ofrece diseños de telefonía fija de alta calidad y de fibra óptica para el
petróleo, el gas, el carbón, sísmica, y la industria geotérmica. Mantenimiento, diseño y fabricación
de equipos de telefonía fija es su especialidad. La fiabilidad del producto, la satisfacción del cliente,
la integridad, la honestidad y la mejora continua son los pilares de Wireline Technologies. La empresa tiene una línea completa/fabricante de transportadores de línea fija, que se especializa en el
pozo abierto, pozo entubado/en acero, etc.
www.wireline.com
Russ Porath
[email protected]
Phone: +1(435)713-0200 Ext. 101
Worldwide Pipe & Supply
Worldwide Pipe & Supply fue establecida en 1998 como proveedor nacional e internacional
de tubos, tuberías, accesorios, bridas y válvulas. La empresa distribuye productos fabricados en
aceros inoxidables, cromo-molibdeno, carbono, aleación, etc.
www.worldwidepipe.com
Edilberto Lopez
[email protected]
Phone: +1(713)941-4119
ENERGIA A DEBATE
69
Industria eléctrica
Las empresas deberán anticiparse al cambio
Mucho se está haciendo para hacerle frente al cambio climático. Las acciones parten de las
preocupaciones y éstas generan tendencias, y para atender las primeras así como responder a
las segundas se requiere de conocimiento, el cual se genera a través de quienes están inmersos
en los sectores donde habrá de darse el cambio, uno de ellos el sector eléctrico.
Eduardo Reyes*
E
n diciembre de 2015 los principales
líderes mundiales se reunieron en París
para renovar el Tratado de Kioto, porque
el cambio climático sigue siendo una
prioridad para las naciones que,
desarrolladas o en vías de desarrollo, saben
que nos enfrentamos al mayor problema
global de este siglo, con consecuencias
devastadoras para el planeta en su conjunto,
si no existe una voluntad política clara.
Marco de referencia de transformación energética de Pwc
¿Cómo están afectando
las megatendencias
al sector energético?
¿Cuáles son los factores
de disrupción que
afectan al sector?
Avances
tecnológicos
Cambio climático
y escasez de recursos
Cambios
demográficos
Cambio del
poder económico
Comportamiento
del cliente
Competencia
Modelo de servicio
de producción
Canales
de distribución
Aceleración
de la urbanización
Gobierno
y regulación
Dinámica de disrupción
¿Qué podría significar
esto para los modelos
de mercado futuros?
¿Cuáles modelos
de negocios tienen
probabilidades
de evolucionar?
¿Qué transformaciones
son necesarias?
Orden y control
ecológico
Propósito
Generación
ultra-distribuida
Modelo de negocios
Sistemas locales
de energía
Modelo operativo/
capacidades
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Desempeño
financiero
Transformación de una empresa de energía y servicios públicos
* Director Estrategia Sector Infraestructura y Energía de PwC ([email protected]).
70
Modelo de RH
Super red regional
Trilema de energía
¿Cuál es la posición actual del mercado de energía de su país de origen respecto al “trilema” entre seguridad
de suministro, asequibilidad y sustentabilidad, y cuál espera que sea en el 2020?*
Puntuación
promedio
5.9
Indice
Asequibilidad
5.5
52
Sustentabilidad
3.6
61
Puntuación
promedio
5.7
Indice
Seguridad de asequibilidad
4.7
83
Seguridad de sustentabilidad
4.6
81
2015
Seguridad de suministro
2020
Seguridad de suministro
100
100
* Los encuestados recibieron un total de 15 puntos para distribuirlos
entre los tres objetivos del trilema. Tenían que utilizar todos los puntos.
El objetivo principal se indexó en 100.
