III. POLÍTICA ENERGÉTICA

III. POLÍTICA ENERGÉTICA
Inicia operaciones el Fondo Mexicano del Petróleo
para la Estabilización y el Desarrollo (FMP), cuya
institución fiduciaria es el Banco de México (FMP)
El 1º de enero de 2015, el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) dio a conocer el inicio
operaciones el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo
(FMP), en cumplimiento a la reforma constitucional en materia de energía publicada el
20 de diciembre de 2013.
El FMP tiene por objeto recibir, administrar y distribuir los ingresos derivados de los
contratos y asignaciones para la exploración y extracción de hidrocarburos.
El FMP transferirá los recursos que reciba al Presupuesto de Egresos de la Federación
(PEF) y a los demás fondos de estabilización y especiales conforme a las disposiciones
aplicables y acumulará, con los recursos excedentes, una reserva de ahorro de largo
plazo en beneficio de las generaciones presentes y futuras.
De esta manera, el FMP se constituye como una herramienta de transparencia y
rendición de cuentas a través de la cual los mexicanos conoceremos puntualmente el
origen y destino de los ingresos petroleros. Para este propósito, el FMP pone a
disposición del público la siguiente página de Internet para dar a conocer sus
actividades: www.fmped.org.mx.
Asimismo, el FMP informó que dará a conocer información al público conforme al
siguiente calendario de difusión durante 2015:
1250
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
16 de enero
Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.
Informe Trimestral-Cuarto Trimestre 2014 y Estados Financieros al 31 de
30 de enero
diciembre.
27 de febrero
Estados Financieros al 31 de enero y Transferencias1/ de enero.
Estados Financieros al 28 de febrero, Transferencias1/ de febrero e Información
31 de marzo
Estadística sobre las Asignaciones para la Exploración y Extracción de
Hidrocarburos para el mes de enero.
23 de abril
Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.
Informe Trimestral Primer Trimestre 2015, Estados Financieros al 31 de marzo,
30 de abril
Transferencias1 de marzo e Información Estadística de las Asignaciones para
febrero.
Estados Financieros al 30 de abril, Transferencias1/ de abril e Información
30 de mayo
Estadística de las Asignaciones para marzo.
Estados Financieros al 31 de mayo, Transferencias1/ de mayo e Información
30 de junio
Estadística de las Asignaciones para abril.
23 de julio
Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.
Informe Trimestral Segundo Trimestre 2015, Estados Financieros al 30 de junio,
31 de julio
Transferencias1/ de junio e Información Estadística de las Asignaciones para
mayo.
Estados Financieros al 31 de julio, Transferencias1/ de julio e Información
31 de agosto
Estadística de las Asignaciones para junio.
Estados Financieros al 31 de agosto, Transferencias1/ de agosto e Información
30 de septiembre
Estadística de las Asignaciones para julio.
22 de octubre
Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.
Informe Trimestral Tercer Trimestre 2015, Estados Financieros al 30 de
30 de octubre
septiembre, Transferencias1/ de septiembre e Información Estadística de las
Asignaciones para agosto.
Estados Financieros al 31 de octubre, Transferencias de octubre e Información
30 de noviembre
Estadística de las Asignaciones para septiembre.
Estados Financieros al 30 de noviembre, Transferencias de noviembre e
31 de diciembre
Información Estadística de las Asignaciones para octubre.
1/ Las transferencias incluyen aquellas a favor de los diversos fondos de estabilización y sectoriales listados
desde la Constitución, así como las que se envían a la Tesorería de la Federación (TESOFE) para cubrir la
parte correspondiente de los ingresos petroleros.
FUENTE: FMP.
Adicionalmente, conforme se suscriban los contratos para la exploración y extracción
de hidrocarburos, el FMP publicará la información estadística relacionada con los
mismos.
Fuente de información:
http://www.banxico.org.mx/informacion-para-la-prensa/comunicados/miscelaneos/boletines/%7BCF5994831078-EC1C-E326-5F7F3399B452%7D.pdf
Política Energética
1251
Petróleo: el 2014 no es el 2008 (BBVA Research)
El 12 de enero de 2015, la sección de estudios económicos de BBVA Research dio a
conocer el artículo “Petróleo: el 2014 no es el 2008” que se presenta a continuación.
El ajuste de los precios del petróleo a finales de 2008 coincidió con la quiebra de
Lehman Brothers y el inicio de la crisis global, lo que disminuyó fuertemente la
demanda mundial esperada de crudo. Asimismo, la mayor aversión global al riesgo
producto de la crisis financiera revirtió los flujos financieros hacia las materias primas,
entre otros activos de riesgo. En otras palabras, la corrección del petróleo en 2008
anticipaba un colapso del crecimiento mundial y de la demanda de crudo, como
finalmente sucedió.
La caída de precios del crudo desde julio de 2014 ha reflejado también una cierta
moderación de las expectativas de crecimiento mundial, pero en su mayoría (entre 2/3
y 3/4 de la caída) ha respondido a factores de oferta.
Resulta interesante dividir la caída de precios desde julio del año pasado en dos
períodos diferentes. En el primer período, entre julio y finales de noviembre se acumula
aproximadamente la mitad de la caída del precio observada hasta ahora. A esta caída
del precio contribuyeron por un lado la disminución de las previsiones de crecimiento
mundial (basta ver las revisiones a la baja de las previsiones del Fondo Monetario
Internacional (FMI) a lo largo de 2014 hasta octubre) y, por otro lado, las sorpresas al
alza de la producción de crudo en países donde las tensiones geopolíticas anticipaban
una oferta más moderada, como por ejemplo el caso de Libia. Con todo, un elemento
importante también fue el continuado aumento de la producción de crudo no
convencional en Estados Unidos de Norteamérica (shale-oil), que confiaba en que la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) (especialmente Arabia
Saudita) seguiría cumpliendo el rol de estabilizar los precios alrededor de 100 dólares
por barril.
1252
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Pero ese rol estabilizador de Arabia Saudita se empezó pronto a poner en duda y se
confirmó con el mantenimiento de la producción de la OPEP en su reunión del 27 de
noviembre. A partir de ese momento el mercado ha seguido buscando el precio de
equilibrio de corto plazo, sin dos de los actores que normalmente han servido en el
pasado para amortiguar las caídas de precio. En primer lugar, la OPEP (Arabia Saudita)
ante el shock de oferta del shale-oil ha decidido conservar su cuota de mercado y dejar
que el precio se ajuste a la baja. En segundo lugar, las instituciones financieras que
solían entrar en el lado comprador en caso de caídas fuertes de precio ahora se ven más
restringidas para hacerlo por los cambios regulatorios recientes.
El resultado es un precio del petróleo que no ha encontrado aún un suelo natural y que
puede incluso sobrerreaccionar a la baja en el corto plazo. Los precios actuales ya están
generando recortes importantes de planes de inversión en el sector petrolero,
especialmente el no convencional (shale-oil), aunque la producción que ya está en
marcha continuará por un tiempo. Esto augura precios moderados en 2015 mientras
persiste la sobreoferta, pero también un aumento de precios en el mediano plazo,
producto de esa menor inversión. Todo esto en un entorno de alta incertidumbre y
volatilidad de precios hacia adelante, tanto en el corto como en el mediano plazo.
Volviendo a la fuente de la caída de precios, resulta positivo para el crecimiento
mundial que la mayor parte de la caída provenga del lado de la oferta, en lugar de una
menor demanda. ¿Por qué? Un shock de oferta aumenta la renta disponible de las
familias y la productividad de las empresas que demandan energía, lo que favorece el
consumo y la inversión y más que compensa el efecto negativo sobre los productores.
Las estimaciones de BBVA Research apuntan a un efecto positivo en el crecimiento
mundial que llegaría a 0.4 puntos porcentuales en 2015 y 2016. Será un paliativo
significativo para aquellas economías que pasaban por una desaceleración cíclica o
Política Energética
1253
incluso las que, como productoras, enfrentan un impacto directo negativo de un petróleo
más bajo.
Fuente de información:
https://www.bbvaresearch.com/wp-content/uploads/pdf/3220_60098.pdf
Petróleo crudo de exportación (Pemex)
El 26 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante el
período enero-noviembre del año 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo
crudo de exportación fue de 89.85 dólares por barril (d/b), lo que significó una
reducción de 9.39%, con relación al mismo período de 2013 (99.16 d/b).
Cabe destacar que en noviembre de 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo
crudo de exportación fue de 71.64 d/b, cifra 10.18% menor con respecto al mes
inmediato anterior, 21.94% menor con relación a diciembre pasado (91.78 d/b) y
20.14% menor si se le compara con el onceavo mes de 2013.
Durante los once primeros meses de 2014, se obtuvieron ingresos por 34 mil 16
millones de dólares por concepto de exportación de petróleo crudo mexicano en sus tres
tipos, cantidad que representó una disminución de 12.78% respecto al mismo período
de 2013 (39 mil 2 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron ingresos por
26 mil 732 millones de dólares (78.59%), del tipo Olmeca se obtuvieron 2 mil 921
millones de dólares (8.58%) y del tipo Istmo se percibió un ingreso de 4 mil 364
millones de dólares (12.83%).
1254
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO
-Millones de dólaresPor región
Total
Istmo
Mayaa/
Olmeca
255
381
1 570
1 428
1 050
683
14 113
17 689
22 513
27 835
32 419
37 946
América
Europa
2 308
3 188
4 246
5 443
4 469
4 712
14 622
19 003
24 856
30 959
33 236
38 187
1 495
1 886
2 969
3 174
3 858
4 319
Lejano
Orienteb/
560
369
504
574
843
836
2003
2004
2005
2006
2007
2008
16 676
21 258
28 329
34 707
37 937
43 342
2009
25 605
327
21 833
3 445
22 436
2 400
769
2010
35 985
2 149
27 687
6 149
31 101
3 409
1 476
2011
49 380
3 849
37 398
8 133
41 745
4 888
2 747
2012
46 852
3 904
35 194
7 754
37 051
6 611
3 190
2013
42 723
3 928
34 911
3 884
32 126
6 476
4 121
Enero
4 021
444
2 978
599
3 145
780
96
Febrero
3 600
227
2 941
432
2 763
376
460
Marzo
3 521
295
2 791
435
2 493
492
537
Abril
3 792
342
3 098
351
2 949
584
259
Mayo
3 149
83
2 775
291
2 096
593
460
Junio
3 199
172
2 744
284
2 440
494
265
Julio
3 787
297
3 193
297
2 693
509
585
Agosto
3 616
371
3 006
238
2 667
666
283
Septiembre
3 576
379
2 964
233
2 678
743
154
Octubre
3 512
348
2 942
222
2 626
497
389
Noviembre
3 229
416
2 617
196
2 585
279
365
Diciembre
3 722
555
2 861
306
2 991
462
269
34 016
3 292
4 364
542
26 732
2 442
2 921
308
24 828
2 694
6 424
554
2 764
43
Febrero
3 324
498
2 554
272
2 417
529
378
Marzo
3 283
490
2 520
274
2 109
735
439
Abril
3 017
375
2 416
226
1 926
684
407
Mayo
3 349
391
2 652
306
2 388
735
225
Junio
3 187
236
2 552
399
2 335
657
195
Julio
2 993
317
2 494
181
2 249
558
186
Agosto
3 136
251
2 623
261
2 385
526
225
2014
Enero
Septiembre
R/2
980
372
R/2
395
214
2 245
R/437
R/298
Octubre
R/2
813
464
R/2
138
211
2 123
478
R/213
Noviembre
2 644
a/ Incluye Crudo Altamira.
b/ Incluye otras regiones.
FUENTE: Pemex.
429
1 947
268
1 956
532
156
Fuente de información:
http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf
http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evalorexporta_esp.pdf
Política Energética
1255
Volumen de exportación de petróleo (Pemex)
De conformidad con información de Pemex, durante el período enero-noviembre de
2014, se exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.133 millones
de barriles diarios (mb/d), cantidad 3.82% menor a la reportada en el mismo lapso de
2013 (1.178 mb/d).
En noviembre de 2014, el volumen promedio de exportación fue de 1.230 mb/d, lo que
significó un aumento de 8.08% respecto al mes inmediato anterior (1.138 mb/b), menor
en 5.96% con relación a diciembre de 2013 (1.308 mb/d) y 2.5% superior si se le
compara con noviembre del año anterior (1.200 mb/d).
Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante el período
enero-noviembre de 2014, fueron los siguientes: al Continente Americano (73.08%) a
Europa (18.62%) y al Lejano Oriente (8.38%).
EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO MEXICANO
-Miles de barriles diarios1 700
1 600
1 500
1 230
1 400
1 300
1 200
1 100
1 000
EFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASON
2010
2011
2012
FUENTE: Petróleos Mexicanos.
Fuente de información:
http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evolexporta_esp.pdf
2013
2014
1256
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Se recibe autorización para establecer las tarifas finales
de energía eléctrica a usuarios domésticos (SHCP)
El 1º de enero de 2015, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) publicó en
el Diario Oficial de la Federación el “Acuerdo por el que se autoriza a la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público a establecer las tarifas finales de energía eléctrica del
suministro básico a usuarios domésticos”, el cual se presenta a continuación.
ENRIQUE PEÑA NIETO, Presidente de los Estados Unidos Mexicanos, en ejercicio
de la facultad que me confiere el artículo 89, fracción I de la Constitución Política de
los Estados Unidos Mexicanos, con fundamento en los artículos 31 y 33 de la Ley
Orgánica de la Administración Pública Federal, y 139 de la Ley de la Industria
Eléctrica, y
CONSIDERANDO
Que el artículo 139, párrafo primero de la Ley de la Industria Eléctrica, señala que la
Comisión Reguladora de Energía aplicará las metodologías para determinar el cálculo
y ajuste de las Tarifas Reguladas, las tarifas máximas de los Suministradores de Último
Recurso y las tarifas finales del Suministro Básico;
Que el párrafo segundo del citado precepto establece que el Ejecutivo Federal podrá
determinar un mecanismo de fijación de tarifas distinto al de las tarifas finales
determinadas por la Comisión Reguladora de Energía, para determinados grupos de
Usuarios del Suministro Básico;
Que en tanto la Comisión Reguladora de Energía emita las directivas de precios de
electricidad y la reglamentación sobre las actividades reguladas de la industria eléctrica
que sustituyan, los acuerdos tarifarios emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito
Política Energética
1257
Público seguirán vigentes, así como los ajustes, modificaciones y reestructuraciones
que derivan de ellos;
Que el Transitorio Sexto del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica señala que
las disposiciones emitidas con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley de la Industria
Eléctrica relativas a contratación, tarifas, medición, facturación, cobranza y demás
conceptos relacionados con el suministro y venta de energía eléctrica seguirán vigentes
hasta en tanto se expiden nuevas disposiciones sobre estas materias;
Que los costos de generación de la Comisión Federal de Electricidad han tenido una
evolución favorable durante 2014, lo que se espera continúe en el próximo año;
Que los usuarios de la tarifa doméstica de alto consumo reciben de forma automática el
beneficio de la reducción de los precios de los energéticos utilizados en la generación
de energía eléctrica, por lo que se deben mantener los mecanismos vigentes para su
determinación y actualización mensual, y
Que resulta indispensable emprender acciones conducentes para reflejar durante el año
2015 el efecto de la reducción en los costos de generación, mediante la suspensión del
mecanismo de aumento de las tarifas finales del suministro básico de energía eléctrica
para uso doméstico, así como procurar una reducción para ese año, de los cargos
tarifarios vigentes durante diciembre de 2014, con el objetivo de transmitir ese
beneficio a los hogares mexicanos, he tenido a bien expedir el siguiente
ACUERDO
ARTÍCULO ÚNICO. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público determinará el
mecanismo de fijación de las tarifas finales de energía eléctrica del Suministro Básico
a usuarios domésticos para el año 2015, con el fin de reducir los cargos tarifarios que
se encuentren vigentes durante diciembre de 2014.
1258
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
TRANSITORIOS
PRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor el 1º de enero de 2015 y concluirá su
vigencia el 31 de diciembre de 2015.
SEGUNDO. Se derogan las disposiciones administrativas en materia tarifaria que se
opongan a lo establecido en este Acuerdo.
Fuente de información:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5377944&fecha=01/01/2015
Segunda Sesión del Comité Técnico del Fondo Mexicano
del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (SHCP)
El 8 de diciembre de 2014, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dio a
conocer que el Comité Técnico del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización
y el Desarrollo sesionó por segunda ocasión.
Durante la sesión, los miembros del Comité Técnico aprobaron lineamientos generales
para la apertura y manejo de cuentas en el Banco de México y en otras instituciones
financieras. Dichas cuentas tendrán como propósito la recepción, administración y
distribución de los ingresos de las asignaciones y los contratos. Asimismo, el Comité
facultó al Fiduciario para llevar a cabo las transferencias ordinarias a los Fondos de
Estabilización, a otros destinos específicos y a la Tesorería de la Federación para cubrir
el Presupuesto de Egresos de la Federación, conforme a lo establecido en la Ley. Con
estas aprobaciones se garantiza que el Fondo Mexicano del Petróleo cuente con las
herramientas necesarias para el cumplimiento de sus funciones a partir del primero de
enero del 2015.
De igual forma, durante la sesión fueron aprobados los lineamientos para evitar
cualquier conflicto de interés que pudiera suscitarse en el manejo de los recursos entre
Política Energética
1259
el Banco de México (Banxico) y el Fondo Mexicano del Petróleo. Adicionalmente, se
aprobaron las políticas para la clasificación de la información contenida en las actas del
Comité Técnico del Fondo, conforme a la normatividad vigente. La aprobación de estos
instrumentos asegura la rendición de cuentas y el manejo transparente de los recursos
provenientes de los contratos y asignaciones para la exploración y extracción de
hidrocarburos.
En línea con lo anterior, se presentó la propuesta para la página de internet del Fondo,
la cual empezará a funcionar a partir del primero de enero del próximo año. En este
portal, cualquier interesado podrá consultar las actividades realizadas en el trimestre
anterior y los principales resultados financieros, los montos de las transferencias
realizadas para el Presupuesto de Egresos y a los diversos Fondos de Estabilización,
entre otras operaciones.
Por último, en un marco de cooperación entre el Banxico con las distintas Secretarías y
Dependencias Federales se aprobó un convenio de colaboración y asistencia técnica en
el que participan el propio Banxico como fiduciario en el Fondo Mexicano del Petróleo,
así como la SHCP, la Secretaría de Energía (Sener), el Servicio de Administración
Tributaria (SAT) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Lo anterior con el
objeto de contar con mecanismos de coordinación institucional e intercambio de
información para que el Fondo cumpla plenamente con sus funciones.
Fuente de información:
http://www.shcp.gob.mx/Biblioteca_noticias_home/comunicado_108_2014.pdf
1260
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Logrará Petróleos Mexicanos ahorros por
eficiencias de más de 21 mil millones de
pesos en cuatro años en el área de Procura
y Abastecimiento (Pemex)
El 19 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) logrará en cuatro años ahorros
por eficiencias por más de 21 mil 300 millones de pesos en la contratación de bienes,
servicios, arrendamientos y obra pública sólo en los contratos gestionados en 2014 por
la nueva Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento (DCPA). De estos
ahorros, 35% (7 mil 662 millones de pesos) correspondieron a 2014.
El otro 65% corresponde a 2015-2018, ya que muchos contratos de Pemex son
plurianuales. Lo anterior es resultado de la obtención de mejores condiciones de precios
en los procesos de compra y adquisiciones.
A partir de la creación el año pasado de la DCPA se centralizó en Pemex la función de
procura, implementando el abastecimiento estratégico y la gestión por categorías como
base fundamental para la generación de valor, que han permitido obtener condiciones
más favorables en las contrataciones.
Asimismo, se inició un programa de desarrollo de la proveeduría, estableciendo
relaciones más integrales y fortaleciendo la industria local. A su vez, la DCPA ha
implementado un programa de homologación de los procedimientos de contratación
para contar con un solo proceso unificado, más ágil, competitivo y transparente.
En este sentido, algunos de los principales logros del área de procura y abastecimiento
han sido los siguientes:
Reducir en 51% el número de centros de compra, los cuales pasaron de 120 a 59. Se
planea llegar a tener únicamente 20 o 25 centros a fines del presente año, lo que
significará una reducción total de 81 por ciento.
Política Energética
1261
Consolidar su estructura y optimizar la plantilla de personal en un 17%, al pasar de
1 mil 236 plazas a 1 mil 32, sin haber interrumpido operaciones.
Reducir el número de contratos de más de 27 mil a 21 mil 600, es decir una reducción
de 21 por ciento.
Gestionar aproximadamente 50% del monto contratable de Pemex en el área de procura
mediante la implementación estratégica de gestión por categorías que en 2014 quedó
conformada por 23 categorías, y que para el presente año se planea crecer a 53 para
ejercer 64% del monto total contratable.
Aplicar las mejores prácticas simplificadas, reduciendo el número de procedimientos
de contratación desiertos hasta en 50%, así como una reducción de 30% en el tiempo
empleado en cada uno de ellos.
Por otro lado, Pemex dio cumplimiento al compromiso de realizar compras a las micro,
pequeñas y medianas empresas nacionales, alcanzando un monto de 19 mil 171
millones de pesos en 2014, equivalente a 108% de la meta establecida.
Con objeto de transformar a Pemex en una empresa competitiva, a la altura de los más
altos estándares internacionales, la DCPA tiene como objetivo la alineación del
Programa Anual de Contrataciones con el presupuesto y las necesidades del negocio,
así como lograr la visibilidad global del gasto, mediante una sola plataforma de
información para toda la empresa.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-006-nacional.aspx
1262
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Clasifican y codifican hidrocarburos y
petrolíferos cuya importación y exportación
está sujeta a permiso previo (SE, SENER)
El 29 de diciembre de 2014, las Secretarías de Economía (SE) y de Energía (SENER)
publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el “Acuerdo por el que se
establece la clasificación y codificación de Hidrocarburos y Petrolíferos cuya
importación y exportación está sujeta a Permiso Previo por parte de la Secretaría de
Energía”, el cual se presenta a continuación.
PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, Secretario de Energía, e ILDEFONSO GUAJARDO
VILLARREAL, Secretario de Economía, con fundamento en los artículos 33,
fracciones I, XXIV y XXXI y 34, fracción XXXIII de la Ley Orgánica de la
Administración Pública Federal; 4°, fracción III, 5°, fracción III, 17, 20 y 21 de la Ley
de Comercio Exterior; 36-A, fracciones I, inciso c) y II inciso b), 104, fracción II y 113,
fracción II de la Ley Aduanera; 48, fracción I, y 80, fracción I, inciso c), de la Ley de
Hidrocarburos; 4, fracción III, 13 y 14, del Reglamento de las actividades a que se
refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos; 1 y 4, del Reglamento Interior de
la Secretaría de Energía, y 5, fracción XVI del Reglamento Interior de la Secretaría de
Economía, y
CONSIDERANDO
Que la Ley de Hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de
agosto de 2014, establece que corresponde a la Secretaría de Energía otorgar, modificar
y revocar los permisos para la exportación e importación de Hidrocarburos y
Petrolíferos en términos de la Ley de Comercio Exterior y con el apoyo de la Secretaría
de Economía.
