De la seguridad energética y la irresolución del fracking / Energía a Debate (pág. 16)

ENERGIA A DEBATE

NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015

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NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015

Año 11 Edición No.71 noviembre/diciembre de 2015. México, D.F. Director General David Shields Campbell Gerente General José Mario Hernández López Gerente de Relaciones Públicas Ing. Alfredo Rangel Islas

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www.energiaadebate.com INFORMACIÓN SOBRE PUBLICIDAD Y SUSCRIPCIONES AL CORREO ELECTRÓNICO: [email protected] [email protected] Y A LOS TELÉFONOS: 5592-2702 y 5703-1484 REVISTA ENERGÍA A DEBATE. Año 11 Edición Especial No. 71 noviembre/diciembre de 2015. Es una publicación bimestral editada por Mundi Comunicaciones, S. A. de C.V. Sadi Carnot No. 35-21A Col. San Rafael C.P. 06470 Delegación Cuauhtémoc. Tels: 55 92 27 02 y 57 03 14 84. www.energiaadebate.com; [email protected]. Editor responsable: José Mario Hernández López. Reservas de Derechos al Uso Exclusivo No. 04-2013-011710160400-102. ISSN 2007-6092. Licitud de Título14315. Licitud de Contenido No. 11888, ambos otorgados por la Comisión Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas de la Secretaría de Gobernación. Permiso SEPOMEX No. PP09-1629. Impresa por Talleres Lara, Lourdes No. 87 Col. Zacahuitzco Deleg. Benito Juárez C.P. 03550. Este número se terminó de imprimir el 28 de octubre, con un tiraje de 12,200 ejemplares. Las opiniones expresadas por los autores no necesariamente reflejan la postura del editor de la publicación. No se permite la reproducción total o parcial de los contenidos de la publicación sino bajo previa autorización del editor responsable.

Editorial Profundizar la Reforma

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asi por unanimidad se opina que la Reforma Energética sienta las bases para una mejor industria energética nacional. La Reforma genera condiciones de mayor inversión privada, como complemento de la pública, para producir más energéticos mediante la competencia. Establece mecanismos para fortalecer a Pemex y a CFE. Plantea la integración de cadenas productivas, al eliminar restricciones a la inversión. Reorganiza el sector eléctrico y lo abre a condiciones de mercado. Sin embargo, se percibe que la Reforma aún no está dando los resultados esperados. La caída del precio del petróleo ha golpeado los ingresos del gobierno federal y ha hecho necesaria un recorte al presupuesto de Pemex, afectando severamente a los proveedores y contratistas de esta empresa productiva del Estado y hasta causando el desabasto de algunos insumos petroquímicos. Los planes de perforación de pozos y de refinación han sido severamente restringidos. El precio del petróleo también perjudica los resultados y las perspectivas de la Ronda Uno, aunque en el discurso las autoridades deseen enfatizar transparencia y éxito. El interés de las compañías se ha visto disminuido, debido a que ya no tienen flujos que les permiten emprender nuevos proyectos alrededor del mundo. Más bien, el momento es de retracción y consolidación de negocios existentes. Pemex y CFE continuarán siendo empresas dominantes, por lo que es un imperativo que sigan siendo fuertes. No obstante, los recortes pegan a sus finanzas severamente. CFE ha podido cumplir su compromiso de reducir las tarifas eléctricas, pero gracias al bajo precio de los combustibles más que por las virtudes de la propia Reforma. Y las bajas tarifas implican un duro golpe a sus ya maltrechas finanzas. Por otra parte, se observan rezagos en la reorganización y operación de Pemex, en particular lentitud en la promoción y concreción de los farmouts. La inseguridad pública es un factor ajeno a la industria energética que restringe la posibilidad de recibir nuevas inversiones. Los robos y atentados a Pemex en materia de combustibles han alcanzado proporciones alarmantes. Los amagos al personal de compañías contratistas casi cancelan la opción de perforar pozos en los estados del norte del país, donde se supone que los shales ofrecen gran potencial. Por supuesto, nunca hubo garantías de que la implementación de la Reforma fuera fácil. No queda más que redoblar esfuerzos en todos los aspectos, además de que los próximos meses traen oportunidades significativas. En este fin de año, se conocerán los ganadores de la primera gran licitación de campos maduros en tierra, se abrirá el mercado de combustibles a cierto nivel de competencia y se pondrá en operación el mercado eléctrico mayorista. También en los próximos meses esperaríamos ver mayores avances en temas como la transición energética, la sustitución de subsidios, la Ronda Uno en geotermia y la concreción de reglas para la ocupación superficial de tierras, entre otros que vienen a completar el andamiaje de esta reforma estructural. Así, no es momento de lamentar, sino de intensificar el trabajo.

David Shields.

Todos los análisis y puntos de vista expresados en esta revista son responsabilidad exclusiva de los autores y no reflejan la opinión de las instituciones, asociaciones o empresas a las que pertenecen. ENERGIA A DEBATE

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Contenido Los nuevos jugadores petroleros ante la cultura y la regulación. FABIÁN MATEOS, ALEJANDRO LÓPEZ Y JORGE PEDROZA...

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Avanza la Ronda Uno, ¿y Pemex? LUIS VIEMA LOBO...

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Ronda Uno: el reto de licitar los shales JOSÉ PABLO RINKENBACH LIZÁRRAGA...

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De la seguridad energética y la irresolución del fracking. JOSÉ ANTONIO REYES-GONZÁLEZ...

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Vías para el desarrollo global de shale gas. JUAN ROBERTO LOZANO MAYA...

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China, comodín de los mercados. RAMSES PECH RAZO...

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Gasificar a México: fiscalidad, regulación y contexto tras la Reforma Energética. KAROL GARCÍA ZUBÍA...

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Descubriendo el precio de la electricidad en el mercado mayorista mexicano. RAMÓN BASANTA Y LUZ ELENA NOÉ...

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La reducción de costos en CFE y sus efectos en algunas tarifas y subsidios. GERARDO BAZÁN NAVARRETE, GILBERTO ORTÍZ MUÑIZ Y JESÚS CUEVAS SALGADO...

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La transición –y revolución– energética de los pequeños consumidores. IANIS DEFENDINI...

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Las empresas deberán anticiparse al cambio. EDUARDO REYES...

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Perú, perdido en su apertura petrolera. ALVARO RÍOS ROCA...

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ENERGIA A DEBATE

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Industria petrolera

Los nuevos jugadores petroleros ante la cultura y la regulación Es tiempo de consolidar un entorno de negocios responsable e institucional. Fabián Mateos, Alejandro López y Jorge Pedroza*

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on la reciente adjudicación de cinco campos contractuales a tres operadores petroleros, Eni International B.V., PanAmericanEnergy LLC en consorcio con E&P Hidrocarburos y Servicios, S.A. de C.V. y Fieldwood Energy LLC en consorcio con Petrobal S.A.P.I de C.V., el pasado 30 de septiembre la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio un paso importante en mantener la confianza y el interés de los operadores que desean participar activamente en el sector petrolero en México cerrando la parte licitatoria de la Ronda 1.2 con éxito, pero… ¿qué sigue? Se tiene el antecedente de que Pemex es el más importante operador en el sector de hidrocarburos en México y lo seguirá siendo por varios años más, pero ¿cómo nos ubicamos con respecto a los demás países del mundo en este sector? Recientemente, en junio 2015, BP publicó su anuario estadístico mundial con una base de datos tomada del cierre de diciembre de 2014, en donde se aprecia que México sigue siendo el productor mundial de petróleo número 10 en el mundo.

Ronda 0: Asignaciones En agosto de 2014, la Sener le otorgó a Pemex 489 asignaciones: 108 actividades de exploración, 286 de extracción y 95 temporales, dentro de los cuales destacan aguas someras región sureste, campos maduros sur y Chicontepec. Migración de contratos Los operadores distintos a Pemex que actualmente están activos en las actividades de upstream, son aquellos que están en proceso de migración de sus contratos, pasando de Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEPs), y de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPFs), a las nuevas modalidades de Contratos para la Exploración y Extracción de conformidad a la nueva Ley de Hidrocarburos.



Operador Contratos Campos Primera etapa de migración 3 Magallanes, Santuario y Arenque Petrofac 1 Pánuco Petrofac y Schlumberger 3 Nejo, San Ándres y Tierra Blanca Monclova Pirineos Gas (Grupo Cobra) 1 Olmos Lewis Energy 1 Misión Tecpetrol y Techint 1 Ébano Grupo Diavaz 1 Altamira Pico Energy (International Petroleum) 11 Segunda etapa de migración Pirineo 1 Monclova Pirineos Gas (Grupo Cobra) Cuervito y Fronterizo 2 Petrobras, Grupo Diavaz e Inpex (Teikoku) Monclova 1 GPA Energy Humapa 1 Halliburton Soledad 1 Petrolite Miquetla 1 Operadora de Campos DFW (Grupo Diavaz) Carrizo 1 DowellSchlumberger Amatitlán, Pitepec y Miahuapan 3 Sin empresa 11 Fuente: Pemex.

Ronda 1.1 El 15 de julio el consorcio formado por Sierra Oil and Gas, Talos Energy y Premier ganó la licitación de dos áreas contractuales para actividades de exploración, las cuales representan áreas de 194 km2 y 465 km2, respectivamente. No obstante a que la concepción y obtención de financiamiento de Sierra Oil and Gas proviene de capital extranjero, la compañía se promueve como mexicana, con una evidente adaptación cultural a la forma de hacer negocios en México.

* Analistas de Energía Risk Assurance en PwC (contactar a través de [email protected])

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Lugar 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Región País Norteamérica Estados Unidos de América Oriente Medio Arabia Saudita Euroasia Rusia Norteamérica Canadá Asia China Oriente Medio Emiratos Árabes Unidos Oriente Medio Irán Oriente Medio Iraq Oriente Medio Kuw ait Norteamérica México Suramérica Venezuela Africa Nigeria Suramérica Brasil Oriente Medio Qatar Europa Noruega Africa Angola Euroasia Kazajastan Africa Algeria Suramérica Colombia Oriente Medio Omán Miles de barriles al día Total Mundo

2000 7,732 9,470 6,583 2,703 3,257 2,660 3,852 2,613 2,244 3,456 3,097 2,159 1,271 853 3,346 746 740 1,549 687 961

2005 6,897 10,931 9,598 3,041 3,642 2,922 4,184 1,833 2,668 3,766 3,308 2,502 1,713 1,149 2,961 1,404 1,294 1,990 526 777

2010 7,556 10,075 10,366 3,332 4,077 2,895 4,352 2,490 2,562 2,959 2,838 2,509 2,137 1,655 2,136 1,863 1,672 1,689 786 865

2011 7,861 11,144 10,516 3,515 4,074 3,325 4,373 2,801 2,915 2,940 2,734 2,450 2,193 1,850 2,040 1,726 1,684 1,642 915 885

2012 8,904 11,635 10,640 3,740 4,155 3,406 3,742 3,116 3,172 2,911 2,704 2,395 2,149 1,968 1,917 1,784 1,662 1,537 944 918

2013 10,069 11,393 10,777 3,977 4,216 3,648 3,525 3,141 3,135 2,875 2,687 2,302 2,114 1,998 1,838 1,799 1,720 1,485 1,004 942

2014 11,644 11,505 10,838 4,292 4,246 3,712 3,614 3,285 3,123 2,784 2,719 2,361 2,346 1,982 1,895 1,712 1,701 1,525 990 943

74,925

81,963

83,190

83,980

86,150

86,579

88,673

Ronda 1.2 El pasado 30 de septiembre, las compañías operadoras Eni International B.V., PanAmerican Energy LLC y Fieldwood Energy LLC (la primera individual y las dos últimas en consorcio) ganaron cinco campos contractuales para llevar a cabo actividades de producción de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida: Área contractual

Campos

km2

% Utilidad del Estado

Producción (1)

1

Amoca, Miztón y Tecoalli

67

83.8%

35

2

Hokchi

40

70.0%

30

4

Ichalkil y Pokoch

58

74.0%

25 90

Año de arranque de producción: 2018, estimado de producción pico: 2021, inversión de 3,000 millones de dólares. (1) estimado en miles de barriles diarios. * Fuente: CNH.

Saldo a la fecha Poco a poco, la inclusión de diferentes participantes en el sector hidrocarburos para las actividades de upstream es ya una realidad, teniendo en el sector en México a por lo menos doce operadores adicionales a Pemex, y muchos más que están por venir para las rondas subsecuentes, de acuerdo al Plan Quinquenal de Licitaciones, dado a conocer por la Secretaría de Energía. Lo anterior nos hace pensar nuevamente en el planteamiento de Sierra Oil and Gas: ser una compañía mexicana, buscando conectar la cultura y la regulación en México de una actividad regida por prácticas y procedimientos mundiales. No es una tarea fácil, ya que implica armonizar un sector muy especializado, inmersa de distintos riesgos en todos los ámbitos y que se ha caracterizado en promover un commodity (petróleo y gas) que atiende a los estragos del mercado (alta especulación, sobre todo si hablamos de geopolítica).

Cultura y regulación: piezas clave Los operadores que actualmente están interesados en participar en las licitaciones, tienen experiencia probada de acuerdo con los requisitos que exige la CNH. Y sin excepción se enfrentarán a dos factores que son la cultura y regulación. Si bien la regulación es algo que está escrita (en leyes, reglamentos, normas, etc.), la cultura no, y no existe un manual que nos explique la forma de cómo actuar para hacer negocios. Adicional, hay que considerar a todos los jugadores: banca, inversionistas, reguladores, gobierno, cámaras empresariales, organismos promotores, empresas tractoras, proveedores, universidades y organismos de la sociedad civil, entre otros. Todos buscan, al mismo tiempo, cumplir con sus objetivos, de acuerdo a sus alcances y necesidades. El ejemplo lo podemos apreciar en los fondos de inversión que tienen gran interés en adentrarse en el mercado mexicano, pero que les detiene la cultura de negocios en México. Los directivos de estos fondos de inversión tienen que convencer a sus comités el por qué del atractivo de hacer negocios en México y cómo es que se garantiza el retorno de su inversión: el problema no es dónde está el dinero, sino en dónde están los proyectos atractivos para inversión, corriendo los menores riesgos posibles. Los operadores deberán trabajar en la adaptación de una cultura, o podrán optar por provocar cambios culturales en temas como: el comercial, laboral y social, entre otros. Los grandes corporativos internacionales como Shell, ExxonMobil, BP, por citar algunos, tienen sus propios códigos de conducta, de ética, manuales para promover los valores de toda la institución, incluyendo a sus proveedores (por supuesto, dispuestos en una plataforma en la Internet, disponible a consulta para todo el público y su traducción a una variedad de idiomas). El alcance de estas herramientas es total: aplica sin excepción a todas las subsidiarias y negocios en el mundo, ENERGIA A DEBATE

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sin tolerar que se vulneren estos principios (cero tolerancia). El operador del contrato es el “administrador”, quien tiene la relación con el Estado (mediante un contrato) y será el máximo responsable. A su vez, va a subcontratar toda la cadena de valor en las actividades de exploración y producción. Como ejemplo, podemos tomar el aspecto laboral y comercial que son componentes importantes en la cadena de suministro, y de impacto directo en las metas propuestas. Los contratistas y proveedores que busquen hacer una relación de negocios con los operadores, tendrán que trabajar y ajustarse a lo que los operadores requieran para lograr los objetivos. Es nuevamente el peso que tiene la cultura y la regulación, ya que al convertirse en socios de negocios, además de cumplir con calidad y especificaciones dadas, también deberán de hacer cambios en su organización y en la forma de administrarse. Algunos de los temas en esta agenda son: - Prácticas anticorrupción. - Promoción de transparencia y rendición de cuentas. - Gobierno corporativo robusto. - Certeza jurídica de honrar los contratos y acuerdos. - Capacidad y administración del talento. - Tecnologías integradoras. - Cumplimiento regulatorio al 100%. - Seguridad industrial y cuidado al medio ambiente. Por el lado de cultura a nivel país, sumado el latente problema que representa el fenómeno de la corrupción en México, está tam-

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bién el tema de inseguridad, que ha sido un factor que ha afectado la inercia de atraer negocios a México, y el de la educación. Es cuando nos damos cuenta que toda la agenda política del país afecta al propio país en su conjunto. Si no evolucionamos a un entorno de negocios más responsable e institucional, empezando por la gobernanza dentro de las empresas, será imposible aprovechar esta oportunidad que se llama Reforma Energética. En un futuro cercano (por no decir “hoy”), vienen retos para los nuevos participantes del sector que serán de gran importancia para que funcione como tal el nuevo modelo del sector energético, y si bien hablamos de sector de hidrocarburos lo mismo sucederá en el eléctrico. En síntesis México tiene la gran oportunidad de ser un país que aproveche su posición geopolítica en el mundo y pueda destacar en el mediano y largo plazo como zona de auge industrial y comercial con impacto mundial. Recientemente con el Acuerdo TransPacífico (TPP), se reconoce mundialmente que México es parte importante en las decisiones de inversión que lleve a cabo cualquier socio comercial. Entender la regulación de cada país y su cultura es algo que requiere un plan integral. Por ende, es necesario allegarse de profesionales que entiendan los riesgos e implicaciones, pero sobre todo, que no expongan a las empresas, a prácticas deshonestas o fuera de la ética de los negocios. Se buscan profesionales que ayuden a generar valor y a conducir a las empresas al éxito.

