Redefiniendo la agenda energética y ambiental para México / Energía a Debate (pág. 45)

ENERGIA A DEBATE

MARZO/ABRIL / 2016

días de innovación pionera.

1961

2015

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ENERGIA ENERGIA AA DEBATE DEBATE

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E di to ri al

Pemex, el fin de una era

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urante cuatro décadas, Petróleos Mexicanos (Pemex) ha sido un pilar de la economía nacional y de las finanzas públicas. Su fortaleza sacó adelante a México en tiempos difíciles, como la crisis financiera de 1995. Pero todo indica que esto ha terminado. Reflejo de ello es la decisión del gobierno de Enrique Peña Nieto de recortar las inversiones anuales de Pemex en 100 mil millones de pesos y de ordenar decenas de miles de despidos y jubilaciones en la empresa productiva del Estado. Cuando se desplomó el precio del petróleo, pocos sospechaban que Pemex estaría entre los más afectados. Pero así tenía que ser. La estrategia saudita de sacar del mercado a los productores más ineficientes y con mayores costos no ha eliminado a los productores de petróleo no convencional –los llamados frackers de Estados Unidos–, quienes han mostrado una gran capacidad de adaptación y de mejora tecnológica para abatir costos. Más bien, ha pegado duro a los productores marginales de petróleo convencional. No considerábamos a Pemex como un miembro de esa categoría, porque era una empresa con yacimientos gigantes, grandes reservas petroleras y cuantiosos ingresos por la exportación de crudo. Sin embargo, en los últimos años, esos yacimientos gigantes se han ido agotando, sin que nuevos campos los sustituyera, las reservas petroleras han disminuido de manera constante y los ingresos se han desplomado. De repente, nos encontramos con que los campos de Pemex en explotaciones tienen costos más altos y algunos podrían ser candidatos a ser cerrados en el nuevo entorno de aguda competencia con márgenes estrechos que caracteriza al mercado petrolero. Hoy, sus elevados gastos operativos, administrativos y suntuarios ahogan a Pemex. Se ve difícil que los precios del crudo se recuperen a niveles superiores a 50 dólares por barril, debido a que los frackers se han mostrado competitivos y es muy factible que logren extender su actividad a otros países de todo el mundo en los próximos años. Por lo mismo, la producción mundial podría seguir excediendo la capacidad del mercado global para consumirla. Y aun si los precios se recuperan, Pemex no está en las mejores condiciones para aprovechar ese repunte por su rezago comparativo en agilidad, tecnología y competitividad. Tampoco los nuevos operadores en la Ronda Uno la tendrán fácil, ya que sus actividades también son marginales en el escenario global. Todo indica que Pemex, junto con sus proveedores y contratistas que ya sufren los estragos del impago de sus contratos, la pasarán muy mal en los próximos años. Pero Pemex no desaparecerá, ya que tiene actividades rentables aún, así como ventajas en distribución y comercialización, además de que cumple una misión social de abastecer combustibles al mercado nacional. Pero tendrá que deshacerse de las actividades que no son rentables y deberá redimensionarse con base en la austeridad y la competitividad. Estamos atestiguando el fin de una era de abundancia en la industria petrolera mexicana.

David Shields.

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N .73 2016. , D.F.

Circulación certificada por L I Miembro activo de P U , A. C. www.prensaunida.org

www.energiaadebate.com

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G David Shields Campbell G G José Mario Hernández López G R P Ing. Alfredo Rangel Islas [email protected] C P Ulises Juárez U.S. ADVERTISING: Dr. George Baker. [email protected] D : Héctor González B. D : Concepción Santamarina E. S : Eduardo Lang A : Armando B. Cruz

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, .

REVISTA ENERGÍA A DEBATE. Año 12 Edición No. 72 Enero/Febrero de 2016. 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: 7045-9973 y 7045-1667. 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,Valdivia No. 31 María del Carmen, CP 03540. Benito Juárez, Distrito Federal, México. Este número se terminó de imprimir el 28 de febrero, con un tiraje de 12,100 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.

ENERGIA A DEBATE

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

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TEMARIO:

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

“Normatividad del Gas Natural” TEMARIO:

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“Mantenimiento de redes” TEMARIO:

Catálogo de cursos

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Inspección y mantenimiento del sistema. Programa interno de protección civil. Localización, evaluación y reparación de fugas. Manual de emergencia.

Ley Federal sobre Metrología y Normalización. El Reglamento de Gas Natural. Directivas. El permiso de distribución. Normas Oficiales Mexicanas. “Protección catódica Nivel I” TEMARIO:

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“Generalidades del Gas Natural” TEMARIO:

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

Clasificación y tipos de corrosión. Serie electromotriz. Sistemas de protección. Recubrimientos anticorrosivos “Detección y centrado de fugas” TEMARIO:

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“Básico de medición para Gas Natural” TEMARIO:

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Reguladores con carga por piloto. Reguladores con carga por instrumento.

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

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. “Protección catódica Nivel II” TEMARIO:

“Básico de regulación para Gas Natural”

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

TEMARIO:

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

Cursos de Certificación:

z Soldadura de polietileno. zJefe de obra. z Instalaciones de aprovechamiento

Prron Prontuario P Pron onttu tuar tuar ariio io R Reg Regulatorio egullat ator tor oriio io y Directorio de la AMGN 2014-2015 Contenido: Co Cont onten en nid do: - Marco M o regulatorio regu re gula gu laato toririoo de de laa industria indu in dust du stririr a st ddee hidrocarburos hid idro rooca carrb rburros y particularrbur par artiticu culaar-

de gas natural.

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

me m ent ntee del del gas de ga natural enn México. Méx M é ico. mente -N Norrma mas Ofi Oficiales Mexicanas Mexicana nass sobre -Normas ggas a nnatural. as a ur at u al al. -Estadística -Es sttad a ísstica ca de de la industria. Costo Cos sto $35 $350.00 más IVA.

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MARZO/ABRIL / 2016 / 2014 NOVIEMBRE / DICIEMBRE

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Contenido Cambios a fondo en Pemex, ¿o importar hidrocarburos? SERGIO A. RAMÍREZ...

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El difícil diálogo petrolero. LUIS VIELMA LOBO...

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Cómo sobrevivir el naufragio: excelencia operativa en petróleo y gas. GUILLERMO PINEDA Y JORGE PEDROZA...

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Reflexiones sobre Ronda 1.5, campos no convencionales (shale). JOSÉ PABLO RINKENBACH LIZÁRRAGA...

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¿Serán competitivas las Empresas Eléctricas Productivas del Estado?. GERARDO BAZÁN NAVARRETE, GILBERTO ORTÍZ MUÑIZ Y JESÚS CUEVAS SALGADO...

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El incierto comienzo del mercado eléctrico. DAVID SHIELDS...

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Eficiencia energética para calentadores de agua a gas. ODÓN DE BUEN RODRÍGUEZ, YBO PULIDO SALDAÑA Y JUAN IGNACIO NAVARRETE BARBOSA...

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Redefiniendo la agenda energética y ambiental para México. JOSÉ ANTONIO REYES GONZÁLEZ... Metas de energía limpia, ¿y una sorpresa?. PABLO MULÁS DEL POZO...

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It’s decarbonisation…transición energética y el Acuerdo de París. ANGEL DE LA VEGA NAVARRO...

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Precios y tarifas: ¿mercado o el dedo?. ALVARO RÍOS ROCA...

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Industria petrolera

Cambios a fondo en Pemex, ¿o importar hidrocarburos? Son múltiples las prioridades que deberá atender el nuevo director general de la petrolera del Estado. S

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asta 1970, México fue prácticamente autosuficiente en su producción y consumo de hidrocarburos, con importaciones de baja cuantía, más bien por cuestiones operativas. Pero en el quinquenio 19701974 se tuvieron que importar grandes cantidades de petróleo crudo y de gas, sin embargo a partir de 1975 y gracias a los descubrimientos en Tabasco y en Chiapas, sobre todo de crudos ligeros, el país no solo volvió a ser autosuficiente sino también se convirtió en exportador de petróleo.(1) Pero eso ha cambiado y México ya es importador de hidrocarburos. En diciembre de 2015, 40 años después y luego de varios “choques petroleros”(2), las importaciones que hizo México de hidrocarburos llegaron a los 1,142 millones, contra una exportación de sólo 850 millones de dólares. La situación anterior no es coyuntural sino estructural; en los próximos meses México empezaría a importar gas natural de los campos de lutitas (shale gas) de Texas. Asimismo, una vez levantada la prohibición de exportar petróleo de los Estados Unidos(3), nuestro país podría importar crudos ligeros. ¿Cuáles son las causas? 1) El desprecio por el midstream y el downstream. Una de las causas que llevó a México a volver a ser un importador de hidrocarburos fue que economistas del área de Ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) (1)

Energéticos. Página 2. Instituto Mexicano del Petróleo. 1976. Un choque petrolero, positivo o negativo, se caracteriza por largos y repentinos cambios en los precios del petróleo y las medidas para responder como son la del gasto y los impuestos (taxation). The Tax Response To Oil Shocks. Videgaray-Caso, Luis. Massachusetts Institute of Technology, Junio de 1998. (3) La primera exportación después de 40 años, a través del puerto de Corpus Christi, se dio en diciembre de 2015; fue un cargamento de 500,000 barriles de petróleo de lutitas procedente de Eagle Ford, de Conoco Philips a la poderosa empresa holandesa Vitol. (2)

A. R han venido sosteniendo la idea de que la renta económica(4) (petrolera) era la única parte de la cadena productiva de la industria petrolera en que se debía invertir, por lo que es a partir de esa década en que se impide casi totalmente la inversión en el “sector manufacturero” o transformador del midstream y del downstream, pero también dejándose de hacer exploración durante muchos años, lo cual ha perjudicado al upstream. 2) El régimen fiscal que ha aquejado a Petróleos Mexicanos desde los 80´s. “Para que Pemex crezca, se modernice y desarrolle su verdadero potencial como empresa del estado, la relación entre Pemex y el fisco debe cambiar. No podría haber una reforma energética exitosa sin un nuevo régimen fiscal para Pemex. Luis Videgaray Caso”(5) PEMEX ha sido sujeto a la exacción de sus ingresos, no permitiéndole contar con los recursos mínimos, ya no para un sano crecimiento como cualquier otra empresa petrolera del mundo, sino para el mantenimiento normal de sus operaciones. Pemex tiene que pedir prestado para pagar sus contribuciones.(6) (4)

La renta es la porción del producto de la tierra que se paga al terrateniente por el uso de las fuerzas originarias e indestructibles del suelo (por el uso de las fuerzas productivas, cultivar, cosechar, etc.). Principios de Economía Política y Tributación, Capítulo II. Ricardo, David. (5) Un nuevo régimen fiscal para Pemex. Videgaray Caso, Luis. 15 de agosto de 2013. Periódico Reforma. (6) Ver el artículo de un grupo especialistas fiscales, que demuestra tomando como base los resultados financieros de 2011, que la carga tributaria de PEMEX es equivalente al 111.7% de su rendimiento operativo. Rendón, Ricardo. Pemex: ¿Falta de competitividad o excesiva carga tributaria? Artículos selectos de la revista Energía a Debate. Abril de 2013.

* Consultor. Ex Gerente Fiscal del Grupo Pemex. ([email protected], www.taxandoil.com) ENERGIA A DEBATE

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3) La bajísima recaudación fiscal(7). El problema toral que ha enfrentado y enfrenta México desde su nacimiento ha sido la inveterada “falta de recaudación”. México ocupa el último lugar dentro de los países de la Organización de la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE) y de los LAC5 (Argentina, Brasil, Colombia, Chile y México). ¿Y La Reforma Fiscal de 2014? La Reforma Fiscal de 2014 mantuvo la muy peligrosa dependencia presupuestal del petróleo, como lo vino a demostrar la caída de su precio en los ejercicios fiscales de 2015 y 2016. “Si se pretende desprender al fisco lentamente de la brutal dependencia actual de los ingresos petroleros, la reforma debió haber sido más ambiciosa. No lo es, 1.4% del PIB es un palia vo”(8). Y las calificadoras 2009. Las calificadoras ya habían venido “prendiendo las luces rojas” por la bajísima recaudación fiscal(9) y la dependencia petrolera del presupuesto. El 14 de diciembre de 2009, el rating crediticio de México fue rebajado por Standard & Poor’s después de que la producción petrolera había caído una vez más y no se veía que el país pudiera ampliar su base fiscal. Alberto Jones Tamayo, director general de Moody´s, en entrevista de ese año había dicho que sólo la corrección de las vulnerabilidades fiscales de México llevaría a Moody’s a cambiar la calificación soberana del país. “Aunque el país se encuentre fuerte económicamente, en relación a muchas otras naciones, el hecho es que esa condición lo hace vulnerable, y eso es lo que se tiene que corregir”, argumentó.(10) 2015. Moody’s(11) coloca en revisión a la baja a Pemex (7)

“Sabemos que nuestro sistema recauda poco, es injusto y es ineficiente, De acuerdo con cifras de la OCDE es el país que recauda menos entre sus miembros. La debilidad de nuestro país es una baja capacidad tributaria y en la alta dependencia de los ingresos petroleros, Actualmente, México recauda el 10% del PIB en impuestos.” Peña Nieto, Enrique, México, la Gran Esperanza. Editorial Grijalbo 2011. (8) Reyes Heroles, Federico. Desfiguros, la propuesta fiscal del gobierno es el primer descalabro de la gestión. Excélsior. 8 de octubre de 2013. (9) Bloomberg. 14 de diciembre de 2009. (10) Moody’s cambiaría nota de México si corrige vulnerabilidad fiscal. El Financiero. 13 de octubre de 2013. (11) Reuters, 22 de enero de 2016.

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debido al impacto negativo que se prevé tengan los bajos precios del petróleo en sus flujos de efectivo. El anuncio de Moody’s en torno a la calificación crediticia de Pemex se da dos meses después de que degradó a la petrolera por su deterioro financiero. Roles diferentes de la Sener y de la SHCP El rol fundamental y agradable del Grupo Energético (Secretaría de Energía, SENER, Comisión Nacional de Hidrocarburos y Comisión Reguladora de Energía, junto con la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente, ASEA), es tener éxito en la implementación técnica y operativa de la Reforma Petrolera (Upstream Midstream y Downstream), el cual difiere sobre manera del delicado e ingrato Rol del Grupo Hacendario (SHCP, Subsecretaria de Ingresos, Fondo Mexicano del Petróleo, FOMEX, y el Sistema de Administración Tributaria, SAT) que es el cuidar la renta petrolera: que los ingresos a través del tiempo para el Estado no sean inferiores a los que se hubieran obtenido bajo la asignación original(12), además de verificarlos y auditarlos; que las contraprestaciones del Estado en los Contratos de Exploración y Extracción sean las óptimas en el tiempo, enfrentando choques petroleros positivos y negativos. Pero al mismo empo, este Grupo Hacendario es responsable, ante México y los votantes en un año de elecciones y de finanzas públicas complicadas, del po de cambio, la Inflación, el crecimiento del PIB, la situación financiera tan delicada de Pemex, que ha ocasionado la “sus tución al medio empo del par do” de su “director técnico”, la supuesta disminución del precio de las gasolinas(13), etc. Se cues ona el desempeño de la SHCP. La apuesta del sexenio: el mantenimiento de la renta petrolera(14) La SHCP tenía la obligación de definir y vigilar cómo mantener el flujo de la importante recaudación proveniente de Pemex, a partir de las Asignaciones efectuadas a través de la Ronda Cero(15) y al mismo tiempo ir recibiendo, en el mediano (campos maduros) y a largo plazo (aguas profundas), (12)

Artículo 14 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. (DOD 11-VIII14). (13) Sin embargo, el precio de las gasolinas en los Estados Unidos es muy inferior al de México. (14) ¿Cómo Cuidar la Renta Petrolera? Ramírez, Sergio. Energía a Debate # No. 59. Noviembre/Diciembre de 2013.

Balanza Comercial Pemex Exportaciones

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Cifras en millones de dólares

Importaciones

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los ingresos de la nueva producción de los contratos 1,000 968 0 ENE petroleros (Ronda Uno) y de las migraciones y los DIC 2013 2015 farmouts (conocidos como Ronda 0.5). El monto que el FOMEX esperaba seguir recibiendo, por la participación de PEMEX en la recaudación Precio quincenal de mezcla mexicana federal, a partir de un barril de crudo presupuestado Dólares por barril a 100 dólares, era del 4.7% del PIB (16), de acuerdo 60 con lo que marca el inciso g), Fracción I del artículo 50 $39,90 40 16 de la Ley del Fondo Mexicano del Petróleo. Sin 30 $27,23 embargo, durante 2015, el FOMEX solamente realizó 20 $19,75 transferencias a la Tesorería de la Federación por un 10 2Q AGO 21 ENE 1Q ENE 2Q DIC monto acumulado de 389,805 millones de pesos, correspondientes al 2.2% del PIB o sea un déficit de 42.9 por ciento por ciento en la meta de captación, que se explica por la caída en los ingresos petroleros del sector público, delicada y adversa que enfrenta la empresa. En Japón, cuando una menor producción de Pemex y a la disminución del precio se revisa el “contrato de trabajo”, el sindicato y el patrón analide exportación de la mezcla mexicana. zan previamente los estados financieros de la fuente de trabajo. “No sólo porque durante 40 años las finanzas públicas se Fondo Mexicano del Petróleo (FOMEX) nutrieron cómodamente de los ingresos que generaba Petróleos Faltante acumulado Mexicanos, sino porque la empresa ha llegado a formar parte 295.1 (Miles de millones de pesos) de nuestra mitología nacional. Lo cierto es que hoy Pemex nos 269.0 240.4 cuesta más de lo que nos da. Tiene el doble de trabajadores de 210.7 169.2 185.9 los que necesita para hacer su trabajo.”(17) 147.8 2015

100.8 31.6 Ene

131.4

66.8 Feb

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Fuente: SHCP

¿Y Pemex? Panorama que encuentra el nuevo director general A pesar de múltiples programas de austeridad no se ha reducido el exceso de personal en Pemex. El ajuste al sistema pensionario no ha sido el más adecuado ante la situación tan (15)

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La SENER asignó las suficientes áreas en exploración y en producción para que PEMEX pudiera continuar contribuyendo con alrededor del 35% de la Recaudación Fiscal Federal, en un horizonte de entre 6 a 10 años. (16) FMP para fines de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos (LISH), artículo 58, fracción II, con base en las declaraciones presentadas por el asignatario. Conforme al artículo 93 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, se utiliza el Producto Interno Bruto de los Criterios Generales de Política Económica para 2015 (183,176 miles de millones de pesos).

Monetización de activos de transporte y almacenamiento de hidrocarburos de Pemex, a través de la Fibra E La Fibra E –fideicomiso con ciertas ventajas fiscales y financieras– atenderá infraestructura que ya esté generando ingresos, como un sistema de ductos, una terminal de almacenamiento y distribución (TAD), o una refinería. El vehículo también puede invertir en proyectos nuevos, pero no superiores al 25% de sus inversiones; del 100%, 75% debe ser destinado a proyectos maduros. En la tarde del lunes 8 de febrero pasado, el Presidente de la República nombra a José Antonio González Anaya(18), (17)

Es tiempo de dejar ir a Pemex. Beltrán Del Río, Pascal. Excélsior 5 de Febrero de 2016. (18) Ocupó la Dirección General del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS), y anteriormente fue Subsecretario de Ingresos de de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Es licenciado en Economía e Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Massachusetts; originario de Coatzacoalcos, Veracruz, realizó una Maestría y obtuvo un Doctorado en Economía por la Universidad de Harvard. ENERGIA A DEBATE

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LA FIBRA E Esquema Fideicomiso de Bienes Raíces para el Sector Energético que operan en el mercado de valores para captar inversiones privadas.

1

EMPRESA aporta el (los) inmuebles.

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EL FIDEICOMISO recibe el (los) inmuebles.

Entidad admnistradora

3 7

LA EMPRESA recibe el dinero y/o los derechos fiduiciarios.

6

4.1

INVERSIONISTA INSTITUCIONAL

EL FIDEICOMISO mantiene la propiedad.