Política Energética
1263
Que en términos de la Ley de Hidrocarburos, a partir del 1º de enero de 2015, la
Secretaría de Energía podrá otorgar los permisos a que se refiere el considerando
anterior.
Que conforme a lo dispuesto por los artículos 20 de la Ley de Comercio Exterior, y 36A fracciones I inciso c) y II inciso b), 104 y 113 de la Ley Aduanera, solamente pueden
hacerse cumplir en el punto de entrada o salida al país, las regulaciones y restricciones
no arancelarias cuyas mercancías hayan sido identificadas en términos de sus fracciones
arancelarias y nomenclatura que les corresponda, conforme a la tarifa respectiva.
Que por lo anterior es necesario dar a conocer a los particulares el procedimiento y
requisitos que deberán seguir para solicitar un Permiso Previo de importación o de
exportación de hidrocarburos y petrolíferos ante la Secretaría de Energía.
Que en cumplimiento a lo señalado por la Ley de Comercio Exterior, la Comisión de
Comercio Exterior opinó favorablemente la medida a que se refiere el presente
Acuerdo, por lo que se expide el siguiente:
ACUERDO POR EL QUE SE ESTABLECE LA CLASIFICACIÓN Y
CODIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS Y PETROLÍFEROS CUYA
IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN ESTÁ SUJETA A PERMISO PREVIO
POR PARTE DE LA SECRETARÍA DE ENERGÍA
1. El presente Acuerdo tiene por objeto regular la importación y exportación de
Hidrocarburos y Petrolíferos, las cuales estarán sujetas al requisito de Permiso
Previo por parte de la Secretaría de Energía en los términos y condiciones que se
señalan y sin perjuicio del cumplimiento de las demás disposiciones jurídicas
aplicables.
1264
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
2. Las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal que tienen
atribuciones para regular el comercio exterior, continuarán estableciendo, en el
ámbito de sus respectivas competencias y en términos de las disposiciones
aplicables, las medidas de control a la importación y exportación de los bienes que
les corresponda regular.
3. Para los efectos del presente Acuerdo, además de las definiciones contenidas en la
Ley de Hidrocarburos, se entenderá por:
I.
COCEX: Comisión de Comercio Exterior;
II.
Exportación: La salida de las mercancías del territorio nacional para
permanecer en el extranjero, ya sea en forma temporal o definitiva;
III. Exportador: Cualquier persona física o moral que directa o indirectamente,
de modo habitual, ocasional o por primera ocasión realice la exportación de
alguna de las mercancías a que se refiere el presente Acuerdo;
IV. Importación: La entrada al territorio nacional de las mercancías reguladas
en el presente Acuerdo para permanecer en él, ya sea en forma temporal o
definitiva;
V.
Importador: Cualquier persona física o moral que directa o indirectamente,
de modo habitual, ocasional o por primera ocasión realice la importación de
alguna de las mercancías a que se refiere el presente Acuerdo;
VI. Permiso Previo, en singular o plural: La autorización que expide la
Secretaría de Energía para la importación o exportación de las mercancías a
que se refiere el presente Acuerdo, de conformidad con la atribución que le
confiere el artículo 80 fracción I, inciso c) de la Ley de Hidrocarburos;
Política Energética
1265
VII. SENER: Secretaría de Energía;
VIII. Tarifa: Tarifa arancelaria de la Ley de los Impuestos Generales de
Importación y de Exportación, y
IX. Ventanilla Digital: Ventanilla Digital Mexicana de Comercio Exterior, que
en términos de su Decreto de creación es el instrumento que permite a los
agentes de comercio exterior realizar, a través de un punto de entrada
electrónico, todos los trámites de importación, exportación y tránsito de
mercancías.
4. En lo no previsto en el presente Acuerdo en materia de actos, procedimientos y
resoluciones administrativas, será aplicable la Ley Federal de Procedimiento
Administrativo.
5. Se sujeta al requisito de Permiso Previo, por parte de la SENER, la importación
definitiva o temporal de las mercancías descritas en el Anexo I del presente
Acuerdo, comprendidas en las fracciones arancelarias de la Tarifa que se indican.
6. Se sujeta al requisito de Permiso Previo, por parte de la SENER, la exportación
definitiva o temporal de las mercancías descritas en el Anexo II del presente
Acuerdo, comprendidas en las fracciones arancelarias de la Tarifa que se indican.
7. Las solicitudes de Permiso Previo de importación y de exportación a que se refiere
este Acuerdo deberán presentarse mediante la Ventanilla Digital o en la oficina
central de la SENER con domicilio en la Ciudad de México, Distrito Federal, en
los términos que establezcan los trámites inscritos en el Registro Federal de
Trámites y Servicios.
1266
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
8. Para las solicitudes de permiso de importación y de exportación a que se refiere el
punto anterior, los interesados podrán consultar en la página web de la SENER los
formatos y los requerimientos que deberán presentar.
9. Para el otorgamiento de los Permisos Previos, así como sus prórrogas y
modificaciones a que se refiere este Acuerdo, la SENER requerirá opinión de la
Unidad de Política de Ingresos Tributarios de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público y de la Dirección General de Industrias Ligeras de la Secretaría de
Economía, respectivamente.
10. Únicamente tratándose de gas licuado de petróleo a granel, comprendido en las
fracciones arancelarias 2711.12.01, 2711.13.01, 2711.19.01, 2711.19.03 y
2711.19.99, se deberá adjuntar a la solicitud de Permiso Previo de importación
copia de la siguiente documentación, según sea el caso:
I.
Contrato de servicio de almacenamiento;
II.
Permiso de almacenamiento;
III. Contrato de servicio de transporte;
IV. Permiso de transporte;
V.
Permiso de distribución, y
VI. Permiso de comercialización.
11. Únicamente tratándose de los petrolíferos clasificados en las fracciones
arancelarias 2710.12.04, 2710.19.04, 2710.19.05, 2710.19.08, 2710.19.99,
2711.12.01, 2711.13.01 y 2711.19.01, se deberá adjuntar a la solicitud de Permiso
Política Energética
1267
Previo de exportación copia del análisis físico-químico del producto que se
pretende exportar.
12. En caso de que la solicitud no contenga la información o documentación necesaria
o no cumpla con los requisitos aplicables, la SENER deberá prevenir al interesado
por escrito y por una sola vez, dentro de los cinco días siguientes a la recepción de
la solicitud, para que subsane las omisiones y en caso de que transcurrido el plazo
que se haya fijado, no se desahogue la prevención, se desechará el trámite.
Si dentro del plazo señalado en el párrafo anterior la SENER no emite
requerimiento alguno se tendrá por admitida la solicitud.
Cuando la SENER haya prevenido al interesado, el plazo para la emisión de la
resolución del Permiso Previo de importación o de exportación se suspenderá y se
reanudará a partir del día siguiente a aquel en que el interesado desahogue la
prevención.
13. La SENER resolverá las solicitudes de Permiso Previo de importación o de
exportación en un plazo de trece días si la solicitud se presentó a través de la
Ventanilla Digital, y si se presentó en la oficina central de la SENER, en un plazo
de quince días, ambos contados a partir del día siguiente a la fecha de su
presentación. Cumplidos los plazos antes señalados y si no obra notificación por
parte de la SENER, se entenderá que la autorización ha sido otorgada. Por lo que a
petición del solicitante, se deberá expedir el permiso respectivo, en términos de la
Ley Federal de Procedimiento Administrativo.
En el caso de prórrogas y de modificación de descripción de las especificaciones,
la resolución se emitirá en un plazo no mayor a trece días si la solicitud se presentó
en la Ventanilla Digital, y de quince días si se presentó en la oficina central de la
SENER, contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud.
1268
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
14. Los Permisos Previos de importación y de exportación constarán en el oficio de
resolución correspondiente, el cual contendrá el número de permiso respectivo.
15. Los Permisos Previos de importación y de exportación tendrán una vigencia de un
año, prorrogable por un período igual y hasta en tres ocasiones, siempre que las
circunstancias de hecho o los criterios con los que se otorgó continúen vigentes.
16. La SENER no otorgará Permisos Previos a la importación o la exportación de las
mercancías señaladas en los Anexos I y II del presente Acuerdo cuando:
I.
La opinión de la Unidad de Política de Ingresos Tributarios de la Secretaría
de Hacienda y Crédito Público señale que la autorización generará una
afectación en las finanzas públicas del país o exista una disposición expresa
en este sentido;
II.
La Dirección General de Industrias Ligeras de la Secretaría de Economía
emita opinión sobre la suficiencia de la producción nacional tratándose de
importaciones, o sobre la insuficiencia en dicha producción respecto de
exportaciones, pudiendo consultar a otras dependencias del gobierno federal,
a empresas productivas del Estado, o a las asociaciones de empresas de la
industria de la mercancía solicitada;
III. Contravenga las disposiciones jurídicas aplicables;
IV. Se acredite ante la SENER, por resolución judicial firme, que los solicitantes
participaron en actividades ilícitas o incurrieron en falsedad de declaraciones,
o
Política Energética
V.
1269
No se asegure un debido control por parte del solicitante sobre las
importaciones de las mercancías a que se refiere el Anexo I del presente
Acuerdo.
17. Los datos de los permisos de importación y de exportación así como sus
modificaciones, serán enviados por medios electrónicos al Sistema Automatizado
Aduanero Integral de la Administración General de Aduanas del Servicio de
Administración Tributaria, a efecto de que los titulares de un permiso de
importación o de exportación puedan realizar las operaciones correspondientes en
cualquiera de las aduanas del país.
Para efectos de este punto, el país de procedencia, origen o destino contenido en el
permiso de importación o exportación correspondiente, tendrá un carácter
indicativo, por lo que éste será válido aun cuando el país señalado sea distinto del
que sea procedente, originario o se destine, por lo que el titular del permiso
correspondiente no requerirá la modificación del mismo para su validez.
Asimismo el valor y precio unitario contenidos en el permiso de importación o
exportación correspondiente, tendrán un carácter indicativo, por lo que serán
válidos aun cuando el valor y el precio unitario sean distintos del que se declare en
la aduana, por lo que el titular del permiso correspondiente no requerirá la
modificación de la misma para su validez.
18. Los Permisos Previos de importación o de exportación a que se refiere este
Acuerdo serán revocados por la SENER, en los siguientes casos:
I.
Cuando se acredite ante la SENER que el permisionario presentó documentos
o datos falsos;
II.
Cuando se acredite ante la SENER un mal uso del Permiso Previo otorgado;
1270
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
III. Si se transgreden las condiciones establecidas por el presente Acuerdo,
respecto a las exportaciones o importaciones de las mercancías a que se
refieren los Anexos I y II del presente Acuerdo;
IV. Si el exportador transgrede las condiciones establecidas en el Permiso Previo
de importación o de exportación;
V.
En el caso de que se alteren las condiciones iniciales sobre las cuales se haya
concedido el Permiso Previo de importación o de exportación, y
VI. Cuando el importador o exportador de las mercancías no cuente con la
documentación que ampare dichas actividades y que los registros de sus
operaciones de comercio exterior presenten inconsistencias con lo declarado
en su solicitud para la expedición del Permiso Previo de importación o de
exportación.
19. Para efectos del punto anterior, la SENER iniciará de oficio el procedimiento de
revocación del Permiso Previo de importación o de exportación, en cuanto tenga
conocimiento de cualquiera de las causales de revocación contenidas en el presente
Acuerdo.
Para iniciar el procedimiento referido, la SENER deberá notificar al titular del
Permiso Previo de importación o de exportación la causal que motiva el inicio del
procedimiento y a su vez notificará al Servicio de Administración Tributaria, de
manera inmediata, los hechos que lo motivaron a fin de que el Permiso Previo sea
suspendido hasta en tanto se resuelve dicho procedimiento.
Se concederá un plazo de diez días contados a partir del día siguiente a aquel en
que surta efectos la notificación, para que el titular del Permiso Previo de
importación o de exportación exponga lo que a su derecho convenga y ofrezca por
Política Energética
1271
escrito las pruebas con que cuente. Una vez desahogadas las pruebas ofrecidas y
admitidas, se otorgará un plazo no inferior a cinco días ni superior a diez, para que
en su caso el titular del permiso formule los alegatos que a su derecho convenga.
Transcurrida dicha etapa, la SENER emitirá la resolución correspondiente.
La SENER en un plazo no mayor a tres meses contados a partir del inicio de
procedimiento, determinará si la causal de revocación fue desvirtuada o confirmará
la procedencia de la revocación, debiendo notificar su determinación al titular del
permiso de importación o de exportación.
En caso de que el permisionario no ofrezca las pruebas o alegatos dentro del plazo
establecido, se procederá resolver la revocación correspondiente, notificándola al
titular del permiso de importación o de exportación dentro de un plazo no mayor a
diez días.
En ningún caso procederá el otorgamiento de los permisos, cuando el solicitante
haya sido objeto de dos procedimientos en los que se haya determinado la
revocación de los permisos y que se encuentren firmes.
Las sanciones a que se refiere este punto se impondrán independientemente de las
que correspondan en los términos de la legislación aplicable.
20. La SENER solicitará a la COCEX, la revisión anual, o cuando sea necesaria de las
listas de las mercancías sujetas a permiso de importación y exportación en términos
del presente Acuerdo, a fin de excluir de éste los Hidrocarburos o Petrolíferos cuya
regulación se considere innecesaria, o integrar las que se consideren convenientes.
21. El cumplimiento de lo dispuesto en el presente Acuerdo no exime del cumplimiento
de cualquier otro requisito o regulación a los que esté sujeta la importación o
1272
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
exportación y el manejo de los Hidrocarburos o Petrolíferos descritos en el presente
Acuerdo, según corresponda, conforme a las disposiciones legales aplicables.
22. Las importaciones o exportaciones que se realicen sin cumplir con los permisos de
importación o de exportación, correspondientes al objeto del presente Acuerdo,
darán lugar a las sanciones administrativas contempladas en la Ley de Comercio
Exterior y la Ley de Hidrocarburos, o en cualquier otro instrumento normativo que
sea aplicable. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones de carácter penal y
administrativo que se prevén en otras disposiciones aplicables.
TRANSITORIOS
PRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor el 1 de enero de 2015.
SEGUNDO. Se derogan todas aquellas disposiciones administrativas que se opongan
a lo dispuesto en el presente Acuerdo.
TERCERO. A la entrada en vigor del presente Acuerdo quedarán abrogados los
Criterios de la Secretaría de Energía y de la Secretaría de Economía en materia de
opinión favorable para la expedición de los Permisos Previos de importación de gas
licuado de petróleo, publicados en el Diario Oficial de la Federación el 19 de julio de
2001.
CUARTO. El otorgamiento de permisos relacionados con la importación de gasolinas
y diésel se realizará de conformidad con lo previsto en el transitorio Décimo Cuarto,
fracción II de la Ley de Hidrocarburos publicada en el Diario Oficial de la Federación
el 11 de agosto de 2014, los cuales podrán otorgarse antes, si las condiciones del
mercado lo permiten, en cuyo caso, la SENER emitirá una declaratoria pública en el
Diario Oficial de la Federación.
Política Energética
1273
QUINTO. Tratándose de Gas Licuado de Petróleo, el otorgamiento de los permisos
relacionados con la importación se realizará de conformidad con lo establecido en el
transitorio Vigésimo Noveno, fracción II de la Ley de Hidrocarburos publicada en el
Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, los cuales podrán otorgarse
antes, si las condiciones del mercado lo permiten, en cuyo caso, la SENER emitirá una
declaratoria pública en el Diario Oficial de la Federación.
SEXTO. Todos los Permisos Previos de importación y de exportación en materia de
Hidrocarburos y Petrolíferos que hayan sido otorgados por la Secretaría de Economía
antes de la entrada en vigor del presente Acuerdo, serán válidos hasta que concluya su
vigencia. Las modificaciones o prórrogas relativas a dichos Permisos Previos no serán
procedentes, por lo que el interesado deberá presentar la solicitud correspondiente ante
la SENER en términos del presente Acuerdo.
Para tener acceso a los Anexos I y II visite:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5377567&fecha=29/12/2014
Fuente de información:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5377567&fecha=29/12/2014
Petróleo crudo de exportación (Pemex)
De conformidad con cifras disponibles de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de la
Secretaría de Energía (Sener) el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación
al cierre de diciembre de 2014, fue 52.30 dólares por barril (d/b), lo que representó una
disminución de 43.02% con respecto al cierre de diciembre de 2013 (91.78 d/b). Sin
embargo, a partir de julio del año pasado, los precios de referencia comenzaron una
acelerada caída producto de un exceso de oferta y de la debilidad de la economía
mundial, lo cual se explicó por la negativa de la Organización de Países Exportadores
1274
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
de Petróleo (OPEP) a reducir sus cuotas de producción, a los conflictos geopolíticos en
Rusia y mayor producción de petróleo y a la explotación del esquisto que genera
petróleo y gas por parte de los Estados Unidos de Norteamérica.
En este entorno, durante los primeros nueve días de enero de 2015, el precio promedio
de la mezcla mexicana de exportación fue de 41.09 d/b, cotización 21.43% menor a la
registrada en diciembre pasado (52.30 d/b), e inferior en 54.67% si se le compara con
el promedio de enero de 2014 (90.65 d/b).
PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LA MEZCLA DE PETRÓLEO
MEXICANO DE EXPORTACIÓN Y WEST TEXAS INTERMEDIATE
-Dólares por barril120
90
West
49.38
60
Mezcla
41.09
30
E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE*
2010
2011
2012
2013
2014
2015
* Promedio al día 9.
FUENTE: Petróleos Mexicanos.
Por su parte, el precio promedio del crudo West Texas Intermediate (WTI) en diciembre
de 2014 fue de 58.78 d/b lo que significó una disminución de 39.53% con respecto al
mismo mes de 2013 (97.20 d/b). No obstante debido a la reducción en los precios de
referencia a partir de julio, el precio promedio del WTI durante los primeros nueve días
de enero de 2015 reportó una cotización promedio de 49.38 d/b, lo que representó una
disminución de 15.99% con relación a diciembre pasado (58.78%), y menor en 47.81%
si se le compara con el promedio del primer mes de 2014 (94.62 d/b)
Política Energética
1275
Asimismo, en diciembre de 2014, la cotización promedio del crudo de referencia Brent
se ubicó en 51.40 d/b lo que significó una caída de 43.84% con relación al último mes
de 2013 (110.63 d/b).
Asimismo, durante los primeros nueve días de enero del presente año, la cotización
promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 51.40 d/b, precio que significó una
reducción de 17.27% con relación al mes inmediato anterior (62.13 d/b), y 52.99% con
menos si se le compara con el precio promedio de enero de 2014 (109.34 d/b).
PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL BRENT
-Dólares por barril150
120
90
51.40
60
30
E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE*
2010
2011
2012
2013
2014
2015
* Promedio al día 9.
FUENTE: Petróleos Mexicanos.
1276
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO
-Dólares por barrilFecha
Diciembre 2008
Diciembre 2009
Diciembre 2010
Diciembre 2011
Diciembre 2012
Enero 2013
Febrero 2013
Marzo 2013
Abril 2013
Mayo 2013
Junio 2013
Julio 2013
Agosto 2013
Septiembre 2013
1/XII/2014
2/XII/2014
3/XII/2014
4/XII/2014
5/XII/2014
8/XII/2014
9/XII/2014
10/XII/2014
11/XII/2014
12/XII/2014
15/XII/2014
16/XII/2014
17/XII/I2014
18/XII/2014
19/XII/I2014
22/XII/2014
23/XII/2014
24/XII/2014
25/XII/2014
26/XII/2014
29/XII/2014
30/XII/2014
31/XII/2014
Promedio de
diciembre de
2014
Desviación
estándar de
diciembre de 2014
Crudo API
Precio promedio spot1/
West Texas
Brent
Intermediate
(38)
(44)
40.60
41.04
74.46
74.01
91.22
88.36
108.90
98.54
109.11
87.43
113.36
94.65
116.95
94.87
109.24
93.13
103.09
91.75
103.02
94.63
103.14
95.76
108.26
104.88
112.21
106.20
113.38
106.33
Precio
promedio de
exportación
del crudo
mexicano2/
33.70
69.66
82.19
106.33
96.67
100.60
105.43
102.98
99.12
98.67
97.86
101.00
100.84
99.74
n.c.
71.37
70.37
68.72
68.24
68.83
66.35
63.51
63.79
61.86
61.28
60.45
60.03
59.00
59.06
58.50
59.26
58.86
n.c.
58.91
58.05
55.79
55.46
n.c.
66.94
67.25
66.68
65.84
63.08
63.09
60.94
59.96
57.76
55.91
55.92
56.38
54.13
56.86
55.20
56.73
55.65
n.c.
54.54
53.41
54.09
53.40
n.c.
61.07
60.67
59.73
58.98
56.70
57.14
54.40
53.72
51.62
50.26
49.46
49.22
48.43
49.85
48.20
49.48
48.40
n.c.
n.c.
47.04
46.27
45.45
62.27
58.75
52.30
4.86
4.83
5.08
Fecha
Octubre 2013
Noviembre 2013
Diciembre 2013
Enero 2014
Febrero 2014
Marzo 2014
Abril 2014
Mayo 2014
Junio 2014
Julio 2014
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Crudo API
Precio spot1/
West Texas
Brent
Intermediate
(38)
(44)
109.81
100.50
108.08
93.81
110.63
97.20
109.34
94.62
110.15
100.81
108.29
100.87
108.12
101.94
110.36
102.53
112.26
105.70
106.72
103.44
101.55
96.46
97.05
93.07
90.84
88.66
79.21
75.21
62.27
58.75
51.40
49.38
Precio
promedio de
exportación
del crudo
mexicano2/
94.95
89.71
91.78
90.65
93.09
93.48
95.68
96.79
98.79
95.62
92.58
89.43
83.38
72.98
52.30
41.09
1/I/2015
2/I/2015
5/I/2015
6/I/2015
7/I/2015
8/I/2015
9/I/2015
56.07
55.57
51.27
50.31
49.25
49.57
47.78
n.c.
52.67
50.01
47.93
48.64
48.75
48.30
n.c.
44.81
41.52
39.94
40.07
40.47
39.70
Promedio de
enero de 2015*
51.40
49.38
41.09
3.20
1.76
1.93
Desviación
estándar de enero
de 2015*
1/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.