Fuente: 14th PwC Global Power & Utilities Survey
Está surgiendo una combinación de cambios
de políticas, tecnología y clientes, y se está generando
una transformación en nuestra forma de pensar,
producir y utilizar la electricidad
Pero no sólo las naciones están
preocupadas por el cambio climático y sus
implicaciones; las organizaciones públicas
y privadas están siendo conscientes de las
consecuencias y están presentes desde
diferentes ámbitos para participar en las
acciones que tienen como fin mejorar el
bienestar del planeta en su conjunto. Por
otra parte, cada vez existen más iniciativas
y acciones concretas para desarrollar
nuevas tecnologías y estrategias que sean
base de una salida cooperativa al desafío
del cambio climático. Se trata, en muchos
casos, de disrupciones.
Según las empresas globales del Sector
Energía, consultadas para la 14a. Encuesta
de Electricidad 2015 realizada por PwC,
las posibilidades de llegar a un buen
acuerdo en torno al clima global en la
Cumbre de París, generarán un creciente
interés en los recursos renovables y las
tecnologías limpias durante los próximos
cinco años. Pero antes de esto, ¿cuáles son
las preocupaciones y las tendencias?
De acuerdo con la encuesta (realizada
entre enero y marzo de 2015 a altos
ejecutivos de 70 empresas de servicios
públicos en 52 países de Europa, América,
Asia Pacífico, Medio Oriente y Africa), al
evaluar el clásico trilema de energía:
seguridad, viabilidad financiera y
sustentabilidad, los encuestadores prevén
un mejor ambiente de negocios en torno al
clima que en los años anteriores. La
importancia y atención a la sustentabilidad
y a energías limpias incrementará del 61%
actual al 81% en sólo cinco años.
Tendencias de riesgos
De aquí a 2020 aumentará la preocupación
por todos los riesgos importantes que
afronta el sector eléctrico. Además los
principales riesgos de incertidumbre
regulatoria y las dificultades para atraer
inversiones, las empresas se encuentran en
estado de alerta por los siguientes riesgos:
l
l
Ataques cibernéticos sofisticados:
75% se preocupará por ellos en 2020,
en comparación con el 40% actual.
Riesgos de disponibilidad/suministro
de combustible: 77% espera que éste
sea un motivo de preocupación
moderado-muy alto en 2020, en
comparación con el 66% de 2015.
l Apagones: 74% se preocupará por
ellos en 2020, en comparación con
La procura y abastecimiento de proveedores
el 68% actual.
sigue siendo la prioridad más importante,
esto debido al cambio de enfoque hacia la
sustentabilidad, por encima de la viabilidad l Emisiones/contaminación del aire:
75% estará preocupado por este motivo
financiera. Este cambio en el enfoque será
en 2020, comparado con el 53% actual.
mayor en Sudamérica, pasando de 54 a
83% y menor en Asia Pacífico que irá de
La encuesta refleja que el sector eléctrico
55 a 66 por ciento.
comprende el desafío de los retos a los que
El reporte también reveló que las empresas
se enfrenta, pero no sabe con exactitud
productoras de electricidad alrededor del
cómo hacerles frente. Por ejemplo, en el
mundo están reportando una difícil
caso del cambio tecnológico son más los
transición. Consideran atender los riesgos
participantes de la encuesta que dicen que
inmediatos del sistema eléctrico, sin
sus empresas se están esforzando por
considerar las acciones orientadas a
responder eficazmente que los que han
atender problemas de largo plazo, lo cual
tenido éxito, 38% vs 25% y el resto se
genera una preocupación generalizada.
encuentra en medio de ambos porcentajes.
ENERGIA A DEBATE
71
Las empresas productoras
de electricidad alrededor
del mundo están
reportando una difícil
transición: atender
los riesgos inmediatos
del sistema eléctrico,
sin considerar las
acciones de largo plazo,
es una preocupación
generalizada.
72
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
La encuesta reveló una visión mixta
sobre cómo son las estrategias
sustentables actuales:
l
l
l
43% de los participantes de Norteamérica
y 35% de Europa señalan que los
modelos de negocios actuales de las
empresas de energía ya no sirven y que la
necesidad de cambiarlos es urgente.