5

EL FIDEICOMISO COLOCA LOS CERTIFICADOS EN LA BMV

4.2

LOS RECURSOS producto de la emisión son destinados al fideicomiso

PÚBLICO INVERSIONISTA

4 ENTREGA DE CERTIFICADOS

Fuente: Bolsa Mexicana de Valores.

un ingeniero/economista como Director General de Petróleos Mexicanos; con su doble formación profesional, el nuevo director deberá enfrentar el doble reto de PEMEX: el Técnico/ Operativo y el Financiero. “El nuevo titular de la empresa productiva deberá enfrentar dos retos fundamentales: acelerar la transformación de Pemex para aprovechar las oportunidades de la reforma energética y al mismo tiempo lograr su fortalecimiento productivo y financiero en el contexto de bajos precios de petróleo”, apuntó el presidente Enrique Peña Nieto al hacer el anuncio. Agregó que la prioridad de González Anaya al frente de Pemex será la eficiencia y la rentabilidad de todos los procesos de Pemex. (19) Algunas acciones que deberán ser prioritarias para el nuevo Director General de PEMEX y su “Estado Mayor”(20) • Elaboración y presentación del Plan de Sostenibilidad y Rentabilidad solicitado por la SHCP. • Cómo aumentar la producción de crudo y en qué tipo de yacimientos con programas y cronogramas auditables para que no sucedan fracasos en términos de rentabilidad, como los de Chicontepec, Lakach, etc. • Programación inmediata de las migraciones y farmouts (Ronda 0.5) y su modelaje financiero con todo el apoyo de la SHCP. • Programa de mone zación de ac vos del midstream (Fibra E). • Medición detallada de la produc vidad y compe vidad de la fuerza de trabajo de todos los trabajadores del Grupo Pemex.

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• Emisión de programas de incentivos para la retención de personal valioso en los diferentes niveles de la empresa. • Programa de compactación de estructuras y de eliminación de estructuras duplicadas. • Replanteamiento y reestructura del programa de pensiones del Grupo Pemex con la participación del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicnaa (STPRM). • Revisión seria y a fondo de la normatividad en materia de transparencia y anticorrupción. • Mantenimiento de sus clientes del midstream (estaciones de servicio, franquicia y suministro, gas LP, almacenamiento, distribución) y del downstream (maquila de crudo a importadores de crudo o productos semiterminados). • Nueva visión en materia de franquicia y suministro de combustibles automotrices (fósiles y no fósiles) • Unidad de enlace con el Congreso de la Unión para el desarrollo de acciones legislativas para el apoyo para la refundación(21) de PEMEX. • Creación de un grupo de trabajo permanente entre el Grupo Hacendario y la Dirección General de Pemex. (19)

En toda la cadena productiva del petróleo, upstream, midstream y downstream. El Financiero. 9 de febrero de 2016 (20) El Estado Mayor es el grupo de oficiales que cumplen tareas de administración, logística y planeamiento bajo la dirección de un oficial de rango superior. Están encargados de asesorar técnicamente a los jefes superiores, distribuir las órdenes impartidas por éstos y supervisar su cumplimiento. (21) Refundar: Revisar la marcha de una entidad o institución, para hacerla volver a sus principios originales o para adaptar estos a los nuevos tiempos.

ENERGIA A DEBATE

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Industria petrolera

El difícil diálogo petrolero La caída de las cotizaciones ha sido peor que en ciclos anteriores y se requeriría un nuevo tipo de concertación entre productores y consumidores para impulsar una recuperación de los precios. L

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orría el año 1976 y la I II III IV V 1920 OPEP ejercía un liderazgo 1973-1974 1862-1865 Adopción rápida del automóvil Guerra Yom Guerra Civil en plenipotenciario –pudiéraKipur EE. UU. 1921 Incremento de producción en mos decir– en el mercado 1890-1892 2007-2008 1978-1979 Venezuela Recesión Crisis Recortes de petrolero y su secretario general y EE.UU. y Rusia producción e Financiera 1931 con fuerte Global importación principal vocero era el Jeque Ahmed Gran Depresión producción Irán Récord histórico Zaki Yamani, Ministro de Hidrocar130 1999 120 buros de Arabia Saudita desde 1962 Recupera 110 demanda hasta 1986 y su representante ante 100 asiática 90 la OPEP por 25 años. Arabia Saudita 80 Precio era muy criticada por los demás del barril 70 países árabes por su oposición a 60 50 cualquier aumento del precio del 40 petróleo sobre los 12 dólares por 2014 30 Caída barril que se tenía en ese momento, fuerte 20 10 por considerarlo de alto riesgo para 186118701880- 1890- 1900- 1910- 1920- 1930- 19401950- 19601970- 19801990- 2000- 2010- 0 la economía mundial. Su posición 69 79 89 99 09 19 29 39 49 59 69 79 89 99 09 19 era percibida por otros países árabes 1861-1944 US average. $ Equivalente 2014 BP Statiscal Review of World Energy 2015 Arabian Light posted as Ras Tanura. $ valor del día c 2015 BP p.l.c. como pro norteamericana, es decir, 1945-1983 1984-2014 Brent dated. que buscaba seguir beneficiando a los Estados Unidos, considerados los La disciplina existente entre los edad de piedra no se terminó por falta de grandes importadores de la época. miembros de la OPEP facilitó la discusión piedra; así como la era del petróleo, no se La estrategia propuesta por Yamani para escuchar las razones de Yamani y terminará por falta de petróleo”. tenía una visión de largo plazo que poponerse de acuerdo para lograr frenar los cos entendieron en ese momento. Esa ímpetus de algunos miembros de la orMirando la historia estrategia lo que realmente buscaba era ganización de querer seguir utilizando el Esta anécdota cobra vigencia actualmantener precios bajos y así asegurar la petróleo como un arma política, y aunque mente por lo que está sucediendo con mayor participación de mercado posible no logró la baja de los precios, si se logró el mercado de los hidrocarburos y que para Arabia Saudita y demás miembros mantenerlos por un periodo de empo precisamente muestra a Arabia Saudita de la OPEP productores de bajo costo; razonable. En esa oportunidad, un periocomo el líder causante de esta caída en también buscaba desmotivar el desarrodista de la BBC News de Londres preguntó los precios al insistir en mantener la prollo de reservas adicionales más costosas al Jeque Yamani sobre las razones para ducción en niveles muy por arriba de lo en otros países, así como el desarrollo de insis r en bajar los precios del petróleo que debería ser, si existiese un acuerdo fuentes alternas de energía. y él respondió: “Apreciado periodista, la de cuotas de producción dentro de la * Director General de CBM Ingeniería Exploración y Producción, firma mexicana de asistencia técnica y desarrollo de oportunidades de negocio en exploración y producción, con programas especiales de desarrollo de talento diseñados para procesos sustantivos, y de apoyo a la organización. Actualmente es Vicepresidente de Relaciones Internacionales de AMESPAC, organización que agrupa empresas mexicanas de servicios, colaborador en varios medios especializados en energía y conferencista invitado en eventos del sector energético.

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Precio del West Texas Intermediate (WTI) 2011-2015. 120 110 100 Dólares por barril

90 80 70 60

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OPEP. También nos ayuda esta anécdota a reflexionar sobre esta situación que se está viviendo y que diariamente trae a la mente de mucha gente una serie de interrogantes, que ya son causas de preocupación común para la sociedad en general, quienes sienten el impacto de lo que está pasando en términos de la contracción económica que se origina por estas razones y que pareciera no tener parangón histórico con otras que han sucedido en otras épocas. Entender el contexto histórico del mercado petrolero puede ayudar a encontrar explicaciones a estas interrogantes tomando en cuenta algunos hitos históricos relacionados con ciclos de subidas y bajadas de precios del petróleo ocurridos en el mercado petrolero y que están atados prácticamente al inicio de la era petrolera en Estados Unidos. El primer hito comienza en 1861, producto del inicio de la guerra civil en Estados Unidos, y se extiende hasta 1895. Recordemos que el primer pozo petrolero se descubrió en 1789 por el Coronel Drake en Titusville, Pennsylvania. Es decir, el primer ciclo de subida y caída de precios se da 100 años después de haberse descubierto ese primer pozo. El segundo se inicia en 1901 y hasta 1972, periodo en el cual se da la invención y adopción rápida del automóvil como medio de transporte, los grandes descubrimientos petroleros en Venezuela y México, entre otros grandes países productores; también es el periodo en el cual ocurre la gran depresión y dos guerras mundiales, con sus consecuentes demandas ocasionales y desequilibrios económicos. El tercero comienza en 1970 y es allí cuando se da el conflicto árabe-israelí denominado Guerra del Yom Kippur. Este

Fuente: Energy Information Administration

ciclo se ex ende hasta 1989 y se convir ó en el más volá l de la historia. La guerra estableció un parteaguas –un antes y un después en el negocio petrolero– al ser u lizado el petróleo por primera vez como arma polí ca internacional. La revolución iraní en el año 1989 que culminó con la derrota y expulsión del Sha de Irán y el inicio del mandato de los Ayatolas, representó otro hito histórico del periodo. El cuarto ciclo se inicia en 1990 y se extiende hasta el final del siglo XX y en el mismo ocurre una serie de conflictos cívicos-religiosos en la región incitados por Irak, incluyendo la invasión a Kuwait, lo cual obliga a intervenir a los Estados Unidos, considerando la importancia petrolera de Kuwait en la región y el interés político y económico que representaba este país para los Estados Unidos. Estos pueden destacarse como los hechos históricos más importantes del periodo. El quinto periodo se inicia con el siglo XXI y va desde el año 2000 y hasta el presente con más conflictos regionales en el Oriente Medio y la invasión de Estados Unidos a Irak, reaccionado al liderazgo

belicista de este país y el potencial uso de armas químicas de impacto catastrófico en la región; adicionalmente ocurre el conflicto del Líbano, y la crisis financiera y bancaria en los Estados Unidos en el 2008. En julio del 2014 se detona esta úl ma crisis petrolera y que aún se man ene. Hay dos factores que ocasionan la dramática caída del precio: en primer lugar, las asambleas del Banco Mundial y del Fondo Monetario Internacional, que se realizaron en septiembre de ese año, y en las cuales se revisaron a la baja los estimados de crecimiento de las economías asiáticas para 2015; eso produjo una primera baja en los precios del petróleo de hasta 75 dólares por barril; y el otro factor, el más importante, fue la reunión ordinaria de la OPEP, que se realizó el 27 de noviembre de 2014 en Viena, y que bajo el liderazgo de Arabia Saudita, decidió no reducir producción para no ceder espacio de mercado y así enfrentar la producción incremental de Estados Unidos, lo que llevó el precio a mediados del mes de enero de este año 2016 a 25 dólares por barril, acumulando ENERGIA A DEBATE

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desde su inicio en agosto del 2014 hasta el presente una caída superior a los 70 dólares, y detonando las alarmas amarillas de muchos países considerados de producción a bajo costo.

Producción de petróleo crudo en Estados Unidos 1920-2015 Miles de barriles por día

12,500 10,000 7,500

Precios, crisis y causas ¿Cuáles son las causas que han ocasionado esta crisis de precios y que la diferencia de los anteriores ciclos? Históricamente, los ciclos anteriores se han dado como consecuencia de conflictos geopolíticos que se convirtieron en conflictos armados, detonando demandas extraordinarias que después tuvieron sus caídas buscando los niveles existentes antes de dichos conflictos, o situándose en nuevos niveles, pero siempre mejores a los que tenían. En los últimos dos ciclos el detonante ha sido la contracción de la economía mundial, en el año 2008 ocasionada por la crisis subprime (financiera) en los Estados Unidos y desde el 2014 ocasionada por la caída en el crecimiento esperado de la economía en general y en particular la economía China. Este factor, combinado con la disminución en la demanda internacional de los Estados Unidos como consecuencia del incremento de su producción interna, y una saturación récord de los niveles de inventarios, han sido los principales causas de la disminución en la demanda de hidrocarburos en el mercado internacional y como consecuencia se dio la sobreproducción que genera la caída de precios. La OPEP, liderada por Arabia Saudita, desde el principio de la crisis dejó claro que no estaba dispuesta a ser el balance del mercado como lo había hecho históricamente. En esta oportunidad decidieron mantener su producción, y

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5,000 2,500 0 1920

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Fuente: Energy Information Administration

Arabia Saudita decidió recordar el mensaje del Jeque Yamani, cuando –en el año 1976– insistió en la necesidad de mantener bajos precios para cuidar sus segmentos de mercado, sólo que lo hicieron tarde, después de disfrutar la abundancia económica que llevó los precios a niveles jamás soñados por países productores y compañías internacionales, dando la oportunidad de que se incorporaran al mercado millones de barriles de hidrocarburos provenientes de formaciones y yacimientos no convencionales. Esa reacción de la OPEP y Arabia Saudita buscaba atemorizar a los productores de alto costo, principalmente Canadá y Estados Unidos. Canadá ha logrado desarrollar en la provincia de Alberta yacimientos no convencionales de esquistos bituminosos y crudos extrapesados que han requerido de tecnologías costosas para poder ser explotados. De manera similar, las formaciones lutíticas –shales– en Estados Unidos también requieren de tecnologías costosas, mismas que han podido desarrollarse gracias a los altos precios que se empezaron a dar desde el año 2006, después de superar el barril la barrera de los 60 dólares, e iniciar su carrera ascendente hasta superar

la barrera de los 100 dólares. Esas tecnologías desarrolladas para la explotación de shales están asociadas principalmente a la perforación de pozos horizontales y el fracturamiento hidráulico –fracking– de estas formaciones y han contribuido a un extraordinario crecimiento de la producción de los Estados Unidos, de una producción de 5.5 millones de barriles diarios (MMbpd) y llegando a 9.6 MMbpd a finales del 2015, un incremento de más de 4.0 MMbpd de crudo que entraron al mercado interno, liberando crudo importado que quedó para el mercado internacional. Un tercer factor que ha impactado los precios, principalmente en el úl mo trimestre del año 2015, ene que ver con la entrada de Irán a compe r en el mercado, después de superar la sanción internacional que tenía por el tema de su desarrollo nuclear, mismo que ya creó expecta vas de incorporar al menos unos 500,000 bpd al mercado y que ya recibió su lectura contribuyendo a sostener los precios del barril por debajo de los 30 dólares. México, ingresos y Pemex Ya México ha sentido este impacto y la mezcla mexicana ha estado por

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HOSPITAL SANT JOAN DE REUS. PICH-AGUILERA ARCHITECTS COLABORACIÓN CON COREA-MORAN, ARCHITECTS. FOTOGRAFÍA POR ADRIÀ GOULA

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ENERGIA A DEBATE

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debajo de los 25 dólares durante este año. Este precio de mercado se acerca peligrosamente al costo de producción en aguas someras, encendiendo luces rojas en todos los niveles económicos y políticos del país, y reclamando una mayor eficiencia de la empresa nacional, principalmente en su negocio de exploración y producción, olvidándose que hay temas críticos que están fuera de su control, específicamente la reducción de personal, factor que junto a la reducción de inversiones ha sido una herramienta utilizada por las compañías internacionales para abatir sus costos, considerando un escenario de mercado con precios por debajo de los 30 dólares en el resto de este año, y una gran incertidumbre para los siguientes años. Esta situación, aunada a la caída en su producción y al peso de su deuda, asociada principalmente a sus pasivos laborales, tienen a Petróleos Mexicanos en una situación crítica, y ya está requiriendo cosas distintas para poder superarla, entre ellas el desarrollo de sus alianzas, bien sea a través de farmouts o alianzas internas que tengan contratos que les permitan administrar incentivos para hacerlos atractivos para potenciales aliados. No obstante, las leyes fiscales que regulan la actividad restringen el radio de acción de la empresa productiva nacional para llevar adelante estas iniciativas, pues difícilmente puede lograr el interés de aliados internacionales con el régimen fiscal que gobierna su gestión. Así que el país se encuentra en una especie de ciclo perverso en el cual el Estado le exige a su empresa nacional mayor productividad y eficiencia, y a su vez le limita el poder de ejecución para poder hacer sus alianzas, al mantener esquemas

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fiscales que simplemente la impiden la materialización de potenciales negocios. El futuro: competencia vs cooperación Si los precios no se hubieran disparado a los niveles que llegaron sobre los 100 dólares por barril, el mercado no estaría saturado, pues no tendrían cabida los crudos no convencionales provenientes de shales y extrapesados provenientes de arenas bituminosas de Canadá y Venezuela; ellos significan hoy día más de 5 MMbpd, que estarían siendo satisfechos por barriles de bajo costo de producción proveniente de campos de tierra y aguas someras de varios países, entre ellos México. Esta realidad confirma la visión del jeque Yamani de hace 40 años, cuando luchaba por mantener precios bajos, entendiendo perfectamente lo que significaba el incremento de precios y la amenaza que representaba el tener precios tan altos que estimularan la producción de crudos de costos de producción altos y también energías alternas. Pero la realidad es que hay una nueva dimensión en esta última crisis que ha sido la más larga y de mayor impacto en términos de la caída de precios. Una cosa ha quedado clara durante el desarrollo de esta crisis, y es que la competencia feroz entre productores, incrementando los volúmenes producidos, como respuesta a una contracción del mercado internacional, consecuencia de ajustes en la economía a nivel mundial, no es la solución para los países productores y empresas internacionales que compiten en el mercado internacional. La ausencia de una adecuada comunicación entre estos actores ha afectado negativamente a todos ellos y pareciera que llegó el

momento de pensar en soluciones distintas, quizá volver a lo que fue exitoso en el pasado de buscar acercamientos y acuerdos entre los principales oferentes del mercado: la OPEP y Arabia Saudita, quienes aportan alrededor de 33 MMbpd, Rusia que aporta alrededor de las 12 MMbpd y Estados Unidos que ya está produciendo más de 9 MMbpd. Este grupo de países aportan alrededor del 60% de la producción que satisface los mercados de hidrocarburos. No va ser una tarea fácil. Adicionalmente, debe incluirse en la concertación a los grandes consumidores de energía en el mundo, comenzando por la China, Estados Unidos, Alemania, Japón y Gran Bretaña, entre otros, creando así un organismo a nivel mundial en donde se sienten a dialogar para buscar acuerdos y acercamientos que permitan un balance ganar-ganar en el mercado –una especie de World Energy Council, similar a la Organización Mundial de Comercio, que obligue al diálogo– pues un petróleo a precios pírricos no incentiva la inversión y se crea un ciclo económico perverso. Esta tarea no va a ser fácil en los Estados Unidos, pues la explotación de los campos de crudos no convencionales en ese país la realizan dueños privados de la tierra contratando con inversionistas privados, con empresas privadas de perforación y fracturación, lo cual significa que hay mucha competencia, y el esfuerzo para alinear a todo este universo heterogéneo de empresas, inversionistas y propietarios, será bastante difícil de lograr; esto pudiera ser la clave para fijar un techo al precio,con base en sus costos de producción, que bien pudiera estar en el orden de los 50 dólares por barril.

Energía y sustentabilidad

Cómo sobrevivir el naufragio: excelencia operativa en petróleo y gas Las compañías deben transformarse para asegurar su permanencia y su crecimiento futuro. G

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n el mes de febrero del año 2013, la Red Global de PwC publicó un documento denominado “Entrega de Excelencia Operativa”, el cual destacaba que para las compañías operadoras de petróleo y gas en el mundo, es vital ser muy bueno en el aspecto operativo, que las reservas de hidrocarburos (1P, 2P y 3P) son cada más difíciles de accesar –lo cual implica costos altos y crecientes–, y que las nuevas tecnologías y soluciones de ingeniería deben de maximizarse. Además, hay escasez de talento, los márgenes de utilidad son cada día menores y, por si fuera poco, el tema de seguridad siempre es una prioridad para todas las organizaciones dedicadas a esta industria. En el documento de referencia, se recopilaban las mejores prácticas mundiales que llevaban en ese momento las compañías más exitosas del sector hidrocarburos a nivel mundial, y daba consejos de cómo replicar esos principios a los operadores que deseaban cumplir con excelencia operativa. Hoy, con la cotización del crudo a los márgenes actuales ya no sólo se trata de “excelencia operativa”, sino que nos atreveríamos a llamarlo principios básicos de cómo sobrevivir en el naufragio. Con esto lo que queremos resaltar es que invariablemente del panorama presente con el cual las compañías operen, deben de cumplir con principios básicos que les permitirá su subsistencia en el largo plazo. A continuación mencionamos estos principios: Mejora en la estrategia Algunas major oil companies están enfrentando recientemente fuertes estragos en sus resultados financieros que no se habían visto desde hace 10 ó 15 años. Estas compañías actualmente se encuentran en una redefinición de prioridades y preparándose para mantenerse a flote ante la perspectiva de un periodo largo de incertidumbre en los precios del petróleo. En el caso de nuestra NOC (national oil company) que es Petróleos Mexicanos, los resultados financieros no han sido favorables desde antes de esta debacle de precios internacionales de petróleo.