2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicanos Internacional (PMI) y Secretaría de Energía.
* Cálculos de las cotizaciones promedio del 1 al 9.
n.c. = no cotizó.
Nota: PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. surgió en 1989, producto de la estrategia comercial de Pemex para competir en
el mercado internacional de petróleo y productos derivados; con autonomía patrimonial, técnica y administrativa. Es una
Entidad constituida bajo el régimen de empresa de participación estatal mayoritaria, de control presupuestario indirecto
que opera a través de recursos propios, estableciendo dentro de sus objetivos y metas el asegurar la colocación en el
mercado exterior de las exportaciones de petróleo crudo de Pemex, así como proporcionar servicios comerciales y
administrativos a empresas del Grupo Pemex que realizan actividades relacionadas con el comercio de hidrocarburos.
FUENTE: Secretaría de Energía con información del PMI Internacional.
Fuente de información:
http://www.sener.gob.mx/webSener/portal/Default.aspx?id=1518
http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf
http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evalorexporta_esp.pdf
Política Energética
1277
Inaugura el Presidente de la República la
primera fase del gasoducto Los Ramones
(Pemex)
El 2 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que Inaugura el
Presidente de la República la primera fase del gasoducto Los Ramones. A continuación
se presenta la información.
El Presidente de la República inauguró la primera fase del sistema de transporte de gas
natural por ducto Los Ramones, la mayor obra de infraestructura de transporte en
México en los últimos 40 años.
En el evento, realizado en la nueva estación de compresión Los Ramones, Nuevo León,
el Presidente señaló que este sistema será pieza fundamental para el desarrollo y la
seguridad energética de México.
Afirmó que esta magna obra es resultado de la Reforma Energética, como respuesta al
reto de satisfacer la demanda de gas natural, lo que permitirá atraer inversiones
productivas, generar empleos e impulsar la competitividad del país, al contar con un
combustible más económico y menos contaminante, además de detonar el crecimiento
de distintas zonas del país.
Los Ramones permitirá la importación de hasta 2.1 billones de pies cúbicos diarios de
gas natural, lo que representa casi un tercio del consumo total actual a nivel nacional, a
fin de satisfacer la creciente demanda del combustible, principalmente en la zona
centro-occidente del país.
En total, el proyecto abarca 1 mil 21 kilómetros desde Agua Dulce, Texas, en la frontera
con Tamaulipas, hasta Apaseo el Alto, Guanajuato. En sus dos fases, el sistema Los
1278
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Ramones tendrá una longitud de 1 mil 21 kms, con una inversión total de 2 mil 500
millones dólares.
En su intervención, el Director General de Pemex resaltó que Los Ramones es, sin duda,
uno de los proyectos energéticos más ambiciosos y de mayor visión en la historia de
México.
Este gasoducto, explicó, surgió de la necesidad de impulsar un proyecto de desarrollo
de infraestructura que garantizará que la industria mexicana pudiera beneficiarse y
participar del auge al que ha dado lugar la amplia disponibilidad de gas natural a precios
sumamente competitivos.
Luego de precisar que esta propuesta se planteó y se puso en marcha con la
participación decidida del sector privado, el Director General de Pemex apuntó que
100% de la tubería de acero que se utilizó en esta etapa es mexicana.
En este sentido, indicó que sumando las dos fases de Los Ramones, los otros proyectos
de Pemex y los proyectos de la Comisión Federal de Electricidad, México contará con
una infraestructura de transporte de gas natural de primer orden, a la altura de las
mejores del mundo.
Aseveró que contar con esta capacidad de transporte de gas natural será un factor clave
para impulsar el desarrollo económico de vastas regiones del país, en particular el
sur–sureste y contribuir, por esta vía, a cerrar la brecha de ingresos entre estos estados
y el resto del territorio nacional.
En conjunto, la Estrategia Integral para el Suministro de Gas Natural aportará más de
6 mil 500 millones de pies cúbicos al día, cantidad equivalente a la producción actual
total.
Política Energética
1279
Obras como esta demuestran que bajo la administración del Presidente de México,
nuestro país tiene objetivos ciertos y claridad en el rumbo para alcanzarlos, enfatizó el
Director General de Pemex.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-122_nacional.aspx
Dan a conocer al ganador de la licitación
del Gasoducto Waha-presidio en Estados
Unidos de Norteamérica (CFE)
El 8 de enero de 2015, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) dio a conocer que el
consorcio integrado por las empresas Energy Transfer Partners, LP, Mastec, Inc., y
Carso Energy S.A., de C.V. ganó una licitación para dar servicio de transporte de gas
natural en un ducto ubicado en Texas, Estados Unidos de Norteamérica, que proveerá
gas a las regiones Centro, Norte y Occidente de México. A continuación se presenta la
información.
La CFE anunció el fallo de la licitación para la prestación del servicio de transporte de
gas natural, a través del gasoducto Waha–Presidio, ambas localidades en el estado de
Texas. El licitante ganador fue el consorcio integrado por las empresas Energy Transfer
Partners, LP, Mastec, Inc., y Carso Energy S.A., de C.V., que presentó una oferta de
alto nivel técnico y con la valoración económica más baja.
Por tratarse de servicios contratados en Estados Unidos de Norteamérica, la licitación
se realizó conforme a los procedimientos de ese país. El proyecto comprende el diseño,
ingeniería, suministro, construcción, operación y mantenimiento del ducto, con
capacidad de transporte de 1 mil 350 millones de pies cúbicos diarios y un diámetro de
42 pulgadas.
1280
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El proyecto cuenta con la autorización de la Secretaría de Energía y de la Comisión
Reguladora de Energía (CRE). Transparencia Mexicana supervisó el proceso de
licitación bajo la figura de acompañamiento, a efecto de cumplir con las mejores
prácticas en la materia.
En el proceso se recibieron seis propuestas, de las cuales cinco resultaron técnicamente
solventes y fueron evaluadas económicamente. Dichas propuestas son:
1. El consorcio integrado por Energy Transfer Partners LP, Mastec, Inc., y Carso
Energy S.A., de C.V.;
2. Sempra US Gas and Power;
3. Operadora Mexicana de Gasoductos, S.A. de C.V.;
4. Waha Express LLC (una subsidiaria de Crestwood Equity Partners, LLP);
5. TC Continental Pipeline Holding Inc (una subsidiaria de Transcanada).
La oferta del consorcio integrado por Energy Transfer Partners LP, Mastec, Inc., y
Carso Energy S.A., de C.V., por 767 millones 66 mil 497 dólares, representó el valor
presente neto más bajo. Dicho valor se encuentra por debajo del valor presente neto del
presupuesto autorizado para la CFE, que asciende a 1 mil 365 millones de dólares.
Se trata de un ducto de aproximadamente 230 kilómetros, que proveerá gas a las
regiones Centro, Norte y Occidente de México. Se interconectará con el gasoducto
Ojinaga–El Encino en Chihuahua, recientemente adjudicado por la CFE. La operación
comercial del gasoducto está programada para marzo de 2017.
Política Energética
1281
Energy Transfer Partners LP, uno de los miembros del consorcio ganador, es propietaria
y operadora de una considerable cartera de activos en Estados Unidos de Norteamérica,
que incluye más de 53 mil kilómetros de gasoductos.
La contratación de estos servicios forma parte de la estrategia para reducir los costos
de generación de energía eléctrica, sustituyendo el uso del combustóleo por gas natural,
que es más barato y menos contaminante.
La CFE seguirá impulsando el desarrollo de la infraestructura de transporte de gas
natural necesaria para atender la demanda de energía eléctrica en diversas regiones de
México, a menores costos y con un menor impacto ambiental.
Fuente de información:
http://saladeprensa.cfe.gob.mx/boletines/show/8192/
Para tener acceso a información relacionada visite:
http://saladeprensa.cfe.gob.mx/boletines/show/8190/
Inversiones en energía eólica entre 2015 y 2018 (SENER)
El 12 de enero de 2015, el Titular de la Secretaría de Energía (SENER) anunció que a
partir de este año y hasta 2018, se invertirán 14 mil millones de dólares en parques
eólicos, cifra que se suma a los 5 mil millones de dólares ya realizados.
Durante la presentación de las “Inversiones de Energía Eólica en México”, el
funcionario de la SENER aseguró ante inversionistas del sector, que la vertiente
eléctrica de la reforma energética incluye un conjunto de medidas y disposiciones
integrales que tienden a liberar la capacidad, el talento, la voluntad y los recursos de
quienes pretenden invertir en proyectos eólicos, solares, geotérmicos, de
biocombustibles y mareomotrices y por medio de un mercado mayorista libre, ponerlos
en contacto con los usuarios calificados.
1282
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El Titular de la SENER puntualizó que la nueva legislación de Reforma Energética,
impulsada por el Presidente de la República obliga a una consulta libre e informada con
las comunidades indígenas donde se contemple la instalación de centrales de energía;
además fija las bases y criterios para definir el impacto social y pagar
contraprestaciones a los propietarios de los terrenos.
También destacó que los beneficios de la Reforma Energética ya se comienzan a sentir:1
durante este año no habrá más alzas mensuales a las gasolinas y la Secretaría de
Hacienda ya anunció la disminución en las facturas de luz para los consumidores
domésticos.
Por su parte, el Director General de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) destacó
que la CFE tiene previsto desarrollar 8 parques eólicos, con una capacidad instalada
conjunta de alrededor de 2 mil 300 Megawatts e inversiones por aproximadamente 52
mil millones de pesos, en los próximos años.
Adelantó que en el primer trimestre del año, se inaugurará la Central Eólica Sureste
Fase II en Oaxaca, que tendrá 102 Megawatts de capacidad instalada a partir de una
inversión de alrededor de 2 mil millones de pesos. Asimismo, en el primer trimestre de
este año se inaugurará la Central Geotérmica Los Azufres III, Fase I, en Michoacán,
con capacidad de 50 Megawatts y una inversión de alrededor de un mil millones de
pesos.
El funcionario de la CFE afirmó que debe fortalecerse el sistema eléctrico nacional a
partir de la diversidad de fuentes de energía renovables, entre ellas la fuerza del agua,
del sol, del viento y del vapor del subsuelo.
1
http://www.pwc.com/es_MX/mx/industrias/energia/archivo/2014-08-energia-electrica.pdf
Política Energética
1283
El Presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) precisó que al
cierre de 2014 en México se generaron 2 mil 551 Megawatts de capacidad instalada y
que actualmente, la asociación tienen seis proyectos en construcción que entrarán en
operación en este 2015 con la cual se aportarán 732 Megawatts adicionales en el país.
Asimismo dijo que en el contexto de la Reforma Energética, sobre todo del sector
eléctrico, que es complejo y abarca muchas especialidades, los primeros pasos ya se
dieron.
Las empresas asociadas a la AMDEE como Acciona Energía México, GAMESA,
IBERDROLA e Industrias Peñoles dieron a conocer sus compromisos e inversiones en
materia eólica. En tanto, Price Waterhouse Coopers informó los resultados del estudio
sobre el potencial eólico en México, oportunidades y retos en el nuevo sector eléctrico,
que desarrolló en colaboración con la Asociación Mexicana de Energía Eólica.
En el evento también participaron el Subsecretario de Planeación y Transición
Energética, el Gerente de Energía de Price Waterhouse Coopers, el Director General
para México de Acciona Energía, el Director General para México y Latinoamérica de
GAMESA, el Jefe de Asuntos Regulatorios Locales para Energía Renovable de
IBERDROLA México y el Director de Energía y Tecnología de Industrias Peñoles.
Fuente de información:
http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3092
Firman Petróleos Mexicanos y Reliance
Industries acuerdo de cooperación (Pemex)
El 4 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informa que en el marco del
Día Pemex que se realiza en Nueva York, Pemex y la empresa petrolera Reliance
Industries, de India, firmaron un memorándum de entendimiento (MOU, por sus siglas
1284
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
en inglés) con el objeto de intercambiar experiencias e impulsar la colaboración
tecnológica.
El acuerdo, signado por el Director General de Pemex y el Director Ejecutivo de
Reliance Industries Limited, P.M.S. Prasad, establece también que ambas empresas
explorarán conjuntamente oportunidades de negocios en diversas áreas de la cadena de
hidrocarburos, tanto en temas de exploración y producción, como de refinación y
transformación industrial.
Asimismo, el acuerdo incluye intercambios técnicos y la realización de talleres de
capacitación, atendiendo el interés de ambas partes por fortalecer el talento humano y
la formación especializada de cuadros.
Tanto Pemex como Reliance coinciden en el compromiso de impulsar actividades
sustentables y de responsabilidad social, por lo que el MOU abarca intercambios de
conocimientos y de información en este rubro.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-124_nacional.aspx
Firman Petróleos Mexicanos y Canacintra un
Convenio general de colaboración para
promover la proveeduría nacional en materia
de hidrocarburos (Pemex)
El 5 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) firmó un convenio con la
Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (Canacintra) para fortalecer las
relaciones comerciales con sus proveedores y contratistas, lo que permitirá maximizar
el valor económico de Pemex, en un marco de transparencia eficiencia.
Política Energética
1285
El acuerdo, firmado por el Director Corporativo de Procura y Abastecimiento de
Pemex, en representación del Director General de la petrolera, y el Presidente de
Canacintra, establece las bases de colaboración para apoyar a las empresas que son o
pueden ser proveedoras del sector hidrocarburos, con el fin de impulsar el desarrollo de
la industria energética.
De acuerdo con el convenio, Pemex y Canacintra podrán promover su colaboración en
áreas de interés mutuo, entre las que destacan las siguientes:
 La difusión del pronóstico de la demanda de bienes y servicios de Pemex
 La cooperación de temas relativos a contenido nacional y el incremento del
grado de Integración nacional de los bienes y servicios que se suministren a
Pemex
 El fortalecimiento de las relaciones comerciales
 La promoción para las micro, pequeñas y medianas empresas
 El registro, promoción y desarrollo de proveedores
 La información sobre la oferta nacional de bienes y servicios de los afiliados a
Canacintra
 La participación en estudios de sectores industriales y de oportunidades de
integración de la cadena de valor del sector petróleo y gas
 El fomento a los esquemas de innovación de productos y servicios orientados a
generar valor
1286
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Estas actividades podrán ser desarrolladas de manera conjunta, mediante la celebración
de contratos específicos.
Durante el evento, el Director Corporativo de Procura y Abastecimiento de Pemex
afirmó que, en este momento, Pemex emprende el mayor esfuerzo de transformación
de su historia, porque las condiciones del mundo así se lo exigen y que este proceso
tiene como criterio fundamental la generación de valor.
Indicó que la Dirección de Procura y Abastecimiento fue el primer paso ambicioso y
firme que se dio en el proceso hacia la evolución de Pemex como Empresa Productiva
del Estado.
Asimismo, puntualizó esta nueva área cuenta con tres grandes vertientes: el
abastecimiento estratégico y gestión por categorías, el modelo de negocio de procura y
la relación integral con proveedores.
Por ello, afirmó que “en este nuevo contexto de Pemex, y a la luz de la excelente
colaboración con Canacintra, el convenio que hoy firmamos permitirá acelerar todas
nuestras iniciativas en beneficio de México”.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-125_nacional.aspx
Firma Petróleos Mexicanos contrato para
almacenamiento subterráneo de gas LP
(Pemex)
El 15 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó sobre la firma del
contrato para almacenamiento subterráneo de gas LP. A continuación se presenta la
información.
Política Energética
1287
Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y Cydsa firmaron un contrato para el
almacenamiento subterráneo de Gas LP en el área de Coatzacoalcos, Veracruz. El
proyecto consiste en el desarrollo de una caverna de sal, cuyo volumen equivale a dos
torres latinoamericanas y que posee una capacidad de 1.8 millones de barriles, así como
la construcción de infraestructura superficial para el manejo y transporte de casi
120 mil barriles por día.
Con este proyecto, cuya operación comercial iniciará en 2016, se mejorará la eficiencia
y confiabilidad en el suministro de Gas LP que es utilizado en ocho de cada 10 hogares
mexicanos.
Contar con almacenamiento subterráneo permite a Pemex garantizar la disponibilidad
del combustible para satisfacer en forma efectiva y a bajo costo la demanda nacional, y
reducir las compras spot de importación a precios altos por variaciones en la oferta y
demanda en el mercado internacional.
Asimismo, permitirá mejorar las condiciones de precio en los contratos de suministro
de Gas LP a largo plazo, generando compras estables a precios competitivos.
La caverna salina permitirá también contar con reservas estratégicas de seguridad
nacional, a fin de que ante situaciones críticas o eventos coyunturales en el mercado,
sea posible abastecer la demanda nacional sin contratiempos.
Desde el punto de vista operativo, Pemex contará con mayor flexibilidad operativa en
el sistema, lo que minimizará la afectación a otras actividades sustantivas de la empresa
por alguna eventualidad en los sistemas de producción y distribución. Desde el punto
de vista de clientes, se procura un nivel de atención satisfactorio al tener disponibilidad
de producto para suministro.
1288
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Aunque se trata del primer proyecto en México y América Latina para almacenar Gas
LP en una caverna de sal, esta tecnología es ampliamente utilizada en países con niveles
de industrialización más elevados, ya que es la más segura y la de menor costo para
almacenar grandes volúmenes de Gas LP y otros hidrocarburos.
En el mundo existen actualmente más de 1 mil 500 cavernas de sal en operación, las
cuales son utilizadas no únicamente para el almacenamiento de Gas LP, sino también
para petróleo crudo, gas natural, gasolinas, diesel, combustóleo, etano e hidrógeno,
entre otros productos.
Como ejemplos de estos almacenamientos subterráneos, están los de Mont Belvieu,
cerca de Houston, un complejo de 120 cavernas de sal almacenando Gas LP y una
amplia gama de otros productos. Al sur de Francia, en el área de Manosque, cerca del
Mar Mediterráneo, existen 34 cavernas de sal que almacenan gas natural y otros
hidrocarburos.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-129_nacional.aspx
Instalan plataforma de compresión
en el Golfo de México (Pemex)
El 25 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) instaló la plataforma de
compresión CA-Litoral-A en el proyecto de desarrollo Tsimin-Xux, la cual permitirá
acelerar la producción de petróleo y gas. Se trata de la primera plataforma que se
colocará en el Golfo de México mediante el método de float over, idóneo para aguas
someras.
Esta estructura, con una capacidad de separación de 200 mil barriles de crudo y 600
millones de pies cúbicos de gas al día, es estratégica para dar cumplimiento a los
programas de producción, ya que permitirá comprimir el gas proveniente de diversos
Política Energética
1289
campos productores de la Región Marina Suroeste. Su capacidad de compresión
equivale a una semana de consumo total de gas del puerto de Veracruz.
La plataforma fue construida en patios mexicanos por la empresa Dragados Offshore
de México; tiene una altura de 53 metros y un peso superior a 14 mil toneladas,
equivalente a más de la mitad del peso total de la Torre Pemex en la Ciudad de México
de 50 pisos.
Se trata de una plataforma tipo octápodo integrada por un separador de aceite y gas,
tres módulos turbocompresores de alta presión, dos plantas de deshidratación de gas de
alta presión, tres turbogeneradores, dos plantas de endulzamiento de gas amargo, un
quemador de gas elevado de alta presión y un motogenerador de emergencia, además
de instalaciones de servicios auxiliares.
Con el proyecto Tsimin-Xux se logró reducir en 50% los tiempos de descubrimientoentrada a producción, de un estándar de siete a tres y medio años. Dicho proyecto logró
alcanzar su meta de 100 mil barriles diarios de petróleo crudo diario de producción,
cinco meses antes del programa establecido.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-121_nacional.aspx
Con inversión de 200 millones de dólares
inicia operaciones nuevo gasoducto del
Corredor Interoceánico (Pemex)
El 5 de enero de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que con inversión de
200 millones de dólares inicia operaciones nuevo gasoducto del Corredor
Interoceánico. A continuación se presenta la información.
1290
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El sistema de transporte de gas natural del Corredor Interoceánico, puesto en marcha
por el Presidente de México, unirá el Golfo de México con el Pacífico a lo largo de
300 kilómetros y llevará por primera vez este combustible por ducto a la zona sur del
país.
El proyecto, con una inversión total de 200 millones de dólares en su primera etapa, de
la terminal Pajaritos en Coatzacoalcos, Veracruz, a Salina Cruz, Oaxaca, permitirá
sustituir, en la refinería “Antonio Dovalí Jaime”, el uso de 4 millones 380 mil barriles
de combustóleo pesado al año por gas natural, generando ahorros por 173 millones de
dólares, con lo que prácticamente se cubrirá el monto de la inversión.
De este modo, será posible reducir en gran medida la contaminación, disminuyendo las
emisiones a la atmósfera de bióxido de carbono en 450 mil toneladas y de óxidos de
azufre en 50 mil toneladas anuales, lo que promoverá el desarrollo de una Acción
Nacional de Mitigación Apropiada (NAMA). En este sentido, el proyecto será clave
para la compensación por bonos de carbono, los cuales representarán un ahorro
sustantivo de recursos en las operaciones de Pemex.
Con inversión total de 1 mil 400 millones de dólares, el Corredor Interoceánico abarcará
diversos ductos para transporte de hidrocarburos, con capacidad de hasta 3 millones de
barriles diarios, así como infraestructura portuaria y de almacenamiento y distribución,
con lo que se reducirá el tiempo de transporte de combustible del Golfo al Pacífico de
16 a 7 días.
Este corredor, además de satisfacer la demanda de gas natural en el mercado nacional,
será un polo para atraer inversiones y mayor actividad económica en el sur del país,
generando empleos formales de calidad.
Política Energética
1291
Actualmente se cuenta ya con tres estaciones de compresión y el gasoducto de
12 pulgadas suministrará 90 millones de pies cúbicos al día de gas natural seco a las
instalaciones de la refinería.
Como parte de este proyecto, Pemex invirtió un mil millones de pesos en la
modernización de la terminal marítima de Salina Cruz, lo que permitió reanudar las
exportaciones de petróleo crudo a Asia, Norte y Sudamérica, convirtiéndolo en un
proyecto sumamente rentable para México, ya que evita el recorrido vía marítima por
el Canal de Panamá.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-001-nacional.aspx
Inicia reconfiguración de la Refinería de Tula (Pemex)
El 3 de diciembre de 2014, al anunciar el arranque de la reconfiguración de la Refinería
de Tula, con una inversión de 4 mil 600 millones de dólares, el Director General de
Petróleos Mexicanos (Pemex) afirmó que este proyecto es la opción que resulta
económicamente más atractiva desde el punto de vista “beneficio” para ir cerrando la
brecha entre la oferta y demanda de combustibles en el país.