La urgencia de cambiar los modelos de
negocios parece ser menor en las demás
regiones; 71% a nivel global acepta que
los medelos de negocios actuales no son
sustentables, pero consideran que el
cambio puede ser gradual.
58% considera que existen algunas
o muchas probabilidades de que
el sector enfrente una espiral
descendente o incluso fatal debido a
la falta de intermediarios, las
disrupciones tecnológicas y las
conductas de los consumidores.
Desde la perspectiva de PwC, es un hecho
que los peligros que enfrenta el sector
eléctrico se están intensificando y las
empresas deberán anticiparse al cambio;
por lo tanto, el reto será realizar acciones
oportunas para obtener el máximo
provecho de las oportunidad de mercado
de los antiguos sistemas y modelos de
negocios, al mismo tiempo que se hace la
transición a los nuevos modelos de
negocios necesarios durante el periodo de
transformación del sector.
En el nuevo Indice Disruptivo del Mercado
de Electricidad (Power & Utilities Market
Disruption Index), las recientes
disrupciones del mercado y la competencia
están ganando impulso en los mercados
de energía alrededor del mundo y se espera
que se intensifiquen durante los próximos
cinco años.
De aquí a 2020
aumentará la preocupación
por todos los riesgos
importantes que afronta
el sector de energía.
En la encuesta se resalta que al menos
uno de cada tres encuestados declaró
que su mercado no ha sufrido
prácticamente ninguna alteración,
pero en general ninguno espera que
esa situación permanezca así para
2020, porque está surgiendo una
combinación de cambios de
políticas, tecnología y clientes, y se
está generando una transformación
en nuestra forma de pensar, producir y
utilizar la electricidad.
En ese sentido, las áreas cuya
importancia es limitada o nueva para
el sector en la actualidad, como la
infraestructura smart
city, smart home y smart community,
los sistemas locales de energía, los
vehículos eléctricos y las soluciones
autónomas se volverán cada vez más
importantes junto al creciente énfasis
en las capacidades, como la innovación
de productos, plataformas de big data,
digitalización y seguridad en línea.
En términos generales, la 14a. Encuesta
de Electricidad de PwC muestra un
panorama que debe entenderse para
plantear acciones que contribuyan a
soluciones que beneficien al planeta.
ENERGIA A DEBATE
73
Visión latinoamericana
Perú, perdido en su apertura petrolera
El país andino creó su propio laberinto y se extravió en él.
H
ace dos décadas, Perú iniciaba
reformas en su rumbo económico,
incluido el sector hidrocarburos.
Lo anterior, para captar fuertes
inversiones de capital privado internacional
para dinamizar su actividad económica. Por
varios años, bajo este modelo, Perú pudo
mantener un fuerte crecimiento económico y
con ello realizó algunas mejoras sociales para
sus ciudadanos.
En el sector hidrocarburos, creó Perúpetro para incentivar y fiscalizar la actividad
exploratoria y para que su empresa estatal
Petroperu no fuera más juez y parte, replicando el modelo adoptado en Colombia y
Brasil. Es un modelo con algunas similitudes
con el que ahora se impulsa ahora en Mexico.
Sin embargo, la estatal Petroperú fue obligada
a retirarse de la exploración y producción y se
quedó con activos de transporte, refinación y
comercialización. ¿Una empresa petrolera sin
actividades en el upstream?
Los resultados de las reformas en el sector hidrocarburos nos muestran aspectos muy
positivos en materia de reservas, producción
y expansión de la cadena de gas natural. Las
reservas probadas aumentaron y llegan a 15
trillones de pies cúbicos (TPC). Si incluimos
reservas descubiertas sin mercado, podemos
estimar 20 TPC.