Industria petrolera

Avanza la Ronda Uno, ¿y Pemex? Los farmouts serán un factor de supervivencia para Pemex. Luis Viema Lobo*

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a Ronda Uno sigue su curso. Ya se otorgaron 5 contratos en las primeras dos licitaciones, que ponen la responsabilidad de la exploración y el desarrollo en las empresas o consorcios ganadores. Está en ellos ahora centrarse y decidir cuáles acciones inmediatas serán necesarias para lograr el objetivo buscado: producir barriles eficientes y generar valor para sus inversionistas y también para el Estado mexicano. El gran ausente hasta el momento ha sido Pemex, quien trabaja en clarificar el proceso de farmouts, donde será el protagonista. Después de los resultados de la primera convocatoria asociada a 14 áreas exploratorias, en la que se asignaron sólo dos –resultados considerados como “pobres” para la gente conocedora del sector– sin duda hubo un proceso de reflexión y análisis por parte las autoridades rectoras del proceso: Secretaria de Energía, Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y en particular la Secretaria de Hacienda. La revisión del porcentaje de participación operativa esperada por el Estado en la segunda convocatoria y su anuncio días antes de que ocurriera este acto, contribuyeron a crear un ambiente diferente para este proceso. El mensaje enviado por las autoridades del sector –“estamos dispuestos a corregir, si nos equivocamos”– y la respuesta de los participantes –”nosotros estamos dispuestos a seguir adelante en este proceso, a pesar de la situación aún existente de bajos precios”–, parecieron encontrar un lugar coincidente expresado en los resultados de la segunda licitación. Esta segunda licitación de la Ronda Uno concluyó con una expectativa diferente a la primera, pues en total se colocaron 7 de los 9 campos y tres de las 5 áreas, mismas que representan un total de 136 millones de barriles de reservas probables 2P, lo que significa que tienen una probabilidad de materializarse del 50%, dependiendo de la asertividad técnica de las empresas ganadoras en términos de competencias de sus especialistas y

sus capacidades tecnológicas. Las inversiones asociadas a los programas mínimos de trabajo son del orden de los 850 millones de dólares, lo cual incluye la perforación y terminación de pozos y la construcción de ductos e instalaciones para el tratamiento y limpieza del crudo, la separación del gas y la deshidratación del hidrocarburo líquido remanente. Si sumamos esto a las inversiones esperadas del consorcio ganador de las dos áreas exploratorias que pudieran rondar los 500 millones de dólares, entonces se estarían detonando importantes expectativas para el sector. Ahora las empresas y consorcios ganadores detonan sus mecanismos internos para salir a contratar servicios que pueden ir desde la toma adicional de sísmica para fortalecer sus análisis antes de iniciar la perforación de pozos exploratorios en el caso de las dos áreas exploratorias, la contratación de las empresas que realizarán la perforación de los pozos y los servicios requeridos para dicha actividad. Asimismo, deberán realizar en paralelo el análisis de instalaciones para determinar las opciones viables que les permitirán disponer el aceite y el gas a producir. Para el Estado estos resultados han sido muy atractivos

(*) Luis Vielma Lobo es Director General de CBM Ingeniería Exploración y Producción, firma mexicana de asistencia técnica especializada e ingeniería en los procesos sustantivos del sector petrolero y vicepresidente de Relaciones Internacionales de AMESPAC, organización que agrupa empresas mexicanas de servicios. ENERGIA A DEBATE

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desde el punto de vista de ingresos o utilidad total de los proyectos, pues al ingreso adicional promedio de participación operativa asegurado en estos resultados –que ronda el 76%– deben agregarse las regalías y otros impuestos adicionales, tales como el ISR, actividad de extracción, estatales y municipales, todo lo cual eleva los ingresos del Estado – “goverment take” – a un promedio del 86%. Sin embargo, la actividad de los entes institucionales no se detiene. Por el contrario, continúa y hasta se complica, pues ya deben publicarse las regulaciones que normarán los procesos de exploración, perforación de pozos, caracterización y explotación de yacimientos y el diseño de instalaciones de producción, así como también las regulaciones que normarán los procesos de seguridad y protección ambiental y que se encuentran a lo largo de toda la cadena de valor de la exploración y producción y que serán controlados por la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), institución que debe tener muy claro lo crítico de los procesos bajo su responsabilidad. En paralelo, la CNH debe culminar el diseño del proceso para la tercera licitación de la Ronda Uno, que corresponde a campos maduros, en la que se han registrado más de 60 empresas para pujar por al menos uno de los 25 campos que se están ofertando. Hay dos tipos de campos, los denominados grandes (4 campos) que tienen mayor área y más petróleo original en sitio y requieren inversiones mínimas de 200 millones de dólares y los chicos (21 campos) con una menor área y menores volúmenes de petróleo original en sitio, y en la mayoría de los casos con altos factores de recobro, es decir a lo largo del ciclo de vida de los mismos tuvieron producciones acumuladas importantes. La coordinación de este proceso per se es un reto, pues requiere el control y análisis de las propuestas de un número de empresas y consorcios que al final pudieran acercarse a los 50 y si cada uno de ellos programa ofertar en promedio tres campos como mínimo, estaríamos hablando de 150 sobres de ofertas, más 150 de la garantía respectiva, lo cual requerirá de una coordinación extraordinaria para lograr hacerlo en un solo día. Las expectativas en este proceso son difíciles de hacer, pues también se incluyen un grupo de campos con reservas de gas y habrá que ver si hay ofertas por este tipo de campos. Asimismo, hay muchas empresas que hacen su debut en esta actividad y que de alguna manera habrán logrado calificar sin tener una

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verdadera certeza del reto que les espera. La otra actividad que demanda atención de los entes gubernamentales coordinadores del proceso, son los farmouts que se han requerido de Pemex y que deben ser autorizados por la CNH para que puedan migrarse y así poder realizar dicho proceso. Entendemos que hasta el momento se han autorizado a Pemex 5 de los 11 farmouts programados y que ya existe un proceso para desarrollar los mismos; no obstante, a nivel de las empresas interesadas hay mucha incertidumbre y hasta confusión, pues no tienen claridad del proceso y tampoco saben cómo actuar. Pareciera que este esquema de farmouts va a jugar un rol clave en la nueva Pemex, una empresa productiva nacional que arranca en condiciones muy difíciles, sometida a severas restricciones presupuestarias por parte del Estado y con la obligación de mantener una producción del orden de los 2 millones de barriles diarios. Estos esquemas le dan la opción de buscar y seleccionar socios o aliados específicos en función del tipo de campo o yacimientos que ofertarán, y que además de la capacidad financiera, también dispongan de las tecnologías y experiencia requerida para poder apoyar a Pemex en la mejora de sus prácticas operativas. Pudiéramos decir que la ruleta del proceso Ronda Uno continúa girando y los jugadores siguen pendientes de hacer la mejor selección, y en el caso particular de Pemex, busca clarificar la jugada y la selección respectiva para los farmouts, mismos que se están convirtiendo en un caso de supervivencia para la empresa productiva nacional, y por ello la gran importancia de que los mismos se realicen de una manera más rápida y efectiva.

Industria petrolera

Ronda Uno: el reto de licitar los shales Aún queda mucho camino por recorrer en la construcción de los modelos contractuales y fiscales para este tipo de explotaciones. José Pablo Rinkenbach Lizárraga*

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icen que los ciudadanos de este país somos individuos de corta memoria. Para muestra un botón: mientras que el 15 de julio pasado, los medios de comunicación señalaban que la Ronda Uno había sido un fracaso estrepitoso, ahora para la segunda convocatoria hablan de un éxito indiscutible. Dentro de este extremo de opiniones, ¿dónde está el justo medio acerca de qué tan exitoso o no ha sido el proceso de la Ronda Uno? En el pasado artículo de Energía a Debate señalé, “si bien los resultados obtenidos el 15 de julio en términos de bloques asignados y ofertas recibidas no fue tan exitoso como se previó, el proceso de licitación ha sido robusto y transparente; y el Gobierno ha mostrado apertura para hacer competitivos los términos y condiciones para atraer la inversión privada. Seguramente, veremos que las siguientes convocatorias presentarán mejores resultados. El éxito de la Ronda Uno no puede ser visto sólo en función de los resultados de la convocatoria uno, sino después de las cinco convocatorias. La convocatoria uno ha servido para lo que fue diseñada, que es sondear con el mercado los términos y condiciones esperados por el Gobierno Mexicano para afinar los mismos en las

siguientes cuatro convocatorias de la Ronda Uno. Cabe destacar que dentro de este proceso de aprendizaje, el hallazgo más importante ha sido que el contexto internacional cambió estructuralmente en materia de expectativas de oferta y demanda, y que los esquemas contractuales y económicos deberán sufrir modificaciones sustanciales. Una modificación sustancial podría ser el desarrollo e implantación de una tercera generación de modelo de licencias.” Ciertamente, el Gobierno Federal aprendió de sus desaciertos en la primera convocatoria de la Ronda Uno y logró que se adjudicaran tres de cinco contratos en la segunda convocatoria. Lo anterior es un éxito, no tanto por la adjudicación misma de los contratos, sino porque refleja la apertura que se mostró para modificar premisas erróneas y términos inadecuados que estaban solicitando y que no eran competitivos ante un entorno internacional de bajos precios, alta competencia y una revolución tecnológica en la industria de E&P que cada día permite que haya mayor oferta de hidrocarburos. Por mencionar tan sólo algunos de los cambios más relevantes, en la segunda convocatoria (i) se ajustaron los umbrales para el mecanismo de ajuste, (ii) se per-

* Maestro en Negocios por Rochester y cuenta con diversos estudios especializados en materia contractual y fiscal en la industria petrolera. ENERGIA A DEBATE

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mitió la presentación de una garantía única para todos los bloques de la licitación, (iii) se flexibilizaron las condiciones de ejecución de las garantías, únicamente sobre los montos no cumplidos de los compromisos de inversión, (iv) se mejoró la definición de los términos de “culpa” y “dolo” para mayor certidumbre sobre el proceso de recisión y (v) se permitió el arbitraje internacional, en donde se designa como autoridad nominadora al Secretario General del Tribunal Permanente de Arbitraje de la Haya. En un entorno petrolero con cambios estructurales tan profundos, es necesario que el Gobierno continúe con esta apertura para hacer más competitivas sus licitaciones. Todo lo logrado hasta el momento se ha limitado a yacimientos convencionales. El mayor reto a futuro está en la viabilidad de los proyectos de yacimientos no convencionales, donde se encuentra el mayor potencial de recursos prospectivos del país. Posiblemente, el mayor reto que se enfrenta es el desarrollo del shale en donde México tiene tanto potencial y el desarrollo del mismo generaría una alta derrama económica. El Estado se encuentra en la encrucijada de si prefiere un menor government take que permita el desarrollo de los yacimientos no convencionales, o un government take alto pero sin desarrollo alguno ni la consecuente derrama económica. Lo anterior es aún más relevante cuando países petroleros han empezado a explotar aceleradamente sus yacimientos ante el riesgo de que en unas décadas ya no sea tan importante el petróleo por la presencia de energías limpias. Un ejemplo de esto es Noruega que en el presente año superó en 14% sus pronósticos de producción y algunos analistas señalan que dicho país busca

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comercializar sus recursos mientras estos sigan teniendo valor. Por lo que respecta al reto de hacer viable económicamente la explotación de los yacimientos no convencionales, cabe destacar que a diferencia de los yacimientos convencionales, el shale se caracteriza porque: 1. N o existe fase exploratoria como en los yacimientos convencionales, ya que desde el inicio se conoce donde se ubica la roca madre. En este sentido, los trabajos exploratorios en yacimientos no convencionales consisten en identificar los sweet spots. 2. S i bien no existe riesgo exploratorio per se, sí existe riesgo geológico, dado el potencial de calidad de la formación y su “fracturabilidad”. En este sentido, los estimados de potencial de reservas y de producción no son tan robustos como en yacimientos convencionales. Los estimados de potencial para shale dependen preponderantemente de qué tan “fracturable” es cada pozo. Por lo anterior, no se pueden extrapolar con alto grado de certidumbre los resultados de pozos pasados para los pozos futuros a perforar. 3. No existe un “programa de trabajo predeterminado” ni un “plan de desarrollo” para el proyecto, ya que ex-ante se desconoce tanto la calidad como la fracturabilidad de cada sección de la roca madre y por consiguiente económicamente qué tan rentable será la perforación. 4. L a productividad de los pozos de shale sigue un patrón asintótico, por lo cual el mayor aporte económico se registra durante los primeros 2 a 4 años. Por ello, el comportamiento del pozo con posterioridad se vuelve irrelevante en términos económicos. 5. E l tamaño del área y la existencia

de sísmica 3D inciden considerablemente en la identificación de los sweet spots y por consiguiente en los estimados de potencial y de rentabilidad de cada proyecto, ya que determinan el “volumen de roca madre explotable”. Si bien los recursos no convencionales como shale tienen varias diferencias vis a vis los yacimientos convencionales, como las mencionadas anteriormente, los dos aspectos económicos más distintivos son: 1. L imitadas economías de escala por requerimientos continuos de inversión para mantener niveles de producción. 2. Rendimientos marginales decrecientes de los pozos adicionales a perforar. (1) Los dos puntos anteriores implican que, la necesidad de reconocer que el régimen fiscal es tan o más importante que el modelo contractual para el desarrollo exitoso del shale. Para ello sería recomendable el desarrollo de una licencia de tercera generación que contenga elementos tales como: uplift de inversiones, migrar de una visión de windfall vía cantidades y precio hacia uno solo en cantidad, así como de licitación de formaciones específicas hacia uno donde se licite la columna geológica entera para generar upside a los inversionistas y mayores tamaños de áreas licitadas. En síntesis, aún nos queda mucho camino por recorrer en la construcción de los modelos contractuales y fiscales para el desarrollo económicamente rentable de los yacimientos no convencionales donde se ubican los mayores recursos prospectivos del país. (1) José Pablo Rinkenbach, ¿Qué se requiere para el desarrollo exitoso del shale en México?, Energía a Debate, Julio 2014.

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ENERGIA A DEBATE

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Industria petrolera

De la seguridad energética y la irresolución del fracking El gas shale mexicano podría sustituir la declinación del gas convencional, pero México será importador de gas por tiempo indefinido.

D

José Antonio Reyes-González*

urante la Primera Guerra Mundial y como Primer Lord del Almirantazgo, Winston Churchill cambió la fuente de suministro de energía de las flotas navales de carbón a petróleo. El hidrocarburo duplicaba el contenido térmico del carbón, así que los boilers de las naves pudieron ser más pequeños y ligeros, lo que aumentó la velo-

CUENCAS DE SHALE EN MEXICO

Fuente: Advanced Resources International, Inc.).

cidad de las embarcaciones en altamar. Sin duda, un gran logro tecnológico, pero que también representó un grave riesgo para un país que poseía en ese entonces cuantiosas reservas de carbón provenientes de Cardiff, mas no de petróleo. Churchill se enfrentó a momentos de grave indecisión antes de llevar a cabo tal empresa, ya que las embarcaciones y, por consiguiente la seguridad marítima, estarían entonces sujetas a posibles cortes de suministros de las fuentes únicas de petróleo provenientes de Persia (ahora Irán). La respuesta de Churchill a esta situación se convertiría en la piedra angular de la seguridad energética mundial: la diversificación del suministro. Y es por ello que su frase célebre “seguridad y certidumbre en el petróleo yace en la diversidad, y sólo en la diversidad”, se acuñó en la historia como un precepto que se demuestra una y otra vez. Desde entonces, la seguridad energética ha surgido en repetidas ocasiones como un asunto de gran relevancia para las naciones. Tal vez ahora más que nunca. Por su parte, la Agencia Internacional de Energía la define como “la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía a un precio asequible” (IEA, 2015). No obstante, a la definición sería conveniente fincarle un par de preguntas, como por ejemplo ¿en qué escala de tiempo se busca esa seguridad? ¿Se busca seguridad de suministro a un año, 20 años o para los próximos 100 años? ¿Qué tipo de interrupciones podría haber en ese tiempo? Y finalmente, ¿cuánta volatilidad en el precio es aceptable? Ahora bien, el agotamiento de los recursos fósiles es un factor inevitable y por demás predecible en la economía mundial. Es una clara amenaza a la seguridad energética de las naciones, aunque el surgimiento de nuevas tecnologías ha hecho posible que ciertas reservas fósiles catalogadas antes como irrecuperables sean ahora económicamente viables para su extracción, ampliando así el tiempo de recuperación de estos recursos. Es por ello, que en la discusión de la técnica de fracturación hidráulica, aún y cuando se ha alimentado más de

*Maestro en Políticas Públicas por la Universidad de Nottingham Reino Unido. Integrante del Programa de Gobierno, Gestión y Políticas Públicas del CIDE, Región Centro ([email protected]).

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Crecimiento de consumo de gas natural en México 2000-2013

Fuente: The Boston Consulting Group (León et al, 2014).

prejuicios que por datos y argumentos que sustenten futuras trayectorias energéticas el tema, por sus grandes implicaciones, se ha merecido un espacio dentro de los grandes debates de orden económico, ecológico y geopolítico del siglo XXI. La fracturación hidráulica subterránea, o lo que es mejor conocido como fracking (en inglés), es la técnica empleada en la extracción de gas natural y petróleo de los reservorios localizados en las rocas de esquisto, pizarra, arenisca, caliza o lutita bituminosa (shale, en inglés), que son estimuladas mediante agua y aditivos químicos a presión que permiten el flujo hacia la superficie, de los hidrocarburos después de la fractura en zonas geológicas que pueden alcanzar los 5 km de profundidad y otros tantos de perforación horizontal. Si no fuera por la intervención humana tanto el gas como el petróleo shale, no podrían ser liberados de las rocas. La extracción es tan compleja en algunas zonas, por ello la industria los denomina recursos no convencionales, ya que traerlos a la superficie implica procedimientos diferentes a los empleados por empresas tradicionales de gas y petróleo. Debido a que geólogos estiman que 50% de las rocas sedimentarias en el mundo son de lutita, la roca se puede encontrar extensivamente por los cinco continentes, y la propagación de los depósitos de gas shale –cuya composición no difiere de la del gas natural denominado como metano– es superior a ninguna otra fuente. Por lo tanto, la técnica de fracking ha sido extensamente empleada en los últimos 60 años y se estima

que más de 2.5 millones de pozos han sido fracturados en todo el mundo al día de hoy. Norteamérica cuenta con el mayor número de los mismos y la cifra sigue en aumento gracias a los avances tecnológicos en la materia. La posición de dominancia en la producción de gas y petróleo shale de Estados Unidos ha incentivado las condiciones para que el país se convierta en breve en exportador neto de gas y petróleo (EIA, 2015, p. 4), reduciendo considerablemente el precio global por la sobreoferta y afectando los patrones de consumo de sus socios como México, país que tan sólo del 2012 al 2013 incrementó sus importaciones de gas en un 18.6% (SENER, 2013, p. 14).

México, consumo y potencial

Por su parte, se estima que México tiene 545 trillones de pies cúbicos (tpc) de recursos técnicamente recuperables de gas shale al término del 2013 (EIA Mexico, 2014, p. 9). Es el sexto país con mayores recursos de este tipo en el mundo por debajo de China (1,115), Argentina (802), Argelia (707), Estados Unidos (662) y Canadá (573) (Seeley, 2014). Esto representa más de 155 años de suministro tan sólo de gas shale para México basado en los datos de consumo del 2013. Sin embargo, no todo lo que es técnicamente recuperable puede ser económicamente viable. Mientras en la industria se considera a los recursos como una cantidad estimada de gas, que físicamente pueden yacer dentro de las formaciones geológicas, las reservas por otro lado, son una aproximación de la cantidad que puede ser económicamente ENERGIA A DEBATE

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producida y comercializada. Algunos estudios consideran que el territorio mexicano contiene poco más de 17 tpc de reservas probadas de gas (EIA Mexico, 2014, p. 9), lo que equivale a 5 años de producción aproximadamente, pero aun así, la cifra es mayor a las reservas de toda Europa. A pesar de tener cuantiosas reservas de gas en el subsuelo mexicano, después de la firma del TLCAN en 1994, se posibilitó la privatización parcial de la industria del gas en los rubros de comercio exterior, distribución, ventas y almacenamiento, ocasionando que el consumo creciera a tasas inusitadas. La tendencia de consumo de este producto sigue mostrando datos alarmantes ya que del 2008 al 2013, la tasa de consumo en el país creció en un 6.5% anual, mientras que para el mismo periodo la producción decayó un 2.3%, representando así una diferencia negativa entre consumo y producción nacional de aproximadamente 3.1 billones de pies cúbicos (bpc) por día al 2013 como se muestra a continuación. (Ver gráfica página anterior) Cerca de 85% de la demanda primaria de gas natural está en las manos de Petróleos Mexicanos (Pemex), como compañía que usa el recurso para reinyección y otros procesos en la producción y refinado del petróleo, pero sobre todo en la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que desde la década de los 90s decidió cambiar los métodos de producción de electricidad a gas natural (Morales, 2013, p. 8). Los ciclos combinados, como son conocidos en las centrales eléctricas con base en gas natural, generan más del 50% de la electricidad en el país (ENE, 2013, p. 3). Siendo un gran avance ambiental y tecnológico en el deslindamiento gradual de la vieja producción basada en combustibles caros y contaminantes como el carbón, combustóleo y diésel, que aportaban tres cuartas partes de las emisiones de CO2 del país en décadas pasadas (IEA, 2014, p. 75). Para efectos de la producción de electricidad, sólo 18% de la energía primaria proviene de energías renovables con datos del 2012 (CIDAC, 2013, p. 4), mientras que el resto sigue cargada a fuentes fósiles como el gas natural, que no obstante es mucho un 68% menos contaminante que sus pares (O&GM, 2015a), lo que lo convierte en la opción más amigable para el medio ambiente.