En el evento, realizado en los terrenos de la refinería, enfatizó que llevar a cabo la
reconfiguración es una decisión más rentable que la construcción de una nueva
refinería, además de que tendrá similar impacto económico en la zona, ya que permitirá
crear 18 mil empleos directos y 38 mil indirectos.
A su vez, el Secretario de Energía anunció la construcción de la nueva Terminal de
Almacenamiento y Reparto de Tula, en los terrenos donados por el estado de Hidalgo,
aledaños a la actual refinería, con una inversión de un mil 200 millones de dólares.
1292
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Estas acciones, acotó, demuestran el compromiso del Gobierno de la República para
modernizar a Petróleos Mexicanos y aprovechar mejor la capacidad instalada de
producción e infraestructura de refinación.
En su intervención, el titular de Pemex resaltó que en los próximos años se invertirá un
total de 20 mil millones de dólares en diversos proyectos de refinación, incluyendo las
reconfiguraciones de las refinerías de Tula, Salamanca y Salina Cruz, así como las
plantas de ultra bajo azufre de gasolinas y diésel, y otros proyectos alternos.
La reconfiguración de Tula, precisó, responde al nuevo mandato derivado de la
Reforma Energética de maximizar la creación de valor en las actividades de Pemex en
beneficio de todos los mexicanos.
Luego de destacar que esta obra permitirá aumentar la producción de gasolinas y diesel
en más de 65%, al pasar de 180 mil a 300 mil barriles diarios, agregó que además
mejorará sus indicadores de rentabilidad, al incrementar la conversión de destilados del
61 al 80 por ciento.
De igual modo, subrayó que el proyecto, que se desarrollará en una extensión de 113
hectáreas, entrará en operación en el primer semestre de 2018.
“Los petroleros somos conscientes de que debemos transformar a Pemex para alcanzar
el objetivo de ser la empresa más competitiva en la industria petrolera mexicana”,
aseveró.
A su vez, el director general de Pemex Refinación afirmó que con este proyecto se
reducirá en 10% la producción de combustóleo, el cual es más contaminante y menos
rentable que los destilados como la gasolina y el diésel.
Política Energética
1293
En este sentido, indicó que al aprovechar al máximo los residuales, se producirán 173
mil barriles diarios de gasolinas de ultra bajo azufre (UBA), 104 mil barriles de diésel
UBA y 21 mil barriles de turbosina, lo que significa un aumento neto a la oferta nacional
de más de 100 mil barriles.
La refinería Miguel Hidalgo, agregó, potencializará así su desempeño económico y se
ubicará como una de las más eficiente y productivas, con niveles de rentabilidad entre
las mejores refinería del mundo.
En su oportunidad, el Gobernador de Hidalgo agradeció al Presidente de la República
y a Pemex el impulsar esta obra, la cual detonará el desarrollo económico en la región.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-123_nacional.aspx
Propuesta de intercambio de petróleo crudo
a Estados Unidos de Norteamérica (Pemex)
El 8 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) presentó a la Oficina de Industria
y Seguridad del Departamento de Comercio de Estados Unidos de Norteamérica una
propuesta de intercambio de petróleo crudo. De acuerdo con esta propuesta, Pemex
importaría hasta 100 mil barriles diarios para mezclarlos con nuestro petróleo y mejorar
el proceso de refinación. A continuación se presentan los detalles.
Ante la oportunidad comercial que representa el incremento significativo de producción
de crudos ligeros en Estados Unidos de Norteamérica y la reconfiguración de los
sistemas de refinación de México, Pemex presentó a la Oficina de Industria y Seguridad
del Departamento de Comercio de Estados Unidos de Norteamérica una propuesta de
intercambio de petróleo crudo.
1294
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Bajo este esquema propuesto, México importaría hasta 100 mil barriles diarios de
crudos ligeros y condensados de Estados Unidos de Norteamérica con el propósito de
mezclarlos con nuestro petróleo y mejorar así el proceso en las refinerías de Salamanca,
Tula y Salina Cruz, las cuales tienen configuración cracking, a cambio de la exportación
de crudos mexicanos pesados para ser procesados en las refinerías estadunidenses de
alta conversión coking. Esto no representa un compromiso adicional a los 803 mil
barriles diarios de crudo mexicano que se exportaron en promedio a Estados Unidos de
Norteamérica el año pasado.
Entre otros beneficios, este intercambio fortalecería las relaciones comerciales MéxicoEstados Unidos de Norteamérica en el marco del TLCAN, además de obtenerse una
mayor eficiencia logística en términos de menores costos de transporte, uso preferente
de transporte marítimo hacia México y reducción del transporte terrestre en Estados
Unidos de Norteamérica. Asimismo, el acuerdo permitiría maximizar el margen de
refinación, de acuerdo con la configuración de las refinerías de cada país.
En específico, los beneficios principales para México serían lograr una mayor
producción de gasolina y diésel, una menor producción de combustóleo y de
petrolíferos con alto contenido de azufre en el Sistema Nacional de Refinación (SNR),
así como una mejor utilización de la capacidad instalada del SNR.
La propuesta fue presentada por Pemex el año pasado a las autoridades estadounidenses
y continúan las negociaciones.
Estas oportunidades comerciales derivan de que Petróleos Mexicanos está altamente
integrado en el mercado de Norteamérica.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-002-nacional.aspx#.VK_5SSuG9ps
Política Energética
1295
Colocan certificados bursátiles por
15 mil millones de pesos (Pemex)
El 20 de noviembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que como parte
del programa de financiamientos 2014 y de conformidad con el calendario de
colocaciones en mercado local de Petróleos Mexicanos (Pemex), anunciado en la
conferencia trimestral del “Programa de Subasta de Valores Gubernamentales para el
cuarto trimestre de 2014”, Pemex realizó la última oferta de certificados bursátiles
programada para 2014, por un monto aproximado de 15 mil millones de pesos. Esta
cifra se podrá modificar una vez que sea asignada la opción de sobre-colocación.
Se trató de dos nuevas emisiones con claves de pizarra PEMEX 14 en tasa flotante y
PEMEX 14-2 a tasa fija, a 6 y 12 años respectivamente, y la reapertura de la PEMEX
14U a un plazo de 11 años aproximadamente.
El monto colocado fue dividido entre tres tramos:
–
5 mil millones de pesos en tasa flotante de TIIE más 15 puntos base,
–
7 mil 907.5 millones de pesos a una tasa fija de 7.47%, lo que representa un
diferencial de 130 puntos base sobre la referencia utilizada de Bonos M, y
–
Aproximadamente un mil 700 millones de pesos que equivalen a 325 millones en
Unidades de Inversión (“UDI”), a una tasa de 3.51 por ciento.
La demanda recibida fue de aproximadamente 31 mil 547 millones de pesos, 2 veces el
monto colocado.
La base inversionista se compuso principalmente por sociedades de inversión, afores,
tesorerías bancarias, bancas privadas y aseguradoras.
1296
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Los intermediarios colocadores, seleccionados por su desempeño como formadores de
mercado de bonos de Pemex, fueron Banamex, Bank of América, BBVA Bancomer,
Scotiabank y HSBC.
Los recursos que se obtengan por estas emisiones se destinarán principalmente a
proyectos de inversión de Pemex.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-120_nacional.aspx
Emiten bono por 6 mil millones de dólares (Pemex)
El 15 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que como parte de su
programa de financiamientos autorizado para 2015, Pemex realizó una colocación de
deuda en los mercados internacionales por un monto total de 6 mil millones de dólares
en tres tramos: 1 mil 500 millones de dólares con vencimiento en julio de 2020; 1 mil
500 millones de dólares con vencimiento en enero de 2026 y 3 mil millones de dólares
con vencimiento en enero de 2046.
Se trata de la emisión con el mayor monto que se ha realizado en la historia de México
y cuya demanda alcanzó aproximadamente cuatro veces el monto originalmente
anunciado, permitiendo ajustar el precio a niveles competitivos. En particular, para el
caso de la emisión a 30 años, el cupón representa la tasa mínima en la historia de la
empresa para dicho plazo.
Entre los inversionistas que participaron en esta colocación se encuentran fondos de
pensiones, administradores de portafolios e instituciones financieras de Estados Unidos
de Norteamérica y Europa, principalmente; asimismo, se contó con la participación de
cuentas en Asia, México y Medio Oriente, entre otros.
Política Energética
1297
Los agentes colocadores fueron BBVA, Citigroup, HSBC y Morgan Stanley.
Los recursos provenientes de esta emisión se utilizarán para proyectos de inversión de
Pemex.
El éxito de la transacción es un reflejo de la confianza del gran público inversionista en
el manejo macroeconómico del gobierno federal, así como del impacto positivo de la
Reforma Energética aprobada. Lo anterior posiciona a Pemex en una condición
financiera sólida con mayor flexibilidad económica y presupuestaria, dotándolo de
mecanismos más eficientes de asociación con la industria petrolera.
Fuente de información:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-005-nacional.aspx
La caída del crudo amenaza los megaproyectos (WSJ)
El 10 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
“La caída del crudo amenaza los megaproyectos”. A continuación se presenta la
información.
1298
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
¿EN ROJO?
Nuevos proyectos de energía de gran escala tiene precios estimados para
alcanzar la rentabilidad que superan las cotizaciones actuales por barril
GORGON
Nombre del
proyecto costo
(millones de
dólares)
UBICACIÓN
SHAH DENIZ 2
28 mil +
Azerbaiyán
INICIO ESTIMADO Fines de 2018
Consorcio liderado
PROPIETARIOS por BP
CAPACIDAD
Precio por barril
para ser rentable*
565 mil millones de
pies cúbicos de gas
al año
80 dólares
CARMON
KAOMBO CREEK
3 mil
16 mil
Angola
Canadá
2017
2017
Consorcio liderado
por Total y que
incluye Exxon
Shell
230 mil barriles
de crudo al día
80 mil barriles
de crudo al día
70 dólares
80 dólares
54 mil
Australia
2015
Sociedad encabezada
por Chevron y que
incluye Exxon y Shell
15.6 millones de
toneladas de gas
natural licuado al año
65-70 dólares
* Estimaciones.
+ Incluye un gasoducto.
FUENTE: Las empresas, gobierno de Canadá, Oppenheimes, Citibank (precio para alcanzar
la rentabilidad).
Proyectos energéticos que tenían muy buena cara a principios de año ya no parecen tan
atractivos.
El derrumbe de los precios del petróleo ha obligado a las mayores empresas energéticas
del mundo a reconsiderar sus gastos multimillonarios. Su mayor dolor de cabeza son
los megaproyectos que demandan miles de millones de dólares en inversión e ingeniería
sofisticada para explotar recursos capaces de producir crudo y gas natural durante
décadas.
La petrolera estadounidense ConocoPhillips anunció el lunes que su gasto de capital
llegará a los 13 mil 500 millones de dólares en 2015, 20% menos que este año. El total
incluye 4 mil 800 millones de dólares, o 36% de su presupuesto de capital, destinados
a iniciar proyectos de petróleo y gas en el Mar del Norte, en Australia, y en las arenas
bituminosas de Canadá.
Política Energética
1299
El Presidente Ejecutivo de ConocoPhillips manifestó que la reducción del gasto “es
prudente dado el entorno actual”. La compañía de Houston reducirá la inversión en
grandes proyectos que están por completarse y en la exploración de nuevas fuentes de
hidrocarburos. ConocoPhillips estima que extraerá, en 2015, 3% más de crudo y gas
que este año.
Durante toda una generación, empresas como ConocoPhillips, Exxon Mobil Corp.,
Royal Dutch Shell PLC y Chevron Corp. focalizaron sus recursos financieros y
humanos en iniciativas que las llevaron a lugares como las aguas profundas del Golfo
de México, arenas bituminosas de Alberta, Canadá, y el Mar Caspio.
Esta clase de proyectos enormes usualmente juegan a favor de grandes compañías que
cuentan con la ingeniería capaz de desarrollar yacimientos fuera del alcance de las
firmas más pequeñas o estatales. Además, necesitan sumar reservas para compensar los
declives en la producción de las áreas maduras. Contar con grandes yacimientos
capaces de producir durante un largo tiempo fue una fórmula exitosa cuando el precio
del petróleo Brent, la referencia del mercado, rondaba los 100 dólares el barril, como
ocurrió durante gran parte de los últimos años.
La situación, no obstante, ha cambiado. El contrato de crudo para entrega el próximo
mes quedó el martes en 66.84 dólares el barril. Para que Shell considere iniciar un
proyecto, necesita que el barril esté al menos en 70 dólares, informó un vocero. Un
portavoz de BP PLC dijo que la empresa utiliza un “precio de planificación a largo
plazo de alrededor de 80 dólares el barril para evaluar nuevas inversiones. El Presidente
Ejecutivo de Exxon Mobil, indicó en una reciente entrevista de televisión que la
petrolera considera proyectos “hasta un rango de 40 dólares el barril. Por su parte, un
representante de Chevron dijo que la compañía ha basado su “proyección de producción
para 2017 en un precio Brent de 110 dólares y que realiza “pruebas de resistencia” de
proyectos a precios más bajos.
1300
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La caída de la cotización del petróleo es aún más perjudicial debido a los costos fijos
de muchos de estos proyectos. En los últimos años, los contratistas como propietarios
de plataformas de perforación elevaron sus tarifas conforme las empresas competían
por sus servicios.
Algunas compañías, incluidas Shell, asumieron deudas en algunos de los trimestres
recientes para cubrir costos de desarrollos, adquisiciones y dividendos de accionistas,
ya que sus flujos de caja eran insuficientes para financiar todos los gastos. Una vocera
de Shell hizo hincapié en que su flujo de caja en su trimestre más reciente había subido
frente a igual lapso del año previo.
El Presidente Ejecutivo de Shell indicó este año que sus grandes y caros proyectos
hacían demasiado “engorroso” para la compañía ofrecer proyecciones públicas de
producción o flujo de caja.
Él y otros ejecutivos han señalado que sus empresas necesitaban recortar gastos. Incluso
antes de que los precios del crudo empezaran a caer a mediados de año, las compañías
habían estado retrasando o cancelando proyectos por preocupaciones de costos.
Chevron y BP están revisando planes de proyectos en altamar en Reino Unido y Estados
Unidos de Norteamérica que podrían costar miles de millones de dólares.
Shell no le dio luz verde a una planta estadounidense para convertir gas natural en
combustible líquido y en julio abandonó un proyecto gasífero en Arabia Saudita.
Un auge de la energía de esquisto en Estados Unidos de Norteamérica alimentado por
la perforación de enormes cantidades de pequeños pozos por parte de pequeñas
compañías es el responsable de la presión sobre los precios de las grandes energéticas.
Pero eso no significa el fin de los megaproyectos. Las grandes compañías aún los
necesitan para mantener sus niveles de producción.
Política Energética
1301
El Vicepresidente de la junta directiva de la consultora Deloitte LLP, prevé que las
grandes petroleras sigan adelante con muchos de sus proyectos. “La demanda de
energía sigue creciendo y al mismo tiempo tenemos caídas en la producción existente”,
aseveró.
Voceros de Shell y BP manifestaron que las empresas hacen previsiones de largo plazo
a la hora de decidir si invertir en un proyecto y toman en cuenta la volatilidad del precio
del petróleo. El Director financiero de Chevron ha dicho que la segunda petrolera
estadounidense cree que “la demanda global de crudo y gas natural crecerá mientras
que las fuentes existentes de suministro inevitablemente caerán”.
Analistas de Bernstein, sostienen que las petroleras tendrán que reexaminar algunas de
sus grandes inversiones. Si los precios del crudo no repuntan pronto, “vamos a tener
cancelaciones de proyectos”, afirmó. Bernstein estima que una caída de 35% en los
precios del crudo equivaldrá a un descenso de 25% en el flujo de caja de la industria.
Pero prevé que los precios subirán a medida que las empresas reducen su perforación.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB11487282416363363484204580327523774813274?tesla=y&mg=reno64wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB11487282416363363484204580327523774813274.html
El derrumbe de los precios del crudo
estimularía el crecimiento global (WSJ)
El 8 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
“El derrumbe de los precios del crudo estimularía el crecimiento global”. A
continuación se presenta la información.
1302
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
NO HAY MAL QUE POR BIEN NO VENGA
Los economistas calculan que la pronunciada caída
en los precios del petróleo arrojará un beneficio neto
al crecimiento global si se mantiene en 2015, dando
alivio económico a algunos y causando dolor a otros.
Impacto potencial de la caída del crudo sobre el PIB,
según exportaciones e importaciones netas de petróleo.
2.4
Corea del Sur
India
Japón
Alemania
China
Estados Unidos de Norteamérica
1.8
1.2
0.8
0.8
0.5
-4.7
-5.4
-8.6
-10.2
-13.6
-15.8
-18.1
FUENTE: Rhodium Group; AIE; FMI.
Muchas de las principales autoridades económicas están revisando sus pronósticos para
Estados Unidos de Norteamérica, Europa, Japón y otras regiones en una apuesta a que
el derrumbe de los precios del petróleo impulsará el crecimiento al depositar más dinero
en los bolsillos de los consumidores y los fabricantes.
Funcionarios del Fondo Monetario Internacional (FMI), la Reserva Federal de Estados
Unidos de Norteamérica y el Banco Central Europeo desestimaron en los últimos días
las preocupaciones de que la caída del petróleo sea síntoma de una desaceleración
global. En cambio, proyectan que el crudo más barato será un estímulo para la economía
mundial, en especial para los países con un alto gasto en energía.
El Vicepresidente de la Fed lo llamó un “shock de la oferta” que beneficiará a Estados
Unidos de Norteamérica. “Es más probable que aumente el Producto Interno Bruto
(PIB) a que lo reduzca”, sostuvo.
Política Energética
1303
“El efecto es positivo sin ambigüedades”, declaró el Presidente del BCE, tras la reunión
mensual del organismo la semana pasada.
Algunos economistas, sin embargo, advierten que la caída de casi 40% en los precios
del crudo en los últimos meses presagia problemas en momentos en que Europa corre
el riesgo de volver a caer en recesión, Japón intenta recuperarse y la desaceleración de
China amenaza con agravarse. De hecho, las caídas pronunciadas en los precios del
petróleo en general han estado asociadas con recesiones cuando colapsa la demanda de
energía.
En esta ocasión, no obstante, un conjunto de factores que impulsan la oferta de petróleo
está alterando el cálculo de muchos economistas, desde técnicas de perforación
avanzadas a un resurgimiento de la producción de Libia y el intento de algunos
productores de Medio Oriente de marginar del mercado a rivales de costos más altos.
“Esta vez es distinto”, afirma el ex Director de la Oficina de Información de Energía de
Estados Unidos de Norteamérica y asesor senior del Centro de Estudios Estratégicos e
Internacionales.
La pregunta de si la reciente caída de los precios se debe a un exceso de oferta o una
menor demanda podría determinar la dirección de la economía global en 2015. El costo
del crudo West Texas Intermediate, la referencia en Estados Unidos de Norteamérica,
ha descendido a cerca de 65 dólares por barril, una caída de unos 40 dólares el barril
desde mediados de junio.
Los menores precios energéticos están perjudicando a importantes exportadores de
petróleo como Irak, Argelia y Nigeria, que son muy dependientes de los ingresos
petroleros. Las noticias son particularmente negativas para los países que afrontan
serios aprietos económicos, como como Rusia, Venezuela e Irán.
1304
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En cambio, para los mayores importadores de crudo, como Japón, Italia y Alemania, el
FMI calcula que el descenso del precio puede sumar casi un punto porcentual al PIB de
sus economías. El FMI elevó su pronóstico del crecimiento de Estados Unidos de
Norteamérica el año próximo de 3.1 a 3.5%, en parte debido al abaratamiento de la
energía.
“Habrá ganadores y perdedores, pero en términos netos son buenas noticias para la
economía global”, sostuvo la Directora Gerente del FMI, en la Conferencia Aanual
CEO Council de The Wall Street Journal.
La entidad atribuye alrededor de 80% de la caída en los precios del petróleo a causas
vinculadas con la oferta, como las decisiones de la Organización de Países Exportadores
de Petróleo y estándares de economía de combustible más estrictos, y sólo 20% a una
menor demanda ante el enfriamiento de la economía global.
Economistas de J.P. Morgan Chase tienen cifras distintas: 55% debido a la oferta y
40% al crecimiento más débil de los mercados emergentes. El banco estima que la caída
del precio del crudo podría sumar 0.7 puntos porcentuales al crecimiento global en los
dos próximos trimestres.
Parte del impulso proviene de los menores costos del transporte y la manufactura, en
particular para sectores que consumen mucha energía, como las aerolíneas y las
siderúrgicas. El principal beneficio es más dinero en los bolsillos de las personas
conforme gastan menos en combustible, lo que alienta el consumo.
La consultora IHS Global Insight calcula que la familia promedio en Estados Unidos
de Norteamérica debería tener 750 dólares adicionales el próximo año, comparado con
los últimos 12 meses, si los precios se mantienen.
Política Energética
1305
Un riesgo para las autoridades es que considerar la caída de los precios como un factor
mayormente positivo puede ocultar la debilidad subyacente de la economía global. “Es
imposible ignorar el rol de la menor demanda global”, asevera el economista Jefe
Global de HSBC. “Los menores precios del petróleo son en parte un reflejo de
tendencias deflacionarias más amplias”, añade. Mercados emergentes clave como
Brasil, Sudáfrica e India tienen problemas desde hace más de un año, en parte debido a
la desaceleración en China.
“El gran tema es China”, indica el Director Gerente de Clearview Energy Partners.
Book no está convencido de que el crecimiento de la demanda petrolera el año próximo
se acerque a la estimación de la Agencia Internacional de Energía (AIE) de 1.1 millones
de barriles diarios. El motivo: un crecimiento inferior al previsto en la segunda
economía mundial.
“No parece razonable pensar que el motor industrial de los mercados emergentes de
alguna forma esté desconectado del motor de consumo del mundo desarrollado”,
argumenta Book.
La mayoría de las caídas previas en los precios del crudo fueron acompañadas de
recesiones, o al menos fueron señales de desaceleraciones económicas.
En general, los economistas coinciden en que el declive actual se debe en parte al
crecimiento anémico de Europa y la desaceleración de China. No obstante, la AIE y
otros expertos enfatizan que la enorme producción petrolera es el principal motivo de
la caída.
1306
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Un socio de la consultora Rhodium Group e investigador del Instituto Peterson para la
Economía Internacional, estima que los países que importan más petróleo podrían pagar
hasta 500 mil millones de dólares menos si los precios siguen bajos durante otros seis
a ocho meses.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB10319881725722884086804580323671941977624?tesla=y&mg=reno64wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB10319881725722884086804580323671941977624.html
La caída del petróleo arrastra los precios
de las acciones y las divisas (WSJ)
El 11 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
“La caída del petróleo arrastra los precios de las acciones y las divisas”. A continuación
se presenta la información.