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¿Qué acciones implica esta administración de competencias? Actualización y mejora de la documentación del proceso en la fase de planificación de la perforación (donde la empresa se enfrenta a retos significativos). Revisión del plan de desarrollo de pozos que aseguren la captación de conocimientos y de la experiencia adquirida. Revisión de brechas entre el desarrollo puesto en marcha y lo planificado para identificar variaciones que afecten en la vida del proyecto. Detallar la forma de incorporación de iniciativas de mejora continua en el proceso de desarrollo de pozos (que implica también categorización y checkpoints). El desarrollo de un ciclo de ges ón del proceso para garan zar que las adecuaciones y los cambios en los procesos sean efec vos.

Administración estratégica de competencias Aprovechar al máximo el talento es de vital importancia en una época de escasez de personal calificado. En el contexto de mantener los estándares de seguridad, el personal técnico hace

* Socio Líder y Gerente Senior – Energía, PwC México ([email protected] y [email protected]) ENERGIA A DEBATE

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frente a la responsabilidad de realizar actividades de alto riesgo. La gestión estratégica de competencia ayuda a asegurarse de tener suficiente capacidad dentro de la empresa en áreas de apoyo a los planes operativos y para cumplir con los estándares de calidad y de seguridad. • Administración del cambio: se refiere a la necesidad de mejora continua y la alineación de las competencias y habilidades. • Habilidades ante escasez: la necesidad de prácticas de talento mejoradas para competir eficazmente en la “guerra por el talento”. • Nuevas áreas de negocio: tratar la incertidumbre en la obtención de la base de competenciapara satisfacer las futuras oportunidades de negocio. • Uso óptimo de las competencias: aproximación de las aptitudes adecuadas para las tareas a través de eficientes la utilización del personal y la asignación de proyectos conforme a los perfiles disponibles. • Cambios generacionales: aborda las deficiencias de los cambios generacionales en la fuerza de trabajo de manera oportuna para entrenar, reclutar o desarrollar nuevas capacidades dentro de la organización para sa sfacer las necesidades futuras. Optimización de activos Esto no sólo quiere decir reducción de costos, sino aprovechar de manera sabia los activos con los que cuenta la organización, considerando que todos los subsectores (upstream, midstream y downstream) son altamente intensivos en capital. Hay que tomar en cuenta que muchas de las compañías operadoras poseen activos que están envejeciendo. Esto resalta la necesidad de optimizar recursos para gestionar no sólo los riesgos operacionales, sino también para mejorar la rentabilidad. A nivel mundial, durante un largo periodo de tiempo, muchas refinerías han estado luchando con presiones de reducción de costos derivados de la reducción de los márgenes y las plantas antiguas con una necesidad de mejora e inversión. Entre los temas de mayor relevancia están los del alto costo generado por concepto de mantenimiento de la tecnología de generaciones pasadas, uso ineficiente de herramientas disponibles, comportamientos culturales adversos, procesos de negocio demasiado complejos, insuficiente control del presupuesto, mala gestión de costos, gestión débil de la alta dirección, desconocimiento de los contratos a nivel de ejecución, falta de abastecimiento estratégico, e incertidumbre con respecto a qué proyecto de gasto de capital

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se debería de priorizar. Administración de cadena de suministros Éste es un ámbito en constante evolución, donde surgen día a día nuevos riesgos. La alta administración tiene la tarea de aprovechar las oportunidades de acceder a una cadena de suministro global en un entorno económico afectado por las tasas de interés de los bancos centrales, la inflación y los tipos de cambio en los escenarios locales. Los temas centrales de este ámbito son: - Débil conexión a las necesidades a los clientes dentro de la organización. - Pobre desempeño de proveedores y generación de desconfianza. - Falta de capacidades de abastecimiento. - Deficiencia en la planeación de suministros. - Niveles excesivos en almacén. - Falta de conocimiento y de capacidad técnica. Indicadores clave de desempeño (KPIs) Los indicadores clave de desempeño (key performance indicators, KPIs) son la forma de medición del rendimiento comúnmente utilizado por las organizaciones de petróleo y gas para evaluar el éxito. Este éxito se puede definir de distintas maneras. Para la elección de estos indicadores, es necesaria una buena comprensión de lo que es importante para la organización, pero a veces la comprensión de las operaciones de petróleo y gas no está suficientemente desarrollada o debidamente vinculada con estos indicadores. Los asuntos críticos vinculados con este apartado son: - Ausencia de un mecanismo de gestión de rendimiento robusto para alinear el desempeño organizacional con la estrategia corporativa, metas y objetivos. - Bajo rendimiento y falta de visibilidad de datos suficientes para apoyar la toma de decisiones. - La fijación de objetivos que pueden no ser alcanzables. - Existencia de múltiples repositorios de datos de KPIs desordenados. - Deficiencias en la recolección y administración de datos. En breve Con lo anterior, no hay que dejar de lado que la excelencia operativa engloba la ideología de adoptar un proyecto de mejora continua en el cual aborda las actividades mínimas que debe de llevar a cabo el operador para su subsistencia y posterior creci-

miento. Esto se traduce en revisar el objetivo que tiene la compañía y evaluar si es claro y acorde tanto a las necesidades presentes como futuras. Con esto se aclaran las actividades, roles y responsabilidades de las unidades de negocio y requiere la participación de directivos y funcionarios clave en todas las funciones de la organización. Con lo anterior, es posible preparar a la organización para los nuevos retos, funciones y responsabilidades, y se basa en un amplio conjunto de procesos probados y documentados en el sector, considerando que todas las compañías desde hace un año están abordando transformaciones que serán definitorias para su permanencia y posterior crecimiento. Ver más en https://www.pwc.com/mx/es/retos-energia/excelencia-operativa. html https://www.pwc.com/gx/en/oil-gas-energy/publications/pdfs/ pwc-energy-consulting-capability-statement-delivering-operationalexcellence.pdf

ENERGIA A DEBATE

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Industria petrolera

Reflexiones sobre Ronda 1.5, campos no convencionales (shale) Las licitaciones deben contemplar las características distintivas de este recurso.

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omo parte del diseño de la Ronda Uno de licitaciones petroleras de México, se programó que exis era una quinta convocatoria de campos no-convencionales a finales de 2015. De acuerdo a conocedores y tomadores de decisión en la industria, la caída en los precios del petróleo provocó que dicha convocatoria se pospusiera para 2016. Esta convocatoria de campos no convencionales en erra es estratégica para el país, ya que permi rá el aumento significa vo en los niveles de producción en el corto plazo y la consecuente reac vación del sector de proveeduría de servicios; además le daría una ventaja estratégica a los proyectos de erra México (y posiblemente su viabilidad misma) ante las nuevas rondas petroleras en Sudamérica. Nos proponemos en este artículo analizar qué se requiere para que los yacimientos no convencionales sean explotables en el país.(1) Si bien es cierto que menores precios de petróleo dificultan la viabilidad de desarrollar proyectos petroleros, en los úl mos años los productores de no convencionales han logrado mejoras productivas impensables que hacen rentable la explotación de yacimientos no convencionales a precios medios Rinkenbach, José Pablo, Energía a Debate, Viabilidad económica de la explotación del shale, noviembre 2013. Rinkenbach, José Pablo, Energía a Debate, ¿Qué se requiere para el desarrollo exitoso del shale en México?, julio 2014 (1)

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de petróleo. Se ha conver do en tema recurrente hablar de la “revolución energé ca” derivada de la explotación de las formaciones no convencionales de lu tas (conocidas en inglés como “shale”). Sin embargo, existe poca atención y estudios acerca de las fases de evolución por las que ha transitado el desarrollo de los yacimientos no convencionales del shale. Pareciera que hasta el momento hemos vivido tres fases en el desarrollo del shale: • Fase I (Fac bilidad): La primera fase del desarrollo del shale se inicia en los ochentas cuanto el George Mitchel prueba que a través de la perforación horizontal y el mul fracturamiento es viable la explotación de gas de lu tas (Pozo C.W. Slay 1 en Wise County en Barne ). Desde ese momento, diversos petroleros, entre los que destacan Mark Papa, Harold Hamm, Tom Ward y Sanford Dvorin, se abocaron a dominar las dos técnicas antes mencionadas para lograr hacer rentable la explotación del shale. • Fase II (Ramp up): Durante los úl mos años hemos vivido un crecimiento verginoso en la producción de shale en los Estados Unidos. Durante esta fase de desarrollo, muchos productores de petróleo de yacimientos convencionales han cues onado la viabilidad económica de las formaciones de shale. Dichos cues onamientos no se enfocan

en la existencia o no de los hidrocarburos sicamente, sino en la viabilidad económica de su explotación. En términos generales, los cues onamientos se centran en seis temas: I. Declinación acelerada: Curvas hiperbólicas de declinación de producción. II. Baja produc vidad por pozo vis a vis los es mados originales que afectan las expecta vas de factor de recuperación. III. Requerimientos crecientes de inversión: Rendimientos marginales decrecientes y largos períodos para recuperación de capital que impacta el valor presente neto de las inversiones. IV. Altos y crecientes costos de producción. V. Bajos niveles de precio del gas en Norteamérica. VI. Niveles cues onados de reservas de gas. • Fase III (Op mización y produc vidad): No obstante los grandes avances en la fase previa de “ramp up”, la declinación acelerada de los pozos y los altos y crecientes costos de producción en conjunto con una caída de precios, motivaron a que muchas empresas se enfocaran en mejorar sus producvidades, así como sus eficiencias en costos. De todos los elementos antes mencionados, parece que el de las curvas

* Maestro en Negocios por Rochester y cuenta con diversos estudios especializados en materia contractual y fiscal en la industria petrolera. Es coordinador del Programa de Inversiones en Energía del ITAM. Es Director de Inversiones en Ainda Energía & Infraestructura y Director de Ainda Consultores.

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Días de perforación

Tasa inicial de producción de crudo 1200

50 45 Días de perforación de un pozo

Barriles de crudo por día

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hiperbólicas de declinación y la baja produc vidad por pozo es el que más afecta la rentabilidad. Estos elementos generan un efecto en cadena ya que demandan mayor ac vidad de perforación para mantener la producción en sus niveles originales. Por ello no es de asombrar que los productores de formaciones no convencionales se enfocaran en años recientes en superar dichos elementos (i.e., produc vidad, declinación y costo de barril perforado). Esta Fase III de opmización se está dando en paralelo con la Fase II y apenas empezamos a vislumbrar sus efectos. De acuerdo a un ar culo de Oil & Money de Interna onal New York Times, los productores independientes de shale han logrado avances extraordinarios en muy poco empo. A manera de ejemplo se puede destacar que: o La producción inicial por pozo se incrementó en casi 400% en tan sólo 6 años y que el empo requerido de perforación se redujo en alrededor de un tercio en 8 años. o Se ha logrado una produc vidad tal que el precio de equilibrio para la explotación de gas shale es alrededor de 40% inferior a lo observado hace 5 años. Adicionalmente, durante esta tercera fase las empresas IOC´s y NOC´S han entendido que son los operadores independientes los más aptos para operar eficiente-

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mente los yacimientos no convencionales y los que enen menores gastos de overhead. Por ello, hemos visto que empresas como Shell hayan salido de Eagleford. Por otra parte, los operadores independientes han logrado establecer alianzas estratégicas con fondos de inversión para contar con los recursos de capital suficientes para mantener inversiones con períodos de recuperación de inversión más largos a los habituales para yacimientos convencionales. Por otra parte y por sencillo que parezca, la primera y más importante consideración para el desarrollo exitoso de la industria de recursos no convencionales en erra en México es reconocer la calidad del recurso no convencional. No obstante la simplicidad y lo lógico de esta afirmación, en varios países, se ha u lizado un esquema fiscal, contractual y económico inspirado en el modelo de explotación de yacimientos convencionales. A diferencia de los yacimientos convencionales, el shale se caracteriza porque: 1. No existe fase exploratoria como en los yacimientos convencionales, ya que desde el inicio se conoce donde se ubica la roca madre. En este sen do, los trabajos exploratorios en yacimientos no convencionales consisten en idenficar los sweet spots. Los primeros trabajos geológicos, geofísicos y de perforación no tienen por objetivo el descubrimiento de una estructura petrolera, sino iden ficar el volumen

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de roca disponible, así como su composición química y el potencial de ser fracturada. Por ello, o No existe per se un “descubrimiento comercial” sino que el obje vo consiste en ubicar dichos sweet spots donde se anclará el desarrollo. o No ene sen do económico contemplar cláusulas de devolución de área para incen var ac vidad exploratoria acelerada. De hecho, cláusulas de devolución de área afectan sensiblemente la rentabilidad de los proyectos, que a su vez impacta en el atrac vo y éxito de las rondas petroleras. 2. No existe un yacimiento o campo per se, sino un “volumen de roca madre”. Por ello, en shale se habla acerca de la necesidad de “crear un yacimiento” a través del uso de técnicas de perforación horizontal y de fracturas. Por esta razón: o No puede exis r un plan de delimitación del yacimiento. o No hay necesidad de contemplar dentro de los contratos cláusulas de unificación de yacimientos. 3. El tamaño del área y la existencia de sísmica 3D inciden considerablemente en la iden ficación de los sweet spots y por consiguiente en los es mados de potencial y de rentabilidad de cada proyecto, ya que determinan el “volumen de roca madre explotable”. ENERGIA A DEBATE

23

Punto de equilibrio en los principales campos de “shale gas” en los Estados Unidos -40%

-29%

-24%

5

-41% 

4

 

3



6

Desarrollos maduros

Rango de precio del gas en los Estados Unidos 20102012

2 2008 2009

1 0

2010 2011

Barnett

Fayetteville

Haynesville



Desarrollos maduros

2013

Marcellus

Nuevos desarrollos

Fuente: SBC Análisis

4. Si 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. 5. 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. Por ello no existe un nivel óptimo de perforación, sino que dicha actividad se da de manera continua y hasta en tanto los niveles de producción a nivel de cada pozo permitan recuperar las inversiones y gastos involucrados. 6. La 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 marginal en términos económicos. Un aspecto crítico en el éxito del shale en los Estados Unidos ha sido (i) la existencia de infraestructura instalada

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MARZO/ABRIL / 2016

y (ii) su régimen fiscal. Dada la limitada presencia de economías de escala en shale, la existencia de infraestructura instalada mejora sensiblemente las economías de estos proyectos. Esto último resulta sumamente crítico para el armado de la convocatoria 5 en México, ya que implica que la misma sea diseñada tomando en cuenta que: • El desarrollo de shale debe realizarse agresivamente y no de manera gradual y por etapas. Un desarrollo masivo facilitaría la generación de economías de escala en la infraestructura de superficie que no existe y que incide de manera importante en la rentabilidad de estos proyectos. • El tamaño de los bloques deberá ser mucho mayor que lo observado en yacimientos convencionales para mejorar las economías de los proyectos. Mientras que en Polonia se ha utilizado un tamaño de 100 km2 que no ha atraído a un número elevado de inversionistas, en China los bloques han oscilado entre 5,000 y 10,000 km2 y ha sido muy exitoso. Posiblemente, el tamaño para México para los bloques en shale podría ubicarse entre 200 y 300 km2. • Es crítico reconocer que el régimen fiscal es tanto o más importante que el modelo contractual para el desarrollo exitoso del shale. En el caso de

los Estados Unidos, el régimen fiscal de shale permite la consolidación fiscal y adicionalmente tiene una estructura que incentiva la búsqueda continua por parte de los operadores de mejoras tecnológicas para obtener un mayor beneficio después de impuestos. Por ello no es extraño que las mejoras tecnológicas en shale se desarrollen precisamente en este país. La importancia del régimen fiscal para el desarrollo del shale se puede ejemplificar aún con más claridad con el caso de Polonia. No obstante que el shale por estructura registra rendimientos marginales decrecientes, Polonia utiliza esquemas de “factores R” que limitan innecesariamente la rentabilidad de los proyectos, lo cual consecuentemente reduce el atractivo económico para invertir en proyectos de este tipo en ese país. Incluso existe un caso más extremo de diseño fiscal inadecuado que el de Polonia, y éste es el de Argelia, que utiliza conceptos de factor R y establece una tasa interna de retorno máxima de 20%. Este diseño asume que la tasa interna de retorno es el indicador más relevante para un operador petrolero, cuando en realidad es el valor presente neto. Adicionalmente, el diseño fiscal de Argelia olvida que la tasa interna de retorno en shale es dramáticamente diferente para los primeros 3 años vis a vis los siguientes

15 a 20 años de la vida productiva de un pozo, es decir, los proyectos de shale requieren tasas de retorno anormalmente elevadas en los primeros años para compensar las muy bajas tasas de rentabilidad de los siguientes 15 a 20 años. Como parte del armado de la convocatoria 5 sería interesante evaluar aspectos tales como que (i) el contrato fuera bajo modalidad de licencia (ya que reduce carga de trabajo y costos al gobierno y eficientiza la administración de los contratos), (ii) la existencia de un bono a la firma del contrato para minimizar la presencia de “winners course”, así como para incentivar a los operadores petroleros a desarrollar actividad ren-

table para recuperar el bono pagado; (iii) incrementar el tamaño de las áreas, así como multiplicar el número de bloques a licitar; y (iv) revaluar el peso asignado a la sobreregalía y el programa mínimo de trabajo para maximizar el desarrollo rentable de los campos en un tiempo expedito. Finalmente, es crítico destacar que en el caso particular de México, los campos no convencionales a licitar en la convocatoria cinco serán muy atractivos si se incluye la columna geológica entera. Al contemplar lo anterior, los desarrollos serían rentables no obstante el nivel actual del precio del petróleo, ya que incluirían formaciones tales como el terciario,

cretácico y jurásico superior, En otras palabras, no sólo se trata de explotación del shale, sino estaríamos contemplando de tight oil y shale. En síntesis, una ronda petrolera exitosa en shale para México requiere que las autoridades reconozcan las 6 características distintivas de este recurso no convencional y sus implicaciones en materia de diseño tales como: el tamaño de los bloques, la devolución o no de áreas, el régimen fiscal y en especial el uso de bonos a la firma y la no aplicación de factores R para no restar atractivo económico a los proyectos; y potencialmente, no maximizar la renta petrolera para el Estado Mexicano.