Camisea detono fuertes inversiones
privadas en la cadena de gas natural, donde el
gas desplazó a más costosos y contaminantes
derivados del petróleo y generó importantes
ahorros para el país. La exportación de GNL
se consolidó y continúa a pesar de los bajos
precios en el mercado de destino. Paralelamente, con mucho acierto, se ha trabajado en
masificar el gas en el mercado interno y ahora
Alvaro Ríos Roca*
se construye el Gasoducto Sur Andino, importante proyecto para impulsar mas demanda en
el Sur de Perú. La producción de gas llega ya
1,400 MMPCD y seguirá en aumento.
La situación del petróleo es diametralmente opuesta. Las reservas han caído y la
producción de petróleo cayó de 126,000 barriles/día a 60,000 barriles/día en menos de
dos décadas. Éxito en gas natural y fracaso
en petróleo sería una primera conclusión. La
geología y política más favorables al gas natural
tienen mucho que ver en este asunto.
Empero, Perú ha creado y se ha extraviado en su propio laberinto en relación a
tres temas que consideramos fundamentales
y que tiene a las inversiones casi paralizadas.
El primer tema es la estatal Petroperú. Existen
serias desavenencias y fuerte confrontación interna en los actores influyentes del sector y en
la ciudadanía sobre el norte de esta empresa.
Muchos quisieran desaparecerla este
mismo día, debido a su pasado bastante
obscuro, ineficiente y de mucha corrupción.
Claro que tienen algo de razón. Muchos otros
quieren que regrese con fuerza a la actividad
de exploración y explotación. También tienen
algo de razón, debido a que nuestros países
necesitan sus empresas estatales por temas
estratégicos y para detener muchas veces la
agresividad, monopolio y condicionamientos
que ejerce el sector privado.
A Perú le queda un camino para salir de
este empantanamiento sobre Petroperu. Debe
blindarla necesariamente del poder político
de turno, estableciendo políticas claras en
relación al nombramiento de su directorio y su
presidente ejecutivo para que no respondan
a los designios y caprichos del poder político.
Las empresas politizadas y sin blindaje no van
a ningún lado. “To be or not to be Petroperú?”.
Diríamos “To be Petroperú”, pero bajo en esquema de fuerte blindaje del poder político
para que no se repita lo de Petrobras y lo
ocurrido en el pasado con otras empresas
estatales en la región. Esta indefinición sobre
Petroperú afecta mucho las inversiones y la
continuidad de operaciones en el sector.
Un segundo asunto pasa por el tema
ambiental y de consulta previa. Un análisis nos
muestra que obtener permisos ambientales
para realizar actividades en Perú es engorroso,
toma demasiado tiempo y se torna muy costoso. Las autoridades del sector ambiental han
confundido su rol y han hecho que importantes
inversiones se cancelen principalmente por la
complejidad en los papeles. Al presente, hay
30 proyectos exploratorios en fuerza mayor.
El tema de la consulta previa se suma al
de permisos ambientales. No se tienen reglas
claras sobre cómo encarar la consulta previa y,
peor aún, cómo y quién debe realizar la compensación. Muchas comunidades, asesoradas
por muy interesadas ONGs, se han sumado a
que inversiones por concretarse se detengan y
las autoridades no se animan a intervenir con
firmeza los bloqueos y paros.
Finalmente, está el tema de las autoridades y cabezas del sector hidrocarburos. Caen
como fruta madura en un huerto y duran escasos meses en sus funciones. Son acusados de
corrupción muy rápidamente, se los sataniza
y enjuicia, la mayoría de las veces sin razón y
con fines totalmente políticos o figurativos. Los
funcionarios tienen miedo de tomar decisiones
oportunas y esto ha paralizado inversiones.
Perú ha creado su propio laberinto energético y, lo que es peor, no sabe cómo salir
del mismo.
* Socio Director de Gas Energy Latina America (GELA) y Drillinginfo. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y ministro de Hidrocarburos
de Bolivia ([email protected])
74
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015
Turbina FT8 PW POWER SYSTEMS instalada por
Rengen Energy Solutions en Central Termoeléctrica
Valle de México - CFE
ENERGIA A DEBATE
NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015