Las acciones y las monedas ligadas al petróleo prosiguieron su caída luego de que los
precios del crudo tocaran un nuevo mínimo de cinco años, intensificando la presión
sobre las economías que dependen de las exportaciones de hidrocarburos. Los bancos
centrales de dos de ellas realizaron anuncios de política monetaria.
El precio del crudo Brent, la referencia internacional, descendió a 63.68 dólares el
barril, mientras que el West Texas Intermediate, el precio de referencia en Estados
Unidos de Norteamérica, se ubicó en 59.95 dólares. En ambos casos, se trata de los
niveles más bajos desde julio de 2009. Aunque lo precios se recuperaron más adelante,
el daño era palpable.
El rublo descendió a media tarde a 55.73 unidades por dólar, comparado con 32 rublos
por dólar al inicio del año, incluso después de que el Banco de Rusia elevara la tasa de
interés de referencia en un punto porcentual a 10.5%. Aunque una alza de la tasa de
interés habitualmente fortalece una moneda, algunos economistas dijeron que ésta fue
Política Energética
1307
una medida relativamente moderada. “Esto era lo mínimo que el banco central de Rusia
iba probablemente a hacer”, dijo el Jefe de investigación de mercados emergentes de
Standard Bank.
Entre tanto, la corona noruega cayó a un mínimo de cinco años frente al euro después
de que el banco central redujera su tasa de interés clave de 1.5 a 1.25% para
contrarrestar la desaceleración del crecimiento interno y la caída de los precios del
crudo. La corona perdió casi 1.5% contra el euro luego del anuncio y acumula una
depreciación en torno a 7.4% frente a la divisa común europea desde comienzos de año.
Se esperaba que el Banco de Noruega no modificara las tasas. Su última reducción se
produjo en marzo de 2012.
Noruega es el mayor exportador de crudo de Europa y el banco central indicó el jueves
en un comunicado que “la actividad en la industria petrolera será más débil de lo
proyectado con anterioridad”.
Mientras tanto, las bolsas europeas cayeron por cuarta jornada consecutiva conforme el
temor de una desaceleración de la economía global continúa filtrándose en los mercados
y crece la incertidumbre política en Grecia.
El índice Stoxx Europe 600, que agrupa a las mayores empresas de la región, cerró
prácticamente sin cambios, pero el FTSE 100 de la Bolsa de Londres, que tiene una
exposición significativa al sector de hidrocarburos, cedió 0.7% durante la jornada.
El gobierno griego anunció que el Parlamento votará para elegir un nuevo Presidente
el 17 de diciembre, dos meses antes de lo previsto, para reemplazar a Karolos Papoulias,
cuyo mandato de cinco años estaba programado para terminar en marzo. La decisión
desató temores de que el partido de oposición radical Syriza podría ganar las elecciones
nacionales si las diversas rondas de votación no encuentran una solución aceptable para
todos.
1308
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El lunes, los ministros de Finanzas de la zona euro acordaron extender en dos meses el
rescate de Grecia, dando a Atenas y a sus acreedores internacionales más tiempo para
decidir sobre nuevos recortes fiscales, y aplazando una decisión sobre un mayor apoyo
después de las elecciones presidenciales.
La volatilidad del mercado provocó un renovado apetito por los activos considerados
más seguros. El rendimiento de los bonos a 10 años del gobierno de Alemania se redujo
a un mínimo histórico de 0.656%. Los rendimientos caen cuando los precios de los
bonos suben.
En Estados Unidos de Norteamérica, en tanto, el índice S&P 500 subió impulsado por
las cifras que muestran que las ventas minoristas de noviembre en Estados Unidos de
Norteamérica crecieron a su ritmo más rápido en ocho meses. Datos separados
mostraron una caída en las solicitudes semanales de beneficios de desempleo.
El Banco Central Europeo informó, por su parte, que suministró 129 mil 800 millones
de euros (161 mil 600 millones de dólares) en préstamos de cuatro años a los bancos en
el segundo tramo de un programa de estímulo destinado a aumentar el balance del BCE
y promover el crédito en el sector privado.
La demanda fue mayor que los casi 83 mil millones de euros suministrados durante la
anterior oferta de préstamos a cuatro años, a mediados de septiembre, pero fue inferior
a los aproximadamente 150 mil millones de euros esperados por los economistas.
Como resultado, el BCE podría verse presionado para ampliar su programa de compra
de activos a comienzos del próximo año para incluir los bonos soberanos.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB10619504511798443808104580331511829365590?tesla=y&mg=reno64wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB10619504511798443808104580331511829365590.html
Política Energética
1309
Desde el auge del esquisto en Texas a la lucha
por China, así colapsó el petróleo (WSJ)
El 15 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) dio a conocer
el artículo “Desde el auge del esquisto en Texas a la lucha por China, así colapsó el
petróleo”. A continuación se presenta la información.
CAMBIO DE TENDENCIAS
Crudo importado por Estados
Unidos de Norteamérica de
países de la OPEP
El aumento en la producción de petróleo y gas de esquisto en Estados Unidos de
Norteamérica lidera el incremento en l oferta global de hidrocarburos
Producción de crudo en Estados
Unidos de Norteamérica
200 millones de barriles por mes
10 millones de barriles
87
millones
150
100
10
8
8
6
6
4
4
2
2
Cambio en la producción*
-PorcentajesMundo
Mundo sin
Estados
Unidos de
Norteamérica
50
0
0
2004
10
14
2009
10
11
12
13
14
0
2009
10
11
12
13
14
* Incluye crudo, condensados y otros petróleos líquidos.
FUENTE: Departamento de Energía (importaciones y producción); Administración de Información de Energía de
Estados Unidos de Norteamérica. (cambios).
Desde la década del 70, Nigeria ha provisto un suministro constante de petróleo de alta
calidad a las refinerías en América del Norte, hasta llegar a 1 millón de barriles diarios
en 2010.
Luego, se produjo el auge de la energía de esquisto y en julio de este año Estados Unidos
de Norteamérica dejó de importar petróleo nigeriano.
Desplazados por la explosión de la producción petrolera estadounidense, millones de
barriles de crudo nigeriano ahora se dirigen a India, Indonesia y China. No obstante,
los productores de Medio Oriente compiten por los mismos compradores. Esto ha
sentado las bases para una batalla por participación de mercado que podría reconfigurar
1310
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y revolucionar el mercado
global de petróleo.
Los precios del crudo cayeron el viernes a su nivel más bajo en cinco años después de
que la Agencia Internacional de Energía (AIE) recortó su pronóstico de demanda global
por quinta vez en seis meses. El mensaje que recibieron los inversionistas fue que la
economía mundial pasará apuros el próximo año, lo que precipitó un derrumbe de
315.51 puntos, o 1.8%, del Promedio Industrial Dow Jones, que cerró la jornada en
17 mil 280.83 unidades. Se trató de la mayor caída porcentual semanal del Dow en tres
años.
La AIE ha recortado desde junio en 800 mil barriles a día su previsión de demanda para
2015, al tiempo que proyecta que la producción de Estados Unidos de Norteamérica
aumente en 1.3 millones de barriles diarios.
El descenso de los precios globales del crudo, desde más de 110 dólares hasta menos
de 62 dólares el barril el viernes, ha sido caracterizado como una confrontación entre
Arabia Saudita y Estados Unidos de Norteamérica, dos de los mayores productores del
mundo. La realidad, sin embargo, es más compleja y los rebeldes libios y los taxistas
de Indonesia juegan un papel importante, junto a emprendedores texanos y los ministros
petroleros de Medio Oriente. Es un reflejo tanto del creciente suministro de crudo como
del desplome de la demanda.
La situación no tiene visos de revertirse. Bank of America Merrill Lynch predice que
los precios del crudo en Estados Unidos de Norteamérica pueden caer a 50 dólares el
próximo año.
Las raíces del desplome se remontan a 2008, cerca de Cotulla, una diminuta localidad
de Texas entre San Antonio y la frontera con México. Ahí se perforó el primer
Política Energética
1311
yacimiento de la formación de esquisto Eagle Ford. En ese entonces, Estados Unidos
de Norteamérica extraía alrededor de 4.7 millones de barriles de crudo diarios.
En 2009 y 2010, cuando la economía global mostraba signos de una mejoría, la
demanda repuntó y subieron los precios, lo que ofreció un gran incentivo para encontrar
nuevas fuentes. Las empresas estadounidenses empezaron a excavar, tanto en Cotulla
como en otros lugares. “Hubo, a falta de una mejor palabra, una carrera armamentista
por crudo y encontramos un montón”, recuerda un corredor de petróleo de la firma
Coquest en Dallas. En la actualidad, unas 200 plataformas de perforación cubren el sur
de Texas y Estados Unidos de Norteamérica produce 8.9 millones de barriles al día,
gracias a Eagle Ford y otros nuevos campos.
Los estadounidenses, no obstante, no están consumiendo todo ese nuevo crudo y,
debido a leyes que datan de los años 70, exportarlo es casi imposible. Por ello, las
refinerías del país han reemplazado el crudo proveniente de Nigeria, Argelia, Angola,
Brasil y prácticamente cualquier otro país productor con la excepción de Canadá, con
petróleo de Texas y Dakota del Norte.
La OPEP exportó a Estados Unidos de Norteamérica 180.6 millones de barriles en
agosto de 2008, un mes antes del primer pozo de Eagle Ford. En septiembre de 2014,
envió casi la mitad: 87 millones de barriles. La diferencia equivale a cerca de
100 buques cisterna de crudo menos que llegan a los puertos de Estados Unidos de
Norteamérica y que se fueron a otros países.
Durante mucho tiempo, parecía que el creciente apetito global de crudo absorbería todo
ese petróleo. Para 2011, los precios empezaron a oscilar entre 90 y 100 dólares el barril
y se estabilizaron en esa banda.
1312
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Una nueva tendencia, sin embargo, tomó por sorpresa a los observadores del mercado.
Muchos analistas vaticinaron en marzo que la demanda global de crudo crecería en
1.4 millones de barriles en 2014 para alcanzar 92.7 millones de barriles al día.
La proyección, sin embargo, resultó ser excesivamente optimista. Un estratega de
energía de Macquarie Research, estima que una marcada desaceleración global eliminó
parte de la demanda. Al mismo tiempo, varias monedas asiáticas se debilitaron frente
al dólar.
El costo de llenar el tanque de gasolina en Indonesia, Tailandia, India y Malasia
aumentó en los momentos en que estos países reducían paulatinamente los subsidios al
combustible. La gente empezó a conducir menos. “La demanda cayó por un precipicio”.
El alza del suministro y la caída de la demanda ejercieron presión sobre los precios. Sin
embargo, la violencia en Irak mantuvo alta la cotización del crudo ante los temores de
que Estado Islámico pudiera recortar la producción del país.
Luego, dos eventos sacudieron el mercado. A fines de junio, The Wall Street Journal
informó que Washington había autorizado la exportación de crudo por primera vez en
una generación. Si bien la medida era limitada, los precios empezaron a caer desde sus
máximos de mediados de año.
El 1° de julio, los rebeldes libios decidieron abrir Es Sider y Ras Lanuf, dos terminales
de exportación clave que habían estado cerrados por un año, y su crudo empezó a llegar
a Europa. El petróleo nigeriano, que ya había sido desplazado de Estados Unidos de
Norteamérica y Canadá, también fue reemplazado en Europa. Nigeria empezó a
exportar a China.
Los precios empezaron a ceder. A fines de julio, el barril de crudo de Estados Unidos
de Norteamérica cayó por debajo de 100 dólares. A principios de septiembre, la AIE
Política Energética
1313
subrayó la perspectiva de una “desaceleración pronunciada en el crecimiento de la
demanda”. Un mes después, los precios estaban en menos de 90 dólares el barril.
Para mediados de septiembre, Petroleum Intelligence Weekly, un boletín muy seguido
por la industria, dijo que ambos lados del Atlántico estaban “inundados de crudo”.
Nigeria, sostuvo, “necesita encontrar clientes (...) en Asia”.
Arabia Saudita, no obstante, no quería que Nigeria forjara relaciones de largo plazo con
refinerías en Asia. Para fines de septiembre, los sauditas recortaron su precio de crudo
oficial en Asia en 1 dólar el barril. En una semana, Irán y Kuwait siguieron el ejemplo.
Dos semanas después, la AIE volvió a reducir su proyección de crecimiento de la
demanda en 2014 en 200 mil barriles diarios a un aumento anual de 700 mil barriles,
casi la mitad de lo que había previsto a principios de año. La noticia produjo una caída
de casi 4 dólares por barril.
Para ese entonces, el mercado parecía estar en caída libre. El precio perdió más de
1 dólar el barril en ocho de las 23 jornadas de octubre. La atención de los corredores se
posó sobre la OPEP, que a menudo ha estabilizado el mercado con recortes de la
producción cuando los precios caían y con incrementos cuando subían. Muchos
miembros de la OPEP, dependientes del dinero que generan del petróleo para financiar
programas sociales, se rehusaron a reducir su producción.
Arabia Saudita, el principal productor de la OPEP, también sentía la competencia de
otros países, dice el Director de operaciones de la firma de investigación de mercado
ClipperData. Colombia, por ejemplo, que habitualmente ha enviado la mayor parte de
su crudo a Estados Unidos de Norteamérica, está encontrando su mayor comprador este
año en China, un mercado crucial para la OPEP, indica el analista. “Para los sauditas,
Asia es su mercado de crecimiento”, explica. “Los nigerianos y colombianos están
1314
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
siendo expulsados de sus mercados naturales en América del Norte. Arabia Saudita
tenía que hacer algo”.
En su reunión en Viena a fines de noviembre, la OPEP mantuvo su producción intacta.
Los precios del crudo en Estados Unidos de Norteamérica y Europa cayeron otros
7 dólares el barril. Cuando se le consultó al Ministro de petróleo de Arabia Saudita, si
la OPEP recortaría pronto sus exportaciones, respondió: “¿Por qué deberíamos reducir
la producción? ¿Por qué?”.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB12459680462131963761004580337712951077800?tesla=y&mg=reno64wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB12459680462131963761004580337712951077800.html
Las petroleras de Estados Unidos de
Norteamérica, forzadas a bombear
crudo para pagar sus deudas (WSJ)
El 7 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) presentó la nota “Las
petroleras de Estados Unidos de Norteamérica, forzadas a bombear crudo para pagar
sus deudas”. A continuación se presenta la información.
Política Energética
1315
Las empresas estadounidenses de petróleo y gas se endeudaron fuertemente durante el
auge del sector energético, con un alza de sus pasivos de casi 55% desde 2010 para
llegar a casi 200 mil millones de dólares.
La necesidad de estas empresas de cubrir sus costos de endeudamiento ayuda a explicar
por qué los productores de Estados Unidos de Norteamérica planean seguir con la
extracción de crudo incluso si el barril se negocia por menos de 50 dólares, con un
descenso de 55% desde junio. El Brent para entrega en febrero cerró ayer 0.10% al alza
en 51.15 dólares.
Ya se ven señales de problemas en el sector, donde el crecimiento de los ingresos no se
ha mantenido a la par del endeudamiento. El domingo, WBH Energy LLC, una firma de
capital cerrado que se concentra en Texas, y sus socios se acogieron a la ley de
protección por bancarrota, argumentando que su prestamista se había rehusado a
desembolsar más dinero y citando una deuda de entre 10 millones de dólares y
1316
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
50 millones de dólares. Ni la empresa con sede en Austin ni sus abogados respondieron
a solicitudes de comentarios.
Analistas del sector energético están seguros de que habrá cesaciones de pago. “El
grupo no está en posición (para resistir) esta recesión”, dijo un analista de Robert W.
Baird & Co. “Hay demasiados balances feos”.
La industria también está esperando una ola de ventas de activos y consolidaciones,
aunque no hasta que los precios se estabilicen y las valuaciones se vuelvan más claras.
Los banqueros dicen que las empresas son renuentes a hacer acuerdos con los precios
de las acciones bajo presión, ya que temen que estén vendiendo muy barato, y los
compradores no quieren pagar en exceso si los precios siguen cayendo.
Y las fusiones no son una panacea. “Para ser el consolidador de una compañía que tiene
un gran agujero en su flujo de caja hay que tener la habilidad de satisfacer esa necesidad
de flujo de caja”, dijo el Director Gerente y jefe de banca de inversión de Morgan
Stanley para el sector energético en el continente americano. “No puede esperar que
dos compañías con grandes problemas en sus flujos de caja se unan y mitiguen el
problema”.
En lugar de eso, el banco de inversión está “pensando en formas más creativas para
llevar capital a sus clientes”, dijo el Director Gerente y jefe de banca de inversión de
Morgan Stanley, por ejemplo, a través de inyecciones privadas de fondos.
Antes de que los precios del crudo cayeran, los productores estadounidenses de petróleo
y gas podían firmar contratos de leasing y perforar yacimientos incluso si eso requería
que gastaran más que sus ingresos. La deuda era usada para suplir el déficit de caja y
permitir que las empresas pudieran desarrollar campos petroleros en Texas, Dakota del
Norte y ubicaciones más nuevas, incluyendo Colorado.
Política Energética
1317
En 2010, las empresas de producción de crudo y gas en Estados Unidos de
Norteamérica tenían un total de deuda combinada de 128 mil millones de dólares, según
datos financieros compilados por S&P Capital IQ. En el trimestre más reciente, la
deuda total combinada del grupo llegaba ya a 199 mil millones de dólares. El grupo no
incluye a Exxon Mobil Corp. y Chevron Corp., que también ganan dinero con
refinanciación, químicos y oleoductos.
Los ingresos de los productores de crudo y gas aumentaron a un ritmo más lento, 36%,
a 239 mil 400 millones de dólares en los 12 meses que terminaron en septiembre, frente
a 175 mil 800 millones de dólares en 2010.
Pero el petróleo está rezagado en mínimos de cinco años y los precios del gas natural
han caído 40% desde junio a menos de 3 dólares por millón de BTU (unidad térmica
británica, por sus siglas en inglés), frente a alrededor de 4.70 dólares por millón de
BTU.
A pesar del frío invierno, las empresas en Estados Unidos de Norteamérica han estado
bombeando gas suficiente para llenar tanques de almacenamiento en todo el país a
niveles no vistos en casi cinco años.
Las compañías se están concentrando ahora en conservar su efectivo, en equilibrar su
balance y en el cumplimiento de las condiciones de los préstamos.
“Tener control de la deuda y asegurarse de que tiene un buen nivel de liquidez para
resistir este ciclo del commodity es obviamente importante para nosotros”, dijo el
Presidente y Director General de operaciones de EXCO Resources Inc. de Dallas. El
ejecutivo dijo que la compañía ha estado trabajando para apuntalar su balance desde
antes del colapso de los precios del crudo.
1318
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La empresa, que produce principalmente gas natural, tuvo 713 millones de dólares en
ingresos durante los 12 meses que terminaron en septiembre. La compañía ha tenido
desde hace tiempo una pesada carga de deuda, que para fines de 2013 alcanzó casi
1 mil 900 millones de dólares. El Presidente y Director General de operaciones de
EXCO Resources Inc. aseguró que para septiembre pasado la empresa había reducido
su deuda a largo plazo a 1 mil 350 millones de dólares, en parte con la venta de algunos
activos, y en diciembre suspendió su dividendo. Aun así, las acciones de la compañía
han sufrido, desplomándose a 2 dólares esta semana desde 6 dólares en el segundo
trimestre de 2014.
Aunque ninguna empresa de energía ha cesado el pago sobre sus bonos u otra deuda,
CreditSights Inc. ha identificado unas 25 en riesgo debido a una base de activos
pequeña, una alta deuda y un pequeño flujo de caja.
La lista está encabezada por Sabine Oil & Gas LLC and Forest Oil Corp. (que el mes
pasado se fusionaron en Sabine Oil & Gas Corp.) y Venoco Inc., que no cotiza en bolsa
y que se concentra en California. Ninguna respondió a solicitudes de comentarios.
Los prestamistas ya están asumiendo una posición dura, dijo un analista que sigue a los
productores pequeños y medianos para el banco de inversión MLV & Co. Algunas
entidades de financiación están pidiendo a los productores suministrar planes de cómo
enfrentarían caídas adicionales en el precio del crudo, dijo, mientras que otros están
ejerciendo presión para vender activos.
“Las proyecciones de que el precio seguirá a la baja han sido acertadas hasta ahora”,
dijo el analista. “Sin ser capaces de proyectar realmente cuándo tocará fondo, es difícil
tener mucha convicción del lado alcista”.
La conservación de efectivo y una deuda más onerosa se traducirán en menos dinero
para gastar en la producción de petróleo y gas natural. Sin embargo, no está claro si la
Política Energética
1319
producción de Estados Unidos de Norteamérica se reducirá, ya que algunas grandes
petroleras esperan producir más crudo y gas natural en 2015 que el año pasado,
centrándose en sus mejores prospectos de perforación.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB10827431088532864127704580386031172531478?tesla=y&mg=reno64wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB10827431088532864127704580386031172531478.html
¿Qué nos deparará 2015 en energía? (RIE)
El 5 de enero de 2015, el Real Instituto Elcano (RIE) publicó el artículo “¿Qué nos
deparará 2015 en energía?”, elaborado por Gonzalo Escribano 2 . A continuación se
incluye el contenido
Tema
El año 2015 promete mantener a la energía como uno de los ejes de la atención
internacional, tanto en el plano europeo como en el global y en muchos escenarios
regionales.
Resumen
La Unión Europea debe afrontar el reto de desarrollar el paquete 2030 aprobado en
2014, diseñar una Unión de la Energía creíble y plasmar el plan Juncker en inversiones
en el sector. Ambos vectores exigirán toda la atención de la Comisión y de los Estados
miembros, y muy notablemente del gobierno español que deberá centrarse en proponer
proyectos sólidos y bien argumentados al tiempo que mantiene abierta la ventana de
oportunidad a favor de las interconexiones creada por la crisis con Rusia. El año 2015
también requerirá esfuerzos importantes para llegar a un acuerdo consistente contra el
2
Gonzalo Escribano es Director del Programa de Energía, Real Instituto Elcano.
1320
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
cambio climático en la cumbre de París de finales de año. Por otro lado, las previsiones
apuntan a que la caída de los precios del crudo de la segunda mitad de 2014 se
mantendrá en 2015 al menos hasta el verano, si bien pueden darse repuntes a partir del
segundo trimestre. Las implicaciones geo-económicas y geopolíticas de esta caída de
precios marcarán en buena medida el escenario energético y económico global, y es
importante que la Unión Europea y los gobiernos europeos aprovechen la oportunidad
para avanzar en la transición energética en vez de incorporar en sus expectativos precios
moderados a largo plazo.