ENERGIA A DEBATE

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MARZO/ABRIL / 2016

ENERGIA A DEBATE

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Exposición y Congreso México WindPower 2016

México, entre los primeros 10 productores de energía eólica para 2017

M

éxico logró un crecimiento extraordinario en 2014 y 2015 en capacidad de generación de energía eólica y muy probablemente se ubicará entre los primeros 10 productores de energía eólica en el mundo para 2017, afirmó Steve Sawyer, secretario general del Global Wind Energy Council (GWEC), en el marco de los trabajos de la Exposición y Congreso Mexico WindPower 2016, el evento más importante de la industria eólica en el país. En el mismo sentido, Adrián Escofet, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), informó que en los próximos tres años se prevén inversiones por 10 mil millones de dólares en la energía eólica en México. Durante su intervención, Sawyer agregó que la República Popular China mantiene su liderazgo mundial y sorprendió al instalar 30,500 megawatts (MW) durante 2015, tendencia alcista que se prevé que ese país podrá mantener. Mientras tanto, España cayó al 4º lugar mundial en generación de esta tipo de energía el año pasado, después de Estados Unidos y la India, debido a que la producción del país ibérico no aumentó nada el año pasado. En México, la Reforma Energética ha dado certidumbre a los inversionistas, afirmó la legisladora Georgina Trujillo,

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MARZO/ABRIL / 2016

presidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados. Dicha Reforma obligó a crear dependencias como el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y el Consejo Consultivo de la Transición Energética, y a robustecer a instituciones que ya existían, como la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE); además de establecer reglas claras y funciones específicas para la interacción entre dependencias con el fin de garantizar la existencia un sistema de pesos y contrapesos. La Reforma Constitucional implicó modificar 21 leyes, 26 reglamentos y expedir la Ley de Transición Energética (LTE), que fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de diciembre de 2015, en apoyo a las energías renovables. También se ha puesto en marcha el mercado eléctrico mayorista y que se está avanzando en la primera subasta a largo plazo, señaló Trujillo. A su vez, el Dr. Enrique Ochoa Reza, anunció que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) inicia la construcción de ocho proyectos eólicos con una inversión de 52 mil millones de pesos en los próximos tres años. Así, la capacidad instalada por CFE pasará de 598 MW a 2,965 MW en el período 2015-2018. Destacó que ya existe una capacidad de 2,569 MW de energía eólica en el país,

Aspecto de la inauguración Exposición y Congreso Mexico WindPower 2016.

al sumar las plantas del sector privado y de la CFE. Agregó que México cuenta con 16,148 MW de capacidad de generación renovable, la cual creció 56% en los últimos 15 años y representa el 26% del total de la capacidad de generación eléctrica instalada. La generación con tecnologías limpias en México alcanzará 35,800 MW en el año 2030, estimó Oliver Flores-Parra Bravo, Director General de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica de la Secretaría de Energía, citando el nuevo Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) 2016-2030. Esta cifra representa un incremento del 10% frente a la estimación del anterior Prodesen y es atribuible a una mayor perspectiva de crecimiento en proyectos eólicos y solares. Flores-Parra Bravo calculó en 12,985 millones de dólares la inversión esperada en proyectos eólicos en los próximos 5 años.

 

     

          

 

       

   

ENERGIA AAD DEBATE DE B BATE BAT BA ATE ATE E

2299

Industria eléctrica

¿Serán competitivas las Empresas Eléctricas Productivas del Estado? Los costos nivelados de generación son un factor clave en la evaluación de su desempeño.

E

G

B

N

,G

l mandato para las próximas Empresas Generadoras del Estado es operar con eficiencia y aportar recursos al Estado. La tarea implica, entre otras cosas, asimilar y desarrollar una cultura de control de costos –que no ha estado explícito en los procedimientos de gestión de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)– e implantar metodologías e instrumentos que permitan conocer prácticamente en tiempo real los costos asociados a la producción de cada kWh, a cada tecnología y del parque de generación en su conjunto. Otro aspecto importante es desarrollar mecanismos de evaluación de resultados económicos y técnicos de cada nueva empresa, que permitan retroalimentar los procesos de toma de decisiones en planeación y operación, iden ficar los aciertos y las fallas y otorgar premios o cas gos por el desempeño observado. Confiamos que uno de los beneficios colaterales del Mercado Eléctrico Mayorista sea limitar o eliminar la fuerte incidencia del sector político mexicano en la planeación y construcción de infraestructura eléctrica. Corresponde al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), instancia técnica, determinar los requerimientos reales de nuevas centrales eléctricas. Un instrumento para evaluar el desempeño de los proyectos de generación eléctrica son los Costos Nivelados de

O

M

J

C

S

*

Generación (CNG), que son la referencia más utilizada a nivel internacional para comparar la competitividad de las diferentes tecnologías de generación de electricidad. Los CNG se calculan considerando todos los gastos incurridos durante la vida útil de la instalación y con base en escenarios financieros, de precios de energéticos primarios, en su caso, y de disponibilidad de las instalaciones para producir electricidad, así como de riesgos de cambio a lo largo del tiempo en los parámetros involucrados. Se distinguen tres parámetros básicos: Costo de capital (CAPEX), que incluye los costos totales de desarrollo y construcción de una central, sin incluir los gastos de interconexión a la red eléctrica. Costos de operación (OPEX), es decir, la suma de todos los gastos de operación. Normalmente existen gastos fijos como el personal y mantenimientos y variables como combustibles y agua, en su caso. Factor de planta, que corresponde a la relación de la energía eléctrica generada en un año, generalmente, con respecto a la energía que podría generarse de manera continua a plena potencia durante las 8,760 horas de un año estándar. Los CNG se expresan en dólares de los Estados Unidos o en la moneda de cada país por kWh o MWh.

*Gerardo Bazán es académico de la UNAM ([email protected]). Gilberto Ortiz es miembro del Consejo Químico y del Comité de Energéticos de Canacintra ([email protected]). Jesús Cuevas es consultor independiente en temas de energía (jcuevasmx@ hotmail.com).

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Variaciones regionales en Costos Nivelados para nuevas instalaciones eléctricas, 2020 (2013 $/MWh) Mínimo

Tipo de Planta T

Promedio

Máximo

T

N

87.1

95.1

119

Viento

Carbón avanzado.

106.1

115.7

136.1

Viento costa-afuera

Carbón avanzado con CSC.

132.9

144.4

160.4

Solar PV

Carbón convencional.

Gas Natural Ciclo Combinado Convencional.

70.4

75.2

85.5

Ciclo Combinado Avanzado.

68.6

72.6

81.7

Ciclo Combinado Avanzado con CSC.

93.3

100.2

110.8

Turbina de combustión convencional.

107.3

141.5

156.4

Turbina de combustión avanzada.

94.6

113.5

126.8

Nuclear avanzada

91.8

95.2

Geotérmica

43.8

478

52.1

Biomasa

90

100.5

117.4

101

No está de más mencionar que los costos nivelados de generación se refieren solamente a los costos de generación, es decir, no representan los costos totales de suministro como son: los costos de interconexión a la red (líneas de transmisión del sitio al punto de interconexión, por ejemplo), los costos de respaldo y balanceo a las tecnologías intermitentes, etc. Los costos nivelados de generación varían ampliamente entre las diversas regiones del mundo, inclusive dentro de cada país, y también entre las tecnologías. Para una misma tecnología, los costos nivelados resultan diferentes dependiendo de la región geográfica donde se instale la central. Por ejemplo, los ciclos combinados aumentan su costo en sitios con baja disponibilidad de agua, ya que se deben instalar aerocondensadores, los cuales consumen parte de la potencia de diseño o se deben sobredimensionar; asimismo, pierden potencia a medida que la altitud es mayor; en contrapartida, tienen mejor eficiencia en lugares de baja temperatura ambiente. También se debe considerar la disponibilidad de gasoductos para los ciclos combinados o de líneas de transmisión para las centrales eólicas o para las termoeléctricas convencionales. Asimismo, para las nuevas instalaciones un factor importante corresponde a la capacidad instalada existente en la región donde se pretende instalar. Esto es, las nuevas centrales tendrán que compe r con otras instalaciones que cuentan con un cierto grado de depreciación, lo cual las puede hacer más compe vas. Para tener una idea de los órdenes de magnitud observados

Máximo

Promedio

Mínimo

Tipo de Planta

D

D

65.6

73.6

81.6

169.5

196.9

269.8

97.8

125.3

193.3

Solar térmica

174.4

239.7

382.5

Hidroeléctrica

69.3

83.5

107.2

Fuente: US Energy Information Administration. Annual Energy Outlook 2015. Release Date: April 14, 2015

y pronos cados por organismos internacionales especializados en el campo de la energía, presentamos los siguientes cuadros. Los cuadros anteriores muestran los rangos de costo nivelado que se espera tener hacia el 2020, de acuerdo a la Agencia Internacional de Energía, en las tecnologías más desarrolladas actualmente. Aunque se refieren a una muestra de 20 regiones en los Estados Unidos, se considera que representan una buena referencia para las nuevas centrales que se instalen en México. Estos datos son relevantes para nuestro sistema eléctrico en la víspera de la implantación del Mercado Eléctrico Mayorista y la Ley de Transición Energética, que han planteado diversos cuestionamientos sobre el incremento en costos por la relevancia de las fuentes limpias en esta nueva arquitectura. De acuerdo a la información, se puede ver que la geotermia representará el costo nivelado más bajo hacia finales de la década actual; los aerogeneradores en tierra son comparables en costos con los ciclos combinados convencionales. La selección de la tecnología dependerá, como se mencionó, de las externalidades asociadas entre los puntos de interconexión y el sitio de instalación. En este contexto, no está de más mencionar una par cularidad un tanto recurrente en diversos proyectos de centrales eléctricas en nuestro país. Existe un costo nivelado de generación determinado en el proceso de planeación y otro significa vamente superior al final de la etapa de construcción, situación que se deriva de sistemas débiles de administración de proyectos. ENERGIA A DEBATE

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Entre varios casos, el ciclo combinado Centro II tiene sobrecostos aún no cuantificados derivados de conflictos sociales derivados por la tenencia de la tierra en varios puntos del trazo del gasoducto que alimenta la planta, y por derechos del uso del agua en la región. Otros ejemplos son las hidroeléctricas El Cajón y La Yesca, cuyos costo finales resultaron con un CAPEX del orden del 50% superiores a sus presupuestos originales, y el Factor de Planta es significativamente inferior al de diseño. Queda claro que el costo nivelado de generación es muy superior al que se previó originalmente. Cabe mencionar que un elemento importante de esta metodología es que, de acuerdo a especialistas(1), no es una metodología apropiada para comparar las tecnologías despachables con las no despachables, debido a que, en condiciones de mercado, las no despachables tienen un valor que depende del momento en que se produzca la energía eléctrica. Observaciones Tradicionalmente, el sector eléctrico ha hecho su planeación del parque de generación con base en el costo mínimo de inversión, operación y mantenimiento, considerando aspectos de diversificación y seguridad energética y de disponibilidad de recursos energéticos primarios. Los Costos Nivelados de Generación son una referencia que se utiliza en México para la planeación del parque de generación eléctrica; su uso está generalizado entre los países, los gobiernos y las empresas desarrolladoras. Sin embargo, en México estos costos no se actualizan a lo largo de la vida útil de la instalación, considerando las desviaciones al proyecto original como: retrasos en la construcción, variación en los precios de los combustibles, modificaciones al diseño original y modificaciones en el factor de planta, para saber el costo real de cada kWh producido. En otras palabras no se evalúa si el costo actualizado del proyecto cumple con los objetivos técnicos y financieros para los que fueron desarrollados. En este sentido, otra evaluación que ha estado ausente es el costo de generación del kWh promedio del sistema y su nivel de ineficiencia considerando el alto margen de reserva que se mantiene en el país. RECOMENDACIONES Cada Empresa Generadora del Estado debería establecer un sistema de información de costos adecuado a los nuevos

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MARZO/ABRIL / 2016

propósitos económicos y técnicos. En este contexto, sería conveniente que alguna autoridad fiscalizadora asumiera el cálculo del costo de las desviaciones para conocer el valor real de los proyectos. Sería conveniente democratizar la evaluación, integrando a organizaciones civiles a fin de complementar recursos. Como señala Antonio Rojas(2): “¡Que nuestra UNAM estudie y analice con el mayor cuidado y rigor posibles las transformaciones de la industria eléctrica. Y sus efectos económicos y sociales!” La evaluación de los resultados de las políticas públicas debería ser una tarea sistemática e institucional, llevada a cabo por entidades política y económicamente independientes. En esta lógica, también nos permitimos referirnos al artículo de Juan E. Pardinas(3): “La empresa de consultoría McKinsey publicó en 2013 el estudio Productividad en infraestructura: ¿Cómo ahorrar un trillón al año? El documento explica el caso del Sistema Nacional de Inversiones (SNI) de Chile, el cual llega a rechazar un 35% de los proyectos que se le presentan para su valoración. El SNI hace una evaluación antes (ex ante) y después (ex post) de la ejecución de un proyecto para ponderar si efectivamente se cumplieron con las estimaciones de rentabilidad social y las previsiones financieras. Estas evaluaciones nutren una base de datos transparente sobre el historial, el desempeño y el costo de las distintas inversiones en infraestructura. Otra sugerencia relevante para México es la separación de las responsabilidades técnicas y políticas en la planeación y ejecución de un proyecto de infraestructura. En Hong Kong, el órgano encargado del transporte masivo está blindado de los ciclos electorales y los intereses políticos de corto plazo. ¿Cuántos millones de pesos ahorraríamos al año si se aplican las sugerencias de McKinsey? “ No se debe olvidar la vinculación que tienen los proyectos de generación eléctrica con el medio ambiente, la economía y la sociedad; la industria, en el desarrollo de cadenas productivas y contenido nacional; la balanza comercial, la seguridad energética y el desarrollo tecnológico del país. (1)Paul L. Joskow. Alfred P. Sloan Foundation and MIT. Comparing the Costs of Intermittent and Dispatchable Electricity Generating Technologies. September 23, 2010 (Revised February 9, 2011) DISCUSSION DRAFT. (2) Periódico LA JORNADA. Nesum Dorma. Domingo 31 de enero de 2016. (3) Periódico Reforma. ¿Fin de sexenio?. Domingo 31 de enero de 2016.

Las sociedades de autoabasto, una opción para “cubrirse” de energía TEXTO E IMÁGENES: CORTESÍA GAS NATURAL FENOSA

L

a posibilidad de ser parte de un grupo para generar su propia electricidad con la opción de ser además su propio consumidor, y así tener ahorros de hasta 20% en el pago de la electricidad, fue presentada durante la ponencia “México: Suministro de energía eléctrica a partir de las Sociedades de Autoabasto”, impartida por el ingeniero Arturo Aguilar, gerente de Contratos PPA, Regulación y Mercados de Energía de Global Power Generation, la filial de electricidad de Gas Natural Fenosa. A través de este esquema se pueden lograr ahorros de entre 5 y 20% por debajo de la tarifa ofrecida por CFE, aunque éstos dependerán de la actividad comercial o privada del consumidor, así como de la ubicación geográfica y del tipo de tarifa en que se encuentre. Las sociedades de autoabasto consisten en la creación de una sociedad cuyo propósito es satisfacer las necesidades energéticas de sus integrantes sin importar al sector productivo que pertenezcan. Actualmente, el 17% de la generación la aportan privados bajo los esquemas de autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, exportación y usos propios. La ponencia de Aguilar comenzó haciendo un

poco de historia. “Las sociedades de autoabasto surgieron a partir de la reforma a la Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992 y al reglamento de dicha Ley en 1993 y desde entonces están vigentes”, aseguró Aguilar. Al presentar un panorama actual de este modelo para generar su propia energía, el Gerente de Contratos PPA, Regulación y Mercados de Energía de GPG, comentó que “los contratos PIE’s (Productores Independientes de Energía), que representan el 24% de la capacidad instalada, cuenta con contratos a 25 años que incentivan la disponibilidad y la eficiencia”. La importancia de los PIE’s salta a la vista cuando por ejemplo en el año 2014 las centrales eléctricas destinadas al servicio público generaron el 85.7% de la energía eléctrica y el 14.3% restante fue producida por las centrales eléctricas privadas en sus diferentes esquemas de generación, incluidas las sociedades de autoabasto, de acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 20152019, elaborado por la Secretaría de Energía. Al destacar algunos de los beneficios de apegarse al autoabasto, Aguilar comentó que uno de ellos sería obtener precios competitivos sin ser un usuario calificado del mercado eléctrico o tener una demanda

ENERGIA ENER E ENE EN NE N NER ER E R GIA G IIA GI AAD DE DEBATE E BA BAT BATE B ATE A AT TTE E

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mínima de energía de 3 MW. El autoabasto se encuentra dentro del portafolio de oportunidades en GPG, filial a la que Aguilar pertenece, ya que ellos se encargarán de gestionar el riesgo precio-gas, los costos de porteo gracias a los más de 10 años de experiencia en ciclos combinados lo que se refleja en una alta disponibilidad de la fuente de energía. Su lado verde Otro dato a destacar es el incremento de la capacidad de producción eléctrica a partir de fuentes limpias, ya que en el periodo 2015-2029, el 54.3% de la capacidad adicional será a partir de tecnologías limpias. “Lo anterior es un crecimiento muy importante de la participación de los generadores limpios, que de acuerdo con la Ley e Industria Eléctrica son aquellas fuentes cuyas emisiones no rebasen los umbrales establecidos en las disposiciones que se emitan y entre las cuales se consideran el viento, la radiación solar, el calor de los yacimientos geotérmicos y la energía generada por las centrales de cogeneración eficiente”, agregó Aguilar. Una oportunidad también interesante para las empresas que elijan al autoabasto ya que -además de los ahorros previstos- se adiciona el reconocimiento ambiental sobre la imagen corporativa al consumir energía limpia, proveniente de fuentes renovables. Un dato interesante es que por cada 10 mil MW de capacidad de generación con fuentes limpias, se pueden evitar emisiones por 5 mil toneladas de CO2. Por último, Aguilar resaltó que “el 23.5% de la capacidad adicional lo aportarán las nuevas centrales bajo el esquema de autoabastecimiento y pequeña producción, por lo que este esquema seguirá siendo de uso común en los próximos años en la industria a pesar de que la CRE ya no expida permisos de este tipo”, finalizó el ingeniero de GPG.

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MARZO/ABRIL M MARZ MAR ARZ A R ZO/AB O //AB O/AB O/A /A AB A B RIL R IL RI I L / 220 2016 0 16 16

¿Qué necesito para entrar a una sociedad de autoabasto? 1. Contar con Centros de Consumo en Tarifas HM o Tarifa 2 interesados en consumir energía renovable. 2. Adquirir una Acción Serie C con Fuerza y Energía Bií Hioxo, filial de Gas Natural Fenosa. 3. Incluir los Centros de Carga en el Permiso de Autoabastecimiento con la CRE (el trámite lo realiza Fuerza y Energía Bií Hioxo, FEBH). 4. Realizar estudio de Transmisión e Inclusión de los Centros de Carga en el Convenio de Transmisión con CFE (el trámite también lo realiza FEBH). 5. Realizar adecuaciones eléctricas y de comunicaciones en los Centros de Consumo a los que FEBH les suministrará energía (estas actividades deberán realizarse en paralelo con las actividades descritas en los incisos 1 al 4. En cuestiones técnicas también se requiere: a) Infraestructura que permita realizar un esquema de comunicación por VPN. b) Posibilidad de colocar nodo de red cercano al medidor. c) Instalaciones eléctricas que se apeguen a lo establecido con las especificaciones técnicas del Suministrador establecidas en el Procedimiento Para La Atención De Solicitudes De Servicio De Energía Eléctrica (PROASOL) emitido por la subdirección de Distribución de la Comisión Federal de Electricidad. d) Medidor bidireccional de acuerdo a las especificaciones de CFE.

Industria eléctrica

El incierto comienzo del mercado eléctrico El reto es hacer funcionar y consolidar a ese nuevo sistema de operación.