Un país vulnerable

Con la trayectoria ya montada en el aparato productivo de electricidad, a México se le dificulta abastecer de energía a la sociedad, lo que conlleva a una mayor demanda de gas natural que sólo ha sido satisfecha por medio de las compras internacionales, las cuales en el 2013 acumularon ya 40.7%

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del total de las importaciones de energéticos convirtiendo al gas natural en el principal producto de importación después de las gasolinas y naftas (SENER, 2013, p. 91). Cerca de 78.3% del gas natural importado provino de Estados Unidos, mientras que el restante se extrajo entre Perú, Catar, Nigeria, Hungría, Yemen y Trinidad y Tobago (SENER, 2013, p. 29). Por lo tanto, las importaciones de México crecen al mismo tiempo que la producción nacional permanece estancada y la demanda interna no deja de ampliarse. Mega proyectos de gasoductos como el de los Ramones en el norte del país, que conecta al mercado de gas nacional con el de los Estados Unidos, dan cuenta a las proyecciones que posicionan a México como un importador neto de gas natural por tiempo indefinido. El escenario nos invita a reflexionar sobre la seguridad energética del país. La integración a los mercados internacionales es una condición sine qua non para que los países alcancen un grado aceptable de seguridad energética según Daniel Yergin (2006) en Ensuring Energy Security. La integración es lo que precisamente da acceso a la diversificación de suministros cuando las naciones no pueden cubrir sus necesidades energéticas. Siendo la diversificación elemento principal del concepto, ésta reduce el impacto de interrupciones en el suministro de cualquier fuente, beneficiando a consumidores y productores para quienes un mercado estable es de orden prioritario. En palabras de Yergin, la separación de los mercados no es una opción para los países. Sin embargo, ello no implica una dependencia en las importaciones de fuentes de energía de un mercado en particular. Para el caso, México ostenta el mayor porcentaje de importaciones de gas natural provenientes de Estados Unidos, lo que representa una vulnerabilidad a la resistencia de México como otro elemento imprescindible del concepto que nos atañe. Entendida como los márgenes de seguridad en el sistema de suministro, la resistencia proporciona provisiones a manera de “amortiguadores” contra los shocks del mercado y facilita la recuperación después de trastornos en el suministro. Tal resistencia se encuentra bajo amenaza a partir de las políticas de suministro pleno dictadas por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y muy en particular de Arabia Saudita, que han decidido defender su participación en el mercado internacional. Dichas políticas han llevado el precio del barril de petróleo y gas a niveles tan bajos como los vistos durante la crisis financiera del 2009 (Kantchev, 2015). La estrategia de la OPEP pareciera estar alcanzando

ENERGIA A DEBATE

sus objetivos, limitando la expansión de mercados energéticos de Estados Unidos y espoleando la quiebra de todas aquellas empresas norteamericanas de gas shale cuyos costos de operación son considerablemente más altos que los de los miembros del cartel petrolero. A la fecha se calcula que los gastos de operación para fracking en Estados Unidos superan sus ingresos en $32 mil millones de dólares (O&GM, 2015b). De manera inmediata, una pregunta pareciera formularse después de esa información: ¿cuántos años más se estima viable seguir con esta dependencia de suministro de gas para México si todo apunta a que una restructuración del mercado afectará las bases de producción de Estados Unidos en el mediano plazo? Lo anterior aunado a las estimaciones de crecimiento poblacional para México dentro de 10 años, que harán que el país necesite incrementar sustancialmente su capacidad productiva de electricidad en un 62% a los ya 62 gigawatts que actualmente produce (León et al, 2014, p. 14). Esto representa la más clara amenaza a la seguridad energética del país. Con los cambios constitucionales en los artículos 25, 27 y 28 que dieron pie a la Reforma Energética del 2013, así como la promulgación de nueve leyes más y la modificación de otras 12, se abre la explotación de hidrocarburos a la iniciativa privada nacional e internacional, generando las condiciones para la proliferación masiva de proyectos de fracking en México. Estados como Chihuahua, Coahuila con su Cuenca de Burgos, Nuevo León, Tamaulipas, San Luis Potosí, Puebla, Oaxaca y Veracruz se encuentran en la lista de estados con mayor potencial para la industria extractiva. Bajo este contexto, pareciera que México tiene la obligación de examinar a profundidad el potencial de las fuentes de gas shale en su propio subsuelo y analizar las dimensiones del sector, si es posible una extracción segura, y sobre todo, qué tan de acuerdo están los ciudadanos con el proceso. Si la industria funciona, podría inferirse que el potencial en términos de seguridad energética, costos y beneficios económicos es atractivo para la nación. Hay un entusiasmo generalizado

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por el patrón que a simple vista nos brinda el caso estadunidense. Quizá sea por esto mismo que no sorprende saber que en encuestas internacionales como la realizada por la Universidad de Nottingham a un universo mayor de 2,500 encuestados (FutureLearn, 2015), 48.3% manifestó en su opinión una fuerte tendencia a considerar el gas shale como elemento primordial de seguridad energética para los países que ya lo están extrayendo o están planeando su extracción. Cerca de 24.7% expuso su desacuerdo, mientras que 27.0% permaneció indeciso. La misma encuesta arrojó información respecto a que la gran mayoría de los encuestados conocen los posibles efectos negativos del fracking, tales como la generación de microsismos, contaminación de mantos acuíferos con impactos en la salud humana, tráfico pesado, la intensificación de los gases de efecto invernadero en la tierra y, en otro ámbito pero no por ello menos riesgoso, también la posibilidad de inflar una nueva burbuja especulativa. Por lo tanto, el análisis nos indica que existen dos caras de la moneda que estudiar y la irresolución del fracking en el país se presenta hoy con más intensidad que nunca. Campañas internacionales dividen aún más las opiniones públicas y avivan el debate entre las corrientes opuestas respecto al tema en México. Por ejemplo, grandes campañas políticas en países como Alemania (Torry, 2015), Escocia (BBC, 2015) y Francia (Patel, 2013) para prohibir mediante moratorias legislativas este tipo de extracción de hidrocarburos son cada vez más poderosas. Pero así también, campañas que incentivan la industria en el Reino Unido (Topf, 2015) , Polonia (RT, 2014) y China (Sjolin, 2015) nunca habían sido tan efectivas.

Perspectivas encontradas

Basados en las últimas proyecciones de consumo de energía mundial, los partidarios del gas shale suponen que la misión de la industria es ayudar a las sociedades a acelerar su transición a la descarbonización de sus economías. Ellos saben que la conversión llevará décadas en lograrse, si es que no que-

remos cambiar fundamentalmente nuestro estilo de vida, y es que para el 2035 con la participación del petróleo claramente pronosticada a la baja, el crudo aportará ya sólo 28% de la energía mundial, que comparado con 40% en los años 90, es claro el avance en la diversificación de la canasta energética. La aportación del gas en esos años será muy similar a la del petróleo. Sin embargo, los renovables despegarán, pero aun con ello sólo proveerán poco más de 7% de la demanda energética total. Sí los pronósticos son acertados, esto sugiere que aproximadamente 75% de nuestra energía seguirá basada en fuentes fósiles para el año 2035 como se muestra a continuación. Sería ingenuo suponer que los sistemas energéticos pudieran ser autosustentables sin las fuentes fósiles en el corto plazo. Pero lo que es cierto, es que los fósiles están siendo menos dominantes con el paso del tiempo. En el camino se debe mirar hacia tecnologías que ayuden a reducir la huella de carbón en el mundo y usar combustibles más limpios, aun cuando esto implique el uso de combustibles fósiles y es aquí en donde el fracking toma su importancia, según sus defensores. Tan pronto como aceptemos que el fracking es sólo una parte del espectro energético, hay un espacio seguro para éste en los planes de seguridad energética. El peligro, no obstante, es que una vez que se confíe en el gas shale se pierdan las motivaciones para reemplazarlo como ahora vemos que lentamente sucede con el carbón y el petróleo con las energías renovables. Sin embargo, la reflexión no es suficiente para que el tema gane permisividad, ya que, indagando en los argumentos económicos, la industria puede contar otra historia. Aquellos que permanecen escépticos o en contra del optimismo del fracking argumentan que Corea del Sur, Japón y Singapur importan más de 90% de sus energías y aun así siguen teniendo economías bastante sólidas. Esto invita a pensar que pudiera no haber una correlación directa entre el hecho de producir energía propia, es decir ser autosuficiente, y la manera en cómo la economía nacional se fortalece de ello. Así que toda esta idea que subyace en el tema de producir energía equivale a tener una mejor economía, es un argumento que puede ser puesto en tela de juicio si se mira a otros países, ellos indican. La creación masiva de empleos, las proyecciones de crecimiento del PIB y la recaudación de impuestos, que alguna vez fueron pronosticadas como corolario de la industria del fracking en Estados Unidos (IOD, 2013), ahora se han convertido en un modelo utilizado por consultores, oficiales de gobierno

Participación y proyección de energías primarias en el mundo 1965 - 2035 50%

Petróleo 40%

Carbón

30%

20%

10%

Gas

Hidro Nuclear

0%

1965

*Incluye biocombustibles

2000

Renovables*

2035

Fuente: BP Energy Outlook 2035 (BP, 2015)

e investigadores de economía para dar mayor legitimidad a la industria en México. Sin embargo, esto puede ser rebatido. Los estudios del economista Thomas Kinnaman (2010) nos invitan a ver el tema bajo dos perspectivas: la primera que concierne a cómo se miden los beneficios económicos que el fracking pudiera traer, y otro que corresponde a la magnitud del estímulo económico de la industria del gas shale per se. Kinnaman afirma que los modelos de datos conocidos como “entrada y salida” funcionan correctamente siempre y cuando los factores de producción estuvieran inutilizados al momento de ser modelados (Kinnaman, 2010, p. 3). Esto es, por ejemplo, si los trabajadores que fueran a ser empleados en la industria del shale estuvieran actualmente desempleados, ya que el modelo sólo estima la actividad económica que será generada con la industria. Pero sí los factores de producción a usarse en la industria estuvieran efectivamente ya empleados en la economía formal, las inversiones y el personal serían desENERGIA A DEBATE

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plazados de otros sectores como la agricultura o el turismo. Ahora bien, esto pudiera generar una afectación directa a las cadenas de valor de las industrias desplazadas y los costos de este efecto no son tomados en cuenta por el modelo, que por lo tanto sobrestima los impactos económicos. Por cada pozo explorado y explotado por la industria norteamericana se crean alrededor de 31 empleos, en el Reino Unido sólo 11, para México aún está por verse, pero por lo que la experiencia internacional sugiere es que el beneficio puede no ser tan grande en términos de crecimiento de empleos en la boca del pozo. Un análisis estándar costo-beneficio pudiera dar una mejor idea de lo que realmente sucede de acuerdo con Kinnaman. Por otro lado el Instituto de Desarrollo y Relaciones Internacionales de Francia reportó que mientras los precios de la energía industrial cayeron durante el boom de shale en Estados Unidos, los precios de electricidad residencial se incrementaron y el precio de gas natural doméstico en el 2013 seguía siendo estable al registrado en el 2005, antes del despegue de la industria (Spencer et al, 2014, p. 9). Así que no queda claro si los consumidores sean beneficiados por la industria del gas shale en términos de costos directos de energía. De cualquier forma, si el efecto se replica para los precios de energía industrial en México, esto sí traería un gran beneficio, ya que los consumidores industriales del país pagan tarifas de electricidad 70% más altas que las de Estados Unidos (León et al, 2014, p. 14). Sin embargo, conveniente sería desarrollar un estudio a profundidad para señalar qué sectores industriales en particular se benefician de la reducción de los precios, conocer cuáles son sus aportaciones al PIB y sobre todo si vale la pena apoyarlos de esta manera. Un posible beneficio para este rubro sería que el fracking diera una posición de mayor competitividad industrial a México y muy posiblemente nuevas inversiones extranjeras se verían tentadas a desarrollar operaciones en el país tomando ventaja de los precios baratos del gas.

Reflexiones finales

Habrá que reconocer también que los costos de extrac-

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ción de gas y petróleo shale en México pueden ser sensiblemente más altos que en los Estados Unidos, lo cual pone en entredicho la viabilidad de desarrollar esta actividad en México ante los bajos precios de los hidrocarburos, al menos en el corto y mediano plazos. Las reservas de shale también son menores, las condiciones de la roca son menos conocidas –aún hace falta conocer donde están los sweet spots para obtener mayor rendimiento de líquidos– y la infraestructura es raquítica si se le compara con la del vecino del norte. Estos factores también pueden ser escollos al desarrollo del fracking en México en un escenario de bajos precios. Una mayor infraestructura en la extensión de gasoductos por el país y el incremento en las capacidades de almacenamiento serán clave si México permanece en su plan de incrementar la producción de gas para el 2025. Por lo tanto, el fracking no hará una contribución a la seguridad energética de México en pocos años o al menos mientras los mercados estén desincentivados para desarrollar la industria. Lo que sí puede compensar es la declinación en la producción de gas convencional y las importaciones del país en el mediano y largo plazos, recursos que finalmente pueden ser destinados a gastos más apremiantes como educación, salud, o bien en inversiones para el desarrollo de energías alternativas en las que México también tiene un gran potencial. México vive una oportunidad generacional que le ha permitido al gobierno replantear la política energética nacional. Sin embargo, aún hay más por hacer. La puesta en marcha de la Reforma Energética ha dejado claro que las intenciones políticas se alinean a alcanzar una seguridad energética estable para el país como prioridad. A pesar de ello, el gobierno y los ciudadanos deberán aprender la diferencia entre escoger metas y decidir el camino para alcanzarlas. La industria del gas shale, por su parte, como fuente de energía “puente”, se nos presenta como una opción con bastantes matices y contrastes en un momento de complejidad energética que bien pudiera respaldar su plena implementación. Sin embargo, queda incierto si las condiciones del país fomentarían el correcto desarrollo de la industria. Después de todo, la experiencia nos dice que tras la caída de

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ENERGIA A DEBATE

los precios de hidrocarburos le sigue un crecimiento económico más acelerado como resultado y México puede tener aquí una oportunidad. Bibliografía BBC. (2005). Call for National Debate on Fracking in Scotland. BBC News. Disponible en: http://www.bbc. com/news/uk-scotland-32479225 BP. (2015). BP Energy Outlook 2035. British Petroleum. Disponible en: http://www. bp.com/content/dam/bp/pdf/Energy-economics/ energy-outlook-2015/Energy_Outlook_2035_booklet. pdf CIDAC. (2013). Renovando el Futuro Energético de México: diagnóstico y propuestas para impulsar las energías renovables. Centro de Investigación para el Desarrollo A.C. Disponible en: http://cidac.org/esp/ uploads/1/Renovando_el_futuro_energe__tico-100913.pdf EIA Mexico. (2014). Mexico International Energy Data Analysis. Disponible en: http://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=MEX ENE. (2013). Estrategia Nacional de Energía 2013-2027. Secretaría de Energía México. Disponible en: http://www.energia.gob.mx/res/PE_y_DT/ pub/2013/ENE_2013-2027.pdf FutureLearn. (2014). Shale Gas and Fracking: the Politics and Science. Disponible en: https://www.futurelearn.com/courses/shale-gas IEA. (2014). CO2 Emissions From Fuel Combustion Highlights. International Energy Agency. Disponible en: http://www.iea.org/publications/ freepublications/publication/co2-emissions-from-fuel-combustion-highlights-2014.html IEA. (2015). What is Energy Security? Disponible en: http://www.iea. org/topics/energysecurity/subtopics/whatisenergysecurity/ IOD. (2013). New IOD report: “Getting shale gas working”. Institute of Directors. Disponible en: http://www.iod.com/influencing/press-office/ press-releases/new-iod-report-getting-shale-gas-working Kantchev, G. (2015). Likelihood of U.S. Oil Sliding to $30 a Barrel Is Increasing. The Wall Street Journal. Disponible en: http://www. wsj.com/articles/likelihood-of-u-s-oil-sliding-to-30-a-barrel-is-increasing-1439997047?mod=e2fb Kinnaman, T.C. (2010). The Economic Impact of Shale Gas Extraction: A Review of Existing Studies. Bucknell University. Disponible en: http://digitalcommons.bucknell.edu/cgi/viewcontent.cgi?article=1004&context=fac_pubs León, E., Martén, I., Livas, R., &Mereles, M. (2014). The Promise of Mexico’s Energy Reform. The Boston Consulting Group. Disponible en: http:// structura.com.mx/-/downloads/ThePromiseofMexicosEnergyReforms.pdf Morales, I. (2013). The Twilight of Mexico’s State Oil Monopolism: Policy,