Una de esas implicaciones será acelerar el declive de Rusia, que tiene por delante un
año muy complicado en lo económico que debería atemperar su aventurerismo gasista.
La caída de los precios del crudo puede cambiar el panorama geopolítico
latinoamericano. El debilitamiento económico de Venezuela y los bajos precios del
crudo erosionan el atractivo de iniciativas como Petrocaribe y, en general, el de los
sistemas bolivarianos. También puede complicar el éxito de la reforma energética
mexicana y presionar financieramente a Petrobras. Probablemente 2015 tampoco estará
libre de otros sobresaltos geopolíticos. Por ejemplo, será un año clave para la evolución
de conflictos como los de Irak y Libia, que en caso de agudo deterioro pueden volver a
presionar la prima de riesgo en los precios del crudo. La “atlantización” de la pauta
española de importaciones de petróleo obligará también a seguir los acontecimientos
en África Occidental. Nigeria es ahora nuestro primer suministrador de petróleo, se
encuentra muy exigido fiscalmente por la caída de precios, mantiene una lucha abierta
con Boko Haram y en 2015 tendrán lugar unas elecciones cruciales.
Política Energética
1321
Análisis
Interconexiones y Unión de la Energía
El año 2015 se plantea como un período crucial para la política energética europea. En
él deberán fijarse las bases de una Unión de la Energía que articule un mercado único
y una política energética exterior común. La necesidad de erosionar el poder de
mercado de Rusia en el mercado energético europeo ha actuado como catalizador de
los importantes progresos realizados durante 2014. Entre ellos se encuentran las
propuestas de inversiones en infraestructuras energéticas que contiene el Plan Juncker,
el compromiso del 10% en interconexiones del Paquete de Energía y Clima y el nuevo
impulso a la coordinación de las políticas energéticas exteriores. España supo
aprovechar la oportunidad de postularse como parte de la solución a los problemas
energéticos de Europa, solicitando poder ejercer su derecho a la solidaridad con sus
socios europeos si existiesen las interconexiones para ello.
Aunque no se alcanzaron objetivos vinculantes ambiciosos en materia de
interconexiones, por primera vez en muchos años el tono europeo al respecto ha
comenzado a cambiar y por tanto la oposición francesa resultará cada vez más costosa
políticamente. El Consejo de Energía del 9 de diciembre de 2014 insistió en asegurar
que el objetivo del 10% de interconexiones se alcanzaría y en que, si las infraestructuras
propuestas no fuesen suficientes, se identifiquen con celeridad nuevos proyectos que
permitan alcanzarlo. Para ello, España solicitó en diciembre para planes energéticos en
el marco del Plan Juncker más de 25 mil millones de euros (del total de 53 mil millones
solicitados hasta 2017), de los cuales 15 mil millones se destinan a la interconexión
eléctrica, y en menor medida gasista, con Francia. España tiene que remitir cuanto antes
a la Comisión los planes y presupuestos detallados para estos proyectos.
El año 2015 será clave para materializar los compromisos, algo tenues y condicionados,
alcanzados. El gobierno español y la Comisión deberán permanecer vigilantes para que
1322
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
las preferencias expresadas en 2014 se plasmen en los presupuestos y que los proyectos
de interconexión resulten creíbles desde el primer momento. Sin interconexiones no
puede haber competitividad, pues no habrá competencia, ni sostenibilidad, porque las
renovables no pueden desplegarse conforme a las ventajas comparativas naturales, ni
seguridad energética al no poder ejercerse la solidaridad con algunos Estados
miembros, como podría ocurrir (de nuevo) en 2015 en aquellos países más expuestos
al tránsito de gas ruso por Ucrania. En todo caso, aunque sólo será el año 0 de un
proceso de largo plazo que requiere ser mantenido en el tiempo, es importante iniciarlo
con buen pie, manteniendo un tono constructivo y propositivo aceptando la transacción
sin imposición. Lo previsible es que España pueda presentar en poco tiempo proyectos
solventes susceptibles de ser financiados por el mecanismo del plan Juncker y asegurar
el progreso adecuado en las interconexiones.
Cualquier debate sobre la dimensión exterior de la Unión de la Energía debe partir de
la consecución de un mercado europeo integrado y abierto a la competencia. La
propuesta franco-polaca de constituir una especie de central de compras (un
monopsonio) a nivel europeo para agrupar los contratos de gas con los proveedores
exteriores ha encontrado muchas resistencias, tanto entre los Estados miembros más
diversificados de Rusia como de los menos intervencionistas, poco partidarios de
politizar los flujos energéticos. Además, es contrario a la política de competencia
comunitaria y cuenta con la oposición de la mayor parte del sector gasista, tanto europeo
como de Noruega y Argelia, segundo y tercer suministradores de la Unión Europea.
No debe desviarse la atención hacia debates secundarios pero igualmente irritantes, sino
atender las prioridades de completar el mercado interno. El caso de las interconexiones
con Francia es un buen ejemplo: la discusión de objetivos del 10% (o el 15%, indicativo
y para 2030) es claramente insuficiente si se plantea (a) descarbonizar el mix eléctrico
para 2050 y (b) diversificar los suministros de Rusia (¿y su área de influencia?) desde
otros proveedores mediante gasoductos desde el Norte de África y gas natural licuado
Política Energética
1323
(GNL) de todo el mundo. La única forma de alterar las expectativas y dar credibilidad
a la Unión de la Energía es que la Comisión haga un anticipo inmediato para acometer
las inversiones necesarias en interconectores.
A lo largo de 2015 deberá detallarse también el Paquete Energía y Clima 2030 acordado
el año pasado. Aunque ha sido criticado por su falta de ambición en casi todos sus
objetivos, lo ha sido más por el desajuste implícito en que los objetivos 2020 se hayan
mostrado factibles y los de la Hoja de Ruta 2050 se perciban demasiado exigentes. Del
20% de reducción de emisiones en 2020 se ha pasado al 40% en 2030 (80-90% en
2050), del 20 al 27% de energías renovables y eficiencia energética (aunque como
objetivos europeos no vinculantes a nivel nacional) y del 10% de interconexiones
(acordado en 2002, ahora obtenido para 2020) a un 15% no vinculante en
interconexiones eléctricas. Es cierto que, en renovables y eficiencia, se podría haber
sido más ambicioso; y desde luego también en interconexiones, que son un pre-requisito
para las renovables y por tanto para la descarbonización. Pero la Unión Europea se ha
mostrado dispuesta a elevar sus objetivos si la próxima cumbre sobre el clima de París
se saldase con compromisos equiparables por parte de otros grandes emisores.
Hacia París 2015
Los resultados de 2014 en materia de lucha contra el cambio climático son positivos,
aunque insuficientes y algo decepcionantes. La Cumbre sobre el Clima de Naciones
Unidas de septiembre había mantenido las expectativas con mucho compromiso
político pero contribuciones en reducciones y el financiamiento climática mucho más
modestas. Poco después, el acuerdo bilateral entre Estados Unidos de Norteamérica y
China fue considerado como un paso político de primer orden en la diplomacia
climática, hasta el punto de que algunos observadores consideraron que la vía
multilateral quedaba superada. Aunque los compromisos alcanzados por Estados
Unidos de Norteamérica y China son claramente insuficientes para prevenir una alza
1324
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
de la temperatura superior a 2ºC, se esperaba que el cambio de actitud de los dos
mayores emisores mundiales permitiese culminar las negociaciones climáticas con un
acuerdo global en 2015. Sin embargo, ese impulso bilateral mostró un recorrido
limitado con los magros resultados del COP 20 de Lima, preparatoria de la cumbre
climática de París.
China se ha comprometido a alcanzar su pico de emisiones en 2030 y producir para
entonces el 20% de su energía mediante fuentes bajas en carbono. La capacidad y la
voluntad china de cumplir estos compromisos es incierta, pero el cambio de estrategia
es evidente y puede concretarse en políticas medioambientales (lucha contra la polución
y eficiencia energética) e industriales (renovables y nuclear). Estados Unidos de
Norteamérica se ha comprometido a reducir sus emisiones en un 28% para 2025 (sobre
niveles de 2005), lo que no implica ninguna novedad sobre el Climate Action Plan del
presidente estadounidense de 2013, cuyos objetivos de reducción eran del 17% a 2020,
del 42% a 2030 y del 83% a 2050. Estos objetivos son muy inferiores a los de la Unión
Europea, que se calculan sobre niveles de emisiones de 1990. Por tanto, las bases para
el compromiso en Lima no eran tan sólidas.
Además, cumbres que han pasado de unos 1 mil delegados a más de 11 mil en sus 20
años de existencia requieren de una exhaustiva preparación que no puede compensarse
con un clima de optimismo. La reflexión sobre la operatividad de estas reuniones puede
posponerse a la de París, pero parece evidente que no ofrecen un modelo eficaz de
gobernanza climática. Entre sus resultados positivos, Lima permite vislumbrar un
acuerdo en París en que la mayor parte de países contribuyan a la lucha contra el cambio
climático, si bien será difícil alcanzar reducciones obligatorias de emisiones. Otro punto
de fricción es la responsabilidad de los países industrializados y sus reticencias a un
aumento sustancial del financiamiento para la adaptación en los países en desarrollo.
Política Energética
1325
Naciones Unidas ya ha avisado de que las promesas de reducción de emisiones para la
cumbre de París del próximo diciembre no bastan para alcanzar el objetivo de 2ºC, y la
diplomacia francesa es consciente de que en 2015 deberá trabajar duro para cerrar un
acuerdo. Pese al esfuerzo de la Unión Europea, China se opuso a que los gobiernos
presenten planes detallados de reducción de emisiones y a su monitorización. Cada vez
parece más claro que el cariz político del actual sistema de negociaciones climáticas lo
hace ingobernable y lo limita a la mera agregación de contribuciones negociadas,
siempre insuficientes y poco detalladas. Es deseable que en París se alcance un acuerdo
más comprensivo y ambicioso que el que se proyectó en Lima, pero sea cual sea su
resultado el día después deberá empezar a trabajarse en una nueva configuración de la
gobernanza climática, más institucionalizada, técnica y estable, y menos politizada,
esporádica y fragmentada.
Precios bajos del petróleo, pero no para siempre
En la segunda mitad de 2014, los precios del petróleo se desplomaron con mayor
rapidez de lo anticipado por la mayoría de los analistas. Si en el documento del año
pasado se aventuraba que “los fundamentales sugieren una relajación de los precios”,
para 2015 la conjetura correspondiente sería una estabilización de los mismos en
niveles superiores a los de finales de 2014. En 2015 se comprobará la capacidad de
ajuste de la industria petrolera a la caída de los precios. Algunas compañías, como la
noruega Statoil, han rebajado las inversiones en aguas profundas para 2015. Muchos
productores estadounidenses de petróleo no convencional aún tienen margen de
eficiencia técnica (los costos de los bienes de equipo siguen cayendo), pero no todos.
La decisión de Arabia Saudí de dejar que el mercado ajuste los precios, manteniendo
su cuota de mercado, tiene una lógica económica impecable: la de que el ajuste del
mercado venga de aquellos productores cuyos costos de extracción son más altos, entre
los que se encuentran desde los pozos más maduros o pequeños a los de aguas ultra-
1326
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
profundas, las arenas bituminosas de Canadá, el crudo ultra-pesado venezolano y, por
supuesto, el tight oil estadounidense. Los países del Golfo Pérsico tienen costos de
extracción muy por debajo de los precios actuales y, salvo Irak e Irán, abundantes
reservas de divisas para sostener sus presupuestos durante períodos prolongados de
precios bajos del crudo.
Las previsiones de un freno en el aumento de la demanda de petróleo para 2015 podrían
alterarse con la caída de los precios, frenando la destrucción de demanda que ha
supuesto el reciente período de precios elevados. Según las últimas previsiones
disponibles, la Agencia Internacional de Energía (AIE) prevé un crecimiento de la
demanda de crudo para 2015 de 0.9 millones de barriles diarios, menor que sus
anteriores previsiones, mientras que la oferta no Organización de Países Exportadores
de Petróleo (OPEP), básicamente estadounidense, crecería en 1.3 millones de barriles
diarios (mbd). Atendiendo a las previsiones de oferta y demanda, el mercado sigue
padeciendo un exceso de oferta que deberá ajustarse en los próximos meses. Por otro
lado, la prima de riesgo geopolítico que ha acompañado a los precios elevados de los
últimos años puede reactivarse en cualquier momento. La volatilidad de la situación
geopolítica en grandes productores como Irak, Irán y Libia, y el potencial de
desbordamiento de éstos y otros escenarios de inestabilidad en otros grandes
productores de Oriente Medio y el Norte de África o incluso en el Golfo de Guinea,
pueden devolver la incertidumbre a los mercados ante interrupciones de suministro o
embargos (Irán y eventualmente Libia).
Lo más relevante es, primero, que la caída de precios supone una triple ventana de
oportunidad en los planos económico, energético y, como veremos al tratar Rusia,
geopolítico. Segundo, que esa ventana promete ser corta y no permite acomodaciones
ni conformismos. Desde la perspectiva económica, la caída de precios tiene un efecto
muy positivo sobre una demanda europea muy átona. Su efecto sobre la inflación
debería facilitar la adopción de medidas expansivas en vez de preocupar por su efecto
Política Energética
1327
deflacionario, pero en todo caso constituye un choque de oferta positivo bienvenido
ante el riesgo de una tercera recesión. Precios más bajos de la energía también ayudarían
a la industria europea a recuperar algo de la competitividad perdida frente a Estados
Unidos de Norteamérica por el abaratamiento ocasionado por la revolución no
convencional.
La caída de precios también presenta oportunidades para las reformas energéticas en
Europa. Por ejemplo, ofrece la de reducir externalidades medioambientales negativas
aumentando los precios del carbono, hoy muy bajos, o introducir impuestos ambientales
para compensar en parte la caída de precios y sus efectos no deseados sobre la eficiencia
energética. Si la estrategia saudí es frenar la sustitución de su petróleo por fuentes
renovables y evitar las mejoras en eficiencia energética, Europa (y España) deberían
actuar en consecuencia, invirtiendo parte de los dividendos económicos de la caída de
precios en su modelo de transición energética. A diferencia del petróleo o el gas no
convencionales, las energías renovables son energías autóctonas que producen a costo
marginal cero: una vez realizada la inversión no hay volatilidad en los precios, ni
correlación con ningún combustible, ni declive, ni emisiones. Más aún, proyectan poder
energético blando, en el sentido de Nye del poder de atracción de un modelo energético
como el europeo, basado en la sostenibilidad y comprometido con la lucha contra el
cambio climático.
Rusia prosigue su declive
La creciente rivalidad entre Rusia y la Unión Europea puede atenuarse si la caída de los
precios del petróleo se mantiene. Por un lado, el aventurerismo táctico del presidente
ruso contará con menos recursos y reportará mayores costos económicos. Por ejemplo,
la caída de precios del crudo, al que Gazprom indexa sus contratos, facilitó a finales de
2014 cerrar el acuerdo con Ucrania intermediado (y avalado) por la Unión Europea por
su mero abaratamiento. Esa situación puede evitar una escalada de nuevas sanciones
1328
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
económicas o interrupciones de suministro; pero, de nuevo, la volatilidad de la situación
en Ucrania puede desbordarse en ambas (u otras) direcciones. En 2015 deben
acometerse medidas que muestren a Rusia que la diversificación del aprovisionamiento
europeo de gas es creíble. No se trata de eliminar las importaciones rusas, pero sí de
mantener la presión en el campo de la política de competencia para evitar el abuso de
poder de mercado por parte de Gazprom. Por ejemplo, manteniendo la aplicación del
acervo comunitario al South Stream (cuyo objeto es evitar el tránsito por Ucrania para
cortarle el suministro mejor, es decir, sin afectar a los consumidores de la Unión
Europea).
También puede ser un mal año para el proyecto Euroasiático del presidente ruso, al
menos en su componente geopolítica. Pueden añadirse nuevos socios a la Unión
Económica Euroasiática (UEE), formada por Rusia, Kazajistán, Bielorrusia y, desde
octubre de 2014, Armenia, que no comparte frontera con ninguno de sus socios, como
Tayikistán y Kirguizistán. Pero lo harán con escaso entusiasmo. En palabras del
Presidente kirguizo, Atambayev: “We’re choosing the lesser of two evils. We have no
other option.” Fuera de esos países (e incluso dentro), la anexión de Crimea y la
desestabilización militar de Ucrania han debilitado el ya escaso atractivo del presidente
ruso en gran parte de la vecindad rusa. En su vecindad occidental, los países de la exURSS (Unión de Repúblicas Socialistas Soviéticas) miran más hacia la Unión Europea
o incluso Turquía; en Asia Central, la iniciativa económica china de la Ruta de la Seda
parece mostrar más tracción. La Unión Aduanera Euroasiática puede crecer
modestamente, pero la visión geopolítica del presidente ruso de reconstruir el cinturón
soviético no es seguida ni siquiera por los miembros de la UEE.
Las sanciones y la caída de precios pueden complicar aún más la situación económica
de Gazprom, y su capacidad para financiar y desarrollar nuevos proyectos, por ejemplo
los acordados, en mayor o menor grado, con China. El actual mercado del gas es un
mercado de compradores. Los exportadores de GNL (por ejemplo Qatar) han invertido
Política Energética
1329
grandes sumas en trenes de licuefacción y pueden reproducir la guerra por las cuotas
del mercado del gas en Asia que ha desatado Arabia Saudí en el del petróleo. Con un
gas barato y bajo sanciones financieras, Rusia tendrá muy difícil construir las
infraestructuras que necesita para avanzar en la diversificación de sus exportaciones
hacia China y la India. Puede firmar tantos memorandos de entendimiento como quiera,
pero obtener financiamiento será más complicado, salvo que la obtenga de China a
cambio de condiciones aún más ventajosas para ella y todavía menos rentables para
Rusia.
Otros ámbitos: Irak contra el Estado Islámico (EI), Libia contra sí misma,
reforma mexicana, elecciones en Nigeria, Angola en Portugal…
Hay evidentemente muchos otros focos de atención. Ya se han mencionado las
incertidumbres en Irak y Libia. En la primera se espera que la contención del EI
mantenga la producción inalterada. El reciente acuerdo entre el gobierno regional kurdo
y el central para exportar el petróleo controlado por el primero bajo la supervisión del
segundo, a cambio del 17% del presupuesto nacional, puede facilitar la estabilización
del país, o al menos la de su industria petrolera. No obstante, el acuerdo no incluye al
menos 100 mil barriles diarios no declarados en el acuerdo pero producidos
autónomamente por el Kurdistán iraquí. Esa realidad de productor dual seguirá pesando
sobre las expectativas de producción del país, y puede debilitar la cooperación frente al
EI.
De Libia se esperan las novedades a que nos ha acostumbrado en los últimos años:
fuerte volatilidad en la producción en función de los vaivenes de la situación interna.
Aunque en buena medida el mercado ya lo esté descontando, y los dos gobiernos
necesiten ingresos que sólo pueden proceder de las exportaciones de petróleo, no se
pueden descartar interrupciones más significativas que las de los últimos meses. De
hecho, en el momento de cerrar este documento se producían intensos combates en
varias terminales petroleras, cuyas instalaciones parecen estar registrando daños
1330
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
significativos. Una eventual partición de facto del país que se plasme en una
indefinición de a quién pertenece el petróleo libio podría tener un impacto más profundo
y duradero. Desde la perspectiva energética, Libia está inmersa en un clásico conflicto
por recursos, en este caso una disputa por las rentas de los hidrocarburos. Mientras no
se apliquen mecanismos de reparto y gestión de esas rentas aceptables para los
diferentes actores, y eso puede llevar años, el conflicto continuará y con él la falta de
fiabilidad de Libia como suministrador, no digamos como receptor de nuevas
inversiones para desarrollar sus ingentes recursos.
Finalmente, 2015 puede consolidar el nuevo patrón español de interdependencia en
hidrocarburos. En 2010, el principal suministrador español de petróleo era Irán, con
más del 14% de las importaciones, y Libia suponía más del 12% de las mismas; el
embargo a Irán y la situación de caos que atraviesa Libia prácticamente han hecho
desaparecer ambos flujos. En cambio Nigeria, que representaba en aquella fecha el 10%
de las importaciones españolas de crudo, supone ahora el 17% de ellas. En el último
año casi el 30% de las importaciones españolas procedieron del África Subsahariana.
Si sumamos la aparición de Colombia y Brasil en la cartera española de importaciones
de crudo, y el aumento de las importaciones de México, resulta evidente el
desplazamiento del patrón geográfico hacia la cuenca atlántica, que ya representa el
60% de las importaciones españolas de crudo.
En el caso del gas, la suma de Argelia y Nigeria ya representa más del 60% de las
importaciones españolas, y la de Trinidad y Tobago más Perú un 10%. 2015 será
también fundamental en el arranque de la reforma energética mexicana, que afronta el
reto de abrir sus mercados eléctricos y gasistas, y sobre todo revertir el declive de su
industria petrolera. Todo ello puede reportar oportunidades importantes a las empresas
españolas, si bien la caída de precios y la situación política interna mexicana introducen
incertidumbres que requerirán la atención española.
Política Energética
1331
Estos cambios hacen más compleja la gestión política y empresarial de ese patrón de
interdependencia: a modo ilustrativo, todavía hay que seguir las negociaciones
nucleares con Irán y trabajar en la interlocución con Libia, pero también los riesgos de
desestabilización yihadista en un Norte de África ampliado, que abarca el Sahel y llega
hasta el Golfo de Guinea. Por eso, España debe también empezar a pensar en las
elecciones presidenciales y legislativas nigerianas de 2015 y en el alcance de la
actividad de Boko Haram, hasta ahora alejada de las zonas petroleras. Tampoco estaría
mal seguir la incursión económica de Angola en Portugal, otro cambio de patrón de
comportamiento interesante, esta vez por el lado de los productores africanos.
Conclusiones
En suma, algunas tendencias claras y muchas incertidumbres que, en clave española,
exigirán una gestión activa de nuestra interdependencia energética. Sería aconsejable
que la administración española reparara en esta tendencia estructural de los últimos
años, creciente interdependencia y aumento de su complejidad, dedicando a la política
energética internacional más recursos y una mayor integración de sus instrumentos.
Fuente de información:
http://www.realinstitutoelcano.org/wps/wcm/connect/3bb4f90046d2ec95b344bb32e3f308d0/ARI1-2015Escribano-Que-nos-deparara-2015-enenergia.pdf?MOD=AJPERES&CACHEID=3bb4f90046d2ec95b344bb32e3f308d0
El crudo extiende caída tras comentarios de
funcionario de los Emiratos Árabes Unidos (WSJ)
El 13 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota “El
crudo extiende caída tras comentarios de funcionario de EAU” a continuación se
presenta la información.