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fines de enero pasado, se cumplió uno de los propósitos clave de la Reforma Energética: la puesta en marcha del mercado eléctrico mayorista (MEM). Tras casi dos años en que se publicó un sinfín de regulación y manuales, se puso a funcionar ese mercado para los sistemas interconectados Nacional, Baja California y Baja California Sur, en los segmentos de generación, transmisión y distribución, donde puede participar el sector privado. Con bombo y pla llo se anunció el arranque de mecanismo de compra y venta de fluido eléctrico en operaciones en empo real, que deberá asegurar que prevalezcan los costos más bajos en el sistema eléctrico en todo momento. Todo ello bajo la batuta del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), que fue separado de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para que pudiera ser el imparcial gestor del sistema, en el que se espera que, con el empo, compe rá un gran número de empresas. Pero el arranque fue un suceso anticlimático, en el que muchos par cipantes potenciales en la primera subasta de corto plazo prefirieron esperar y analizar las primeras transacciones y precios, antes de decidir cómo actuarán en el mercado. Se informó que el mercado alcanzará su madurez en 2017, porque el proceso de integración de la industria privada y el ajuste de las reglas requiere empo y supervisión para funcionar óp mamente. Se confirmó que las primeras transacciones serían limitadas en los primeros meses del mercado, reflejando el hecho de que casi toda la capacidad y generación que existen hoy se mantienen bajo la figura de “contratos legados”, sin cambios en sus condiciones. Para colmo, el único participante fuera de CFE fue la Generadora Fénix, una unión del Sindicato Mexicano de Electricistas con la portuguesa Mota-Engil. Una señal incómoda, en opinión de muchos observadores. Como quiera que sea, el mercado arrancó con ofertas de 540 generadores de la CFE y sus productores independientes, además de 183 generadores permisionarios –representados por la CFE–, más la oferta del incómodo Fénix, para sumar 32,360 megawatts (MW) de capacidad para cubrir una oferta de demanda en hora pico de 32,100 MW. Luego, en la primera subasta de largo plazo, 103 licitantes solicitaron precalificación para 468 ofertas técnicas, que incluyen 830 MW de potencia, 102 MWh de energía y 109

S

* millones de certificados de energía limpia (CELs), “Las bases del mercado son muy complejas, escritas por ingenieros para ser interpretadas por abogados”, comentó el representante de una compañía generadora. El papel de CFE, sobre todo, estuvo bajo la lupa, ya que en días previos se anunció que esta Empresa Productiva del Estado sufriría una estricta separación legal, horizontal y vertical, en múltiples empresas, con “murallas chinas” entre ellas, aun cuando todas ellas reportarían a un solo corporativo. Además, esa separación de CFE en varias compañías generadoras tomaría tiempo, probablemente un año, según se comentó. Por su parte, la Subsecretaría de Electricidad de la Secretaría de Energía difundió plazos para ir cumpliendo y consolidando del MEM (ver recuadro). Acciones Información y comunicación con solicitantes a participar en el MEM. Evaluación de antecedentes y requisitos mínimos de capital. Solicitud de contrato de participante por parte de generadores amparados por contratos, permisos y autorizaciones transitorias. Instrumentación de procesos de registro para suministradores que representen a generadores exentos y a los que representen centros de carga. El CENACE pondrá a disposición de los participantes el software de programación financiera. El CENACE no requerirá las garantías de cumplimiento de los generadores ni suministradores de servicio básico. Ofertas de venta para unidad de central de ciclo combinado. Participantes ofertarán el costo de operación que corresponda al límite de despacho económico mínimo. El CENACE implementará el uso de límites de energía diaria para todas las centrales eléctricas en el mercado del día en adelanto. El mercado de tiempo real podrá ejecutarse en modo de control de plazo abierto. No se aplicarán penalizaciones por incumplimientos a las instrucciones del despacho económico en tiempo real. Registro de los parámetros de referencia de cada Unidad de Central Eléctrica. Prueba y validación del registro de instrucciones de despacho, RID. Desarrollo del software de programación física. Evaluación del CENACE de los programas de importación y exportación solicitados en el marco de los contratos de interconexión. Implementación del sistema de información del mercado.

Plazo* 90 días 120 días 30 días 180 días 180 días 65 días 120 días 90 días 180 días 180 días 180 días 90 días 180 días 180 días 90 días 180 días

*/ A partir del arranque del MEM de Corto Plazo. Fuente: Sener.

* Director General de esta revista. ENERGIA A DEBATE

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La participación dominante de CFE conlleva muchas dudas. “¿Por qué se sigue llamando Comisión, y además Federal. Habría que cambiarle el nombre,” comentó uno de los dirigentes de una asociación que representa a las energías renovables. Otra duda iba en el sentido de que los plazos para la separación de CFE son demasiado amplios, en un mercado en el que se esperan muchos acontecimientos en el transcurso de su primer año. “¿Qué sucede si la CFE quiebra?”, dijo otro observador, en alusión a sus maltrechas finanzas, que se deterioran por los precios más bajos de la electricidad y por la pérdida de grandes clientes. La respuesta a este interrogante probablemente la dio el Secretario de Hacienda, Luis Videgaray Caso, a principios de enero, cuando afirmó que Pemex era una de las grandes petroleras que hoy día se pueden calificar como “too big to fail”. Se supone, pues, que las EPEs no podrán quebrar y que la Hacienda Pública siempre las rescatará con los impuestos de los contribuyentes, nos guste o no, como ahora forzosamente sucederá con Pemex. La credibilidad y el funcionamiento del mercado eléctrico

dependerán de que participen empresas fuertes al margen de la CFE. Para ello, las grandes empresas deben ver la conveniencia de ser suministradores calificados o usuarios calificados. Pero, por ahora, no está claro que las empresas del país quieran migrar al nuevo mercado liberalizado, porque no saben qué va a pasar en ese mercado ni cómo va a ser la tarifa regulada. Los costos de CFE van a determinar la tarifa regulada y los nuevos jugadores deberán mejorar esa tarifa. Otra incógnita es cómo funcionarán los CELs, en un mercado donde habrá incentivos para comprar energía barata, no para comprar energía limpia. Los CELs han creado polémica y por lo pronto no hay quién pueda estimar su precio. Falta ver si cumplen su cometido de promover la energía renovable. Hay optimismo, pero persisten dudas. En el reciente “4th Mexico Energy Power Summit” celebrado por BNamericas, pudimos escuchar diversas opiniones. Juan Ignacio Rubiolo, Presidente y Director General de AES México, consideró que con el nuevo mercado hay buenas razones para invertir en México gracias a la apertura hacia la competencia con la separación

¿Cómo competirá CFE en el mercado? Dr. Enrique Ochoa Reza* ¿Cómo va la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a participar en el mercado eléctrico en condiciones de piso parejo y competencia plena? La Secretaría de Energía mandató unos nuevos términos de estricta separación legal de la CFE, que establecen que se creen al menos cuatro empresas subsidiarias diferentes entre sí en generación, que competirán entre ellas y con las generadoras privadas nacionales e internacionales en el nuevo mercado de generación eléctrica mayorista. Son cuatro subsidiarias de generación distintas y se creó una unidad de negocio para administrar la central nucleoeléctrica Laguna Verde. Por motivos de seguridad y de acuerdo a una práctica internacional, la central nuclear dependerá del corporativo, pero la energía eléctrica que genere formará parte del paquete de generación de alguna de las subsidiarias para

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MARZO/ABRIL / 2016

legal, financiera y operativa de la CFE. Pero advirtió que, de no hacerse la separación de la empresa en los términos en que está planeado, se corre el riesgo de tener un mercado eléctrico muy pequeño. Nicola Melchiotti, Vicepresidente de Enel para México y América Central, habló de las grandes incertidumbres en los mercados energéticos y consideró que el mercado eléctrico en México será complicado porque va a haber muchos más jugadores, de manera que las empresas tendrán que enfocarse en las soluciones para sus clientes más que en la tecnología. Miguel Ángel Alonso, managing director de la española Acciona que realiza proyectos eoloeléctricos en Oaxaca, manifestó que su empresa se posiciona en contra de los CELs, al considerar que no son necesarios y que todos los incentivos y subsidios son anitanturales. Pueden ayudar a cumplir con la reducción de emisiones, pero no necesariamente para promover las renovables. Expresó su esperanza de que las subastas ofrezcan una plataforma para un fuerte crecimiento de la energía solar en México, pero que la primera subasta,

recién lanzada, no lo será. Iván Oliveros, director para financiamiento de proyectos de generación eléctrica y energías renovables de SMBC, aseguró que las condiciones de contratación de las subastas son similares e incluso mejores respecto a las realizadas en otros países, por lo que son bancables. Sin embargo, todavía quedan incertidumbres sobre el modelo de mercado y planificación de la transmisión. Durante poco más de dos años, después de aprobarse las reformas a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución para permitir, en materia de electricidad, la participación del sector privado en las actividades de generación, transmisión, distribución básica y comercialización de energía eléctrica, la puesta en marcha del mercado eléctrico y de las subastas mantienen a la expectativa a los participantes de ese mercado. En consecuencia, las autoridades y la industria deberán trabajar en fórmulas para reducir las incertidumbres, hacer funcionar y consolidar a ese nuevo mercado para dar certeza a todos los participantes, que, al fin y al cabo, somos todos.

participar en el mercado. En materia de transmisión se nos mandata establecer una subsidiaria de transmisión separada de la generación y separada de la distribución, para llevar el registro contable de los costos que establece transmitir la energía eléctrica de alto voltaje en el sistema e informar a la Comisión Reguladora de Energía de dichos costos, dado que la CRE establece la tarifa de transmisión para todos por igual. También se crea una subsidiaria de distribución, separada de transmisión. Esta subsidiaria tiene 16 unidades de negocio, que corresponden a 16 regiones del país, y que llevarán la contabilidad de los costos que ejercen para distribuir energía eléctrica para reportarla a la CRE, quien establecerá la tarifa de distribución teniendo información plena de cada una de las 16 unidades regionales y del sistema nacional en su conjunto. Para comercializar la energía eléctrica se crea una subsidiaria para el suministro básico y una filial para el suministro

calificado. Dicho suministro es para grandes usuarios que consuman 2 megawatts o más de energía y a partir de agosto de este año que sean aquellos consumidores que consuman de 1 megawatt o más. Hay una competencia muy robusta para suministrar energía a esos grandes consumidores. Por otra parte, se crean comercializadoras de combustibles y éste es un área económica nueva para la CFE, quien competirá con Pemex y con otras empresas para comercializar gas natural y otros combustibles. Esto es práctica común en las empresas eléctricas a nivel internacional, pero CFE no lo hacía antes de la Reforma Energética. La CFE podrá vender los combustibles que tenga en excedente. Para eso creamos dos filiales, una para comercial combustibles al interior del territorio nacional, que se llama CFE-Energía, y otra para comercializar combustibles en el exterior, que se llama CFE-Internacional. • Tomado de su participación en la Expo México Energy 2016.

ENERGIA A DEBATE

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Ahorro de energía

Eficiencia energética para calentadores de agua a gas Se analiza sus impactos energéticos, económicos y ambientales a partir de la aplicación de la NOM-003-ENER. B

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,Y

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300.0 250.0 200.0 150.0 100.0 2014

2012

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2008

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2002

2000

1998

1996

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1992

1990

1988

1986

1984

MARZO/ABRIL / 2016

B

350.0

Fuente: Sener[1].

La NOM-003-ENER-2011, Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial. Límites, método de prueba y etiquetado En México, a par r de la Ley Federal de Metrología y Normalización publicada en 1992 y a través primero de la Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (Conae) y, a par r de 2009, de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (Conuee), se ha venido estableciendo un conjunto amplio de Normas Oficiales Mexicanas para la eficiencia energé ca con un robustosistema de evaluación de la conformidad que ha permi do tener impactos importantes en los consumos de electricidad y gas, par cularmente en el sector residencial[5]. La NOM-003-ENER-2011, Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso domés co y comercial. Límites, método de prueba y e quetadoes una norma cuya primera versión se publicó en 1995[6] y ha sido actualizada dos veces (en el 2000 y el 2011)[7][8].Establece los niveles mínimos de eficiencia térmica que deben cumplir los calentadores de agua para uso domés co y comercial que se encuentren en el mercado nacional. También especifica el método de prueba que debe aplicarse para verificar

• Funcionarios de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE).

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N

400.0

1982

La importancia del uso del gas para el calentamiento de agua En el sector residencial de México, el gas es el combus ble que más se consume en términos de su contenido energé co, ya que representa el 42% del consumo de energía del sector (38% gas LP y 4% gas natural)[1]. Sin embargo, su peso en la economía de las familias es aún más importante ya que el gasto en gas representa el 63% del gasto total en energé cos[2]. A su vez, el uso del gas para calentamiento de agua es su principal des no ya que se es ma que el 54% del consumo de gas el sector residencial corresponde al calentamiento de agua[3]. Sin embargo, solo cerca de la mitad de los hogares cuenta con calentador de agua[4]. Por lo mismo, cualquier polí ca pública orientada a mejorar la eficiencia energé ca en el uso del gas y en especial el que se usa para calentamiento de agua, es de gran importancia no solo en términos energé cos, sino también económicos, ambientales y sociales.

I

Figura 1. Evolución del consumo de gas (LP y natural) en el sector doméstico de México entre 1980 y 2014.

1980

l presente documento presenta una evaluación del impacto de la NOM-003-ENER, que establece los niveles mínimos de eficiencia térmica que deben cumplir los calentadores de agua a gas para uso domés co y comercial que se encuentren en el mercado nacional. Para esto, se llevó a cabo un análisis compara vo entre la evolución del consumo de gas (LP y natural) y la de un escenario de crecimiento asociado al del crecimiento de la población en México desde la entrada en vigor de la NOM en 1996. En términos generales, se es ma que la aplicación de la NOM-003-ENER ha evitado el consumo de 900PJoules de gas desde la puesta en vigor de la NOM, lo que es igual a más de tres veces el consumo anual actual, con ahorros a la economía nacional de más de 320 mil millones de pesos de 1996 a 2014 y emisiones evitadas de 56.1 Ton de CO2eq, equivalentes a cerca de dos años de emisiones por quema directa de combus bles de los sectores residencial y comercial.

J

Consumo (Pjoules)

O

Figura 2.Tasas de crecimiento de consumo de gas en sector residencial, número de viviendas y población en México (1980-1990, 1990-2000 y 2000-2010) 7.00 Consumo gas

% crecimiento anual

6.00

Vivienda

5.00

Población

4.00 3.00 2.00 1.00 0.00

1980-1990

1990-2000

2000-2010

Fuentes: Elaboración propia de los autores con datos de Sener e INEGI.

dicho cumplimiento. Esta NOM entró en vigor en junio de 1996[6]. Por lo anterior, en el año de 2016 se cumplen 20 años de la entrada al mercado de los equipos de calentamiento de agua que cumplen con una NOM de eficiencia energé ca (incluyendo su e queta amarilla, que es obligatoria). Dado que se es ma que la vida ú l promedio de estos equipos es de 10 años, se puede afirmar que prác camente todos los calentadores de gas en operación en México enen cer ficados con la NOM-003-ENER, en sus versiones 1995, 2000 o 2011. Evolución del consumo de gas (LP y natural) en el sector residencial y del número de viviendas y población entre 1980 y 2014 Una revisión de la evolución del consumo de gas (LP y natural) en el sector residencial entre 1980 y 2014 hace evidente un drás co cambio de una tendencia de alto crecimiento hacia una a la baja a par r de los años en los que entra en vigor la primera versión de la NOM-003-ENER (Fig. 1)[1]. En par cular, el consumo de gas se duplicó en quince años entre 1980 y 1995 y, a par r de 1998, se de ene e, inclusive, decrece. A su vez, una revisión de las tasas de crecimiento en tres décadas de 1980 a 2010 del consumo de gas en el sector residencial, del número de habitantes y del número de viviendas en México hace igualmente evidente el cambio que se presenta a par r la aparición de la NOM-003-ENERen la segunda parte de los noventas (Fig. 2)[9]. Así, mientras en el lapso entre 1980 y 1990 la tasa de crecimiento del consumo de gas (6.4%) era más del doble que la del número de viviendas (3.0%) y del triple del de la población (2.0%), ya para el período 1990 a 2000 la situación cambia radicalmente, pues mientras las tasas de crecimiento de número de viviendas y población no varían mucho, la de consumo de gas se

reduce a la sexta parte (poco más de 1%). Más aún, entre 2000 y 2010 la tasa de crecimiento del consumo es casi nulo y varias veces menor al de la vivienda y de la población. A su vez, una comparación de las tasas de crecimiento de la población y del consumo de gas en períodos antes (1980 a 1996) y después de la entrada en vigor de la NOM (1997 a 2014) muestra un descenso de las tasas, siendo nega va para el consumo de gas para los años posteriores a la entrada en vigor de la NOM (Tabla 1). Tabla 1. Tasas de crecimiento de consumo de gas en sector residencial y población de México (1980-1996 y 1997-2014) Concepto 1980-1996 1997-2014 Consumo gas en 3.02 -0.60 sector residencial Población 1.93 1.20 Fuentes: Elaboración propia de los autores con datos de Sener e INEGI.

1. El impacto energético, económico y ambiental de la NOM-003-ENER-2011 Para establecer el impacto energé co, económico y ambiental de la NOM-003-ENER se considera un escenario de referencia relacionandocon el crecimiento dela población en México.De esta manera, se hace la consideración de que en el escenario de referencia (sin NOM-003-ENER) la tasa de crecimiento de la demanda de gas en el sector residencial sería igual al de la población entre 1997 y 2014 (1.2%), que es el período posterior a la entrada de la NOM (Fig. 2). Esto significa que, tan solo para el año 2014, el consumo de gas LP fue 37% menor de lo que la tendencia de crecimiento de la población indicaría, lo que representa un ahorro de 110PJoules al año (2.1 millones de Ton de gas) y con un valor, a precio de octubre de 2015, de cerca de 30 mil millones de pesos y emisiones evitadas de 6.6 mil Toneladas de CO2 equivalente (Tabla 2). ENERGIA A DEBATE

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Figura 3. Evolución real y estimada del consumo de gas en el sector doméstico de México entre 1990 y 2014. 440.0

Consumo (Pjoules)

390.0 340.0 290.0 240.0

Tendencia

Real

190.0 140.0

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

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1990

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1988

1987

1986

1985

1984

1983

1982

1981

1980

Fuentes: Preparado por el autor en base a datos de la Sener y de INEGI.

Tabla 2. Es mados de ahorros de energía y dinero y emisiones evitadas por la NOM-003-ENER-2011 Concepto 1995-2014 2014 Energía ahorrada(PJoules) 900 110 Can dad de gas (millones de Ton gas LP eq) 17.0 2.1 Ahorro ($miles de millones) 254 30 Emisiones CO2 (miles de Ton COeq) 56.1 6.6 Fuentes: Preparado por los autores con base en datos de la Sener e INEGI.

A su vez, como valor acumulado en 18 años (de 1996 a 2014), el consumo evitado de gas desde la puesta en vigor de la NOM se es ma en 900PJoules, lo que representamás de tres veces el consumo anual actual. Esto también equivale a más de 17 mil millones de kilos de gas LP, que a precio al público en octubre de 2015 (14 $/Kg) ene un valor de 254 mil millones de pesos. En emisiones evitadas, esto representa 56.1Ton de CO2eq, equivalentes a cerca de dos años de emisiones por quema directa de combus bles de los sectores residencial y comercial[10]. A su vez y considerando un subsidio promedio de 30% sobre el precio al usuario de gas LP[3] y que este se ha aplicado al 85% de los usuarios, se es ma que se ha tenido un ahorro adicional, esta vez para las finanzas públicas, de 66 mil millones de pesos, lo que lleva a un total de ahorro para la economía nacional de más de 320 mil millones de pesos. 2. Conclusiones Una revisión de la evolución del consumo de gas (LP y natural) en el sector residencial entre 1980 y 2014 hace evidente un drás co cambio de una tendencia de alto crecimiento hacia una a la baja a par r de los años en los que entra en vigor la primera versión de la NOM-003-ENER. Para es mar la can dad de gas que se ahorra por la NOM se llevó a cabo un análisis comparativo entre la evolución

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MARZO/ABRIL / 2016

del consumo de gas (LP y natural) en el sector residencial de México y la de un escenario de referencia (sin NOM-003-ENER) asociado al crecimiento de la población en el paísentre 1996 y 2014. En términos generales, se estima que la aplicación de la NOM-003-ENER ha evitado el consumo de 900PJoulesde gas desde su puesta en vigor, lo que es igual a más de tres veces el consumo anual actual, con ahorros a la economía nacional de más de 320mil millones de pesos y emisiones evitadas de 56.1 Ton de CO2eq de 1996 a 2014, equivalentes a cerca de dos años de emisiones por quema directa de combustibles de los sectores residencial y comercial. Referencias 1. SENER. Sistema de Información Energé ca. 2016 [cited 2016 Enero]; Available from: h p://sie.energia.gob.mx/. 2. INEGI. Encuesta Ingreso y Gasto de los Hogares 2008. 2009 [cited 2011 15 de Marzo]; Available from: www.inegi.org.mx. 3. GIZ, Análisis de viabilidad y dimensionamiento del potencial de ahorro de un programa de sus tución de calentadores de agua 2011, Deutsche Gesellscha für Interna onale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH: México. p. 85. 4. INEGI. Censo de Población y Vivienda 2010. 2011 [cited 2011 15 de Marzo]; Available from: h p://www.censo2010.mx/. 5. Conuee, Normas Oficiales Mexicanas de Eficiencia Energé ca. Balance al 2013, 2015, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de Energía: México DF. p. 63. 6. Conae. NORMA Oficial Mexicana NOM-003-ENER-1995, Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso domés co y comercial. 1995 [cited 2016 Enero]; Available from: h p://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php? codigo=4884401&fecha=07/11/1995. 7. Conae, NOM-003-ENER-2000 Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso domés co y comercial. Límites, método de prueba y e quetado., Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, Editor 2000. p. 17. 8. Conuee. NORMA Oficial Mexicana NOM-003-ENER-2011, Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso domés co y comercial. Límites, método de prueba y e quetado. 2011 [cited 2016 Enero]; Available from: h p:// www.conuee.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/6933/19/ NOM003ENER2011.pdf. 9. INEGI. Viviendas habitadas por po y clase de vivienda, 1990 a 2010. 2016 [cited 2016 Enero]; Available from: h p://www3.inegi.org.mx/sistemas/ sisept/default.aspx?t=mviv27&s=est&c=26529. 10. INECC. Inventario de Gases y Compuestos de Efecto Invernadero. Actualización 2013. [cited 2016 Enero]; Available from: h p://www.inecc.gob. mx/descargas/cclima co/2015_inv_nal_emis_gei_result.pdf.