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Economic, and Political Trends in Mexico’s Natural Gas Industry. BelferCenter Programs or Projects: The Geopolitics of Energy Project. Disponible en: http://belfercenter.hks.harvard.edu/ publication/23740/twilight_of_mexicos_state_oil_monopolism.html?brea dcrumb=%2Fproject%2F68%2Fgeopol itics_of_energy_project O&GM. (2015a). Avanza Plan de la CFE Basado en Gas Natural. Oil& Gas Magazine. Disponible en: https://www. oilandgasmagazine.com.mx/2015/08/avanzaplan-de-la-cfe-basado-en-gas-natural/ O&GM. (2015b). Productores de Shale en Estados Unidos Cerca de la Quiebra. Oil& Gas Magazine. Disponible en: https://www.oilandgasmagazine.com.mx/2015/09/productores-de-shale-enestados-unidos-cerca-de-la-quiebra/ Seeley, R. (2014). Energy Reform Could Unlock Mexico’s Shale Resource Potential. Oil & Gas Journal. Disponible en: http://www.ogj.com/articles/ uogr/print/volume-2/issue-2/energy-reform-could-unlock-mexico-s-shaleresource-potential.html Patel, T. (2013). France’s Fracking Ban ‘Absolute’ After Court Upholds Law. Bloomber. Disponible en: http://www.bloomberg.com/news/ articles/2013-10-11/fracking-ban-upheld-by-french-court-as-constitutional RT. (2014). Fracking along: Poland to Offer Tax Incentives to Spur Shale Investment. RT News. Disponible en: http://www.rt.com/business/polandshale-taxes-russia-346/? SENER. (2013). Balance Nacional de Energía 2013. Secretaría de Energía Mexico. Disponible en: http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2013/ Balance_2013.pdf Sjolin, S. (2015). China’s Shale Ambition: 23 times the output in 5 years. Market Watch. Disponible en: http://www.marketwatch.com/story/chinasshale-ambition-23-times-the-output-in-5-years-2015-02-11 Spencer, T., Sartor, O., & Mathieu, M. (2014). Unconventional Wisdom: an Economic Analysis of US Shale Gas and Implications for the EU. IDDRI. Disponible en: http://www.iddri.org/Publications/Collections/Analyses/ Study0214_TS%20et%20al._shale%20gas.pdf Topf, A. (2015). UK Determined To Realize Its Fracking Dreams. Oil Price. Disponible en: http://oilprice.com/Energy/Energy-General/UK-DeterminedTo-Realize-Its-Fracking-Dreams.html Torry, H. (2015). German Cabinet Approves Anti-Fracking Draft Law. The Wall Street Journal. Disponible en: http://www.wsj.com/articles/germancabinet-approves-anti-fracking-draft-law-1427896555 Yergin, D. (2006). Ensuring Energy Security. Foreign Affairs 58(2). Disponible en: http://www.un.org/ga/61/second/daniel_yergin_energysecurity.pdf

Transición Energética: elementos clave frente al cambio climático

Urgen aprobación de la Ley de Transición Energética en Foro del Senado

L

a Comisión Especial de Cam-

gética es la sustentabilidad como uno

bio Climático del Senado de la

de sus ejes fundamentales. Respecto

República y la revista “Energía

a los beneficios de la LTE, la académi-

a Debate” realizaron el pasado

ca dijo que puede ser una estrategia

7 de octubre el Foro “Transición E-

para la reducción de riesgos frente a

nergética: elemento clave frente al

la volatilidad de los precios interna-

cambio climático”, con el objetivo de promover la aprobación de la Ley de Transición Energética (LTE), elemento fundamental en la reforma energé-

Isabel Studer, directora del Instituto Global para la Sostenibilidad del EGADE-ITESM; Sen. Salvador López Brito, integrante de la Comisión de Salud; Sen. Silvia Garza Galván, presidenta de la Comisión Especial de Cambio Climático, y David Shields, director general de “Energía a Debate”.

tica para mitigar el impacto ambien-

cionales de los energéticos, así como ante las preocupaciones de gobiernos y empresas frente a los efectos del cambio climático. En su turno, David Shields, direc-

tal de la industria eléctrica y que ha

tor general de “Energía a Debate”,

quedado pendiente.

mencionó como dos puntos impor-

Al respecto, la Sen. Silvia Garza

tantes de la LTE el hecho de que

Galván, presidenta de la Comisión Es-

complementa el marco jurídico en

pecial de Cambio Climático, lamentó

materia energética y le da con-

que México no haya aprobado en

gruencia, además de que en esta

su momento esta ley. “Ante la caída

Ley se fortalecen las competencias

de los precios internacionales del

de los organismos participantes en

petróleo, si se hubiera dado el impulso a las energías renovables, ahora no estaríamos ahorcados”, aseguró la legisladora quien además expresó

José María Valenzuela, director de Cambio Climático y Energía para el World Wildlife Fund México; Rodrigo Gallegos, director de Cambio Climático del Instituto Mexicano para la Competitividad; Sen. Silvia Garza Galván, presidenta de la Comisión Especial de Cambio Climático, y Ernesto Feilbogen, coordinador de Programas de Energía del GIZ México.

su desacuerdo en la aplicación del

materia de eficiencia energética. La Ley, agregó, es un complemento del mercado eléctrico, ya que facilita la penetración de otras opciones de energía.

arancel de 15% a las importaciones

Al tomar la palabra, el Sen. David

de paneles solares. Exhortó a que

Penchyna, presidente de la Comisión

México se presente ante la Confe-

de Energía, expresó la voluntad de la

rencia de las Naciones Unidas sobre

actual legislatura por aprobar la LTE

Cambio Climático (COP 21) con una

en lo que resta de este año, con el

LTE aprobada para que el nuestro sea

fin de que los subsidios e incentivos

el país puntero en la materia. “Es un

para la promoción de las energías

compromiso atrasado”, puntualizó.

renovables sean viables y reiteró que

Por su parte, Isabel Studer, directora fundadora del Instituto Global para la Sostenibilidad del EGADE Busi-

Daniel Chacón, director de LARCI México; Eduardo Reyes, director de Estrategia en Infraestructura y Energía de PWC, y la Dip. María de los Ángeles Rodríguez Aguirre, presidenta de la Comisión Especial de Cambio Climático.

no habrá cambios a la Ley de la Industria Eléctrica. Se pronunció por que a esta Ley se le encuentre un

ness School del ITESM, recordó que

mecanismo de revisión, debido a que

uno de los pilares de la Reforma Ener-

la ciencia y la tecnología avanzan ENERGIA A DEBATE

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rápido, los mercados son volátiles y el establecimiento de precios ya no depende de ningún decreto, sino del mercado. Durante el Foro, que reunió a senadores, diputados, académicos, analistas y público en general, los participantes coincidieron en la urgente necesidad de aprobar la

Preguntas del público

Ley de Transición Energética como elemento complementario de la Reforma Energética, su trascendencia para el impulso de las energías renovables en el país y como una Ante senadores, diputados, académicos, analistas y público en general, los panelistas coincidieron en la urgente necesidad de aprobar la Ley de Transición Energética como elemento complementario de la Reforma Energética.

herramienta para mitigar el cambio climático. En los cuatro Páneles que compusieron este Foro, también participaron el Sen. Salvador López Brito,

Régulo Salinas, presidente de la Comisión de Energía de CONCAMIN.

integrante de la Comisión de Salud; José María Valenzuela, director de Cambio Climático y Energía para el World Wildlife Fund México; Ernesto Feilbogen, coordinador de Programas de Energía del GIZ México; Rodrigo Gallegos, director de Cambio Climático del Instituto Mexicano Sen. David Penchyna, presidente de la Comisión de Energía.

para la Competitividad. Asimismo, tuvieron participación

Adrián Escofet, presidente de la AMEE.

Eduardo Reyes, director de Estrategia en Infraestructura y Energía de PWC México; Karla Gasca, directora de Energía y Medio Ambiente de la Secretaría de Energía; Adrián Escofet, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica; Régulo Salinas, presidente de la Comisión de Energía de la CONCAMIN; José Daniel Chacón, director de LARCI México; Eduardo Reyes, director de Estrategia en Infraestructura y Energía de PWC, y Karla Gasca, directora de Energía y Medio Ambiente de Sener.

Ramón Ardavín, director ejecutivo del CESPEDES; Jorge Armando Gutiérrez Vera, presidente de Cogenera México y Daniel Chacón, director de LARCI México.

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José Ramón Ardavín, director ejecutivo de CESPEDES.

Reforma energética

Vías para el desarrollo global de shale gas El desarrollo de shale gas presenta retos complejos en cuanto a geología, acceso a los recursos naturales, capacidades específicas y gobernanza.

E

Juan Roberto Lozano Maya*

n años recientes, varios países que incluyen a México han buscado desarrollar sus recursos de shale gas, atraídos por los beneficios de esa actividad en la matriz energética y económica de los Estados Unidos, por los estudios geológicos que señalan la amplia y extensa distribución de shale gas en el mundo, y sobre todo, por la necesidad urgente de incrementar el consumo de gas natural, preferentemente con fuentes domésticas de suministro,como una medida para promover el crecimiento económico con menores emisiones de carbono. Con base en estos planteamientos, el Centro de Investigación para la Energía de Asia Pacífico (APERC), inició en agosto de 2013 un proyecto de investigación encaminado al diseño de un marco de políticas públicas aplicable en varias economías del Mecanismo para la Cooperación Económica de Asia-Pacífico (APEC) para el desarrollo comercial de shale gas. Con sede en Japón, APERC es un órgano cuyas actividades cooperativas y proyectos de investigación están alineados con los objetivos y prioridades del Grupo de Trabajo en Energía de APEC. Durante dos años, este proyecto se nutrió de una revisión detallada de fuentes académicas y profesionales, de la valiosa participación de expertos y de entrevistas con diversos actores de injerencia (stakeholders) incluyendo viajes a Alberta, Canadá; Pennsylvania, Estados Unidos; y la Ciudad de México. En Estados Unidos, el itinerario incorporóvisitas técnicas para observar de primera mano los procesos de perforación y de fractura hidraúlica, así como sus impactos en el ecosistema. En agosto de 2015 los detalles y resultados de esta investigación se publicaron en el documento Pathways to Shale Gas Development in Asia-Pacific(1). Este artículo condensa los hallazgos más importantes de dicha publicación y algunas de las implicaciones para México. Hacia una visión holística del desarrollo de shale gas

Por razones naturales, el estudio del desarrollo de shale gas se centra en Estados Unidos, por ser el ejemplo más exitoso y mejor documentado. Sin embargo, a pesar de su relevancia, la diferencia de condiciones y contextos ha impedido la reproducción de este caso

en otros países. Hasta mediados de 2015, fuera de los Estados Unidos, el shale gas sólo se produjo de manera comercial en Argentina, Canadá y China, y en todos estos países en una escala de magnitud comparativamente mucho menor. El análisis del caso estadounidensees útil como punto de partida para destacar dos aspectos fundamentales. El primer punto es que la llamada ‘revolución del shale’ en ese país no sucedió espontánea ni mucho menos rápidamente, dado que se cimentó en una serie de elementosmadurados durante varias décadas que pudieron converger en la producción acelerada de shale gas bajo una coyuntura favorable de precios. El segundo punto es que si bien existieron variables críticas para alcanzar este resultado, algunas de ellas, como la propiedad privada de los hidrocarburos, son simplemente irreproducibles en otros contextos. Este análisis resultó en el planteamiento de las siguientes preguntas de investigación: ¿La falta de un régimen de propiedad privada de los hidrocarburos fuera de los Estados Unidos impide el desarrollo APERC, 2015. Pathways to Shale Gas Development. Tokyo: Asia Pacific Energy Research Centre. Disponible en inglés en: http://aperc.ieej. or.jp/file/2015/8/7/APERC_Pathways_to_shale_gas_development.pdf (1)

• Investigador Senior en el Centro de Investigación para la Energía de Asia-Pacífico (APERC) y miembro de la Red del Atlantic Council y del Ecologic Institute para Líderes Emergentes en Política Ambiental y Energética (ELEEP). Correo electrónico [email protected] ENERGIA A DEBATE

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masivo de shale gas en el resto del mundo? ¿Pueden otros países desarrollar sus recursos de shale gas? Y de ser así ¿En qué lapso, escala de magnitud y con qué cantidad de insumos? Planteadas estas consideraciones, se llegó al consenso inicial de que la ausencia de algunas variables no impide a otros países el desarrollo de sus recursos potenciales de shale gas, aunque la magnitud y ritmo de producción en cada uno de ellos dependerán de sus propias prioridades y características en función de ciertos componentes fundamentales. En otras palabras, para el desarrollo de shale gas no existe una ruta única, sino varias vías (pathways) que pueden ser mejor exploradas a través de un marco guía que enumeralas variables críticas para lograr este objetivo. Esta noción fue también la que dio título al nombre del documento.

Gráfico 1 Principales grupos de injerencia en el desarrollo de shale gas

Gobierno

• Federal, estatal y local (municipal) • Dueñodelosrecursos minerales

Otros

• Comunidadeslocales • Institucionesacadémicasy deinvestigación • Organizacionesciviles

Componentes y factores críticos

A diferencia de la producción de hidrocarburos convencionales, la de shale gas se lleva a cabo más cerca de los centros de población, lo que conlleva mayores tensiones sociales. Asimismo, los procesos de extracción tienen un impacto mayor en el ambiente y especialmente el uso de agua, lo que evoca mayores preocupaciones y conflictos ambientales. Conviene recordar que esta es la causa principal de la controversia causada por esta actividad. Desde otra perspectiva, los costos de producción son típicamente más altos que los del gas convencional. Estas cuestiones no sólo aumentan el peso y la complejidad de los retos técnicos, sociales, ambientales y económicos, sino que involucran además una red más amplia de actores de injerencia con diversos intereses(2). De manera concisa, como se muestra en el Gráfico 1, la industria, los consumidores, la sociedad civil y el gobierno, tanto en calidad de dueño de los hidrocarburos como de posible productor a través de sus empresas, participan en este proceso. Cabe mencionar que la configuración, el peso específico, y grado de interdependencia de cada uno de estos actores difieren en los diversos países y jurisdicciones nacionales. Debido a la complejidad de dimensiones y actores de injerencia, el marco propuesto propone abordar el desarrollo de shale gas desde una perspectiva integral que contenga las dimensiones o componentes principales, por encima y por debajo de la superficie (above and below ground). Por su naturaleza como marco de políticas públicas, se reconocenlas limitaciones sobre las variables externas que los países no pueden controlar y que sin embargo, influyen en el desarrollo de shale gas, como lo son los precios internacionales del petróleo y gas. El marco se conforma por tres componentes principales: acceso

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Industria

• Productores: Empresas nacionales(NOCs), internacionales(IOCSs) e independientes • Compañíasdeserviciosy equipospetroleros Consumidores• Sindicatos • Pequeños, medianosy grandes • Diferentessectoresdeuso: Generación eléctrica, industrial, residencial, serviciosy autotransporte Fuente: Adaptado de APERC (2015, p.41)

a los recursos naturales, infraestructura y operaciones, y gobernanza. El diseño de este marco parte de la premisa que existe una dinámica entre los tres componentes, de manera tal que aunque todos son necesarios, es el componente de gobernanza el que tiene la capacidad de influir sobre los incentivos económicos e institucionales que fomentan el desarrollo de tecnología e infraestructura. La mejora de tecnología e infraestructura influye en la eficiencia de las operaciones de extracción y los factores de recuperación, lo que a su vez coadyuva a una mayor productividad y magnitud de los recursos de shale gas con potencial comercial. Esta dinámica se muestra de manera esquemática en el Gráfico 2, notando que la gobernanza es menos tangible y más flexible que los dos primeros componentes, aunque tiene el poder de afectarlos e influirlos. Con el fin de reconocer las diferencias específicas en cada país, cada uno de estos tres componentes se dividió en otros factores más finos como se desglosa a continuación y se muestracon más detalle en el Cuadro 1. Para fines de memorización, el marco fue llamado (2)

Sobre estas cuestiones específicas, consúltese por ejemplo, las ediciones 47, 53, 57, 58 y 59 de esta misma revista.

Gráfico 2 Representación esquemática de los componentes principales del modelo RIG

RIG, en consideración de los nombres en inglés de cada uno de sus tres componentes. • Acceso a los recursos naturales (R). Se refiere a los elementos fundamentales para el desarrollo de shale gas, en términos de los propios recursos geológicos y el agua necesaria para llevar a cabo la fractura hidráulica. La naturaleza de este componente trasciende la mera existencia de estos recursos naturales y enfatiza el acceso a ellos. En este sentido, la producción de shale gas únicamente puede ocurrir cuando el acceso a este tipo de recursos y a los procesos asociados a su extracción está legalmente permitido. Por ende, dejando de lado posibles barreras físicas, técnicas y económicas, en este componente subyacen consideraciones políticas basadas

Fuente: Adaptado de APERC (2015, p.44)

Componente

Factor

Acceso a los recursos de shale gas. Acceso al agua. Capacidades tecnológicas y operativas de la industria Infraestructura y para la extracción de operaciones (I) shale gas. Servicios auxiliares para la industria petrolera. Sistemas de infraestructura de transporte de gas natural y auxiliares. Prácticas recomendadas por la industria. Acceso a los recursos naturales (R)

Régimen fiscal especializado y alineado con la estructura del mercado de gas natural.

Gobernanza (G)

Efectividad regulatoria.

Colaboración con actores de injerencia.

Consideraciones adicionales

 Evaluaciones geológicas de recursos de shale gas.  Posición política con respecto al desarrollo de shale gas.  Tipo y proximidad de recursos hídricos.  Desarrollo tecnológico.  Magnitudes y capacidades apropiadas de recur-

 Demanda/madurez de los

sos humanos.  Presencia de compañías internacionales con experiencia en el desarrollo de shale gas.  Infraestructura complementaria para el desarrollo económico.

 Acceso a fuentes de

 Asociaciones profesionales en materia de petróleo y gas.

mercados de gas. capital.

 Experiencia legada por la industria petrolera previa, incluyendo la exploración y extracción de recursos no convencionales.