El ministro de Petróleo de los Emiratos Árabes Unidos (EAU) dijo que la Organización
de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) no ajustará su producción y que el resto de
1332
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
productores tienen que ser racionales. El funcionario también agregó que los precios
del crudo podrían tardar dos o tres años en estabilizarse.
Asimismo, señaló que la OPEP está preocupada por el equilibrio en el mercado del
crudo, pero que la organización no puede ser el único responsable en esa tarea.
Emiratos Árabes Unidos es uno de los diez mayores productores de petróleo y gas
natural del mundo y forma parte de la OPEP.
Tras sus declaraciones, el precio del petróleo siguió cayendo. El crudo Brent, la
referencia internacional llegó a descender 3% a casi 46 dólares el barril en Londres. El
petróleo de referencia en Estados Unidos de Norteamérica perdía 1 dólar frente al lunes
y se acercaba a 42.92 dólares el barril.
Por su parte, el gobernador de Emiratos Árabes Unidos en la OPEP indicó que los
productores petroleros del Golfo Pérsico no están contentos con los actuales precios del
petróleo, pero cuentan con suficientes reservas financieras como para lidiar con ellos.
A los productores del Golfo Pérsico les gustan los precios del petróleo altos, “pero ¿nos
preocupan los precios actuales? No”, dijo el gobernador de Emiratos Árabes Unidos en
la OPEP en una conferencia sobre energía celebrada en Abu Dhabi.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB11981194542622794422204580397264277953300?tesla=y&mg=reno64wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB11981194542622794422204580397264277953300.html
Política Energética
1333
¿Hasta cuándo caerá el petróleo?
Depende de la energía de esquisto
(WSJ)
El 14 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
¿Hasta cuándo caerá el petróleo? Depende de la energía de esquisto. A continuación se
presenta la información.
Un gran volumen de petróleo proveniente de fuera de Medio Oriente inundó los
mercados globales de energía. La sed del mundo por el crudo no alcanzó a absorber la
producción adicional y la Organización de Países Exportadores de Petróleo se limitó a
observar el derrumbe de los precios.
Bienvenidos al mundo del petróleo en 2015, una sorprendente repetición de lo
acontecido hace 30 años. Entre noviembre de 1985 y marzo de 1986, la cotización del
crudo se desplomó 67%, mientras que entre junio de 2014 y la actualidad los precios
ha caído 57% y aún no habrían tocado fondo.
El petróleo prosiguió su declive el martes, luego de que el ministro de Energía de
Emiratos Árabes Unidos indicó que la OPEP no tiene intención de modificar su decisión
de ceñirse a las actuales cuotas de producción. Estados Unidos de Norteamérica
también divulgó proyecciones que muestran que habrá un exceso de suministro durante
este año y el próximo.
El precio del crudo Brent, la referencia del mercado mundial, para entrega en febrero
cedió 0.84 dólares para ubicarse en 46.59 dólares el barril en el mercado ICE Futures
Europe, su nivel más bajo desde marzo de 2009. En el Bolsa Mercantil de Nueva York,
en tanto, el contrato de referencia en Estados Unidos de Norteamérica cayó 0.4% y
quedó en 45.89 dólares por barril, su menor cotización desde abril de 2009. Los precios
1334
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
en Estados Unidos de Norteamérica cayeron por debajo de 45 dólares el barril durante
la jornada.
El camino de regreso puede ser arduo. Después del derrumbe de mediados de los años
80, los precios demoraron casi 20 años en recuperar los niveles previos a la crisis y
sostenerlos. La pregunta que ronda en la mente de los ejecutivos de la industria
energética es si, en esta ocasión, la espera será igual de larga.
La respuesta podría radicar en una enorme diferencia entre la realidad que impera hoy
y la de hace tres décadas: la velocidad de la energía de esquisto.
Antes de que las energéticas estadounidenses hallaran una forma de extraer petróleo de
las formaciones de esquisto, la ejecución de los proyectos de hidrocarburos a menudo
demoraba años. Tuvieron que pasar dos décadas desde que un pescador detectó una
colorida mancha en el litoral mexicano hasta que se empezó a extraer petróleo del
gigantesco yacimiento de Cantarell frente a la península de Yucatán. Empezar a
trasladar crudo desde el norte de Alaska a los mercados demoró nueve años y demandó
una inversión de miles de millones de dólares.
Hoy, en cambio, el descubrimiento y desarrollo del crudo procedente de las
formaciones de esquisto es más veloz. Perforar y fracturar hidráulicamente un
yacimiento demora semanas, no años. Un pozo caro cuesta 10 millones de dólares,
comparado con los miles de millones de dólares que se necesitan para perforar
yacimientos marinos y construir la infraestructura asociada. Además, la inversión
necesaria tanto de tiempo como de dinero cae rápidamente.
El ciclo de inversión en los campos petroleros se ha abreviado. El yacimiento de
esquisto Eagle Ford fue descubierto en 2008. En un plazo de cinco años, estaba
bombeando 1 millón de barriles diarios, gracias a una oleada de capitales que
financiaron la perforación de miles de pozos. Cada uno produce mucho en un inicio,
Política Energética
1335
pero decae rápidamente. De no mediar la perforación constante de pozos en estos
yacimientos petrolíferos, la producción de crudo se empieza a desvanecer.
La producción de crudo de esquisto, que reacciona a un ritmo más acelerado, podría
contribuir a reducir el suministro antes que en ocasiones anteriores, restaurando un
equilibrio entre la oferta y la demanda sin tener que esperar décadas. La disponibilidad
de tanto petróleo nuevo, guardado en formaciones fáciles de perforar, también podría
atenuar las grandes alzas en los precios.
Eso, sin embargo, no quiere decir que los precios repuntarán pronto o regresarán a los
niveles de tres dígitos de hace apenas unos meses. Es posible que las cotizaciones
tengan que permanecer bajas durante meses para que la industria energética
estadounidense, y quienes la financian, reduzcan la oferta.
Goldman Sachs Group Inc. prevé una recuperación “en forma de U” y que los menores
precios persistirán hasta 2016, cuando el mercado alcance el equilibrio. El banco de
inversión neoyorquino proyecta un precio promedio del crudo de referencia en Estados
Unidos de Norteamérica de 47.15 dólares el barril este año, frente a una previsión
anterior de 73.75 dólares.
Un año de precios bajos es mejor que una década de precios deprimidos, al menos para
el sector energético. Sin embargo, no está claro qué es lo que ocurrirá. La producción
de petróleo de esquisto se ha disparado sólo en los últimos cinco años y ahora afronta
el primer derrumbe de los precios.
“Hasta el momento, nadie ha pasado por las consecuencias reales de una prueba de
resistencia sobre la producción estadounidense”, advierte un académico de la Escuela
de Gobierno John F. Kennedy de la Universidad de Harvard y ex ejecutivo de la
petrolera italiana Eni SpA.
1336
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Incluso los operadores más experimentados del mercado petrolero tienen dudas.
“Precios bajos sostenidos producirán, a la larga, un equilibrio en el mercado”, escribió
quien gestiona un fondo de cobertura de 3 mil millones de dólares especializado en
derivados de energía, Astenbeck Capital Management LLC, en una carta enviada a los
inversionistas y a la que tuvo acceso The Wall Street Journal. “Pero no está claro cuánto
demorará el proceso, ni cuál será el nuevo precio de equilibrio”.
Muchos economistas y analistas opinan que los precios repuntarán hacia finales de año.
El precio de referencia mundial del petróleo, que se ubica en 46.59 dólares el barril,
“regresará al rango de 70 dólares y sospecho que será sostenible durante un buen
tiempo”, señala un economista de energía de la Universidad de Nevada en Las Vegas.
ConocoPhillips, una de las mayores petroleras estadounidenses, indica que sus
yacimientos de esquisto en Estados Unidos de Norteamérica pueden ser rentables
mientras la cotización se mantenga por encima de 40 dólares el barril. Un portavoz de
la compañía dijo que una mayor eficiencia, una mejor tecnología y una mejor
comprensión de las rocas ayudaron a la empresa a reducir costos.
El Presidente de la consultora Cornerstone Analytics reconoce que no está claro cuándo
comenzará a caer la producción de energía de esquisto en Estados Unidos de
Norteamérica “¿Cuán rápida será la respuesta de la energía de esquisto a la caída de los
precios del petróleo? Es la pregunta pendiente”, señala.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB11981194542622794422204580398092695827942?tesla=y
Política Energética
1337
La caída del petróleo pone en jaque las
grandes ambiciones de Petrobras (WSJ)
El 14 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota “La
caída del petróleo pone en jaque las grandes ambiciones de Petrobras”. A continuación
se presenta la información.
Golpeada por un gigantesco escándalo de corrupción, la estatal Petróleo Brasileiro SA
se enfrenta a otro importante reto: la caída de los precios del petróleo está poniendo a
prueba la viabilidad económica de los yacimientos de la compañía en aguas profundas.
Con una riqueza que el regulador de petróleo de Brasil estima en hasta 50 mil millones
de barriles de crudo recuperable, estos campos llamados presal son fundamentales para
cumplir el objetivo de Brasil de convertirse en uno de los cinco mayores productores
de petróleo del mundo para 2020. (Los yacimientos presal están debajo de la capa de
sal formada hace 200 millones de años tras la fractura geológica del supercontinente de
Gondwana).
Los precios de mercado, que rondan 50 dólares por barril, no están ayudando a esos
grandes proyectos. La perforación en aguas profundas es una de las prácticas más caras
de la industria, que se vuelve menos atractiva a medida que los precios caen. Petrobras
dijo la semana pasada que el costo de equilibrio de la producción presal es de entre 45
y 52 dólares.
Petrobras, que ya es la petrolera de envergadura más endeudada del mundo, había
contado con las sólidas ganancias de producción para financiar una enérgica expansión
en el mar, que se sumarían a los aportes de socios extranjeros que buscan aprovechar
las gigantescas reservas submarinas de Brasil.
1338
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
“Va a ser cada vez más difícil para Petrobras hacer realidad esta gallina de los huevos
de oro”, dice un economista de energía de la Universidad de Texas. El crudo presal es
“muy difícil y caro, incluso en un entorno de un alto precio del petróleo”.
Una portavoz de Petrobras dice que la compañía sigue avanzando en sus proyectos
presal “de una manera económicamente viable”.
Los recortes, sin embargo, ya se vislumbran. A pesar de que todavía no ha
proporcionado detalles, Petrobras anunció en diciembre que reducirá la escala de un
ambicioso plan de inversiones de capital de 220 mil millones de dólares, de los cuales
casi la mitad estaban destinados al desarrollo de los campos presal.
Descubiertos en 2007, los depósitos están situados a unos 322 kilómetros de la costa
sureste de Brasil, por debajo del lecho submarino y cubiertos por la capa de sal que les
da su nombre. El hallazgo fue anunciado en su momento como una bonanza que
convertiría a Brasil en uno de los principales productores de petróleo del mundo. Tras
el hallazgo, el entonces Presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, pronunció la
célebre frase de que “Dios es brasileño”.
La producción de los yacimientos presal ya representa casi un tercio del total de
2.3 millones de barriles de crudo que la empresa genera al día. Los planes de Petrobras
apuntan a que, hacia 2020, su producción ascienda a 4 millones de barriles diarios, la
mayoría de ellos proveniente de las reservas presal.
Sin embargo, no está claro de dónde van a venir los recursos. Petrobras se endeudó
fuertemente para financiar los esfuerzos iniciales de exploración y de desarrollo, y
ahora carga con una deuda del orden de 170 mil millones de dólares, según Moody’s
Investors Service.
Política Energética
1339
Aunque Brasil ha cortejado potenciales socios para desarrollar sus riquezas del crudo
presal, pocas grandes petroleras han respondido con inversiones, desalentadas por las
reglas del gobierno brasileño como la que establece que Petrobras sea el único operador
de los yacimientos presal.
Las autoridades están considerando flexibilizar esos requisitos. Pero incluso si eso
ocurre, no está claro cuál será el interés internacional en un contexto de precios tan
deprimidos.
“Están en una situación difícil”, dice Foss de la Universidad de Texas. “Las empresas
internacionales van a mantenerse alejadas de todo lo que sea de alto costo”.
Los planes de la compañía se complican más por el enorme escándalo de corrupción
que ha dominado los titulares de la prensa brasileña desde que salió a la luz pública en
marzo pasado.
Los investigadores federales alegan que Petrobras estaba en el centro de un presunto
caso de sobornos en el que las empresas constructoras sobrefacturaron por contratos de
Petrobras, dividiéndose las ganancias mal habidas con ejecutivos de Petrobras y
políticos locales. Tres ex ejecutivos de Petrobras han sido arrestados.
Petrobras dice que es una víctima de la presunta estafa y está cooperando con los
investigadores. La compañía ha puesto en marcha su propia investigación interna y hace
poco dijo que mientras continúa la pesquisa dejó de trabajar con las 23 constructoras
vinculadas a la presunta red.
La compañía, que pospuso dos veces el anuncio de sus ganancias del tercer trimestre
mientras trata de cuantificar los potenciales cargos contables relacionados con la
corrupción, informó que planea dar a conocer sus resultados no auditados a su directorio
1340
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
el 27 de este mes y que podría anunciar sus ganancias al público ese mismo día. No dio
una fecha para presentar resultados auditados.
Petrobras, cuyos ADR cotizan en Nueva York, también está siendo investigada en
Estados Unidos de Norteamérica por la Comisión de Bolsa y Valores (SEC, por sus
siglas en inglés) y el Departamento de Justicia.
El flujo constante de malas noticias ha golpeado las acciones de Petrobras, que han
caído 55% en los últimos seis meses. Sus bonos se transan cerca de mínimos históricos.
A finales del año pasado, Moody’s Investors Service rebajó la calificación crediticia de
la compañía de Baa3 a Ba1 y sus calificaciones de deuda en moneda local y extranjera
a Baa2 desde Baa1.
La deuda de Petrobras mantiene su grado de inversión. Sin embargo, la rebaja ha
impulsado al gobierno de Brasil a declarar que garantizará la deuda de la compañía en
caso de ser necesario.
Todos estos factores están influyendo sobre los planes de Petrobras para el futuro.
La empresa “podría no ser capaz de cumplir algunos de sus objetivos para 2020”, dice
Ricardo Bedregal, analista de la consultora IHS en Río de Janeiro. “Creo que va a ser
difícil para ellos”.
Fuente de información:
http://lat.wsj.com/articles/SB10047603870532364877304580400100222135926?tesla=y
Política Energética
1341
Compartir la riqueza (FMI)
El 8 de enero de 2015, el Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó en su revista
trimestral Finanzas & Desarrollo el artículo “Compartir la riqueza”. A continuación se
presenta la información.
Angola es el segundo mayor productor de petróleo de África Subsahariana y uno de los
países más ricos del continente, y sin embargo mueren allí más niños menores de cinco
años que en la mayoría del resto del mundo.
La mayoría de los países ricos en recursos naturales carecen del tipo de instituciones
necesarias para gestionar con eficacia esa riqueza, y los resultados pasados no auguran
nada bueno para los países que obtienen ingresos extraordinarios de esos recursos.
Muchos de sus ciudadanos sufren una pobreza continua con escasas perspectivas de
que sus condiciones de vida mejoren significativamente. Un claro ejemplo de ello es la
tasa de mortalidad de los niños menores de cinco años registrada en Angola.
En los últimos años, los altos precios de las materias primas y los nuevos
descubrimientos de recursos naturales han incrementado los ingresos que muchos
países reciben de esos recursos, como proporción del presupuesto y también como
porcentaje del Producto Interno Bruto (PIB), ofreciendo nuevas posibilidades de elevar
el nivel de vida de la población (gráfica siguiente). Pero pocos países se destacan como
buenos ejemplos de una gestión eficaz de la riqueza de recursos. Botswana, Chile,
Noruega y el estado de Alaska en Estados Unidos de Norteamérica son algunas
excepciones.
1342
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
ABUNDANTES Y EN AUMENTO
En muchos países los ingresos derivados de los recursos naturales son sustanciales
y van creciendo poco a poco
-Ingresos de los recursos naturales, porcentaje de los ingresos totales, 2011-
FUENTE: Estimaciones del personal técnico del FMI.
Las experiencias exitosas indican que administrar la riqueza de recursos naturales exige
un compromiso con tres principios interrelacionados: 1) transparencia fiscal, 2) una
política fiscal basada en reglas y 3) fuertes instituciones de gestión financiera pública.
Por ejemplo, Noruega y Alaska son modelos de transparencia por la forma en que
recaudan y presupuestan los ingresos derivados de los recursos naturales, permitiendo
así que la gente sepa en qué se usa tal riqueza y considere a los dirigentes políticos
responsables de sus decisiones. Las reglas fiscales de Chile protegen esa riqueza de los
vaivenes políticos, y sus sólidas instituciones son capaces de gestionar la inversión
pública, haciendo posible que la riqueza de recursos naturales se transforme en activos
productivos, como infraestructura y capital humano.
Hay quienes opinan que los gobiernos deberían renunciar a los ingresos de los recursos
y distribuirlos directamente a la población. Existen algunos buenos argumentos para
Política Energética
1343
respaldar esa opinión, y también contundentes argumentos para objetarla. La
distribución directa no es una bala de plata (Gupta, Segura-Ubiergo y Flores, 2014).
El excremento del diablo
Dado el deficiente historial de la mayoría de los países ricos en recursos naturales en
cuanto al uso que hacen de los ingresos que estos generan, los nuevos descubrimientos
podrían ser tanto una maldición como una bendición. ¿Por qué?
Una bonanza de recursos naturales puede hacer que se aprecie el tipo de cambio real de
una moneda, lo cual resta competitividad a las exportaciones del país y desvía los
recursos hacia los sectores de la economía que no participan en el comercio,
consecuencias conocidas como la “enfermedad holandesa”. Además, los analistas han
observado que la riqueza de recursos suele asociarse con corrupción estatal, que impide
una rendición de cuentas democrática. A menudo se usan estos argumentos para sugerir
que tal riqueza puede convertirse en una “maldición de los recursos”. Esta idea fue
expresada vívidamente por el exministro venezolano de Minas e Hidrocarburos y
cofundador de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, quien describió ese
recurso como “el excremento del diablo” y advirtió acerca de su potencial para
engendrar despilfarro, corrupción, consumo excesivo y deuda.
Muchos países ricos en recursos naturales, que carecen tanto de sistemas robustos de
gestión de las finanzas públicas como de los frenos y contrapesos necesarios en la toma
de decisiones para asegurar un uso eficaz de esa riqueza, han tratado de seguir el
ejemplo positivo de otros países como Botswana, Chile y Noruega.
Crear instituciones sólidas y estables lleva tiempo. Entretanto, según señalan algunos
analistas, los países deberían distribuir los ingresos provenientes de los recursos
naturales directamente a la población, para impulsar el crecimiento económico y
mejorar los niveles de vida (véase “Gastar o distribuir”, F&D, diciembre de 2012).
1344
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Diversos argumentos respaldan esta visión, principalmente la idea de que esa
distribución impide que el gobierno malverse sus ingresos y crezca en tamaño.
Posiblemente para algunos países ricos en recursos naturales alguna forma de
distribución directa de esos ingresos sería beneficiosa, pero en otros se restringiría la
provisión óptima de bienes públicos. Además, aun cuando el objetivo sea limitar el
tamaño del Estado limitando el acceso a los ingresos generados por esos recursos,
probablemente alternativas tales como una rebaja impositiva resultarían más eficientes.
Otro argumento se centra en el impacto de los impuestos en la rendición de cuentas
(Sandbu, 2006). Si los ingresos de los recursos naturales se distribuyeran entre la
población y se los gravara para financiar una parte de los bienes públicos, los
ciudadanos exigirían una mayor rendición de cuentas en los programas de gasto
público. Pero esto parte del supuesto de que los beneficios de esa mayor rendición de
cuentas superan las pérdidas de eficiencia que entraña transferir ingresos a la población
para luego recuperar una parte de ellos. Tampoco se toma en cuenta que el mecanismo
de transferencia puede incluso adolecer de las mismas deficiencias institucionales y
prácticas corruptas que las típicamente existentes en un país rico en recursos naturales.
Cuánto y a quiénes
La distribución directa es una forma de transferir a los ciudadanos una parte o la
totalidad de los ingresos de recursos naturales para limitar el poder discrecional del
gobierno sobre tales recursos y promover una mayor rendición de cuentas. Las
facultades discrecionales y la rendición de cuentas están vinculadas porque los
ciudadanos tienden menos a exigir que se rindan cuentas si los políticos pueden elegir
quién habrá de recibir esos ingresos.
Las opiniones difieren acerca de cuánto de ese ingreso corresponde distribuir. En un
extremo, se insta a traspasar todos los ingresos de los recursos naturales a los
ciudadanos, mientras que otras propuestas más moderadas —Birdsall y Subramanian
Política Energética
1345
(2004) proponían que en el caso de Iraq se distribuyera al menos la mitad— sugieren
devolver solo una parte de los ingresos o incluso solo una parte de la renta de inversión
obtenida de un fondo de recursos naturales. El debate acerca de cuánto distribuir gira
en torno a las consecuencias económicas de tal distribución, como el impacto en los
incentivos al trabajo, el ahorro de los hogares y la estabilidad macroeconómica general.
En cuanto a quiénes deberían recibir esos ingresos, una distribución entre todos los
ciudadanos tiene el atractivo de eliminar la discrecionalidad política respecto a qué
grupos deberían beneficiarse. Pero las transferencias universales pueden tener
consecuencias no deseadas, como alentar a las familias a tener más hijos, que pueden
evitarse limitando las transferencias a los adultos. Algunos proponen perseguir
objetivos sociales focalizando la distribución en los segmentos más pobres de la
población o imponiendo condiciones como la escolarización de los niños. Estos
objetivos encomiables podrían contribuir a galvanizar el apoyo a tales mecanismos.
También podrían, sin embargo, generar un dilema entre reducir la cobertura
focalizándola en un determinado segmento de la población —particularmente los
pobres, cuyo peso político suele ser menor— y potenciar la rendición de cuentas.
Además, los pobres no están bien equipados para manejar la volatilidad del ingreso,
que estos mecanismos deberían considerar.
Hay quienes están a favor de una distribución directa por fuera del presupuesto, que
está sujeto a la corrupción estatal. Los ingresos provenientes de los recursos naturales
quedarían así excluidos de las cuentas presupuestarias y sometidos a control, quizás a
cargo de un órgano de auditoría independiente en lugar del parlamento. La recaudación
y distribución podrían incluso recaer en una institución distinta de la autoridad tributaria
nacional. Los proponentes de esta idea argumentan que un mecanismo separado para
distribuir los ingresos de los recursos naturales es más creíble a los ojos de la población.