ENERGIA A DEBATE

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Energías renovables desafían la caída del precio del petróleo A

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2015. Bloomberg New Energy Finance

L

a inversión en energía renovables aumentó en China, África, Estados Unidos, América Latina y la India en el 2015, impulsando el total mundial a sus cifras más altas en la historia, con 328.9 mil millones de dólares (mmdd) de inversión, un 4% más respecto a los 315.9mmdd registrados en 2014. Esto bate el récord anterior, establecido en 2011, por un 3%. La mayor inversión en energía eólica terrestre durante 2015 se registró en México. En el mundo, se instalaron 64GW de energía eólica y 57GW de fotovoltaica el año pasado, un aumento de casi 30% con respecto al 2014. Las últimas cifras de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) muestran que las inversiones en dólares a nivel mundial crecieron durante 2015, alcanzando cerca de seis veces su total respecto a 2004 e imponiendo un nuevo récord de un tercio de un billón de dólares a pesar de cuatro factores que se esperaba podrían haberlas frenado. Estos fueron: mayores caídas en el costo de la energía solar fotovoltaica, lo que significa que mayor capacidad podría ser instalada al mismo precio; la fortaleza del dólar estadounidense, que reduce el valor en dólares de la inversión que no está en esta moneda; la continua debilidad de la economía europea, anteriormente el motor de inversión en energía renovable; y quizás lo más importante, la caída de los precios de los combustibles fósiles.

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Durante los 18 meses previos, hasta diciembre de 2015, el precio del crudo Brent se desplomó 67%, cayendo de 112.36 a 37.28 dólares por barril (dpb) y el carbón térmico internacional surtido en el noroeste de Europa se redujo un 35%, de 73.70 a 47.60 dólares por tonelada. El gas natural en Estados Unidos cayó 48% en el índice Henry Hub, de 4.42 a 2.31 dólares por millón de BTUs. Michael Liebreich, presidente del Consejo Consultivo de BNEF señaló: “Estas cifras son una asombrosa respuesta a todos los que esperaban que la inversión en energías renovables se detendría ante el descenso de los precios de petróleo y gas. Destaca la mejora de la competitividad de los costos de la energía solar y eólica, impulsada en parte por el movimiento en varios países de realizar una subasta inversa de la nueva capacidad, en lugar de ofrecer tarifas ventajosas, un cambio que ha puesto a los productores bajo continua presión respecto a los precios”. “La energía solar y eólica está siendo adoptada en muchos países en vías de desarrollo como parte natural y sustancial de su paquete de generación de energía. Pueden abaratar sus precios de producción respecto a los altos precios de la electricidad en general. Reducen la exposición de un país a los precios futuros esperados de combustibles fósiles. Sobre todo se pueden construir rápidamente para satisfacer la demanda insatisfecha de electricidad.

Además, a la luz del Acuerdo Climático que se alcanzó en París en diciembre, es muy difícil ver estas tendencias retrocediendo”. Al analizar estas cifras a detalle, la mayor parte de los 328.9 mmdd invertidos en energía renovable durante el 2015 corresponden a la financiación de activos para los proyectos de plantas generadoras, tales como parques eólicos, parques solares, plantas de biomasa y residuos de energía, y pequeños proyectos hidroeléctricos. Estos representaron un total de 199 mmdd en el año, 6% más que el año anterior. (Los grandes proyectos hidroeléctricos de más de 50MW no están incluidos en estas cifras sobre la financiación de activos o en la inversión total de energía renovable. Sin embargo, la estimación de BNEF es que 43 mmdd de grandes proyectos hidroeléctricos alcanzaron una “decisión final de inversión” global en 2015). Los mayores proyectos financiados el año pasado incluyen una serie de grandes conjuntos de energía eólica marina en el Mar del Norte y en la costa de China. Estos incluyen 580MW de Race Bank y 336MW de Galloper en el Reino Unido, con costos estimados de 2.9 mmdd y 2.3 mmdd, respectivamente, el proyecto de 402MW de Veja Mate en Alemania, 2.1mmdd, y los proyectos de China, Longyuan Haian Jiangjiasha y Datang & Jiangsu Binhai, cada uno de 300 MW y 850 mdd. El financiamiento más grande de energía

Inversión en energía limpia global de 2004 a 2015 ($

)

16%

4%

16%

-7%

$329bn

-8% 32%

$318bn

$316bn

$297bn $272bn

18% 36%

$274bn

$207bn $206bn

$175bn

46% 42%

0.8%

$128bn

$88bn $62bn

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Fuente: Bloomberg New Energy Finance

eólica terrestre fue de 1.6GW proveniente de la cartera NAFIN México, por un estimado de 2.2 mmdd. En energía solar fotovoltaica, destacan el proyecto de Silver State Sur, de 294MW y cerca de 744mmdd; y en energía solar térmica o CSP, la cartera NOORo en Marruecos, que generará 350MW con 1.8mmdd. El mayor proyecto de biomasa financiado fue la planta de 330MW Klabin Ortiguera en Brasil, que junto con la construcción de una planta de producción de 1.5 millones de toneladas de celulosa, tuvo una inversión de 2.3 mmdd; y la mayor inversión geotérmica fue Guris Efeler en Turquía, 170MW y un estimado de 717 mdd. Después de la financiación de activos, la siguiente mayor parte de inversión en energía renovable se destinó a azoteas y otros proyectos de

energía solar a pequeña escala. Este rubro representó 67.4 mmdd en 2015, un 12% más que el año anterior, con Japón, como el mayor mercado, por mucho, seguido por Estados Unidos y China. Las indicaciones preliminares indican que, gracias a esta actividad de generación a gran y pequeña escala, tanto la energía solar fotovoltaica como la eólica, registraron alrededor de 30% más capacidad instalada a nivel global en 2015, comparado a 2014. Se estima que el total de energía eólica del año pasado terminará cerca de los 64GW, seguida de la energía solar con 57GW. Este total combinado de 121GW representaría alrededor de la mitad de la capacidad neta agregada en todas las tecnologías de generación (combustible fósil, nuclear y renovable) a nivel mundial en 2015.

La inversión pública en el mercado compañías de energía renovable fue de 14.4 mmdd el año pasado, un 27% menos que en 2014 pero en línea con el promedio de los últimos 10 años. Los mejores acuerdos incluyeron una segunda emisión de acciones por 750 mdd por parte del fabricante de coches eléctricos Tesla Motors y una oferta pública inicial de 688 millones por TerraForm Global, una empresa ‘yieldco’ con sede en Estados Unidos, dueña de proyectos de energías renovables en mercados emergentes. El capital de riesgo y los inversionistas de capital privado inyectaron 5.6 mmdd en empresas especializadas en energía renovable en el 2015, un crecimiento del 17% contra el total de 2014, pero todavía muy por debajo del máximo de 12.2mmdd en 2008. El acuerdo VC/PE más grande del año ENERGIA A DEBATE

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Inversión en energías limpias en México de 2004 a 2015 ($

Eólica Solar Tecnologías Inteligentes en Energía Otros Total

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

0.0 0.2

0.1 0.0 0.0

0.0 0.1

0.1 0.0 0.0

0.7 0.0 0.0

0.2 0.0 0.2

2.1 0.0 0.4

0.3 0.1 0.0

1.3 0.1 0.3

1.4 0.2 0.4

1.6 0.2 0.1

3.9 0.3

0.2 0.3

0.0 0.2

0.0 0.2

0.0 0.2

0.0 0.8

0.2 0.7

0.4 2.9

0.0 0.4

0.3 1.8

0.4 2.3

0.1 2.0

pasado fue por 500 millones de dólares para la compañía china de vehículos eléctricos NextEV. Asimismo, se destinaron 20 mmdd a la financiación de activos en tecnologías de energía renovable, como redes inteligentes y almacenamiento en baterías a gran escala, lo que representa un aumento de 11% sobre 2014, el más reciente de una serie ininterrumpida de incrementos anuales en los últimos nueve años. La última categoría de inversión en energía renovable, el gasto corporativo y gubernamental en investigación y desarrollo, ascendió a 28.3 mmdd en 2015, creciendo solamente un 1%. Esta figura proporciona un punto de referencia para cualquier aumento en el gasto a raíz de los anuncios realizados en la COP21 en París por consorcios de gobiernos e inversionistas privados, liderados por Bill Gates y Mark Zuckerberg. Tendencias nacionales Una vez más, China fue por mucho el mayor inversionista en energías renovables en 2015, aumentando su dominio con un incremento del 17% para alcanzar los 110.5 mmdd, ya que su gobierno estimuló el desarrollo de energía solar y eólica para satisfacer la demanda de electricidad, limitar la dependencia de las centrales eléctricas de carbón contaminante y crear campeones

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)

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internacionales. El segundo lugar fue para Estados Unidos, que invirtió 56 mmdd, un 8% más que el año anterior y la cifra más fuerte desde la era de las políticas de “estímulo verde” en 2011. El dinero de los citados fondos ‘yieldco’, además de un sólido crecimiento en la inversión de nuevos proyectos solares y eólicos, apoyaron el total de Estados Unidos. Una serie de “nuevos mercados” generó decenas de miles de millones de dólares en energías renovables el año pasado. Estos incluyen a México (4.2 mmdd), Chile (3.5 mmdd, un aumento del 157%), Sudáfrica (4.5 mmdd, un aumento de 329 %) y Marruecos (2 mmdd, por encima de casi cero en 2014). México alcanzó una cifra récord de 4.2 mmdd en inversión en energías renovables el año pasado, un incremento del 114% frente al año anterior. La principal razón del incremento es la mayor inversión en energía eólica, que aumentó de 1.6 mil millones de dólares en 2014 a 3.9 mil millones en 2015. Otros factores incluyen a grandes compañías como Volkswagen, WalMart y Grupo Soriana adquiriendo energías renovables y a NAFIN emitiendo bonos verdes. La inversión de Brasil en energías renovables cayó un 10%, a 7.5 mmdd en 2015, mientras que la India ha ganado un 23% alcanzando los 10.9 mmdd, el

4.2

más alto desde 2011, pero muy lejos de las cifras necesarias para implementar sus ambiciosos planes oficiales. Por su parte, Japón registró un aumento de inversión del 3% a 43.6 mmdd, como efecto de un boom fotovoltaico. En Canadá, la inversión en energía renovable cayó 43% a 4.1 mmdd, mientras que en Australia, subió un 16% a 2.9 mmdd. Europa registró una vez más una menor inversión en 2015, por 58.5 mmdd, un 18% menor respecto al 2014 y su figura más débil desde 2006. El Reino Unido fue, por mucho, el mercado más fuerte, con 23.4 mmdd, una inversión 24% mayor. Alemania invirtió 10.6mmdd, una disminución de 42%, gracias a un movimiento menos generoso en el apoyo a la energía solar, y en energía eólica ante la incertidumbre acerca de cómo funcionará un nuevo sistema de subastas a partir de 2017. Francia registró un descenso aún mayor en la inversión, cayendo un 53% en 2.9 mmdd. África y el Medio Oriente son dos regiones con gran potencial para energía renovable, debido a su creciente población, los recursos solares y eólicos abundantes y, en muchos países africanos, las bajas tasas de acceso a la electricidad. En 2015, estas regiones combinadas registraron una inversión de 13.4 mmdd, un 54% más que el año anterior.

Energía y sustentabilidad

Redefiniendo la agenda energética y ambiental para México El gobierno debe promover eficiencias en el consumo de energía y reducir emisiones, incluso más allá de sus compromisos internacionales. J

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medida que la ciencia se vuelve más convincente, ignorar el fenómeno del calentamiento global es cada día más difícil de justificar. Según el informe Stern sobre la Economía del Cambio Climático, los costos totales del fenómeno serán equivalentes a la pérdida de al menos 5% del PIB mundial cada año[1], de no contar con un plan formal de combate, de ahora en adelante. El dato, sin dejar de ser alarmante, da cuenta de la urgencia que existe en la agenda política internacional para coordinar esfuerzos históricos y combatir así, un problema que se precisa es resultado en un 95% de la actividad humana[2]. Dentro de este contexto, el objetivo principal de la Conferencia sobre el cambio climático de las Naciones Unidas en su edición XXI en París (COP21), es el de homologar las voluntades políticas de las más de 195 naciones representadas en el evento a finales del año pasado, a fin de detener el aumento de la temperatura global a no más de 2 grados Celsius durante este siglo. La representación de México en el encuentro, cobra renovada relevancia para entender la construcción de la agenda energética nacional, próxima a definirse en su totalidad con la firma del acuerdo internacional en abril de este año, y que de adherirse un cierto número de países, que en su conjunto representen el 55% de las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI), el acuerdo adquirirá carácter jurídicamente vinculatorio[3]. Con el propósito de trazar líneas argumentativas, que exploren un panorama más amplio y decisivo en el campo de acción que México debiera asumir de cara a sus compromisos internacionales, este artículo indaga y cuestiona el plan de contribuciones determinadas que México presentó ante las instancias de la COP21 y cómo ello incidió en la aprobación de la Ley de Transición Energética (LTE), como corolario del encuentro. Sin embargo, ante la ausencia de un compromiso determinante por parte del país, se proponen, finalmente, cuatro lineamientos de política nacional para limitar el despliegue de las fuentes contaminantes de energía ante los bajos

precios de los hidrocarburos hoy día, y motivo por el cual las metas corren riesgo de no alcanzarse en el país. Las implicaciones que el acuerdo internacional tendrá en un entorno coyuntural para el sector energético mexicano, se convierte pues en el estudio materia de este artículo. Un vistazo a México De acuerdo con el World Resources Institute, de los países con mayores emisiones de GEI en el planeta, México se encuentra en la novena posición tan sólo por debajo de Brasil y Japón. El país contribuye en 1.67% a las emisiones globales[4], resultado de la política de crecimiento industrial nacional basada en hidrocarburos que data desde la década de 1970[5]. El crecimiento económico e industrial ha intensificado el alto impacto que el fenómeno del calentamiento global ha tenido en el territorio nacional. Algunos estudios como el del Centro Nacional de Prevención de Desastres (CENAPRED) lo estiman en $21,950 millones de pesos anuales desde el año 2000[6]. De hecho, uno de cada cinco mexicanos vive en municipios de alta vulnerabilidad y

*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]). ENERGIA A DEBATE

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esto representa el 56.76%[7] de los municipios del país con altas probabilidades de verse afectados por incendios, sequías o fenómenos hidrometeorológicos como los huracanes Manuel e Ingrid que afectaron a México en el 2013 y Odile en el 2014. Lo anterior pone de manifiesto la importancia que debe representar para México el problema del cambio climático y sobre todo, las acciones que debe adoptar dentro de un contexto de agenda energética internacional de mitigación. En este orden de ideas, México fue la primera economía emergente en entregar a la Secretaría General de la COP21 su plan nacional de contribuciones determinadas (INDC), proyectado a 10 años, a partir del 2020. Por su parte, el plan incluye dos componentes fundamentales. Primero, el componente de mitigación, que encierra dos tipos de medidas: las no condicionadas, como las acciones que México realizará por sus propios medios, comprometiéndose a una reducción total del 25% de emisiones de GEI, mientras que las medidas condicionadas, proyectan una reducción más ambiciosa en el orden del 40% de GEI, siempre y cuando se obtenga transferencia tecnológica y recursos financieros internacionales del Green Climate Fund, un apoyo financiero derivado del acuerdo internacional, que constará de 100 billones de dólares cada año de fuentes públicas y privadas de los países desarrollados[8]. El segundo componente es el de adaptación, y establece el 2026 como el año de emisiones máximas en México. ¿Es esto suficiente? Existen aún dos interrogantes de cara a los compromisos asumidos en la COP21. La primera, tiene que ver con la verdadera contribución que las acciones de México tendrán en la dinámica internacional para combatir el fenómeno del calentamiento global; y la segunda, se refiere al efectivo cumplimiento de estos esfuerzos en el país. Por un lado, el actual titular de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) ha resaltado que las INDC de México presentadas en Paris han sido diseñadas de una manera responsable y ambiciosa [9]. Pero esto contraviene con lo comunicado por el ClimateActionTracker (CAT), herramienta digital que monitorea los compromisos de los países participantes en el acuerdo. La clasificación asignada al esfuerzo de México lo posiciona en un nivel “intermedio” de ambición para el logro de los objetivos internacionales[10]. Esto es, que de acuerdo al tamaño de su economía, los

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compromisos de México son poco rigurosos para cumplir con los objetivos establecidos en Paris, ya que no son consistentes con el principio de responsabilidades comunes, pero diferenciadas a las capacidades de cada nación. Ello implica un riesgo a otros países, que en términos económicos, soportarán los costos asociados a la falta del esfuerzo y responsabilidad de países como México. La transición Por el otro lado, el punto de partida para que México realmente logre sus compromisos es el de reconocer la necesidad de diversificar su mix energético. Para ello, no sin estar exenta de algunos problemas estructurales, la recién aprobada LTE funge ahora como el puente para que México pueda alcanzar sus metas fijadas. La apertura de la COP21 aceleró repentinamente el proceso legislativo para la aprobación de la nueva disposición en materia de transición energética en México, que entre otras cosas, compromete al país en lograr una participación del 35% de energías renovables en la generación eléctrica para el 2024, así como la obligación de los consumidores a comprar Certificados de Energía Limpia (CELs)[11]. La LTE se convertirá en el instrumento que promueva el desarrollo de las energías renovables en la producción de electricidad, que, de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, dichas fuentes ya han incrementado gradualmente sus participaciones en la industria eléctrica mexicana al registrar, del 2014 al 2015, un aumento del 35.6% en la nuclear y 1.9% para la combinada entre geotermia, solar y eólica[12]. Sin embargo, según la misma agencia de información, no se está reemplazando ninguna otra forma de generación, sino, por el contrario, la propensión al uso de combustibles fósiles sigue creciendo en la generación eléctrica, que en el mismo periodo aumentó en el orden del 3.2%. Ahora bien, la ley fue aprobada no sin antes generar gran polémica entre los principales sectores industriales del país como el del acero, que han pugnado por una disposición legal “más realista”. Según sus objeciones, las metas no son coherentes con el nivel de desarrollo del país ni con lo que otros socios comerciales se han comprometido. Por lo tanto, la LTE se enfoca a fomentar el despliegue sólo de energías renovables que bien pudieran duplicar el costo de la electricidad en México en el corto plazo, afectando la ya baja competitividad de muchas industrias nacionales, y no en la promoción del gas natural por ser una fuente fósil, que no obstante es un 68% menos contaminante que sus pares en la generación eléctrica [13]. La implementación de la LTE se orienta a la reducción de emis-

iones de GEI mediante diferentes mecanismos que involucran un mayor control sobre la producción y uso de combustibles fósiles, o al menos las emisiones asociadas a ellos. Para lograr este objetivo estratégico, los compromisos de México pueden verse reforzados si alguno de los siguientes escenarios llegara a progresar tomando en cuenta la situación actual del precio de los hidrocarburos: 1. Extracción de hidrocarburos De acuerdo con algunos estudios, para tener un 50% de probabilidades de prevenir el aumento de la temperatura global no más de 2 grados Celsius, las emisiones globales entre 2011 y 2050 deberán no exceder las 1,100 Gt de CO2, una cifra conocida como el presupuesto mundial de carbono[14]. Las implicaciones de esto son que por lo menos un 80% de carbón, la mitad del gas natural y un tercio de las reservas petroleras restantes en el mundo deberán quedar bajo tierra[15]. Para México, y particularmente después de la Reforma Energética del 2013, que supone una eventual intensificación en las actividades de extracción y consumo de hidrocarburos, poco se ha debatido sobre qué recursos, deben o no ser considerados en las diferentes licitaciones de las Rondas a cargo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos bajo criterios de protección al medio ambiente. Ante la situación de mercados petroleros a la baja y contrario a las cláusulas de compromiso de inversión en los contratos ya firmados en las pasadas licitaciones, es de reconocerse que México se verá beneficiado ambientalmente en tanto que los productores de hidrocarburos, con permisos de operar en el territorio mexicano, decidieran no desarrollar los recursos y dejarlos en el subsuelo mientras los precios no perciban una recuperación considerable en el corto plazo. Las políticas de recorte de grandes petroleras y las bajas perspectivas de los precios en la siguiente década[16], ya han dado cuenta de estas decisiones, en la cancelación de múltiples proyectos de extracción en distintos lugares en el mundo por ser incosteables a los precios actuales, por lo que es difícil considerar la viabilidad económica en el corto plazo, del desarrollo de áreas de lutitas y aguas profundas en México. 2. Subsidios al consumo de combustibles Los bajos precios en los hidrocarburos estimulan una mayor demanda en el consumo de combustibles fósiles, provocando que otras fuentes de energía no fósiles sean menos competitivas en el mercado. Una manera de abordar el asunto es el de reducir o eliminar completamente los subsidios a los combustibles fósiles como

Instrumentos de política energético-ambiental Ley de Transición Energética. INDC’S: contribuciones de México ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

2015

Programas de desarrollo urbano de los municipios más vulnerables, considerando los efectos del cambio climático.