 Regímenes fiscales adaptados a los riesgos y el perfil productivo de las formaciones de shale gas. Éstos usualmente dependen del perfil de mercado y de las siguientes características:  Políticas otorgando igualdad de condiciones de operación (esto es, prohibiendo los monopolios, la posición hegemónica de ciertas compañías)  Acceso abierto a la infraestructura de transporte de gas  Desregulación de precios del gas y subsidios temporales  Capacidad y transparencia institucional  Información basada en hechos científicos y riesgos  Regulación holística y que se ejecuta cabalmente  Adaptabilidad a las tendencias de la industria y al cambio de expectativas de los actores de injerencia  Proceso proactivo de consulta con diversos actores de injerencia  Desarrollo de ‘licencia social’ en las operaciones de la industria  Involucramiento a lo largo del ciclo de vida de los proyectos  Acceso público a la información regulatoria y legislativa  Manejo de las expectativas públicas

Fuente: Adaptado de APERC (2015, p.60) ENERGIA A DEBATE

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los recursos de shale gas en consideración de la estructura de mercado vigente, la efectividad regulatoria, y la colaboración con actores de injerencia. Resultados en diferentes contextos

en las leyes y la agenda energética vigentes, que explican cómo ciertos países con un potencial considerable de shale gas no pueden desarrollar dichos recursos en función de las moratorias impuestas;lógicamente, esta noción explicaigualmente las diferentes posturas entre las distintas jurisdicciones de un mismo país, como en el caso de Canadá o inclusive de los Estados Unidos. • Infraestructura y operaciones (I). Se refiere a los factores críticos para llevar a cabo la producción de shale gas de manera comercial. Se incluyen las capacidades tecnológicas y operativas de la industria petrolera para adaptarse a la complejidad de las formaciones de lutita o shale, la presencia de servicios auxiliares especializados en las diversas fases de la cadena de valor de la exploración y extracción de hidrocarburos, la disponibilidad de sistemas de infraestructura para el transporte del gas desde los sitios de producción hasta los centros de consumo; así como la implantación y diseminación de prácticas recomendadas por la industria internacional para mejorarla eficiencia económica y especialmente, para minimizar los riesgos a la seguridad industrial, el medio ambiente y la salud pública. • Gobernanza (G). Alude a los diversos arreglos institucionales de reglas formales e informales que delinean las interacciones políticas, económicas y sociales entre los diversos actores de injerencia, dentro y fuera del gobierno. Este componente incluye la alineación económica entre los dueños y los productores de

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El marco de política fue usado en el análisis de seis de las 21 economías de APEC que de acuerdo con estudios geológicos preliminares, poseen recursos técnicamente recuperables de shale gas. Estas economías son Australia, Canadá, Chile, China, Indonesia y México. Es preciso notar que algunos de estos países ya han alcanzado un nivel moderado de producción comercial (Canadá y China), y el resto ha dado los primeros pasos para desarrollar estos recursos (Australia, Indonesia, México) o ha mostrado señales claras de querer hacerlo (Chile). Los puntos más sobresalientes en cada economía son los siguientes: • Australia. La producción de shale gas en este país se encuentra aún en una escala prematura.Existen algunas dificultades con la disponibilidad de agua en algunas cuencas, y en la de equipos de perforación y servicios auxiliares. Además algunos de los sistemas de transmisión no cuentan con acceso abierto. Por otro lado, la industria australiana de gas natural se encuentra en un momento de expansión y el mercado se considera competitivo. En este sentido, la producción vigente de gas natural tanto de fuentes convencionales como no convencionales depende de la demanda externa, principalmente a través de proyectos de GNL. Por ende, una producción más acelerada de shale gas dependerá no sólo de la demanda externa, sino de su competitividad frente al gas convencional y al gas grisú, por ejemplo. • Canadá. Al menos en las provincias de Alberta y Columbia Británica, existe un firme compromiso para el desarrollo de los hidrocarburos, incluyendo el shale gas. La industria petrolera es competitiva y está altamente integrada con la de los Estados Unidos, y se han diseñado regímenes fiscales y sistemas de regulación únicos para reflejar el riesgo y el perfil productivo de las formaciones de shale. Paradójicamente, el mayor obstáculo del desarrollo del shale gas canadiense es el del shale estadounidense, ya que a medida que la producción de gas en los Estados Unidos ha aumentado la autosuficiencia de ese país, estas provincias canadienses han perdido su principal mercado e inclusive, los mercados del este de Canadá, que ahora se surten principalmente de la cuenca de shale de Marcellus en los Estados Unidos. Por ello, el reto para estas provincias es el de reorientar sus mercados, probablemente en Asia, lo que requerirá la expansión de infraestructura de transporte y de GNL, y que a su vez puede provocar roces y desacuerdos con

ENERGIA A DEBATE

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ciertos grupos sociales, especialmente con las tribus originarias (First Nations). • Chile. A pesar del interés de este país por aumentar la producción doméstica de gas natural y depender menos de fuentes externas, la geografía es el mayor problema, toda vez que el área con mayores recursos potenciales de shale gas, se encuentra en la punta sur del territorio y en caso de producir ese gas, será sumamente difícil llevarlo hasta los principales centros de consumo en el centro del país. Asimismo, la industria petrolera es modesta y se circunscribe principalmente a la compañía nacional. Una posible solución al problema del transporte del gas producido en la punta sur podría ser el uso de los gasoductos argentinos para llegar hasta Santiago. Sin embargo, esta opción es poco factible considerando la experiencia de Chile dependiendo del gas argentino hace poco más de una década. • China. Ante la magnitud y crecimiento de la demanda energética en este país, así como la predominancia del uso del carbón, China ha hecho un gran esfuerzo para incrementar su producción doméstica de gas, invirtiendo numerosos recursos para detonar el desarrollo de sus recursos de shale gas. Algunos de los obstáculos más relevantes se refieren a la complejidad geológica de las cuencas, lo que ha hecho que la tecnología y procesos probados en otros países no alcancen necesariamente los mismos resultados en China, o que los costos sean mucho más altos; además de que las condiciones áridas y la densidad poblacional de algunas cuencas podrían prevenir una escala masiva de desarrollo. La industria está dominada por las tres grandes compañías estatales, que concentran las capacidades y los servicios auxiliares y aunque se ha permitido la participación de una IOC (Shell), su rol hasta ahora ha sido limitado. En su carácter de economía centralizada, destaca el hecho de que laestructura del mercado, los regímenes fiscales aplicables y el arreglo institucional son inflexibles e ineficientes, sin contar con el hecho de que existe poco involucramiento de

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actores de injerencia. Cabe destacar sin embargo, que a pesar de esta rigidez característica, China ha dado algunos pasos para introducir mayores mecanismos de mercado y se espera que su producción de shale gas crezca, aunque tal vez no en la escala y dentro del periodo planeado en sus planes quinquenales. • Indonesia. Este país ha dado acceso a los recursos potenciales de shale a través de varias licencias y relativamente, la disponibilidad de agua no es problema mayor. Aunque la empresa nacional tiene una posición hegemónica y concentra una buena parte de los recursos, se ha promovido la participación de otras empresas y el acceso abierto al transporte, que puede aprovechar la infraestructura desarrollada anteriormente para el gas convencional y para el gas grisú. Los retos más complejos sin embargo, se refieren a la incertidumbre sobre el régimen fiscal vigente, así como a la rigidez de los contratos de producción compartida para adaptarse a la mutabilidad de la producción de shale gas. Por otra parte, las capacidades institucionales son débiles y se encuentran fragmentadas, el regulador no es totalmente independiente. Tomando el ejemplo la industria de gas grisú, que lleva más años en desarrollo, estos mismos factores han detenido el nivel de crecimiento que se esperaba inicialmente. ¿Y México?

En el caso mexicano, los cambios legales introducidos con la reforma son positivos, al permitir la participación de otros operadores además de Pemex, aunque la disponibilidad de agua en la cuenca de Sabinas-Burro-Picachos podría moderar el ritmo de crecimiento esperado. En términos de infraestructura y tecnología, aunque Pemex ha llevado a cabo algunos estudios preliminares y pruebas piloto para validar las características de las formaciones mexicanas, un mayor grado de desarrollo de shale gas requerirá capacidades y recursos humanos especializados. Las deficiencias en materia de transporte evidenciadas hace unos años por las alertas críticas, derivaron en el

ENERGIA A DEBATE

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En el caso mexicano, es importante señalar también el tema crítico de la inseguridad física y a las instalaciones. Ante todo, el futuro del shale gas en México y en muchos otros países, dependerá de la competitividad económica con la que logre ser extraído y llevado al mercado, y aunque es cierto que la industria petrolera ha probado sus capacidades operando en zonas de guerra y de alto riesgo, los costos adicionales por concepto de seguridad ante las actividades del crimen organizado y el robo en ductos en particular en el norte del país, no deberían ser absorbidos por los operadores y menos por los consumidores. Conclusiones

incremento en el proceso de expansión de la capacidad y extensión de la red de ductos, si bien es necesario aumentar las interconexiones que diversifiquen los flujos de gas en el país multidireccionalmente, del norte al centro y del este al oeste. Con el arreglo institucional de la reforma energética, es necesario también definir las reglas y procedimientos específicos de probada eficacia para la seguridad industrial y protección ambiental. El tema de gobernanza es probablemente el más incierto. Aunque los efectos de la reforma energética y la competitividad de la industria petrolera tardarán varios años en consolidarse, el régimen fiscal para el desarrollo de shale gas no es aún claro y además, tendrá que ser ajustado en función de los resultados obtenidos en las siguientes fases de licitación y en la medida que los precios internacionales fluctúen. Con respecto a la capacidad institucional y la efectividad regulatoria, éste es uno de los retos más grandes, de manera que el sistema creado de pesos y contrapesos no redunde en más burocracia y feudos de poder entre instituciones, sino en coordinación y eficiencia para la industria. Por otro lado, la colaboración con actores de injerencia podría ser más proactiva, especialmente considerando que algunas organizaciones civiles e incluso políticas ya han manifestado públicamente su rechazo a la fractura hidráulica, en algunos casos desde posturas radicales, lo que es claramente incompatible con el escenario de desarrollo optimista que se ha manejado oficialmente.

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Además de la geología, del acceso a los recursos naturales y de las capacidades específicas de la industria petrolera, ciertos factores en materia de gobernanza son estratégicos para detonar los proyectos de shale gas a escala global. En este caso, el análisis de las experiencias internacionales en el desarrollo de shale gas puede ser útil para diseñar políticas más eficaces y para aceptar que el caso de éxito de los Estados Unidos difícilmente podrá ser replicado. De hecho, en algunos países, dado el costo y esfuerzo de producir shale gas, no hacerlo podría ser la opción de política energética más conveniente, sin importar el potencial de recursos estimados. Como prueban otras experiencias, un desarrollo responsable de los recursos de shale gas buscará la eficiencia económica, la protección industrial y el cuidado ambiental, no sólo por el mandato legal conferido a las autoridades y reguladores, sino por la propia industria, como vía para legitimar sus actividades y la viabilidad de sus operaciones futuras. Cabe aclarar que con la baja drástica de precios del petróleo y su efecto en los de gas, es poco factible, al menos a corto plazo, que la producción global de shale gas repunte, inclusive en los Estados Unidos, si bien esto no impide que estas condiciones cambien súbitamente de la mano de eventos geopolíticos y que se mantengan los esfuerzos para detonar este desarrollo. Aunque México ahora se beneficia de la revolución del shale gas indirectamente, al importar gas barato de Estados Unidos, los mayores beneficios podrían ocurrir en el largo plazo, a medida que sus mercados de gas natural maduran, la infraestructura se expande y las autoridades refuerzan sus capacidades para permitir que la industria privada participe más activamente y contribuya a incrementar la producción de shale gas. En todo caso, para México, el desarrollo de shale gas debería ser un medio y no un fin, para construir el sector energético más sustentable y competitivo prometido con la reforma energética.

Geopolítica económica

China, comodín de los mercados Ese país privilegia un plan de almacenamiento de petróleo.

E

l precio del barril de petróleo se mueve en función de un mercado mundial especulativo en crecimiento gradual, alimentado por las acciones o simplemente por las declaraciones de los diversos actores, según sus intereses, en determinados momentos. ¿Regresará el precio de 80 ó 100 dólares por barril? Posiblemente sí hacia el año 2020, pero en el corto plazo podemos prever un precio entre 40 y 60 dólares como precio promedio anual, dicen los analistas. La oferta abundante ayudará a mantener una estabilidad de precios en ese rango. Sin embargo, lo que debemos tener en cuenta es que el precio ya no está en función sólo ni principalmente de la producción de hidrocarburos, sino en función del desempeño económico de los países que los consumen, en particular China y Estados Unidos. Estos dos países tienen la oportunidad de almacenar más crudo ante los precios actuales de petróleo. En China, la proyección es almacenar 500 millones de barriles diarios y tener el mismo volumen de reservas que tiene Estados Unidos actualmente. Estados Unidos tiene la obligación de mantener una reserva de petróleo crudo y/o productos petrolíferos equivalente a por lo menos 90 días de valor de las importaciones netas como parte de la membresía de Estados Unidos en la Agencia Internacional de Energía. Pero Estados Unidos está muy por encima de ese umbral ahora, con 99 días de crudo en almacenamiento y 137 días el valor de petróleo refinado más crudo, volúmenes que puede aprovechar en caso de emergencia. Actualmente, la economía de China se está desacelerando, lo cual indica que puede disminuir sus importaciones de materias

Ramses Pech* primas. Ese país consume del total producido en forma mundial: 6% del gas, 12% del crudo, 45% del acero, 48% del cobre, 54% del aluminio y 30% del arroz. Si China deja de comprar muchos de esos productos, disminuirá la demanda de los mismos y por ende bajaría su precio, lo cual afectaría a países exportadores como Arabia Saudita, Rusia y Australia, entre otros. El nerviosismo sobre China se presenta como el mundo se vuelve más dependiente de él (y de otros países de mercados emergentes) para impulsar el crecimiento global. La producción no es hoy el factor que define el precio del petróleo. Más bien, éste se define en la medición de fortalezas entre los países que controlan la economía mundial, como son China y Estados Unidos principalmente, y no tanto Arabia Saudita, ni Rusia ni países de la Comunidad Europea. Resulta que China y Estados Unidos son las naciones que asientan las bases del desempeño económico global, en función de su estabilidad macroeconómica, basada en la fortaleza en su moneda y en el consumo de los productos principales que el resto del mundo pone en el mercado. China también influye en las finanzas mundiales. Posee altas reservas de dinero y es el mayor tenedor de deuda estadounidense en el extranjero. El frente de batalla se concentra en la estrategia de las divisas. No debemos olvidar que una depreciación de la divisa china encarecerá los precios de las materias primas, generalmente cotizadas en dólares. Un yuan más débil sugiere una demanda menor y podría desembocar en un menor crecimiento de las economías que exportan a China, así como de la región asiática. Estados Unidos, con su producción y

ahora tal vez exportaciones de crudo ligero proveniente de shale, venderá un crudo ligero caro y adquirirá un crudo pesado barato. Tendrá un dólar fortalecido y podrá posicionar su crudo bien en el mercado y verá resueltos, en general, sus problemas de seguridad energética. Sin embargo, será China el comodín de la economía global. Este país cuidará su balanza comercial en el mediano y largo plazos, con prioridad para el consumo de su población, ya sea en la parte alimentaria, de infraestructura o de materia prima para generar o transformar la energía, además de que creará centros de almacenamiento de productos como el petróleo ahora que su precio está más bajo, lo cual le da una ventaja competitiva de corto a mediano plazo. En México, ¿qué haremos? Sólo estamos realizando el ahorro en reservas internacionales monetarias. No hay una estrategia de almacenamiento de materias primas ni para mejorar la balanza comercial en la parte de exportación, que podría ser no sólo de automóviles, sino de otros productos que sirven para ser competitivos como la gasolina, gas natural, gas licuado, acero y productos alimenticios, entre otros. Estados Unidos produce e importa, pero su estrategia se está basando en conseguir lo importado a precios bajos en el mercado, además de que no tiene un consumo que crece aceleradamente, pero China sí tiene que cuidar factores de consumo y abasto en función de su población y de la necesidad que no desacelere su economía. En México, no sólo pensemos en ser exportadores, ideemos cómo tener reservas de petróleo y petrolíferos ante la posibilidad de una futura crisis económica global.

*Consultor en materia energética. Ingeniero químico y master en Business Administration (MBA). ([email protected]) ENERGIA A DEBATE

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Presenta Gas Natural Fenosa México su Informe de Responsabilidad Corporativa Entrevista a Itzel Meyenberg, Directora de Comunicación y Relaciones Públicas, GNF.

C

oherente con su compromiso por la sustentabilidad, Gas Natural Fenosa México dio a conocer su Informe de Responsabilidad Corporativa 2014 (IRC), un ejercicio que refleja los dos valores intrínsecos de la empresa –la transparencia y las acciones en beneficio para la comunidad– que rigen sus actividades tanto en España como en los otros 26 países en donde tiene presencia. La política de responsabilidad corporativa formaliza estos compromisos, se lee en el IRC, “impulsados de manera efectiva desde la alta dirección y que determinan la estructura de buena parte del presente Informe de Responsabilidad Corporativa.” Para este ejercicio se trabajó en siete indicadores de responsabilidad corporativa, los cuales son el resultado de 9 mil encuestas aplicadas a nivel nacional entre los diversos grupos de interés de la empresa, tanto internos como externos. Los indicadores son: 1.- Orientación al cliente. 2.- Compromiso con los resultados. 3.- Medio ambiente. 4.- Interés por las personas. 5.- Seguridad y salud. 6.- Compromiso con la sociedad. 7.- Integridad. Estos siete ejes, llamados “materia-

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NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015

Indicadores clave de Responsabilidad Corporativa 2012

2013

2014

8.36

8.28

8.20

2012

2013

2014

Total de ingresos (Ventas de gas natural, Servicios de distribución,conexión y otros)

$6,459

$7,414

$8,446

Gastos Operativos

$1,145

$1,255

$1,387

Pagos a gobiernos (impuestos) (1) (2)

$306

$277

$333

Inversiones totales

$980

$1,193

$1,378

EBITDA

$2,359

$2,66*

$2,486

Utilidad neta consolidada del ejercicio

$1,164

$1,097

$1,295

Orientación al cliente Porcentaje de clientes satisfechos Compromiso con los resultados (G4-EC1) Distribución de gas natural (millones de pesos)

(1) Información correspondiente a las siguientes empresas: GNM, METROGAS, GNS, ECAP, SAS, ASECAP, ASEMSA, y CH4. (2) Incluye impuesto diferido y corriente. *En el presente informe se modifica la cifra del 2013 para coincidir con el dato auditado del cierre de dicho año.

lidad”, no fueron impuestos por la empresa para realizar el estudio, sino que son el resultado de la consulta, esto es, los temas que son prioritarios para sus grupos de interés, desde la alta dirección, directivos y empleados, en la parte interna, hasta clientes residenciales y comerciales,

clientes industriales, empresas colaboradoras, proveedores, medios de comunicación, expertos del sector y líderes de opinión y gobiernos federal y locales, en la parte externa. Esto es, todas las personas relacionadas de alguna manera con Gas Natural Fenosa México.

Medio ambiente Emisiones de metano en transporte y distribución de gas (m3/km red) Emisiones específicas en generación eléctrica (g CO2 eq/kWh) Emisiones de S02 / Electricidad generada (g/kWh) Emisiones de NO2 / Electricidad generada (g/kWh) Emisiones de partículas / Electricidad generada (g/kWh) Generación de residuos NO peligrosos (t) Generación de residuos peligrosos (t) Interés por las personas Índice de plantilla - No. de empleados Hombres / Mujeres (%) Mujeres en puestos directivos (%) Gastos de personal (millones de pesos) Horas de formación por empleado Inversión en formación anual (pesos) Seguridad y salud negocio gas Accidentes con baja Accidentes sin baja Días perdidos Víctimas mortales Índice de frecuencia Índice de gravedad Índice de incidencia Tasa de ausentismo Tasa de enfermedades ocupacionales

Itzel Meyenberg, directora corporativa de Comunicación y Relaciones Públicas, explicó que a todos ellos se les hicieron preguntas relacionadas con la sustentabilidad. “Desde el punto de vista de clientes qué era lo más importante para ellos como empresa socialmente responsable, cuáles eran esos temas en los que nosotros deberíamos hacer énfasis, ya sea en un tema social, medioambiental, servicio a clientes, etc., así con cada uno de esos grupos de interés.” Explicó que GNF, como Empresa Socialmente Responsable, debe ser transparente. “Un informe de este tipo lo que genera es transparencia. Si eres socialmente responsable tienes un compromiso con la sociedad y ese compromiso conlleva la transparencia en tu actuación.” Respecto a la utilidad de los resultados, Meyenberg subrayó que el IRC ayuda para los objetivos de negocio. “Cuando presento esto ante los demás directores, les digo que al final

2012 548 375.8 0.00005 0.064 0.001 7102 88.27

2013 510 357.99 0.0000012 0.018 0.00036 6937 124.23

2014 510 359.84 0.0000048 0.227 0.00195 5,380 71

2012 988 74/26 2.50% $508 51 $6,582.022

2013 991 74/26 2.50% $532 59 $9,236.282

2014 991 74/26 9.1% $568 73 $11,470,090

2012 18 0 196 0 14.31 0.16 31.36 1.95 0

2013 18 2 243 0 11.18 0.15 22.72 0.62 0

2014 17 2 382 0 10.91 0.25 17.32 0.70 0

del día es una herramienta de gestión porque nos permite internamente: a) conocernos, b) saber cómo estamos, c) compararnos con otros años, y d) mejorar nuestra actuación.” Por ello, agregó, el IRC genera valor para la empresa. Una metodología exhaustiva y enfocada La edición 2014 del IRC es la segunda en que se utilizó la metodología emitida por Global Reporting Initiative (GRI), con sede en Holanda, pero ahora en su versión G4 contiene indicadores internacionales más exhaustivos y enfocados en los temas fundamentales y esenciales de la empresa. Asimismo, se utilizaron suplementos sectoriales para “Electric Utilities” y “Oil and Gas”, recordando que GNF, además de sus actividades de distribución de gas natural, posee y opera cuatro plantas de generación eléctrica de ciclo combinado

Itzel Meyenberg, Directora de Comunicación y Relaciones Públicas de Gas Natural Fenosa.