Pero como quiera que se la logre, la distribución directa no es una receta para eliminar
la corrupción. Sería ingenuo suponer que un gobierno corrupto aceptaría ese método
1346
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
para abordar el problema, y tampoco hay garantías de que el mecanismo de distribución
no sería susceptible de una corrupción similar.
Hablando en base a la experiencia
Alaska ha implementado el mecanismo más conocido y quizá más exitoso de
distribución directa. Pero es un modelo conservador, con un dividendo relativamente
pequeño de solo 3 a 6% del ingreso per cápita de su población. Solo una porción de los
ingresos petroleros de Alaska se invierte en el fondo, y solo se distribuye la renta de la
inversión, sujeta a un tope del 5% del valor total de mercado del fondo. Éste es
administrado por el Departamento de Hacienda de Alaska, y un sólido sistema de frenos
y contrapesos dentro del presupuesto hace que en muchos aspectos el régimen sea un
modelo de transparencia. El caso es ampliamente considerado como exitoso, pero uno
claramente logrado desde una posición de fortaleza y transparencia de las instituciones,
no como una solución a un problema institucional. Dado el limitado número de
mecanismos de distribución directa existentes en el mundo, una mirada a las políticas
relacionadas permite conocer cuáles funcionan y cuáles no. Siempre es riesgoso hacer
inferencias a partir de dichas políticas, pero los siguientes casos ofrecen algunas
lecciones:
 Venezuela ha establecido una serie de programas sociales llamados misiones.
Uno de ellos se focaliza en la alfabetización de los adultos y clases de
recuperación para estudiantes que abandonaron la escuela secundaria; otro, en la
atención primaria universal de la salud; y otros en la construcción de nuevas
viviendas para los pobres, beneficios jubilatorios para personas en situación de
pobreza, descuentos en el precio de los alimentos y becas para realizar estudios
de grado. Como lo destacaron Rodríguez, Morales y Monaldi (2012), estos
programas son financiados directamente por la empresa petrolera estatal y por
lo tanto funcionan fuera de la órbita del presupuesto. En consecuencia, otorgan
Política Energética
1347
más facultades discrecionales al gobierno. Algunos estudios indican que estos
programas son tan vulnerables a la corrupción y las presiones populistas como
el presupuesto mismo, lo cual pone en duda que los mecanismos
extrapresupuestarios directos eviten la corrupción.
 La experiencia con los programas de apoyo al ingreso en las economías
avanzadas pone de relieve el probable impacto negativo de las transferencias de
distribución directa en la oferta laboral. Estos programas tienen por objeto
proporcionar un respaldo básico a los hogares cuyos ingresos son escasos o
nulos. Parte de ese respaldo es luego gravado mediante impuestos. Los
programas han sido criticados por no brindar suficientes incentivos al trabajo
entre las personas de bajos ingresos; los programas de crédito por ingresos
salariales para los cuales son elegibles los trabajadores constituyen una
alternativa.
 Los programas de transferencias de efectivo condicionales, hoy populares en
muchas economías en desarrollo, también pueden socavar los incentivos al
trabajo. Estos programas procuran reducir la pobreza brindando apoyo —en
forma de transferencias de efectivo— sujeto a ciertas condiciones, tales como
inscribir a los niños en la escuela o recibir vacunas. El objetivo es romper el ciclo
de pobreza ayudando a la generación actual y promoviendo al mismo tiempo la
inversión en la generación futura. En la mayoría de los estudios se ha observado
que el impacto en la oferta laboral es insignificante si la transferencia es pequeña
y los beneficios están orientados a los hogares más pobres. Los programas con
transferencias de mayor monto y cobertura más amplia —que incluya a los
segmentos más acomodados de la población— reducen más la participación en
la fuerza laboral.
1348
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
 Los grandes subsidios a la energía en los países ricos en petróleo son populares
porque la población espera cosechar beneficios de la abundancia de esos
recursos. Los subsidios antes de impuestos que permiten a las empresas y los
hogares pagar menos que los precios internacionales vigentes representan
alrededor de 8.5% del PIB en Oriente Medio y Norte de África. Estos subsidios
generalizados llevan a una ineficiente asignación de los recursos —que daña el
crecimiento— y benefician desproporcionadamente a los sectores de mejor
condición económica, agravando la desigualdad del ingreso. A pesar de esas
desventajas, el público respalda los subsidios porque no ve otra forma de
beneficiarse de la abundancia de recursos naturales.
 Las remesas de los trabajadores —dinero que envían a sus familias las personas
que trabajan en el extranjero— colocan recursos adicionales en manos del sector
de los hogares, al igual que los mecanismos de distribución directa. La
experiencia indica que la mayoría de las remesas son utilizadas para el consumo
corriente, y su impacto en el crecimiento a largo plazo no es concluyente. Esto
arroja dudas sobre el argumento de que la distribución directa no exacerba los
efectos de la enfermedad holandesa porque el sector privado ahorrará los
ingresos extraordinarios que reciba tal como lo hace el gobierno.
Lecciones extraídas
De la experiencia de Alaska y el análisis de las políticas relacionadas surgen varias
lecciones:
Primero, el diseño general de las políticas fiscales podría incluir mecanismos de
distribución directa, que comiencen en pequeña escala para acotar el impacto en la
oferta laboral. Al limitar la proporción de recursos distribuidos en forma directa se
garantizaría que el gobierno disponga de lo suficiente para la prestación de los servicios
Política Energética
1349
públicos cruciales, así como para atenuar el impacto de la enfermedad holandesa, tal
como lo destacó Hjort (2006).
Segundo, la distribución directa es tan proclive a la corrupción como lo son los
programas públicos, de modo que no se la debe establecer por fuera del presupuesto.
Por último, es importante recordar que la distribución directa de los ingresos generados
por los recursos naturales no protege las necesidades de las futuras generaciones.
Antes de emprender la distribución directa de esos ingresos, un país debe preparar su
marco fiscal,
 determinando el nivel de ingresos públicos y de gasto necesario para garantizar
la estabilidad macroeconómica interna y la sostenibilidad de los saldos externos;
 adoptando políticas que mitiguen el impacto de la volatilidad de los precios de
las materias primas en los ingresos;
 tomando en cuenta la incertidumbre del nivel de producción de recursos
naturales y cuántos ingresos puede absorber la economía; y
 ahorrando recursos para las generaciones futuras.
La distribución directa no obvia la necesidad de abordar estos temas de manera frontal.
Aunque algunos sostienen que traspasando al sector privado la carga de administrar la
volatilidad se podrían obtener mejores resultados, la evidencia a favor de ese argumento
es escasa. Como se señaló antes, los datos obtenidos de los países que reciben remesas
indican que el grueso del dinero recibido se destina al consumo y no al ahorro. Si bien
la administración de la volatilidad de los recursos naturales por el sector público de los
países ricos en tales recursos dista de haber sido excelente, el FMI (2012) muestra que
1350
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
parece haber mejorado a medida que los países pasaron de aplicar políticas que
potenciaban las variaciones de precios de las materias primas entre 1970 y 1999 a otras
neutrales, en líneas generales, durante la última década.
La distribución directa puede tener un impacto significativo en la distribución del
ingreso. En Ghana, por ejemplo, los ingresos de los recursos naturales ascienden a
alrededor de 5% del PIB. El 10% más pobre de la población gana solo 2% del PIB, de
modo que la distribución directa universal elevaría el ingreso de ese grupo
aproximadamente 25%. Pero la distribución del ingreso de los recursos naturales
reduciría los recursos presupuestarios disponibles para la prestación de servicios
públicos, algo que a su vez podría tener consecuencias negativas en la distribución del
ingreso.
Otro efecto de la distribución directa sería indudablemente un Estado de tamaño más
reducido. El traspaso de recursos al sector privado podría restringir el derroche de
gastos en algunos países ricos en recursos naturales, pero en otros podría reducir el
gasto público hasta el punto de poner en riesgo la infraestructura y los bienes públicos
necesarios. El gasto total de los países ricos en recursos naturales asciende en promedio
a alrededor de 28% del PIB, nivel que parece coincidir, en términos generales, con el
de las economías donde esos recursos no abundan. Pero existen diferencias
significativas en el tamaño del Estado y la capacidad institucional entre los países ricos
en recursos (gráfica siguiente). El probable impacto en la distribución del ingreso y la
prestación de servicios públicos refuerza la conveniencia de comenzar en pequeña
escala a la hora de adoptar la distribución directa.
Política Energética
1351
¿OBESO O RAQUÍTICO?
El tamaño del Estado varía entre los distintos países ricos en
recursos naturales, pero no siempre está relacionado con su
efectividad
-Gasto público, porcentaje del PIB-
Nota: El gasto público es el promedio correspondiente a las fechas disponibles
respecto de cada país durante 1980–2013. El indicador recoge las
percepciones de la calidad de los servicios públicos, de la administración
pública, el grado de independencia de presiones políticas, la calidad de la
formulación y ejecución de las políticas y la credibilidad del compromiso
del gobierno con esas políticas.
FUENTE: Banco Mundial, Índice de efectividad gubernamental; y estimaciones
del personal técnico del FMI.
¿Vale la pena?
Si bien la idea de que la distribución directa genera una mayor rendición de cuentas es
atractiva, en ningún lugar del mundo se ha probado hacerla a gran escala. Existe escasa
evidencia que demuestre la eficacia de distribuir a la población la totalidad de los
recursos procedentes de los recursos naturales, pero podría considerarse la posibilidad
de emplear una distribución directa moderada similar a la del modelo de Alaska.
1352
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Incluso una distribución sensata debe ser implementada en un marco fiscal apropiado
y en pequeña escala para reducir el muy posible riesgo de que ella obstaculice la
prestación de servicios públicos fundamentales, provoque una caída de la participación
en la fuerza laboral, o presione la capacidad administrativa del gobierno.
Fuente de información:
http://www.imf.org/external/pubs/ft/fandd/spa/2014/12/pdf/gupta.pdf
El fuerte aumento de la inversión en energía
verde en 2014 superó las expectativas (BNEF)
El 9 de enero de 2014, Bloomberg New Energy Finance (BNEF) de Londres y Nueva
York informó que la inversión mundial en energía verde en 2014 se recuperó
fuertemente por una alta demanda de instalación de paneles de energía solar
fotovoltaica en los techos de los edificios como resultado de su alta competitividad,
impulsada por un financiamiento récord de 19 mil 400 millones de dólares en proyectos
de energía eólica.
Datos anuales autorizados, publicados por BNEF, muestran que la inversión mundial
en energía verde en 2013 fue de 310 mil millones de dólares. La inversión creció 16%
en relación con la cifra revisada de 268 mil 100 millones de dólares de 2013 y más de
cinco veces comparada con los 60 mil 200 millones de dólares que obtuvo una década
antes en 2004, aunque todavía 2% por debajo del récord histórico de los 317 mil 500
millones de dólares alcanzados en 20113.
El aumento de la inversión en 2014 reflejo fuertes resultados en muchos de los
principales centros de utilización de energía verde, en primer lugar, en China aumentó
32% presentando un récord de 89 mil 500 millones de dólares, en Estados Unidos de
3
En 2014, se presentó el máximo nivel de capacidad de instalación de energía verde tanto eólica como solar de
aproximadamente 100 GW. Esta nueva capacidad fue significativamente menor a la instalada en 2011, teniendo
un costo de 69.5 GW.
Política Energética
1353
Norteamérica fue del 8% lo que equivale a 51.8 millones de dólares (su cifra más alta
desde 2012), en Japón aumento 12% representando 41 mil 300 millones de dólares, en
Canadá 26% lo que equivale a 9 mil millones de dólares, en Brasil se observó el más
importante aumentó de 88% lo que representa una inversión de 7 mil 900 millones de
dólares, en India la inversión aumentó 14%, es decir 7 mil 900 millones de dólares y en
Sudáfrica creció 5%, es decir 5 mil 500 millones de dólares. El BNEF indicó que
Europa, a pesar de invertir en materia de energía eólica, tuvo una participación
relativamente insignificante con un crecimiento de apenas 1% que representa 66 mil
millones de dólares.
Michael Liebrich, Presidente de la Junta asesora de BNEF, dijo: “El año pasado
pronosticamos que la inversión global se recuperaría por lo menos 10% en 2014, pero
estas cifras superaron nuestras expectativas. La que más contribuyó a esta recuperación
fue la energía solar gracias a las grandes mejoras en sus costos-competitividad en los
últimos cinco años.
Por otra parte añadió: “Inversiones sanas en energía verde puede sorprender a algunos
comentaristas que han estado prediciendo problemas para las energías renovables,
como resultado de la caída del precio del petróleo desde el verano pasado. Nuestra
respuesta es que en 2014 no podíamos ver ningún efecto notable en la inversión y de
todos modos el impacto del bajo precio del petróleo se resentirá más en el sector del
transporte por carretera que en la generación de electricidad”.
En cuanto a las diferentes categorías de inversión el año pasado, el financiamiento de
proyectos de energías renovables representó la mayor parte de estas inversiones con un
monto de 170 mil 700 millones de dólares, 10% más que en 2013. Fueron no menos
de siete costosos proyectos eólicos europeos que llegan a la “etapa de decisión final de
inversión” incluyendo el proyecto récord más grande de energía renovable no hidráulca
llamado Gemini de los Países Bajos por 3 mil 800 millones de dólares, 600 megavatios,
1354
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
el proyecto Dudgeon en aguas del Reino Unido fue de 2 mil 600 millones de dólares
402 megavatios y el de la empresa Wikinger en la zona alemana del mar Báltico de mil
700 millones de dólares, 350 megavatios.
En 2014, también se financiaron alrededor del mundo muchos proyectos de energía
solar y energía eólica terrestre. Entre ellos, el proyecto Setouchi Mega de energía solar
fotovoltaica en Japón, estimado en mil 100 millones de dólares de 250 megavatios, el
Xina Solar One, planta termo solar en Sudáfrica, de un billón de dólares por 100
megavatios, el proyecto Lake Turkana en Kenia de 859 millones de dólares por 310.5
megavatios y el complejo eólico K2 en Ontario, Canadá, de 728 millones de dólares y
270 megavatios.
La segunda categoría más amplia de inversión fue de una capacidad de distribución
limitada para proyectos de menos de un megavatio principalmente paneles solares en
los techos de los edificios. Esta se situó en 73 mil 500 millones de dólares en 2014,
aumentando 34%. Para la investigación y desarrollo pública y privada fue de 29 mil
millones de dólares 2% más que en 2013, mientras que el financiamiento de activos en
proyectos de las redes inteligentes tales como medidas inteligentes se situó en 16 mil
800 millones de dólares es decir 8% más que en 2013.
Las nuevas acciones recaudadas por la energía verde en los mercados públicos
alcanzaron en 2014, desde hace siete años 18 mil 700 millones de dólares lo que
representó un incremento de 52% en el año. El fabricante de automóviles eléctricos
estadounidense Tesla Motors recaudó 2 mil 300 millones de dólares a través de
emisiones convertibles, y una serie de compañías “yieldcos” de Estados Unidos de
Norteamérica y Reino Unido recaudó fondos para los proyectos de inversionistas por 3
mil 900 millones de dólares.
El capital de riesgo y la inversión de capital privado en energía verde fue de 4 mil 800
millones de dólares en 2014, es decir 16% en el año, pero todavía muy por debajo de
Política Energética
1355
los 12 mil 300 millones de dólares alcanzados en 2008. La mayor oferta de capital de
riesgo/capital privado, el año pasado en Estados Unidos de Norteamérica fue de
aproximadamente de 250 millones de dólares para la empresa de baterías lithium-ion
de Boston-Power, para el instalador solar Sunnova Energy fue de 150 millones de
dólares en capital de riesgo para el financiamiento estadounidense de energía solar
residencial Sunrun.
El incremento total para el mercado público y la inversión en capital de riesgo/capital
de inversión se produjo a pesar de un deslizamiento de 3% en una parte de los precios
de la energía verde en el año. El índice WilderHill para la innovación en la nueva
energía global (NEX) que rastrea un poco más de100 acciones en todo el mundo,
presentó un máximo de 220.58 puntos en marzo 2014 pasando a 178.66 puntos antes
de fin de año.
La energía solar concentró más de la mitad de inversión de energía verde en 2014
situándose en su máximo nivel en el año. El año pasado, para la energía solar fue de
149 mil 600 millones de dólares, 25% más que en 2013. La inversión en rosa de vientos
creció 11% alcanzando 99 mil 500 millones de dólares. El tercer sector más importante
fue el de
tecnologías inteligentes de energía, incluidas las redes inteligentes,
almacenamiento de energía, la eficiencia y el transporte electrificado, con 37 mil 100
millones de dólares de inversión, lo que representó 10%. La inversión en
biocombustibles fue de apenas 5 mil millones de dólares en 2014 disminuyendo 7% y
en biomasa de 8 mil 400 millones de dólares lo que representó una reducción de 10%.
La geotérmica atrajo 2 mil 700 millones de dólares, 23% más que en 2013, mientras
que las pequeñas hidroeléctricas (proyectos de menos de 50 megavatios) obtuvieron 4
mil 500 millones de dólares, un 17 por ciento.
En 2014, la inversión total de Estados Unidos de Norteamérica fue de 51 mil 800
millones de dólares, incluidos 15 mil 500 millones de dólares de financiamiento de
1356
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
activos de utilidad-escala descendió a más de la mitad de su monto, es decir a 5 mil 900
millones de dólares, siendo afectada por la incertidumbre sobre el futuro de su incentivo
clave, el crédito fiscal a la producción y a la energía solar fue de 39% (8 mil 900
millones de dólares). También se invirtieron 12 mil 900 millones de dólares para
proyectos de pequeña escala. El total de inversión en China fue de 89 mil 500 millones
de dólares incluyendo 73 mil millones de dólares para el financiamiento de activos
considerando tanto, la energía eólica con un monto de 38 mil 300 millones de dólares,
como la energía solar por 30 mil 400 millones de dólares representando ambas más del
20%. El gasto total de capacidad de distribución limitada ascendió a 7 mil 600 millones
de dólares en China.
Entre los países europeos. La inversión global aumentó 3% en Reino Unido siendo de
15 mil 200 millones de dólares, en Alemania representó 15 mil 300 millones de dólares,
mientras que en Francia incrementó 26%, en Estados Unidos de Norteamérica fue de 7
mil millones en parte gracias al financiamiento del proyecto de la planta de energía
solar fotovoltaica más grande de Europa de 300 megavatios. Grande ofertas eólicas en
los Países Bajos alcanzaron hasta 232%, mientras que en Estados Unidos de
Norteamérica fue de 6 mil 700 millones de dólares, pero la inversión en Italia disminuyó
60% situándose en 2 mil millones de dólares afectada por los recortes retroactivos en
las tarifas de apoyo para las plantas de energía solar fotovoltaica.
En Australia, la inversión en energía verde disminuyó 35%, es decir 3 mil 700 millones
de dólares siendo la inversión más baja desde 2009, como resultado de las decisiones
aplazadas por los diseñadores de proyectos solares mientras esperaban la respuesta del
gobierno a sus objetivos sobre energía renovable de destino.
Al margen de las cifras de inversión en energía verde, el BNEF también dio a conocer
los datos anuales sobre los “bonos verdes” de valores de renta fija vinculados a la
energía verde y a la eficacia energética y también a otros objetivos de sostenibilidad.
Política Energética
1357
La emisión de bonos verdes gozó de otro año récord en 2014, con una emisión de 38
mil millones de dólares vendidos lo que equivale a dos veces y media más que los 15
mil millones de dólares de 2013. El volumen fue impulsado por una duplicación de las
emisiones por parte de instituciones como el Banco Mundial y por un quíntuple
aumentó de la emisión de las corporaciones.
Fuente de información:
http://about.bnef.com/
http://about.bnef.com/content/uploads/sites/4/2015/01/BNEF_PR_2015-01-09_Investment_In_2014.pdf
Canasta de crudos de la OPEP
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se integra por los
siguientes países: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos,
Libia, Nigeria, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar y Venezuela, informó el 12 de marzo de 2014 que
la nueva canasta de crudos de referencia de la OPEP, que se integra regularmente por los
crudos de exportación de los principales países miembros de la Organización, de acuerdo
con su producción y exportación a los principales mercados; y refleja, además, la calidad
media de los crudos de exportación del cártel. Así, en términos generales, se incluyeron los
siguientes tipos de crudos: Saharan Blend (Argelia), Girassol (Angola), Oriente (Ecuador),
Iran Heavy (República Islámica de Irán), Basra Light (Iraq), Kuwait Export (Kuwait), Es
Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab Light (Arabia Saudita),
Murban (Emiratos Arabes Unidos) y Merey (Venezuela).
Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a
partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se
excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano
BCF-17 fue sustituido por el Merey.
1358
Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Al cierre de diciembre de 2014, el precio de la canasta de crudos de referencia la OPEP se
ubicó en 59.46 dólares por barril (d/b), lo que representó una disminución de 81.08%
respecto a diciembre de 2013 (107.67 d/b). De hecho, en junio del año anterior se alcanzó
el máximo de la canasta al ubicarse en 107.89 d/b. Sin embargo, a partir de julio comerzó
la estrepitosa caída de los precios de referencia de la OPEP, debido a la resistencia de los
países para recortar su producción lo que propició un exceso de oferta en el mercado
mundial a lo cual se sumo una débil demanda de los países consumidores. Además,
contribuyó en forma importante la explotación del exquisto para obtener petróleo y gas por
parte de los Estados Unidos de Norteamérica y de una mayor producción petrolera.
En este sentido, durante los primeros 19 días de enero de 2014, la canasta de crudos de la
OPEP registró una cotización promedio de 45.00 dólares por barril (d/b), cifra 24.32%
inferior con relación al mes inmediato anterior (59.46 d/b), y menor en 57.02% si se le
compara con el promedio de enero de 2014 (104.71 d/b).
PRECIO DE LA CANASTA DE CRUDOS DE LA OPEP
-Dólares por barril-
100
80
59.46
45.00
51.78
48.87
46.57
44.79
45.68
45.19
43.55
41.50
41.65
43.14
43.40
43.87
120
109.28
112.75
106.44
101.05
100.65
101.03
104.45
107.52
108.73
106.69
104.97
107.67
104.71
105.38
104.15
104.27
105.44
107.89
105.61
100.75
95.98
85.06
75.57
140
60
40
20
E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E* 2 5 6 7 8 9 12 13 14 15 16 19
2013
2014
* Promedio al día 19 de enero.
FUENTE: OPEP.
Fuente de información:
http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm
2015
Enero 2015