2014

Programa Especial de Cambio Climático (2014-2018).

2013

Plan Nacional de Desarrollo (2013-2018): Estrategia Nacional de Cambio Climático. Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales (2013-2018).

2012

Ley General de Cambio Climático. Inicio de elaboración de Planes Municipales de Acción Climática.

2009

Inicio de elaboración de Programas Estatales de Acción contra el Cambio Climático (PEACC).

2000

Ratificación del Protocolo de Kioto.

1998

Firma del Protocolo de Kioto.

1994

Entra en vigor la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

1993

México ratifica la CMNUCC.

1992

México suscribe la CMNUCC.

lo han hecho ya China y Arabia Saudita[17]. Existe el antecedente, que el subsidio al ser una construcción artificial en el mercado, tiende a distorsionar económicamente el verdadero valor de estos productos, ya que influye en el comportamiento del usuario final generando un consumo desmedido. De esta manera, los bajos precios de los hidrocarburos son una oportunidad excepcional para eliminar este tipo de apoyos, que llegan a ser regresivos en la mayoría de los países. Sin embargo, la OECD reconoce el trabajo de México[18], país que ha eliminado su ENERGIA A DEBATE

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apoyo al consumo de gasolinas y diésel a través de la liberalización gradual de sus precios conforme a la Ley de Hidrocarburos publicada el 11 de agosto del 2014, y que hasta ahora ha beneficiado a los consumidores. No obstante, para prevenir la reacción de los ciudadanos cuando los precios eventualmente suban, es importante también la introducción de medidas fiscales por parte del gobierno para compensar a los consumidores más vulnerables o bien, implementar políticas que mejoren el transporte público y privado en las ciudades, por ser el sector que más emisiones de CO2 genera y que la LTE no consideró como estratégico. 3. Impuesto al carbono Acompañado de lo anterior, la introducción de un impuesto al carbono por lo general es un campo políticamente minado, pero de gran beneficio. Aquellos usuarios de productos y combustibles basados en este componente no enfrentan el verdadero costo social de su decisión, ya que los precios no incluyen las externalidades ambientales que su consumo ocasiona. En este sentido, México implementó el primer impuesto al carbono en el 2013[19], con el fin de recaudar una cantidad presupuestaria considerable, que le permitiera al mismo tiempo limitar las emisiones del país. Sin embargo, el impuesto quedó muy por debajo de ser una verdadero incentivo para el uso racional de los energéticos fósiles, ya que se fijó en menos de 5 dólares la tonelada de CO2, cuando el promedio mundial era de 20 a 30 dólares por tonelada[20]. Luego entonces, el aumento del impuesto al carbono, en un país como México, sujeto a las restricciones presupuestales y de finanzas públicas, se convierte en otra estrategia para enderezar el rumbo del país en la materia. La medida es altamente impopular, pero cada día gana mayor tracción en las iniciativas que reciben algunos congresos alrededor del mundo, como la recién propuesta del Presidente Barack Obama. La polémica iniciativa del presidente de los Estados Unidos, busca ganar adeptos en el congreso para fijar un impuesto de 10 dólares por barril de petróleo producido, que permita generar recursos para incentivar el desarrollo de transportes limpios y de tecnologías bajas en emisiones de carbono [21]. A pesar de la dificultad que esta medida advierte para los productores, es sin duda más sencilla de poner en marcha considerando que el consumidor pudiera experimentar un ligero incremento en los combustibles fósiles ante los precios actuales.

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4. Innovación y eficiencia La descarbonización de México se verá desarrollada con la introducción de nuevas tecnologías que empleen estándares de eficiencia en el consumo de energía, así como de captura y almacenamiento de carbono tanto en hogares como en empresas y edificios. Cualquiera de los escenarios propuestos anteriormente será suficiente para mandar señales explicitas de largo plazo al mercado para que la innovación en este tipo de tecnologías sea impulsada. Según la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), las energías alternativas han ganado participación en los mercados globales en años recientes, inclusive en muchos casos compitiendo ya exitosamente frente a las fuentes tradicionales de energía en la generación de electricidad[22], caso que no es aún el de México. No obstante, la innovación es necesaria en el país para bajar más los costos en integrar energías renovables a los sistemas generadores de electricidad y descartar la necesidad de perniciosos subsidios con el fin de hacerlas competitivas de cara al precio castigado del gas natural hoy en día. Un sistema político y regulatorio es crítico para poner en marcha estos mecanismos, pero importante también es reconocer que la iniciativa privada combinada con la innovación representan los motores más importante para esta transformación. La lista de posibilidades en este reglón es infinita, incluyendo la estrecha participación de consumidores finales en la producción de electricidad y su venta a los mercados mayoristas. En conclusión El medio ambiente es en esencia un bien público, que por su naturaleza carece de toda capacidad para amortizar los costos que

ENERGIA ENE EN E ENER NER NE N E R GIA ER G AD DE DEBATE EB BATTTE BATE E

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su uso desproporcionado genera. Es decir, no existen los incentivos necesarios para que los individuos paguen por su uso, ya que saben que pueden simplemente no ser excluidos de éste (free riders), y en tanto que cada individuo y entidad económica en el mundo persiga su maximización ilimitada de beneficios, en un mundo que es claramente limitado, ahí es en donde se gesta la tragedia del cambio climático, pero también el punto medular para atender el problema con acuerdos vinculantes que limiten a las economías internacionales a vulnerar el planeta sin ningún costo. A partir de estos razonamiento, es fácil comprender por qué el cambio climático es más una falla de mercado que un efecto natural del planeta, como algunos grupos de poder siguen manifestando. Pero así también resulta irónico reconocer que es la dinámica de mercado la mejor solución para mitigarlo. México vive un proceso coyuntural, en donde el precio del barril del petróleo ya detonó múltiples efectos nocivos para el sector y el país en general. Pero así también estos tiempos ofrecen una gran variedad de oportunidades para que tanto empresas como comunidades científicas y sociedad civil, sean parte de lucrativos modelos de negocios que ahora permite la Reforma Energética en el país, en donde consumidores y proveedores compartan los beneficios de nuevas formas de producir y usar energía. El gobierno de México debe, por lo tanto, redoblar esfuerzos y compromisos, inclusive más allá de la COP21, sobre todo en lo que se refiere a la generación de políticas de mercado, que incentiven a la sociedad y a la industria en particular a ser más eficientes en el consumo de energía a través del uso racional de los energéticos fósiles y tomar así la delantera en acelerar el proceso de descarbonización de la economía del país y reducir el alto nivel de emisiones que nos caracteriza. B

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50

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ENERGIA A DEBATE

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NOTICIAS

del sector energético

INVERTIRÁ SCHNEIDER-ELECTRIC EN MÉXICO 17.3 MDD EN 2016 Schneider-Electric invertirá 17.3 millones de dólares en el 2016 en nuevas instalaciones, áreas de servicio y mejoras en la atención al cliente, informó su presidente y director general en México, Enrique González Haas, quien también anunció que la empresa planea el lanzamiento a nivel mundial de 365 nuevos productos durante el año, relativos a la administración de la energía, automatización de procesos y eficiencia energética. González Haas dijo que en 2015 registraron un buen crecimiento de doble dígito por lo que refrendó la confianza de Schneider-Electric en México donde tiene presencia desde hace 70 años. Agregó que el reto de lograr 35% de generación eléctrica con energías limpias para 2024 no es fácil, ya que los precios bajos del petróleo hacen poco atractivas las inversiones en las renovables; sin embargo, expresó su confianza en que estos precios serán temporales y aseguró que las inversiones que se realicen hoy serán productivas en el futuro.

PROPORCIONARÁ SIEMENS TURBINAS CLASE H PARA PLANTA DE CC “EMPALME II” Siemens proporcionará dos turbinas de gas tipo SGT6-8000H, clase H, y dos generadores SGen-2000H para la planta de ciclo combinado Empalme II Sonora, que tendrá una capacidad instalada de generación de 791 megawatts y que será operada por la Comisión Federal de Electricidad. Asimismo, la empresa proveerá la asistencia técnica durante la construcción y puesta en operación comercial de la planta, programada para 2018. Empalme II es un proyecto para la CFE del consorcio formado por las empresas españolas de ingeniería y construcción Duro Felguera y Elecnor, junto con la filial Elecnor México. Estas dos turbinas forman parte de un total de seis pedidos para México que ha recibido Siemens desde 2015, las cuales se instalarán en los proyectos Empalme I (770 Mw), Valle de México II (615 Mw) y una planta programada para Tula, Hidalgo.

PRESENTAN ENERAB, EMPRESA ELÉCTRICA DE AES MÉXICO Y GRUPO BAL AES México y Energía Eléctrica BAL presentaron a la empresa EnerAB, con sede en la Ciudad de México, la cual estará encargada de manejar sus nuevos proyectos relacionados con el mercado eléctrico mayorista, derivado de la reciente reforma energética. EnerAB estará enfocada en desarrollar proyectos de energía eléctrica convencional, como ciclo combinado y cogeneración, y energías renovables, como la eólica y la solar, así como almacenamiento de electricidad, uso industrial de gas natural y desalinización de agua marina. Juan Ignacio Rubiolo, Presidente y Director General de AES México, aseguró que la empresa está lista para aprovechar las oportunidades de la apertura del mercado mayorista de energía eléctrica. AES México es filial de la norteamericana AES Corporation, en tanto que Energía Eléctrica BAL es filial de la mexicana Grupo BAL.

EMERSON AYUDARÁ A PEMEX Y ENGIE A MEJORAR Y AMPLIAR LOS RAMONES II SUR Petróleos Mexicanos y ENGIE han seleccionado a Emerson para ayudar a mejorar y ampliar la infraestructura de gasoductos de México. El proyecto de automatización de 8.9 millones de dólares es parte de la iniciativa de reforma energética de México. Emerson Process Management, un negocio global de Emerson, automatizará la parte sur del gasoducto Los Ramones Etapa II. Cuando se finalice,

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los 291 kilómetros del gasoducto Los Ramones II Sur tendrán la capacidad de producir 1.4 mil millones de pies cúbicos por día de gas natural. Las tecnologías de automatización y servicios de Emerson para este proyecto incluyen los servicios de diseño e implementación, reguladores y válvulas Fisher, instrumentos de medición Rosemount™ y Daniel™, sistemas de control distribuido DeltaV™, computadoras de flujo; sistemas de paro por emergencia y de detección de fuego y gas. Considerando que la oferta de gas natural actual que se anticipa no sea suficiente para responder a la demanda que se genere a raíz del crecimiento en la industrialización y población, el país está aumentando su capacidad para importar gas natural de bajo costo desde los EE.UU. Pemex estima que la demanda por gas natural crecerá 3,6 por ciento por año de 2012 a 2018, con importaciones totales aumentado a 3 mil millones de pies cúbicos por día.

CREAN LA CÁMARA DE ENERGÍA HOLANDESA PARA COMERCIO E INVERSIÓN EN MÉXICO La Embajada del Reino de los Países Bajos dio a conocer la creación de la Cámara de Energía Holandesa (Dutch Chamber of Energy), organización sin fines de lucro, autónoma y pro-activa que se dedica a la promoción del comercio, la inversión y el desarrollo de negocios entre México y los Países Bajos en el sector energético. De acuerdo con la Embajada del país europeo, la Cámara aspira a sensibilizar las capacidades únicas de la comunidad empresarial holandesa entre los actores clave del sector energético mexicano; crear conciencia en líderes empresariales y políticos holandeses sobre las oportunidades en el recién reformado mercado energético mexicano; facilitar y acelerar la llegada al mercado mexicano de nuevos participantes en la oferta energética mexicana; apoyar a las empresas mexicanas en su búsqueda de oportunidades de negocio en el mercado holandés; intensificar el diálogo sobre los temas clave de energía, y crear una plataforma de oportunidades de cooperación. El anuncio se dio en conjunto con las empresas iPS powerful people, Petro Gas Systems, KLM y Mexico Business Publishing, en el marco del “Energy Mexico 2016, Expo & Congress – Oil, Gas and Power”, organizado por EnergeA en enero de este año.

INCLUYE BMV A IENOVA EN IPC SUSTENTABLE 2016 Infraestructura Energética Nova, S.A.B. de C.V., “IEnova”, fue incluida por segundo año consecutivo en el Índice de Precios y Cotizaciones (IPC) Sustentable 2016 de la Bolsa Mexicana de Valores. Para la evaluación realizada para conformar el IPC Sustentable 2016, IEnova incrementó en 23% su calificación respecto al año previo, lo que demuestra el compromiso de la empresa con la mejora continua y la implementación de altos estándares de operación, protección y conservación del medio ambiente, prácticas laborales, gobierno corporativo y responsabilidad social con las comunidades en las que opera. El Índice IPC Sustentable fue creado en diciembre de 2011, lo conforman empresas que están listadas en la BMV y destacan en temas de gestión ambiental, responsabilidad social y gobierno corporativo.

VAN GOLDMAN SACHS Y AINDA POR PROYECTOS ENERGÉTICOS EN MÉXICO El brazo de inversión de capital privado de Goldman Sachs se asoció con la consultora mexicana Ainda para invertir conjuntamente en proyectos de energía e infraestructura en México. Ainda podría invertir hasta mil 150 millones

NOTICIAS

de dólares en proyectos con Goldman. La inversión conjunta en cada proyecto deberá ser de al menos 100 millones de dólares en los sectores de petróleo y gas, generación de electricidad, transporte e infraestructura hidráulica. Goldman pon dría al menos el 50% de toda la inversión de capital privado en los proyectos conjuntos. (Con información de Reuters)

OBTIENE ENEL ALTA POSICIÓN EN EL ÍNDICE FTSE4GOOD El Grupo Enel ha confirmado su posición en el índice FTSE4Good, obteniendo una puntuación absoluta de 4,2 sobre 5 en su actividad ESG0 (Environmental – Social – Governance). El índice mide el comportamiento de las empresas en el ámbito de la lucha contra el cambio climático, el buen gobierno, el respeto de los derechos humanos y la lucha contra la corrupción. Creada por FTSERusell, empresa que opera en el sector de los índices globales, la serie de índices accionariales FTSE4Good se creó para favorecer las inversiones en empresas que responden a los estándares reconocidos a nivel global en materia de Responsabilidad Corporativa. Enel también está incluida en los principales índices mundiales de sostenibilidad: es miembro del prestigioso grupo Dow Jones Sustainability Index Europe y además está presente en el Carbon Disclosure Project y en el STOXX Global ESG Leaders. Estos logros han llamado la atención de los Fondos de inversión socialmente responsables. A los últimos datos del 31 de diciembre de 2014, el capital social del Grupo Enel incluye 134 Inversores Socialmente Responsables (117 en 2013) que poseen el 5,9% del total de las acciones de Enel (el 5,5% en 2013) correspondiente al 8,6% del flotante (8% en 2013).

CURRENT DE GE BUSCA DAR SOLUCIONES ENERGÉTICAS EN MÉXICO “México es el país que está más abierto a la inversión para energía, buscando reducción de costos en la generación eléctrica y la Eficiencia Energética, y GE quiere estar junto con México para lograr este objetivo”, aseguró Pascoal Koutras, director de la división Current de GE para México, Centro América, Venezuela y El Caribe. En entrevista para “Energía a Debate”, el ingeniero en Electrónica originario de Brasil señaló que la división que dirige tiene como objetivos la reducción de costos, crear un ambiente inteligente en el que el cliente pueda controlar el uso y el consumo energético, y para las ciudades, ofrecer seguridad a sus habitantes en un ambiente mucho más agradable. Start-Up Current fue dada a conocer en octubre de 2015 y al mes siguiente se nombró a Koutras como su titular, quien aseguró que la empresa está abierta para cualquier tipo de coinversión y cuentan con recursos para proyectos por arriba de los 2 o 3 millones de dólares en materia de energía, principalmente solar, y eficiencia energética. El directivo informó también que ya están en diálogos con autoridades mexicanas y empresas privadas para entender el nuevo mercado mexicano, en una primera instancia, y posteriormente definir cuál será la estrategia de negocios. Por otra parte, Koutras comentó que en Current quieren trabajar muy duro para ampliar en México el número de puntos de carga para vehículos eléctricos. Para ello dijo que, si la Ley lo permite, buscarían alianzas con los empresarios gasolineros para instalar puntos de carga en las estaciones de servicio, y alternativamente buscarían instalarlos en centros comerciales, plazas públicas, locales, entre otros. “La gran preocupación de un consumidor para comprar un auto eléctrico es saber dónde recargarlo”, subrayó Koutras. El directivo también refirió que Current busca que México sea el primer país de América Latina que cuente con una ciudad inteligente, como San Diego,

del sector energético

Estados Unidos, con la solución digital Predix, con la que es posible hacer el control operativo y administración energética de una ciudad, como iluminación con tecnología LED, e incluso ofrece servicios para la seguridad, asuntos de vialidad y estacionamiento, entre una muy amplia gama.

REALIZARÁ LA SPE SIMPOSIO SOBRE SALUD, SEGURIDAD, AMBIENTE Y SUSTENTABILIDAD Por primera vez tras la reforma energética, se llevará a cabo el evento técnico SPE Mexico Health, Safety, Environment, and Sustainability Simposium. Organizado por la Society of Petroleum Engineers (SPE), que tendrá lugar en la Ciudad de México los días 30-31 de marzo bajo el tema “Colaboración para el Crecimiento”. El encuentro busca congregar operadores, reguladores, especialistas técnicos y nuevos partícipes en México, a fin de identificar y alinear las mejores prácticas y procesos, en HSE y sostenibilidad, en la emergente industria local de exploración y producción de petróleo y gas. Las presentaciones magistrales de Carlos de Regules, Director Ejecutivo de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), y Jack Hinton, Vicepresidente Ejecutivo de HSE en Baker Hughes, inaugurarán el encuentro brindando perspectivas de desarrollo y en el marco regulatorio con miras a una industria sostenible minimizando los incidentes en HSE. La Society of Petroleum Engineers, es una asociación profesional sin fines de lucro que cuenta con miembros comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos. La SPE sirve a más de 168.000 miembros en 144 países a nivel mundial y representa un recurso clave de conocimiento técnico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas; provee servicios a través de sus publicaciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea. Para obtener más información y registrarse al Simposio, visite www.spe.org/go/PR16lahs

GALARDONAN A IBERDROLA MÉXICO POR PREVENCIÓN DE RIESGOS LABORALES Iberdrola México fue galardonada con el Premio Internacional de Prevención de Riesgos Laborales “Prever 2015” por su excelente trayectoria en este campo y su política de manejo de prevención durante los años 2013, 2014 y 2015, en los que no ha registrado ni un solo accidente laboral con baja médica entre sus más de 500 empleados. Este premio es otorgado anualmente por el Consejo General de Relaciones Industriales y Ciencias del Trabajo de España, en colaboración con la Agencia Europea para la Seguridad y Salud, las Direcciones Generales de Trabajo y de Prevención de Riesgos Laborales de las distintas Comunidades Autónomas y el Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo de ese país. El director de Generación México de Iberdrola, Marco Antonio Esquivel Salazar, afirmó que este premio es un reconocimiento a las medidas de prevención que el grupo ha establecido como directriz global en todas sus plantas de generación y al compromiso de los empleados por hacer de su centro de trabajo un lugar seguro.