(Hermosillo, Naco Nogales, Tuxpan III y IV, y la Central Norte Durango), además del parque eólico Bií Hioxo en Oaxaca. Los lineamientos del GRI son considerados como el estándar “de oro” a nivel global en la medición y reporte de la sostenibilidad. “El G4 pide que comuniques lo que realmente tienes que comunicar, es decir, si tú eres una empresa de servicios, como Gas Natural Fenosa, haces énfasis en el servicio; si eres una empresa productora de automóviles, haces énfasis en la calidad”, explicó Itzel Meyenberg a “Energía a Debate”. “Lo que tiene esta nueva versión es hacer énfasis en los temas importantes y materiales de la empresa.” La validación y priorización de los temas se hizo con base en su relevancia para todos los grupos de interés considerados. Para la evaluación de los asuntos se consideró el nivel de interés, preocupación o número de menciones del asunto en la encuesta ENERGIA A DEBATE

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Seguridad y salud negocio electricidad Accidentes con baja Accidentes sin baja Días perdidos Víctimas mortales Índice de frecuencia Índice de gravedad Índice de incidencia Tasa de ausentismo Tasa de enfermedades ocupacionales

2012 1 1 102 0 4.84 0.24 10.62 1.54 0

Compromiso con la sociedad Aportaciones sociales de Gas Natural Fenosa en México (pesos) (los 3 negocios) Distribución por tipo de acción (%) Social Medioambiental Cultural y Educación Número de actividades de patrocinio y acción social

Integridad Comunicaciones recibidas por la Comisión del Código Ético Número de comunicaciones por cada 200 empleados Tiempo medio de resolución de las comunicaciones (días) Proyectos de auditoría analizados con base en el riesgo de fraude

y/o entrevista. Para determinar la significancia de temas, se consideró la importancia y magnitud relativa de los impactos de cada tema en la sustentabilidad y en los objetivos de la compañía. Algunos hallazgos Itzel Meyenberg comentó algunos hallazgos del IRC. En “Orientación al cliente” la mayor preocupación de los usuarios está relacionada con la cultura de atención y servicio. Dentro de este tema se ubicaron las reclamaciones, la facturación, los días de corte y reconexión, además de un mayor control y verificación de las actividades en calle de nuestras empresas colaboradoras.” En “Compromiso con los resultados” resaltó el trabajo interinstitucional con autoridades locales para una mejor coordinación para los temas de agua, luz, telefonía y

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NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015

por supuesto gas natural. “Nosotros hemos estado siempre promoviendo que debe de haber un ente regulador del subsuelo que permita reducir los daños y afectaciones que hay en el subsuelo por no conocer las redes”, aclaró la directiva de GNF al informar que ya cuentan con un plan de trabajo al respecto. Respecto a “Medio Ambiente”, los grupos de interés solicitaron a Gas Natural mayor liderazgo frente al cambio climático, indicando el reporte emisiones de CO2 y de gases de efecto invernadero, entre otros. “Esto es muy interesante –expresó Meyenberg– ¿qué es lo que la gente esperaría de una empresa como nosotros y cómo deberíamos entonces de reportar para el próximo año?” En cuanto al indicador “Interés por las personas”, los encuestados expresaron mayoritariamente

2012 $3,253.907

2013 4 1 91 0 10 0.24 20.83 0.62 0 2013

2014 0 0 0 0 0 0 0.00 0.70 0 2014

$5,959.249 $8,647.888

93% 3% 4% 16

50% 3% 47% 40

78% 7% 15% 34

2012 10 2.0 45 3

2013 12 2.40 35 3

2014 18 3.00 39 3

la necesidad de fomentar la capacitación en temas de valores y derechos humanos, así como una mayor diversidad e igualdad de oportunidades. “Algo fundamental es captación y retención de talento, que es lo que nos están diciendo”, precisa. Cada indicador presenta hallazgos que mueven a la empresa a encontrar áreas de oportunidad, lo que se traduce en acciones concretas. “Yo estaría esperando ver resultados en el reporte de 2015. Hicimos la materialidad a finales del año pasado y principios de éste. Los hallazgos de la materialidad del primer trimestre se hicieron llegar a las áreas involucradas y esperaríamos ver resultados positivos para 2016. Por ahora están en proceso de implementación”, adelantó Itzel Meyenberg.

RepTrak pulse la percepción de GNF en la sociedad

RepTrak index-reputación GNF por dimensiones Oferta

60.1

58.5

54.8

Finanzas 56.8

55.3

57 56 55 54 53 52 51 50

Trabajo

52.9 53.8 54.7

Ciudadanía

2012

2013

2014

Los resultados del estudio RepTrak para el 2014 muestran un nivel débil con un Pulse de 54.8 puntos para Gas Natural Fenosa en México, 1.7 puntos por debajo del 2013. No obstante al nivel bajo, se presentó una tendnecia positiva hacia el último trimestre del año, con una mejora de más de cinco puntos con respecto al valor del primer trimestre del mismo año.

Gobierno 55.2 56.4 Innovación

Esta tendencia en la última parte del año puede ser el reflejo de una mayor conexión emocional con el público general en México durante el 2014, esa mejora reputacional le ha permitido disminuir las diferencias presentadas frente a los distribuidores de gas en cilindro.

Liderazgo

de comunicación sin precedente en México que junto con su política de atención al cliente y de acercamiento con la sociedad podrá generar mejores valores en los índices de reputación obtenidos a través del modelo RepTrak.

Gas Natural Fenosa en México inició en el 2014 una campaña

Bií Hioxo, un ejemplo de responsabilidad social El parque eólico Bií Hioxo es un ejemplo de las acciones en materia de responsabilidad social corporativa de Gas Natural Fenosa México. Previo a su construcción, en 2013, la empresa implementó el programa “Mejoremos Nuestra Escuela” que benefició a la comunidad estudiantil de la Secundaria No. 103, ubicada en la 7ª Sección de Juchitán, Oaxaca, una de las zonas con mayor rezago. Se impermeabilizaron y pintaron las instalaciones donde acuden 238 estudiantes. También se llevaron a cabo labores de reforestación y jornadas ecológicas en alianza con el Foro Ecológico Juchiteco, en donde participaron alumnos y maestros de la zona. Se sembraron un total de 4,530 árboles de especies nativas en el parque y espacios públicos de la ciudad de Juchitán. Además, 250 pescadores de la región recibieron equipos y acceso-

rios para la captura y extracción de especies acuáticas y más de 250 personas del ejido Ixtaltepec recibieron un tractor para sus actividades agrícolas. Durante 2014, en alianza con el SAP se rehabilitó el pozo de agua No. 4 ubicado en la 7ª Sección de la ciudad con un beneficio directo a 3 mil familias. Al final las obras, los pozos 2 y 3 contarían con mayor presión, normalizando el suministro de agua al Centro, Norte y Este de Juchitán, proveyendo de agua potable a las escuelas del Sur de la ciudad. En alianza con la asociación civil UNETE, se equiparon 10 escuelas con equipos de cómputo beneficiando a 3,600 estudiantes juchitecos. Y en temas de salud, el parque eólico se sumó a las acciones de la Presidencia Municipal de Juchitán para realizar 201 mastografías gratuitas y se dio seguimiento a 44 mujeres beneficiadas que requirieron estudios complementarios.

El parque Bií Hioxo se encuentra en La Ventosa, Oaxaca, y tiene una capacidad de generación de 234 megawatts. Es un proyecto conjunto de GNF con tecnología de la empresa Gamesa. El fluido eléctrico producido es para el uso de diversas empresas privadas de los ramos refresquero, de autoservicio y mineras, entre otras. Ocupa una extensión de alrededor de 2 mil hectáreas. El Informe de Responsabilidad Corporativa se encuentra disponible en la página de Gas Natural Fenosa México. Para consultarlo, visite http:// www.gasnaturalfenosa.com.mx

ENERGIA A DEBATE

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Busca Siemens competir en plantas eléctricas como accionista Margarita Palma, enviada. Charlotte, EU.- Ante un complejo entorno global, con bajos precios de petróleo y una depreciación del peso frente al dólar, la empresa alemana Siemens no solamente será proveedor de turbinas en México sino, por primera vez, buscará competir en el mercado eléctrico, a través de proyectos de generación de energía (termoeléctricos y/o cogeneración) como accionista minoritario, en un sector donde ya participan firmas españolas como Iberdrola, Unión Fenosa y Abengoa. El espectro de negocio de la firma se ve ampliado debido a la reforma energética que les permitirá tener una mayor participación en nueva infraestructura y crecer en ventas por 2 mil millones de euros en los próximos 5 a 6 años, dice Siemens. En México, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) proporciona el servicio eléctrico, incluyendo la zona centro, a 38.7 millones de clientes domésticos, comerciales, industriales y agrícolas y tiene una capacidad instalada de 54,000 Megawatts (Mw). Socio tecnológico Durante una visita a las instalaciones de la planta de fabricación de generadores eléctricos, asentada en esta ciudad del estado norteamericano de Carolina del Norte, José Miguel Macho, director de Ventas e Ingeniería, dijo a Energía a Debate que “Siemens puede ser socio tecnológico y cuenta con un brazo financiero (Siemens Financial Services) para aportar inversiones en el desarrollo de un proyecto eléctrico y participar en la propiedad de la planta”. El potencial de crecimiento en generación de energía eléctrica al que aspira participar la firma alemana es entre 3,000 y 4,000 Mw anuales en proyectos termoeléctricos y cogeneración para autoconsumo durante el periodo de 2015 al 2023. Adicionalmente, de acuerdo con CFE, existen otros 4,600 Mw de capacidad instalada que provendrá de la conversión de centrales que utilizan combustóleo a gas natural entre los años 2015 y 2016, así como en nuevas líneas de transmisión y distribución. “La empresa puede colaborar en la inversión NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015

necesaria para un proyecto de forma minoritaria por un corto espacio de tiempo, con el propósito de asegurar la viabilidad del proyecto”, añadió el ejecutivo. El director de Ventas e Ingeniería de Siemens nos cuenta que ya llevan a cabo conversaciones con nuevas empresas que llegarán a México de diversas partes del mundo para construir plantas eléctricas y espera que “en 2016 las pláticas se encuentren en fase avanzada para firmar acuerdos”. Siemens ya ha sido socio minoritario en proyectos de generación de energía eléctrica en otros países, como España, Marruecos y Estados Unidos. México necesitará anualmente hasta 9 turbinas Para atender de forma integral la nueva demanda de generación de energía eléctrica que requieren las empresas públicas (CFE y Pemex) y privadas en el país en los próximos años, será necesario instalar aproximadamente 8 o 9 turbinas de gas por año, dice Siemens, después del recorrido por la planta de Charlotte. Lo anterior se da en un entorno de depreciación del peso frente al dólar que afectará la demanda de equipos en un momento en que se espera se dé el mercado mayorista en el sector eléctrico y con una competencia reñida entre los proveedores de tecnología. En ese contexto, Siemens buscará suministrar tecnología clase H para centrales de ciclo combinado en México. La fabricación de estas turbinas tarda 12 meses y se producen en esta planta. Es tecnología, indica el directivo, que puede generar aproximadamente 450 Mw y tiene un costo que ronda entre 50 y 60 millones de dólares. Actualmente, la empresa entregará 6 turbinas de gas en el país, resultado de haber obtenido en los primeros 6 meses del 2015 tres proyectos. (Ver tabla) “Con la reforma energética se espera duplicar las ventas de turbinas que es el principal negocio y estamos apostando por México porque el país está tomando las medidas correctas. Tiene todo lo necesario para crecer”, afirma José Miguel Macho. Las plantas están diseñadas pensando en mayor eficiencia y flexibilidad para que pueda arrancar y parar

con mucha mayor facilidad y que eso no consuma mucho de su vida útil. La tecnología Siemens es de las más probadas en el mundo. Ha vendido 48 turbinas de gas de clase H en todo el mundo. Dieciséis de estas máquinas se encuentran actualmente en operación comercial exitosa con un alto grado de disponibilidad y fiabilidad. La tecnología clase H también es producida por su contraparte General Electric de Estados Unidos y soporta temperaturas de 1,500 grados, mientras que Mitsubishi de Japón produce tecnología J que soporta temperaturas de 1,600 grados. El diferenciador de competencia está en el control de los altos niveles de temperatura y eficiencia energética que muestran los equipos. Depreciación del peso incrementará costos de turbinas Siemens reconoce que la depreciación del peso frente al dólar afectará la llegada de nuevas turbinas al país, porque el precio se incrementará y, por consiguiente, podría atrasar el ritmo de la demanda de generación de energía esperada, comenta Macho. Durante el primer semestre del año --tiempo en que Siemens obtuvo los proyectos-- el tipo de cambio, de acuerdo con la Casa de Bolsa IXE, fluctuó entre los 15 y 15.32 pesos por dólar. El directivo enfatiza que “al final, aunque sea más caro, si el país lo necesita, la van a pagar”. La casa de Bolsa IXE pronostica que el tipo de cambio en 2016 será de 15.94 pesos por dólar. Detalla, en su informe semanal con fecha de 7 de septiembre que el peso se depreció 1.1% a 16.94 por dólar y continuó con un amplio rango de operación intradía, entre 16.65 a 17.00. En su opinión las condiciones externas y locales siguen aludiendo a la necesidad de mantener la cautela. Por su parte, Mark Pringle, Vice Presidente de la Central de Energía de Siemens Charlotte en Carolina del Norte y el responsable del negocio en las actividades del servicio y la fabricación del generador eléctrico de Siemens en Charlotte, así como de la planta de alimentación en Fort Payne, Alabama, detalla que la fábrica de Charlotte forma ENERGIA A DEBATE

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Central Eléctrica Ciclo Combinado Empalme I, Sonora.

Fallo 31 de marzo de 2015.

Ciclo Combinado Valle de México II.

19 de mayo de 2015.

Ciclo Combinado Tula, Hidalgo.

8 de abril de 2015.

Consorcio

Senermex Ingeniería y Sistemas, S.A. de C.V.; Sener Ingeniería y Sistemas, S.A.; IEPI México, S.A. de C.V.; y OHL Industrial, S.L., Incluye dos turbinas de gas y una de vapor, Siemens. Cobra Instalaciones y Servicios, S.A.; Avanzia $ 0.7377 pesos/kWh. Instalaciones, S.A. de C.V.; e Initec Energía, S.A. La oferta de este consorcio incluye dos turbinas de gas y de vapor Siemens. Avanzia e incluye dos turbinas Siemens. Modernización de

Fuente: Informacións de CFE y Siemens.

parte de la red global de fabricación de la empresa y funciona en dólares. Cuenta que en 1969 el centro de energía de Charlotte inició operaciones y en marzo del 2010, Siemens anunció la expansión de la fábrica donde se fabricaban turbinas y generadores de vapor que son enviadas a México. La nueva planta en Charlotte es la más moderna fábrica de turbinas de gas en el mundo. Está diseñada con base en las prácticas de producción LEAN (producción sin desperdicio), lo cual significa que fue construida alrededor de 30 km2 más pequeña de lo que hubiera sido necesario una generación anterior, esto porque se optimizó el flujo de

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NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015

Precio nivelado de generación $ 0.7393 pesos/kWh.

la central.

Inicio de operaciones comerciales Noviembre 2017 y el Clase H Esta tecnología ha logrado en tiempo operador es CFE. récord un nivel de eficacia de 60.75% al generar 578 MW, lo que le ha dado un reconocimiento a nivel mundial. Diciembre de 2017 y el Clase H Esta tecnología ha logrado en tiempo operador es CFE. récord un nivel de eficacia de 60.75% al generar 578 MW. Verano de 2017 y el Clase F Esta tecnología cuida el ambiente con operador es CFE. los requisitos de inyección baja de agua y permite mayor potencia de salida en los días de temperaturas más altas. Tecnología

trabajo, reduciendo así el impacto que se necesita para producir de manera eficiente las turbinas de gas. En estas instalaciones se fabrican las máquinas desde el principio hasta el final. Las reparaciones de las mismas se llevan a cabo en este lugar. Mark Pringle precisa que los generadores se almacenan para entregarse en tiempo y forma a los diferentes clientes. Siemens ha exportado desde Charlotte más de 600 millones de dólares en equipo de generación de energía. Pingle precisa que la tecnología de ciclo combinado permite una eficiencia de 60% de la energía, mientras que la tecnología de combustóleo es de 30%, por lo que la primera es más eficiente y el costo de la energía es menor. El desarrollo de la tecnología H de turbinas de gas se basa principalmente en ir aumentando la temperatura de la combustión. Siemens inició con una tecnología clase D, luego dio un salto a la clase E. Posteriormente, en los años de 1996 y 1997 se crearon máquinas clase F, luego hubo una clase G hasta desarrollar la tecnología clase H, que son las máquinas más grandes y que soportan temperaturas alrededor de 1,500 grados. El reto tecnológico, precisa Pringle, es avanzar en investigaciones de nuevos materiales, recubrimientos y nuevas formas de enfriar los generadores de manera eficiente, y hacia ahí encaminamos nuestros esfuerzos.

Reforma energética

Gasificar a México: fiscalidad, regulación y contexto tras la Reforma Energética Incrementar la producción nacional de gas natural es un reto pendiente.

n una de las mayores transacciones entre petroleras de la última década, Shell acordó la compra de la gasera más grande del Reino Unido y una de las de mayor peso en el mundo: British Group Gas, o BG, por nada menos que 70,000 millones de dólares. La apuesta de la gigante anglo-holandesa, como refirió The Economist en el artículo A vote for gas, fue, sobre todo, por la extracción de gas, el energético primario del futuro. En México, el Congreso aprobó en 2014 una Reforma constitucional que además de planteamientos como incrementar la competencia, disolver el monopolio de las estatales y aumentar la producción energética, tiene objetivos como contar con mayor abasto de hidrocarburos a menores precios, atraer inversiones al sector y reducir los riesgos financieros, geológicos y ambientales en las actividades de exploración y extracción de petróleo y gas. A la par de la Reforma, el gobierno publicó su Estrategia Integral de Suministro de Gas, que contempla el incremento del transporte, almacenamiento y distribución de este hidrocarburo. La meta concreta en torno al gas es pasar de una producción de 5,700 millones de pies cúbicos diarios actuales, a 8,000 millones en 2018 y a 10,400 millones en 2025, según la Prospectiva de gas natural y gas licuado de petróleo que la Secretaría de Energía elaboró durante la etapa de diseño de la Reforma Energética. Los planes de la actual administración son incrementar en 75% la red de gasoductos del país, para lo cual se añadirán más de 8,385 kilómetros al tendido actual en 2018. El gobierno asegura en la exposición de motivos de la Reforma que con estas metas bajará incluso el precio de los alimentos en el país y que los efectos en la economía de los cambios legislativos en su totalidad añadirán dos puntos porcentuales al Producto Interno Bruto (PIB) nacional. En la posible entrada a una era global de dominio del gas y con una Reforma que busca el incremento en las actividades relacionadas con este hidrocarburo, se vuelve pertinente cuestionar: ¿la política de incrementar la producción de gas en México, planteada

Desabasto de gas natural como problematización para el cambio de modelo: 25 Alertas críticas

E

Karol García Zubía*

20 15

9

10

3

5

10

0

2012

3 1 9

2013

Fuerza mayor (crimen organizado y eventos climáticos) Fallas en la infraestructura. Incremento en la demanda.

Fuente: ASF.

en la Reforma Energética, es factible y tendrá un impacto positivo en el crecimiento económico nacional? Antecedentes 1995-2013, la apertura fallida en transporte El antecedente de la apertura en la cadena de valor relacionada con el gas natural se remonta a 1995, cuando el Congreso aprobó una iniciativa para modificar la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y la Ley de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía creado tres años antes para regular actividades como el suministro y venta de energía eléctrica, principalmente. Entonces se estableció que el transporte y distribución, además de las importaciones a través de ductos no propiedad de Pemex, y el almacenamiento no relacionado con la exploración y producción dejaban de ser actividades exclusivas del estado y podían ser ejecutadas por terceros mediante permisos otorgados por la CRE. Sin embargo, la apertura a las inversiones se dio sólo en el transporte y distribución de gas, mientras que la producción siguió siendo facultad exclusiva de Pemex, lo que sujetó a los transportistas a comprarle el hidrocarburo de primera mano a la estatal

* Titular de la fuente de energía en El Economista. El presente reportaje fue presentado para obtener el grado de maestría en Periodismo y Asuntos Públicos del Centro de Investigación y Docencia Económicas en junio de 2015. La elaboración del presente contó con la asesoría académica de la doctora Miriam Gruinstein Dickter, catedrática del Centro de Investigación y Docencia Económica (CIDE) y la Universidad Autónoma de Nuevo León.([email protected]) ENERGIA A DEBATE

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por extracciones mayores que las inyecciones, al grado de poner en riesgo el funcionamiento del sistema; esta situación originó que en 2012 y 2013 PGPB emitiera el mayor número de “alertas críticas” para la reducción del consumo en su historia, con el fin de mantener un balance operativo adecuado en el SNG.

Fuente: CNH.

mexicana, a través de su subsidiaria Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB). Con ello, el propósito de incrementar la competencia se enfrentó con que la infraestructura para llevar gas a los mercados era limitada, ya Pemex manejaba una multiplicidad de tareas como la exploración, producción y refinación de hidrocarburos y petroquímicos primarios, con lo que enfrentaba decisiones de asignación presupuestal entre todas sus obligaciones. “Como sabemos, la paraestatal tendía a apoyar las actividades de mayor rentabilidad, desdeñando obras necesarias pero menos redituables”, dijo en entrevista Francisco Salazar Diez, presidente de la CRE. En la medida en que se fueron aprobando todos los instrumentos que constituían la regulación de ventas de primera mano, la CRE quiso avanzar en la implementación del régimen permanente para hacer efectivo el acceso abierto en el Sistema Nacional de Gasoductos, propiedad de PGPB, a fin de asegurar un uso adecuado de la infraestructura y generar señales para la ampliación de la capacidad de transporte. El precio del gas natural de la región norteamericana cayó de alrededor de 10 dólares por unidad térmica británica (BTU), a la mitad en cinco años, con lo que el consumo de gas natural se volvió cada vez más atractivo. Esto incrementó la demanda de gas natural sobre todo en el sector industrial mexicano, lo que provocó insuficiencia en la infraestructura de transporte del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), con los consiguientes desbalances ocasionados

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2014: la Reforma que busca aumentar la producción En lo que respecta al gas, las modificaciones a tres artículos constitucionales, así como la creación de 21 leyes y sus respectivos reglamentos de la Reforma Energética tuvieron el objetivo de incrementar la exploración y producción, así como el transporte, almacenamiento y distribución del hidrocarburo, al aprobarse modificaciones que permiten el ingreso de capitales privados mediante contratos firmados con el Estado en la parte alta de la cadena de valor, mientras que el resto de la cadena productiva se abrió totalmente a la inversión privada. Para ello, se ampliaron las facultades de la CRE y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y se decretó la creación de un gestor y administrador independiente del sistema de transporte de gas, la Reforma incluyó también un decreto para la creación del Centro Nacional de Control de Gas, (Cenagas), un órgano descentralizado que supervisa las actividades de transporte y almacenamiento en la red nacional de ductos. El Cenagas cuenta con atribuciones como instruir las acciones necesarias a los permisionarios de transporte por ducto y almacenamiento vinculado a ducto, para que tanto la operación diaria como la de mediano y largo plazo del sistema permisionado, se realice en estricto apego a las obligaciones de acceso abierto, sin que se afecte en modo alguno la titularidad de los contratos de reserva de capacidad. Lourdes Melgar, subsecretaria de Hidrocarburos, explicó en entrevista que antes de la Reforma Energética, Pemex tenía la obligación de abastecer el mercado nacional de los combustibles, por lo que, aunque buscaba seleccionar los proyectos que llevaría a cabo con base en criterios de rentabilidad, también debía llevar a cabo proyectos no tan rentables pero que le permitían cumplir con el abasto nacional de combustibles. “Con la Reforma, Pemex se puede especializar en proyectos rentables de petróleo y otras empresas que se especializan en gas natural, hacer lo propio en este tipo de yacimientos. El régimen fiscal del gas natural permite contar con tasas bajas ante precios de mercado bajos, con el fin de contribuir al desarrollo de este sector”, aseguró la subsecretaria Melgar.

Hidrocarburo

Rango de precios

Petróleo

P < US$48 por barril

Petróleo

P > US$48 por barril

Gas Natural Asociado Gas Natural No Asociado

Sin rango

Derecho/Regalías 7.5% Tasa = [(0.125 x P) + 1.5)] % Tasa = P / 100 0%

P < US$5 por millón de BTU

Gas Natural No Asociado

US$5.01- US$5.49 por millón de BTU

Gas Natural No Asociado

P > US$5.50 por millón de BTU

Tasa =

(P 5) x 60.5 % P

Tasa = P / 100

Condensados

P < US$60 por barril

5.0%

Condensados

P > US$60 por barril

Tasa = [(0.125 x P) 2.5)] %

Fuente: Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.

Aunque es necesario revisar las condiciones fiscales, geológicas y la dinámica de comercio exterior para determinar si ello podrá llevarse a cabo. Producción y reservas, la realidad asociada al petróleo El documento prospectivo que la Secretaría de Energía elaboró en 2014 –a la par de los contenidos de la Reforma Energética y la Estrategia Integral para el Suministro de Gas Natural– para el gas licuado de petróleo (LP) y el gas natural, contempla que la producción nacional de gas natural se incrementará en 76% en 13 años, al pasar de 5,783 millones de pies cúbicos en 2015 a 10,540 millones de pies cúbicos en 2028. De la nueva producción, al menos el 40% provendría de terceros que firmen con el gobierno un contrato de producción, pero el resto seguirá siendo responsabilidad de Pemex o cualquier otra empresa productiva del Estado. Sin embargo, a pesar de que México es el noveno productor de gas a nivel mundial, con una extracción diaria de 5,795 millones de pies cúbicos durante el primer trimestre del 2015, la producción de gas se incrementó apenas en una quinta parte en los últimos 15 años e incluso llegó a un pico productivo en 2009 que no logró sostener. Y es que en la producción de hidrocarburos en el país, la extracción de gas ha sido relegada frente a la producción petrolera. Esto se debe a que la exportación y transformación de crudo genera la tercera parte de los ingresos totales del país, como se puede observar en la Ley de Ingresos de la Secretaría de Hacienda. De ahí que la producción de gas en yacimientos en los que también hay crudo, gas asociado, sea mayor y tenga más crecimiento que la de yacimientos de gas. También podemos observar que el gas no asociado, extraído principalmente de cuencas terrestres en norte de la república, mantiene una participación menor a la tercera parte del total nacional,

mientras que los mayores activos petroleros: Cantarell y Ku-Maloob Zaap, en la Sonda de Campeche, junto con el Litoral de Tabasco, ocupan casi 40% de la producción, como a contiuación se observa: Así, podemos observar que la estrategia de extracción de gas del gobierno mexicano a través de Pemex se ha basado en mantener la producción estabilizando la operación en el play no asociado Burgos, ubicado tierra adentro en los estados de Tamaulipas y Nuevo León, además del activo terrestre Macuspana-Muspac, en el sur de la república; mientras que sólo en época de precios bajos del crudo, como el 2009 en que el precio del barril de la mezcla mexicana cayó a menos de 40 dólares, se invirtió otro activo de gas no asociado: Veracruz, aunque el resto de las inversiones y su subsecuente extracción se siguen realizando en torno a activos petroleros. Por activo, tenemos los mayores reservorios de gas en las regiones no asociadas al petróleo, como lo muestra el reporte del 2014 de reservas remanentes ya que la región norte, compuesta por Burgos, Chicontepec, Poza Rica-Altamira y Veracruz contiene 53% de las reservas totales del país. Lo anterior indica que para alcanzar las metas de producción proyectadas por el gobierno se requiere de una política de extracción que desvincule su operación con la petrolera, para lo cual es necesario analizar el régimen impositivo de este hidrocarburo con el fin determinar si los incentivos son los correctos para lograr las metas de producción del gobierno, lo que redundaría en crecimiento económico, según lo han anunciado. El régimen fiscal que privilegia al crudo En el nuevo régimen derivado de la Reforma Energética, la contraprestación que recibe el Estado es una variable de adjudicación para contratos y queda determinada en el paquete económico anual ENERGIA A DEBATE

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para las asignaciones en explotación petrolera. El valor del resto de los elementos se determina con base en fórmulas ya establecidas en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos para cada tipo de hidrocarburo, considerando los precios y costos respectivos. Para cada contrato, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) establece los parámetros fiscales a ser utilizados, considerando las características geológicas de las áreas y campos que se licitarán. Como podemos observar, para la extracción de crudo se establece una regalía para el gobierno cuando el precio contractual del barril –establecido anualmente con base en acuerdos por calidad del hidrocarburo acordados desde la firma del contrato– es menor de 48 dólares y entonces el contratista paga 7.5% de este precio por unidad; si el precio del barril es mayor o igual a 48 dólares, entonces se aplica una tasa del 0.125% del precio más 1.5% de éste. Y, según estas determinaciones, para el gas natural asociado a la producción de crudo se establece un incentivo superior al del resto de la extracción no asociada, ya que no tiene rango en relación con el precio del barril extraído por lo que el contratista sólo paga una tasa de 1% del precio del barril equivalente extraído de gas. En tanto, el gas no asociado sí cuenta con parámetros de precio por unidad, aunque cuando es menor o igual a 5 dólares por millón de BTU, la extracción no paga regalías. Sin embargo, en temporadas de precios altos del gas, si el precio contractual oscila entre un rango de 5.01 y 5.49 dólares, se aplica una tasa porcentual del precio por unidad de 5.5% de éste, y si el precio sube más allá de los 5.50 dólares, la tasa es de 1%, igual que el gas asociado, con la diferencia de que para la explotación sí se toma el rango de precios. “Las percepciones del Estado se ven atadas a factores externos como la volatilidad de los precios, algo normal en esta industria y con lo que pueden lidiar los gobiernos para su toma de decisiones, más no necesariamente para las decisiones de inversión de las empresas; si se propone un régimen más atractivo para la explotación del gas asociado, se inclinarán por éste porque ningún contratista arriesgará sus inversiones”, aseguró en entrevista Fluvio Ruiz Alarcón, especialista del sector y consejero profesional de Petróleos Mexicanos. Si bien, el gobierno confía en que los proyectos de gas serán tan solicitados y rentables como el resto de los proyectos, impone a su vez un régimen tributario menos atractivo sobre todo al tratarse de la explotación de gas no asociado, que como observamos, es el que mayores posibilidades tiene de respaldar los planes de crecimiento de la explotación de este hidrocarburo. Entonces, la explotación de gas se convertirá en un proyecto

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socialmente necesario para el cual se requerirá de la participación de la empresa estatal, misma que ahora tiene el rango de empresa productiva y el mandato de participar únicamente en proyectos que generen valor. Mientras haya precios bajos del gas aumentará la demanda, pero la producción estará atada a la volatilidad, sin incentivos para su crecimiento. Los planes incluyen entonces un mayor volumen de importaciones y la construcción de infraestructura para realizarlas. Relación entre el PIB y la producción de gas en el mundo La Reforma Energética tiene como uno de sus principales objetivos incrementar el PIB. De acuerdo con la exposición de motivos de la nueva regulación, el gobierno calculó un aumento de 2 puntos porcentuales del PIB mediante el mejor desempeño del sector y entre sus metas planteó el incremento de la producción de gas. Una manera de determinar si la producción de gas influye en el PIB es el análisis de la correlación entre estas variables. Para ello elaboramos una regresión mediante paneles de tiempo, pues permite contar con observaciones de unidades individuales a través del tiempo. Para efectuar el análisis identificamos a las 86 principales naciones productoras de gas en el mundo y como un primer criterio observamos su actividad en esta industria durante los últimos 21 años, con información histórica de la Administración de Información Energética de Estados Unidos. Posteriormente, consideramos como variables independientes tanto la producción como la exportación de gas, en miles de millones de pies cúbicos por año, y como variable dependiente de éstas al PIB real expresado en dólares estadounidenses de los últimos 21 años, reportado por el Banco Mundial. Con una base de datos de 1,806 observaciones, se corrió la regresión mediante páneles de tiempo. Para ello se utilizó el Modelo de Efectos Aleatorios que excluye la heterogeneidad de las variables independientes para correlacionarlas al azar con la variable dependiente, con lo obtuvimos los siguientes resultados:

Ejercicio de Regresión Estadística con datos Panel Variable Dependiente: 1. PIB: PIB real por país en dólares estadounidenses. Variables Independientes:

Proyectos integrales para concretar ideas con los más altos estándares de innovación, tecnología y calidad. Ductos Infraestructura Edificación Equipos y estructuras Servicios Integrales de perforación

ENERGIA A DEBATE

1. Prod_Gas: Producción de Gas por país en miles de millones de pies cúbicos. 2. Exportación_Gas: Exportación de Gas por país en miles de millones de pies cúbicos. n (Número de individuos considerados): • 86 países. T (Número de periodos considerados): • 21 años, de 1992 a 2012.

ción de gas no necesariamente está correlacionado positivamente con el tamaño del PIB. Para complementar el análisis anterior, tomamos el crecimiento absoluto (la diferencia entre un año y otro) de las variables dependientes e independientes en tres diferentes momentos de los 21 años observados. Con los datos obtenidos realizamos tres regresiones lineales múltiples con el fin de observar nuevamente la influencia del crecimiento absoluto que la producción y exportación de gas tuvieron en el crecimiento absoluto del PIB para los años observados, con los siguientes resultados:

Random - effects GLS regression Group variable : año 92 al 12

Number of obs Number of groups

= =

1806 86

R-sq:

Obs per group: min = avg = max =

21 21.0 21

within = 0.3706 betwen = 0.7690 overall = 0.7235

corr ( u_i, X )

= 0 ( assumed)

Wald chi2 (2) Prob > chi2

= 1265.89 = 0.0000 [ 95% Conf. Interval]

PIB

Coef.

Std. Err.

z

P> | z |

Prod_Gas Exportación_Gas _ cons

-7.95e+08 5.38e+08 -9.65e+10

3.08e+07 1.62e+07 6.36e+10

-25.79 33.11 -1.52

0.000 0.000 0.128

sigma_u sigma_e rho

5.360e+11 3.670e+11 .68078158

(fraction of variance due to u_1)

Observaciones totales: 1806 Como se puede apreciar en el cuadro anterior, la correlación entre las variables resultó significativa con un nivel de confianza de 99% (P menor que 0.01 y z mayor que 2). El modelo indica que cualquiera de los 86 países incluidos dado un año determinado de los considerados en el modelo, presenta una correlación negativa entre la producción de gas y el PIB. Como podemos también apreciar en los resultados de la regresión, lo contrario sucede en la correlación entre las variables exportación de gas y PIB. Si bien, como sabemos existen muchos otras variables que influyen en el PIB, estos datos ayudan a confirmar que el tamaño de la produc-

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-8.56e+08 5.06e+08 -2.21e+11

-7.35e+08 5.70e+08 2.79e+10

Ejercicios de Regresión Lineal Múltiple Crecimiento absoluto por país del PIB, Producción de Gas y Exportación Gas entre 1992-1993. Variable Dependiente: 1. VarPIB9293: Diferencia del PIB real por país en dólares estadounidenses entre 1992 y 1993 (crecimiento o decrecimiento absolutos). Variables Independientes: 1. VarProd_Gas 9293: Diferencia en la producción de gas en miles de millones de pies cúbicos por país entre 1992 y 1993 (crecimiento o decrecimiento en absolutos). 2. V arExportación_Gas 9293: Variación en la exportación de gas en miles de millones de pies cúbicos por país entre 1992 y 1993 (crecimiento o decrecimiento absolutos). Gráficamente, las correlaciones anteriores se observan de la siguiente manera:

ENERGIA A DEBATE

49

. regVarPIB9293 VarProd_Gas9293 VarExpor_Gas9293 Source

SS

df

MS

Number of obs

=

86

F(

=

4.22

2,

83)

Model

5.1040e+22

2

2.5520e+22

Prob > F

=

0.0180

Residual

5.0207e+23

83

6.0490e+21

R-squared

=

0.0923

Adj R-squared

=

0.0704

-5.00e+10

0

5.00e+10

Variación del PIB

1.00e+11

1.50e+11

-1.00e+11

0

1.00e+11

Variación del PIB

2.00e+11

3.00e+11

Como podemos observar, de un año a otro (1992 a 1993), a 85 6.5072e+21 Total 5.5311e+23 Root MSE = 7.8e+10 mayor crecimiento de la producción de gas, menor crecimiento del PIB, mientras que ocurre lo VarPIB9293 Coef. Std. Err. t P>| t | [95% Conf. Interval] contrario en la exportación de este hidrocarburo, cuyo crecimiento se relaciona positivaVarProd_Gas9293 -3.25e+08 1.15e+08 -2.82 0.006 -5.55e+08 -9.56e+07 mente con el incremento del PIB VarExport_Gas9293 2.06e+08 9.13e+07 2.26 0.026 2.47e+07 3.88e+08 en los mismos 86 países. Lo ante_cons 1.16e+09 8.58e+09 0.14 0.893 1.59e+10 1.82e+10 rior se repite en las correlaciones realizadas una y dos décadas Gráficamente, las correlaciones anteriores se observan de la siguiente manera: después (del 2000 al 2001 y de 2010 a 2011). En cada modelo se observó el mismo sentido de la relación Correlación de la Variación del PIB y la Variación de la Producción de Gas 1992-1993 ente las variables para los años 1992-1993; 2002-2003 y 2011-2012 (en todos los casos, los resultados fueron significativos a un nivel de confianza del 99 por ciento). Igual que en el modelo de panel, los resultados indican una correlación negativa entre el crecimiento absoluto del PIB y el de la producción de gas. Lo contrario sucede en la correlación entre de las variaciones del PIB y las variaciones de la exportación de gas. Otro dato de relevancia que podemos destacar en este último caso, es que la incrementarse anualmente los volúmenes de las exportaciones, los coeficientes de correlación entre las variaciones de la exportación de gas y las variaciones del PIB también aumentan. -400 -350 -300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 Con este análisis que excluye al resto de las variables que Variación de la Producción de Gas 92-93 afectan al PIB y presenta resultados meramente cuantitativos, podemos concluir que para los años observados la producción de gas por sí sola se relaciona negativamente con el PIB, mientras Correlación de la Variación del PIB y la Variación de la Exportación de Gas 1992-1993 que su exportación lo impacta de manera positiva en 86 países a lo largo del tiempo. Ello indica que el solo hecho de incrementar la producción gasífera del país no necesariamente redundará en un incremento de la producción agregada del país. En tanto, incrementar las exportaciones de este hidrocarburo ha representado aumentos del PIB para los principales países productores de gas a lo largo de dos décadas. La conclusión de este análisis propio es que la producción de gas no influye de manera positiva en el crecimiento económico de un país, mientras que exportar el hidrocarburo sí resulta en un negocio rentable que afecta de manera positiva al PIB. La Reforma -80 -30 20 70 120 170 220 270 320 plantea un incremento de 2 puntos porcentuales en el PIB, los Variación de la Exportación de Gas 92-93 cuales, según el análisis econométrico anterior, no vendrán de incrementar solamente la producción. A las regresiones anteriores

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amgn

ASOCIACIÓN MEXICANA DE GAS NATURAL, A.C. “Soldadura en tubería de acero”

� �

TEMARIO:

� � � � �

Soldadura. Métodos de soldadura. El acero. Los electrodos. Máquinas de soldar.

“Normatividad del Gas Natural” TEMARIO:

“Mantenimiento de redes” TEMARIO:

Catálogo de cursos

� � � �

Inspección y mantenimiento del sistema. Programa interno de protección civil. Localización, evaluación y reparación de fugas. Manual de emergencia. “Generalidades del Gas Natural” TEMARIO:

� Tipos de instalaciones. � Formas de conducción. � Medición. � Puesta en gas de una instalación. � Transformación de aparatos.

Medidores de desplazamiento positivo. NOM-014-SCFI-1997 Medidores. Medidores de tipo rotatorios. Medidores de tipo turbina. Medidores de orificio. TEMARIO:

El elemento restrictivo. El elemento de carga (o respuesta). Reguladores auto operados. � � �

Contenido: Co Cont onten en nid do:

Clasificación y tipos de corrosión. Serie electromotriz. Sistemas de protección. Recubrimientos anticorrosivos

� � � � � � � �

Definiciones. Métodos de detección. Recursos materiales. Detección de fugas. Clasificación de fugas y criterios de acción. Historial de fugas y auto evaluación. Documentación de los resultados. Nuevas tecnologías en detección de fugas. TEMARIO:

� Análisis de los criterios de protección. � Potenciales (tipos, pruebas y análisis de lecturas). � Revisión de encamisados metálicos. � Detección de interferencias y corrientes parásitas. � Cálculo de un sistema de protección catódica.

Ponemos a sus órdenes en nuestras oficinas las recomendaciones técnicas presentadas en CD: �

RT--D/T-01/06 Cruzamientos y paralelismo de redes y gasoducRT-D/T-01/06 tos de Gas Natural.

�

RT-D/T-02/03 RT-D/T-02/03 Seguridad en obras de canalización de Gas Natural.

�

RT--D/T-03/03 Señalización en obras de canalización de Gas RT-D/T-03/03 Natural. Natuural.

�

RT-D/T-04/06 RT-D/T-04/06 Puesta en servicio de una red de distribución de gas después de una interrupción de suministro en una zona.

-M Marcoo re regu regulatorio gula gu laato toririoo de de laa industria indu in dust du stririr a st hidrocarburos ddee hid idro rooca carrb rburros y particularrbur par artiticu culaarmente me m ent ntee de del gas del ga natural enn México. Méx M é ico. -Normas -N Norrma mas Ofi Oficiales Mexicanas Mexicana nass sobre ggas a nnatural. as a ur at u al al. Costo Cos sto $35 $350.00 más IVA.

TEMARIO:

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Prron Prontuario P Pron onttu tuar tuar ariio io R Reg Regulatorio egullat ator tor oriio io y Directorio de la AMGN 2014-2015

-Estadística -Es sttad a ísstica ca de de la industria.

“Protección catódica Nivel I”

“Protección catódica Nivel II”

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Ley Federal sobre Metrología y Normalización. El Reglamento de Gas Natural. Directivas. El permiso de distribución. Normas Oficiales Mexicanas.

TEMARIO:

TEMARIO:

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� � � � �

“Detección y centrado de fugas”

“Básico de medición para Gas Natural” � � � � �

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se deberán agregar otras actividades económicas con el fin de utilizarlas como variables de control para reforzar los resultados. Sin embargo, la exportación de gas sí tiene un impacto positivo en el PIB, lo que nos obliga a analizar los proyectos de comercio exterior, cimentados inicialmente en las importaciones, en una dinámica contraria a estos resultados. PROYECTOS DE IMPORTACIÓN México es un país importador neto de gas. Las importaciones de este combustible han tenido un incremento de 214% en 10 años, pasando de 750 a 2,356 millones de pies cúbicos diarios a 2014. Esto es la tercera parte de la demanda del país, y constituye un factor importante en términos de autosuficiencia, sobre todo si se trata de fincar la política energética nacional con base el consumo de este hidrocarburo. Como ya explicamos, el gas mexicano se indexa al del mercado Henry Hub de Estados Unidos. En la actualidad, este mercado es el que menores precios del hidrocarburo tiene en el mundo, lo cual vuelve racional la política de mantener o incluso incrementar las importaciones, pero sólo en el corto plazo. Es así que a la par de la implementación de la Reforma Energética, el gobierno presentó la Estrategia Integral de Suministro de Gas Natural, en que contempla una variedad de proyectos estarán concluidos a más tardar en 2019 y en conjunto añaden una capacidad de 9,785 millones de pies cúbicos de capacidad al sistema, poco más del 100% del consumo actual, que llegará mediante la importación por ducto. Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, aseguró que los gasoductos que hoy se construyen para importación del hidrocarburo desde Estados Unidos tienen sentido económico ante los bajos precios del gas en ese país, pero en 15 años será posible revertir el sentido del flujo en incluso exportar gas al vecino del norte, lo que complementa otros planes de exportación hacia Sudamérica que el gobierno no ha concretado, pero que se encuentran en pláticas principalmente con el gobierno de Guatemala. En tanto, la importación de gas, incluso con el incremento del consumo, se mantendrá por lo menos los niveles actuales: de 33% del consumo para los próximos cinco años. Finalmente, el director de Modernización de la CFE, Guillermo Turrent aseguró que no habrá una Reforma Energética exitosa hasta que se logre implementar un mercado spot regional del gas natural, mismo que observaría los precios de las actuales indexaciones

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principalmente del mercado Henry Hub del sur de Estados Unidos, pero cuya oferta y demanda propias –incluida la de la CFE que como comercializador espera ser el mayor competidor de Pemex– permitirían que los precios se rijan de manera local. Este mercado es una opción en términos de independencia respecto a los precios, pero, de implementarse, demoraría por lo menos cinco años y requeriría indudablemente del aumento de la producción doméstica. Conclusiones Tras el análisis anterior, podemos concluir en que para lograr las metas de producción de gas planteadas por el gobierno, es necesario que el régimen fiscal de los nuevos contratos de exploración y producción, así como las asignaciones a Pemex, contengan cláusulas que privilegien la explotación de gas no asociado a la producción de petróleo, ya que es el más abundante en el país. Lo anterior depende de la política recaudatoria del país, que, a su vez, ha dependido en una tercera parte de la producción y exportación de crudo, lo cual resulta en una complejidad que incluso rebasa a la autoridad energética del país. Además, el incremento en la producción de gas por sí solo no provocará crecimiento económico al país, sino que se requiere de un plan cuyos cimientos deberían estar discutiéndose ahora mismo sobre cómo sustituir las importaciones con que arranca la Estrategia Integral de Suministro de Gas por exportaciones que permitan aprovechar las dinámicas de precios y los costos de producción del hidrocarburo. Jeremy Bentham, vicepresidente de Negocios Globales de Shell –la tradicionalmente gigante petrolera que con la adquisición de BG cimienta sus apuestas en el gas– aseguró que en sus prospectivas, el crudo seguirá siendo la fuente primordial de consumo energético por lo menos al 2030, pero entonces, el gas se convertirá en el combustible de mayor uso para la humanidad y poco a poco irá desplazando al crudo y sus derivados en sectores como el transporte y la petroquímica. “México, por supuesto, formará parte de este cambio y de la implementación adecuada de una legislación a tono dependerá el éxito de esta travesía”, dijo en entrevista. La era del gas arranca en el mundo y México, un país con producción y reservas de este hidrocarburo, no tendrá otra opción que adaptarse o extinguir su producción energética primaria, como si se tratara de un dinosaurio. Más allá de discursos, la actuación del gobierno en el corto plazo en torno a este tema será fundamental para definir el futuro energético del país.

Industria eléctrica

Descubriendo el precio de la electricidad en el mercado mayorista mexicano El inicio del mercado mexicano será con precios de electricidad elevados, fijados por los costos marginales más altos de CFE, que funcionarán como caja de Petri para incentivar nuevas inversiones y tecnologías. Ramón Basanta y Luz Elena Noé*

L

a histórica aprobación de la reforma eléctrica representa la ruptura de uno de los paradigmas más importantes en la política energética mexicana y, tal cual ola, propagará el cambio hasta rincones impredecibles en el futuro mexicano. Desde la década de los 90’s, la tendencia mundial de desregulación del sector energético y la introducción de los mercados competitivos han erosionado la visión tradicional monopólica y regulada por el Estado, creando la necesidad de diseñar un mercado eficiente. Sin embargo, la electricidad es un commodity único; no se puede almacenar y la estabilidad del sistema eléctrico requiere un balance constante entre producción y consumo, características exclusivas e inherentes a la electricidad. La traducción de estas particularidades en el diseño de mercados desregulados se refleja en una organización muy compleja, la cual requiere de mercados secuenciales limitados temporalmente, instrumentos y derivados financieros, diversos modelos de contratos, instituciones robustas, regulaciones adecuadas, et al., a fin de lograr uno de los objetivos primordiales: precios eficientes asociados a incentivos adecuados para operar el sistema en el corto plazo y motivar la inversión en el futuro.

Gráfica 1

Una vez iniciado el mercado mexicano, la transparencia en precios y el flujo de información serán de vital importancia, ya que los volátiles precios de los combustibles, impredecibles patrones climáticos y puntos débiles del sistema de transmisión, entre otros factores, incrementan exponencialmente el riesgo. Un profundo entendimiento de las dinámicas y tendencias del mercado es vital para comprender el comportamiento de los precios de electricidad y descubrir los probables rangos en el corto plazo correspondientes a la etapa inicial de esta reforma eléctrica.

Diseño del mercado eléctrico mexicano Para poder definir un rango de precios de electricidad es necesario analizar el papel de Comisión Federal de Electricidad (CFE) en el diseño final del mercado. Al inicio del 2016, el mercado mexicano abrirá sus puertas a diferentes participantes, y el éxito estriba en la creación misma del mercado y niveles de precios capaces de incentivar inversión y nuevas firmas independientes que compitan con CFE. Con el objetivo de limitar el poder de CFE, se dividió el mercado en regulado y no regulado. CFE tiene facultades para participar en

• Ramón Basanta es gerente comercial y Luz Elena Noe es gerente de estrategia de Power Generation, Solar Turbines. ENERGIA A DEBATE

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Gráfica 2

ambos mercados, pero tiene la obligación de suministrar electricidad al mercado regulado, el cual demanda el 42% de de generación neta de electricidad y donde se enfrenta a enormes desventajas: i) precios regulados, ii) ineficiencias (20%) y robos de electricidad, iii) subsidios insostenibles y iv), tomando estos factores en consideración, el comportamiento de CFE se antoja más predecible y nos arroja un claro indicativo en el precio de la electricidad a futuro, ya que la estrategia más eficiente para optimizar sus utilidades sería emplear las tecnologías de menor costo de generación disponibles (ciclos combinados de los productores independientes de energía –PIEs–, hidroeléctrica y nuclear) para cubrir las necesidades del mercado regulado y dejando las plantas más ineficientes y de mayor costo (termoeléctrica convencional) para competir en el mercado mayorista. De esta manera, el inicio del mercado mexicano será bajo un ambiente de precios de electricidad elevados, los cuales serán fijados por los costos marginales más altos de CFE funcionando como caja de Petri para incentivar a nuevos inversionistas con tecnologías más avanzadas. Bajo estas condiciones, CFE experimentará la lenta erosión de su participación de mercado con la clara ventaja de la óptima maximización de sus utilidades, aunado a la renovación de la capacidad de reserva

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NOVIEMBRE / DICIEMBRE / 2015

marginal, decomisionando los activos más ineficientes y construyendo plantas de mayor eficiencia (¿renovables?), a la vez que disminuirá la dependencia en el combustóleo. (Gráfica 1) El siguiente paso involucra un profundo entendimiento en las tendencias de oferta y demanda en ambos mercados para poder crear proyecciones adecuadas que nos permitan conocer más a detalle la dinámica de precios que el mercado va a exhibir. Fundamentales de mercado La reforma contempla la liberalización de la actividad de generación en un 100% y parcialmente la comercialización, dividiendo así el mercado eléctrico en dos sectores. En el mercado regulado, compuesto por los usuarios residenciales, sector comercial, servicios y agrícola, las autoridades seguirán siendo responsables de fijar las tarifas. El mercado mayorista, cuya operación será regida por principios de libre competencia, se compondrá en un inicio (2016) por el 100% de los usuarios en tarifas de alta tensión (grandes consumidores), a los cuales se sumaran progresivamente y terminando en el 2018 todos los consumidores con 1 megawatt (MW) o más de demanda, incluyendo la posibilidad de agregar cargas pertenecientes a un mismo interés económico. En enero del 2016, el volumen de energía comercializado corresponderá al 20%

del consumo nacional (aproximadamente 43,000 GWh/año), llegando a un valor cercano al 58% una vez incorporados el resto de los usuarios al ajustarse la restricción de demanda mínima. Entre 2002 y 2014, las ventas de energía reportadas por CFE han incrementado en un 30%, es decir, en 48,000 GWh (de 160,000 a 208,000 GWh), lo cual corresponde a una tasa de crecimiento promedio anual del 2.2%. El consumo ha sido impulsado principalmente por las empresas medianas con una contribución al crecimiento del 46%, seguida por el sector residencial con un 31%, y muy por debajo la gran industria con sólo un 8%, esto aun cuando su número de usuarios incremento en un 65% en ese periodo. (Gráfica 2) Derivado de este análisis, nos encontramos con dos conclusiones de vital importancia y que definirán las interacciones en ambos mercados: • El comportamiento de la demanda del mercado mayorista estará dictada principalmente por el desempeño económico de la mediana industria, relegando a un papel secundario a la gran industria, esto debido a: (i) mayor vulnerabilidad a la turbulencia económica, ya que en los últimos 12 años la gran industria ha enfrentado cinco periodos de contracción coincidentes con las crisis económicas del país, resaltando el periodo entre el

450,000,000

23.00%

Perdidas= 19.5%@ 2014

400,000,000

18.00%

kW.h/año

350,000,000 300,000,000

13.00%

250,000,000 200,000,000

258,255 GW.h = Consumo 208,000 GW.h + Perdidas @ 2014

150,000,000 100,000,000

3.00%

50,000,000 0 1999

8.00%

Mercado Regulado = 42%de demanda total @ 2014 2004

2009

2014

2019

Demanda Nacional Proyectada @ PIB Manufactura = 3% Demanda Nacional Proyectada @ PIB Manufactura = 2% Demanda Mercado Regulado Perfil de Perdidas de Energía

2008 y el 2009, donde el consumo disminuyo en un 10% respecto a 2007 (4,000 GWh/año), y (ii) un gran porcentaje de la gran industria genera su propia electricidad. • El crecimiento poblacional y el incremento en el consumo per cápita, variables detonantes en el crecimiento del resto de los segmentos del mercado regulado, definirán el potencial para las futuras subastas del suministro del mercado regulado que se lanzarán en los próximos meses. Lo anterior nos permite fácilmente proyectar escenarios de demanda en función de las variables conocidas de población y producto interno bruto del sector manufactura, complementando estas proyecciones con la estrategia oficial de reducción de pérdidas que define como objetivo un 8% al 2024. Dichas proyecciones se muestran a continuación para ambos mercados, llegando a un volumen de energía de entre 343,000 a 385,000 GWh al 2034, es decir, un crecimiento global del 49% en comparación con el 2014. (Gráfica 3) Es muy claro deducir que el precio va a depender en gran medida de cómo la oferta de electricidad sea cubierta, es decir, la infraestructura existente, la que está en construcción y las proyecciones al futuro para satisfacer dicha demanda. El primer factor a considerar es la política de subsidios aplicable al 31% del volumen de la energía comercializada en función de los datos reportados para el 2014, y la cual se mantiene sin modificaciones después de la reforma. Por lógica, el empleo de la capacidad instalada con menor costo de generación disponible –es decir, los ciclos combinados y de forma estacional la capacidad hidroeléctrica– será la estrategia que deberá seguir el gobierno federal para disminuir el menor impacto en las finanzas públicas. Los ciclos combinados actualmente representan el 37% de

2024

2029

-2.00% 2034

% de Perdidas Respecto a Generación Bruta

Gráfica 3

Perdidas