DELINEA IMP PRIMERAS ESTIMACIONES PROSPECTIVAS Y GEOFÍSICAS DE SHALE GAS/OIL Especialistas liderados por el Instituto Mexicano del Petróleo obtuvieron magníficos resultados de la adquisición, procesamiento e interpretación de los datos sísmicos de reflexión, en el marco del proyecto “Asimilación y desarrollo de tecnología en diseño, ENERGIA A DEBATE

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NOTICIAS

del sector energético

adquisición, procesado e interpretación de datos sísmicos 3D-3C con enfoque a plays de shale gas/oil en México”, con lo cual han logrado delinear las primeras estimaciones del recurso prospectivo en las zonas de estudio y caracterizar con gran detalle las formaciones de shale gas/oil dentro del prospecto. Las zonas estudiadas fueron Galaxia 3D-3C, un polígono de 1,500 km2 localizado en el norte de Coahuila, y Limonada, de 1,200 km2 al norte de Veracruz. El objetivo de llevar a cabo la adquisición de ingeniería sísmica fue realizar la caracterización geofísica y geológica de los yacimientos de hidrocarburos no-convencionales de Eagle Ford (Agua Nueva) y Pimienta en el norte de México, para lo cual fue necesario emplear equipo sísmico de adquisición de última generación.

ADQUIERE HONEYWELL LA DIVISIÓN ELSTER DE MELROSE INDUSTRIES Honeywell ha completado la adquisición de la división de Elster de Melrose Industries PLC. Elster es el proveedor líder de soluciones de medición de agua, gas y electricidad para sistemas comerciales, industriales y residenciales, incluyendo medidores inteligentes, así como el software y soluciones analíticas de datos y totalizadores. Elster también fabrica medición de gas ultrasónica y por turbina, correctores de volumen y dispositivos de regulación de la presión; además provee soluciones completas para la medición durante el transporte y distribución de gas. Con la instrumentación adquirida de Elster, todo este portafolio es Honeywell desde enero 2016, ofreciendo así una solución completa de sistemas de control y SCADA Experion PKS y patines de medición.

DRONES, SOLUCIÓN TECNOLÓGICA PARA LA SEGURIDAD ENERGÉTICA: FTI CONSULTING Ante los riesgos latentes que actualmente enfrenta la industria energética mundial de atentados contra sus instalaciones, ya sea por actos terroristas o agresiones del crimen organizado, como es el caso de México, es imperante contar con sistemas de inteligencia in situ que permitan prevenir y, en caso de que se presente un evento de esta naturaleza, contar con inteligencia en tiempo real para la toma de decisiones inmediata y con ello realizar las operaciones de logística necesarias y dirigidas con precisión al lugar del conflicto. Alejandro Sánchez, senior director de Comunicaciones Estratégicas de la empresa FTI Consulting, asegura que la mejor opción son los drones (vehículos autónomos volantes) equipados con la más alta tecnología de captación de datos e inteligencia, combinados con la tecnología de comunicación 3G y 4G, que permiten hacer una cobertura de la infraestructura crítica. La Unión Europea, a través de sus Direcciones Generales de Seguridad Interna, de Investigación y Desarrollo, y de Conexión, han canalizado importantes recursos a la investigación y desarrollo de soluciones en seguridad con drones que, después de ponerlas a prueba en sus cuerpos de seguridad, les han otorgado su sello de garantía y ahora están a disposición del mercado internacional. FTI Consulting, refiere Sánchez, es el puente de asesoramiento entre las compañías energéticas y las empresas de drones que van a la vanguardia en soluciones técnicas. FTI Consulting tiene una rama importante de comunicación estratégica que provee la asesoría especializada al sector energético desde Bruselas, Bélgica, sobre la arquitectura de las vulnerabilidades físicas y cibernéticas en la infraestructura petrolera, del gas, de la electricidad y de energía nuclear, entre otras.I

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MARZO/ABRIL / 2016

MÉXCO ADOPTA PRECIOS DE PLATTS PARA VENTA DE CRUDOS E IMPORTACIONES DE ENERGÉTICOS La Secretaría de Hacienda y Crédito Público y el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo han sido los firmantes de un acuerdo exclusivo que utiliza los precios de petróleo y gas natural de Platts como base para la valoración de regalías e ingresos provenientes de las actividades de petróleo y gas en el país. Andy Bose, director general de petróleo de Platts, dijo: “La selección de Platts como proveedor de datos de precio independientes por parte de estos dos importantes departamentos responsables de los ingresos y asignaciones para el sector energético mexicano refleja la confianza que tienen en la calidad de nuestro reporte de precios”. México utilizará los precios de referencia de Platts en sus fórmulas de precios para la venta de petróleo crudo a los Estados Unidos, Europa y Asia, entre los que figuran crudos como el Istmo, el Maya y el Olmeca, así como para las importaciones de productos refinados y para la determinación de los precios de paridad de importación.

ANUNCIA NATIONAL INSTRUMENTS SU TERCER INFORME ANUAL NI TREND WATCH 2016 National Instruments anunció la disponibilidad de NI Trend Watch 2016, su tercer informe anual que examina una serie de asuntos centrados en el Internet of Things y cómo afecta a nuestra gestión de datos. El Trend Watch 2016 explora: La creación de prototipos para llevar el 5G del concepto a la realidad; El futuro del Big Analog Data: Inteligencia distribuida; Ya es hora: Evolución de estándares de red para el Internet de las Cosas (IoT) Industrial; Sistemas de prueba para el Big Bang de dispositivos inteligentes, y El software orientado al consumidor y cómo cambiará el panorama para siempre. National Instruments (Nasdaq: NATI) es el proveedor de sistemas basados en plataforma que permite a los ingenieros y a los científicos solucionar los mayores retos de ingeniería del mundo. El tercer informe anual de National Instruments está disponible en http://www.ni.com/trend-watch/esa/

BUSCAN ELECTRIFICAR ZONAS RURALES ALTAMENTE MARGINADAS CON ENERGÍA SOLAR Enlight e Iluméxico lanzaron la iniciativa “Refiere y Ayuda” para llevar energía eléctrica limpia a las 3 millones de personas sin acceso a electricidad que se ubican principalmente en zonas rurales de alta marginación, a partir de la generación de energía solar en zonas urbanas. Iluméxico es uno de los emprendimientos sociales más relevantes en México y el más importante en materia de electrificación rural con energía solar. Los programas de Iluméxico han beneficiado a 24 mil 300 mexicanos en casi cinco mil viviendas en el país. “A través de esta iniciativa buscamos que todos los dueños de un sistema solar Enlight y los que aún no nos conocen, puedan ayudar a los más de 3 millones de mexicanos que aún viven sin energía eléctrica”, señaló Roberto Capuano, cofundador de Enlight. La iniciativa busca promover sistemas de generación de energía solar en estados como Chiapas y Oaxaca. La energía solar es una alternativa energética idónea para abastecer de electricidad a comunidades rurales aisladas de la red de transmisión nacional.

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5 DIAS Nuestra participacion en MIREC 2015 generó dos de nuestras grandes alianzas, que sirvieron para asegurar material para nuestros objetivos a futuro." Noah Eckert, Director Comercial, BayWa r.e.

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MIREC se ha convertido en un icono para la Industria de EnergÍa Renovable en México. Me siento orgulloso de haber participado por varios años." Enrique Nieto Ituarte, Director Proyectos Sostenibles, Nacional )LQDQFLHUD1DȴQVD

ALGUNOS DE NUESTROS PONENTES

ANTONIO NOYOLA

Director Planeacion Energía CEMEX

ÓSCAR BERNAL Director General EOSOL ENERGY de MÉXICO

GEORGE OSORIO

Fundador y Socio Director Conduit Capital Finance

BRIAN O’SULLIVAN

Presidente Mexico Power Group

JOSÉ PABLO FERNANDEZ VELASCO

STEPHEN PEARLMAN

CEO Grupo Dragon

Socio Director REAL Infrastructure Capital Partners

GERARDO ALVAREZFRANYUTTI

JESUS IVAN ARREDONDO PERERA

Vice Presidente grupo Negocios de Energia Mexichem

Director General Comisión de Energía del Estado de Sonora ENERGIA A DEBATE

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mirecweek .com

Energía y sustentabilidad

Metas de energía limpia, ¿y una sorpresa? El mercado eléctrico implica incertidumbre, además de que la actividad solar es un posible cisne negro en el horizonte. P

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M

as recientes publicaciones de política pública en materia de energía muestran una decidida voluntad del Estado Mexicano, tanto del Poder Legislativo como del Ejecutivo, para que nuestro país ataque el fenómeno del cambio climático generado por la emisión de gases de efecto invernadero (GEI). En la Ley General de Cambio Climático, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 6 de junio del 2012, y en la Estrategia Nacional de Cambio Climático, publicada en el mismo medio el 3 de junio del 2013 , se fijan metas al sector eléctrico para que en el año de 2024, la generación eléctrica se realice con por lo menos el 35% de energías limpias de acuerdo a la definición de éstas en la Ley de la Industria Eléctrica, y para el año 2033, por lo menos que este porcentaje sea del 40%. En forma genérica, por energías limpias se entiende el uso de energéticos y tecnologías que generen cero o muy pocos GEI. Después del sector transporte, el sector eléctrico es el sector que más emisiones de GEI genera. Considerando estas metas y con base en escenarios de alto y bajo crecimiento económico, el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico (PRODESEN), publicado a fines del 2015, presenta la evolución, en cuanto a energéticos y tecnologías, de la capacidad de generación entre el 2015 y el 2029. También incluye las características del sector a diciembre del 2014. Con base en esta última información, se calculó el factor de utilización para cada tecnología. Éste corresponde al factor de planta, el cual tiene que ver con la disponibilidad de la instalación o equipo, multiplicado por el factor que describe la disponibilidad del recurso energético. Cabe aclarar que esto es una aproximación ya que estos factores probablemente variarán un poco en los años de interés. Con la información de la capacidad instalada a diciembre del 2023 y a diciembre 2029, así como con estos factores de utilización, se calculó la generación eléctrica del 2024 y 2030 con base en energías limpias. En la tabla 1, se encuentran los resultados obtenidos. Para calcular qué porcentaje del total corresponde a generación con energías limpias, se aproxima que el consumo bruto esperado

P

*

Tabla 1. Generación limpia 2014, 2024 y 2030 PRODESEN Adiciones MW° (2015-2023)

2014* (MW)

2014** (TWh)

Factor Planta

12,429

38.82

0.36

1,665

14,094 44.43

2,036

6.43

0.36

11,463

813

6.00

0.85

56

0.09

Bioenergía

180

Cogeneración

Hidroeléctrica Eólica Geotermia Solar

Nuclear

2023 (MW)

2024 (TWh)

Adiciones MW° (2015-2029)

2029 (MW)

2030 (TWh)

5,450

17,879

56,38

13,499 42.57

11,952

13,988

44.11

1,617

2,430 18.09

1,618

2,431

18.09

0.17

1,371

1,427

2.13

1,822

1,878

2.80

0.52

0.33

78

258

0.75

108

288

2.89

82”

0.35””

0.49

5,274

5,356 23.01

7,533

7,615

32.69

1,400

9.68

0.79

220

1,620 11.21

4,070

5,470

37.85

TOTAL

61.89

TOTAL 142.19

TOTAL 194.81

*taba 2.1.1, “tabla 2.1.2, **tabla 2.2.1, ““tabla 2.2.2, °tabla 4.1.7 (anexo), PRODESEN

para ese año es equivalente a la generación total; la diferencia son las pérdidas que son del orden del 10% o menos para esos años; estos montos se presentan en la Tabla 2. Como se puede observar y considerando las aproximaciones hechas en el cálculo, la canasta de tecnologías limpias en términos de capacidad instalada a fines del 2023 y 2029, caen en el rango de las metas del 35% para 2024 y 40% para 2030 ya mencionadas. Esta última estaba especificada para 2033 pero ya en 2030 estaría cerca de ser satisfecha. Hechos estos cálculos, ahora es cuestión de analizar las incertidumbres involucradas en este ejercicio de planeación. Estas pueden tener impacto sobre la parte financiera de los proyectos. También existen incertidumbres que pueden impactar sobre los parámetros utilizados para hacer los cálculos realizados en la planeación del sistema. Las incertidumbres relacionadas con el crecimiento económico están consideradas en el PRODESEN a través de los tres escenarios presentados. Una incer dumbre que es preocupante son los empos invo-

*Investigador titular del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) y Director Ejecutivo del Consejo Mundial de Energía, Capitulo México A.C. El autor agradece a la Dra. Michelle Foss de la Universidad de Texas y al Ing. Juan Eibenschutz de la CNSNS por sus comentarios relacionados con el posible cisne negro mencionado en el texto.

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TABLA II. Consumo bruto de electricidad 2024 PRODESEN 2024 Total* (TWh)

Escenario Alto 435.68 Escenario Planeación 391.75 Escenario Bajo 366.02

2029

35% del Total /(TWh)

Total* (TWh)

40% del Total /(TWh)

152.49 137.11 128.11

546.72 471.55 425.92

218.69 188.62 170.37

*Tabla 3.1.9 (anexo), p. 192, PRODESEN

lucrados. El caso específico es el de las instalaciones eoloeléctricas. La magnitud de las adiciones es grande; 11,463 megawa s (MWe) al 2023 y 11, 952 MWe al 2029 adicionales a los que estuvieron operando en diciembre del 2014. Información recibida sobre los empos requeridos del momento que los direc vos de una empresa toman la decisión de instalar una unidad de varias centenas de MWe de este po y el inicio de su operación, indica que corresponde a entre 5 y 6 años. Por lo tanto, en los próximos tres años, las decisiones correspondientes deben de ser tomadas. No es una tarea fácil, pero es posible con base en un muy grande esfuerzo de varios sectores, en especial el polí co y el financiero, para contrarrestar las incer dumbres generadas por el entorno que reducen su probabilidad de éxito. Otro tema que es fuente de creación de incertidumbre corresponde a la operación de un mercado eléctrico competitivo en el entorno actual. En 2004, el Consejo Mundial de Energía realizó un estudio que fue presentado en el Decimonoveno Congreso Mundial de Energía en Sidney, Australia, en el cual se observaba la situación de los mercados competitivos creados en los sectores eléctricos y gas de la década de los noventa (1). En todos los casos, en su inicio se presentaron problemas no previstos, ya que aplica el famoso dicho de que el diablo está en los detalles. Pero éstos se fueron corrigiendo sobre la marcha con pequeños ajustes y en otros casos con cirugía mayor. En fechas recientes, organismos de alto prestigio académico han publicado artículos (2) describiendo problemáticas de los mercados eléctricos competitivos y sugie-

ren reformarlos. Este tipo de incertidumbres también ha estado presente en los mercados de bonos de carbono; en México se ha optado por un mercado de certificados de energías limpias que se percibe como un esquema más sencillo y transparente, pero que está siendo objetado en algunas de sus características por algunas organizaciones relacionadas con industrias que desean participar en el mercado eléctrico ya mencionado. No cabe duda de que el sistema de competencia en el sector eléctrico es complejo por ser un producto básicamente 100% perecedero, pero tiene ventajas sobre el sistema monopólico. Los problemas sencillos ya se resolvieron en el pasado, ahora nos enfrentamos a problemas mucho más complejos, pero también hemos desarrollado herramientas mucho más poderosas que antes no existían. Es altamente probable que a lo largo del tiempo se resuelvan las problemáticas que llevan a fallas temporales de los mercados. El autor no tiene conocimiento de ningún caso en donde posterior a la transición de sistemas monopólicos a mercados competitivos, se halla revertido el proceso. En todos los casos se ha buscado la forma de mejorar el sistema para reducir la probabilidad de ocurrencia de fallas. Finalmente, tenemos un posible cisne negro en el horizonte de los sectores energéticos que añade incertidumbre en el entorno climático en el que opera y es la posible presencia en el mediano plazo de una mini era de hielo. Esto es poco conocido, ya que el fenómeno ha sido identificado en los últimos meses. En julio del 2015, se presentó un trabajo en la reunión anual de la Royal Astronomical Society del Reino Unido en el cual se anunció que finalmente se obtuvo un modelo del sol cuyos resultados coinciden con las observaciones experimentales que se han realizado sobre éste, con una confiabilidad del orden de 97%. ENERGIA A DEBATE

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El trabajo se publicó a fines de octubre en la prestigiada revista Nature (3), especializada en las ciencias naturales y exactas y con estricto arbitraje, lo que le da una gran confiabilidad a la seriedad de la publicación. La actividad solar se manifiesta por la ocurrencia de manchas solares en la superficie del sol. Éstas son el resultado de tubos de flujo magnético generados por ondas del campo magnético solar. Por la evidencia empírica utilizada para validar el modelo, corresponde a la intensidad de manchas solares observadas y la medición del campo magnético solar. El modelo se validó con datos observados entre 1970 y 2005. La correlación entre los datos empíricos y los generados por el modelo asignan una precisión de más del 97% (figura 1 de la referencia). Una vez validado el modelo, se generaron datos para el periodo de los años 1200 a 3200. El modelo predice (a) el incremento en la actividad solar en el periodo templado medieval (aprox. 1300 a 1550), (b) una clara disminución de actividad solar, los llamados mínimos de Maunder y Dalton, en el periodo de la mini era glacial entre los años 1650 a 1700 (hay testimonios históricos de que en esos años el rio Támesis en el Reino Unido se congelaba en el invierno, causando serios problemas para el transporte de mercancías por vía fluvial a la ciudad de Londres), y (c) el incremento de actividad en el máximo observado en el siglo XX. El modelo muestra la sobreposición de dos ciclos de alta frecuencia correspondientes al ciclo solar ya conocido de 22 años de duración y otro de baja frecuencia correspondiente a una duración de entre 350 a 400 años. Hacia futuro, el modelo predice el fin del periodo de máxima actividad del siglo XX y un descenso hacia otro mínimo de actividad a partir de aproximadamente 2030. Considerando que, si en el siglo XVII la mini era de hielo coincidió con este mínimo, es probable que esto vuelva a ocurrir en aproximadamente 15 años. Cabe aclarar que si bien el trabajo científico es de gran importancia, ya que predice mínimos, coincidentes con una mini era

de hielo, y máximos de actividad solar, las fechas y las magnitudes del decremento en actividad tienen cierto grado de incertidumbre. De ocurrir este fenómeno en el horizonte mencionado, las bases de los escenarios energé cos actuales quedan descartadas, ya que éstas cambiarían radicalmente en el mediano plazo. Los probables impactos serán en la dirección de una mayor demanda energé ca al reducirse la temperatura promedio. En cuanto a la generación, las tecnologías con base en energías limpias no dependientes de la radiación solar, como la geotermia y la energía nuclear, no serán afectadas. El impacto sobre la energía eólica y la solar habrá que estudiarlo. Pero no tendría sen do cambiar el rumbo acordado para mi gar la emisión de los GEI, ya que la duración de este fenómeno es de unos cuantos años solamente, y de cancelar los esfuerzos acordados de mi gación de éstos, regresaríamos a una peor situación a su final. Posiblemente, se puede argumentar que se tendrá la ventaja de un mayor periodo de empo para alcanzar los niveles de emisión deseables con el fin de reducir el impacto del cambio climá co. Un comentario final sobre el tema es que este fenómeno probablemente tendrá mayores impactos en otros sectores como el agrícola con posiblemente serias repercusiones en la producción de alimentos. Referencias. (1) “Energy Market Reforms”, World Energy Council, August 2004. (2) “Electricity Markets are Broken – Can they be Fixed?” Oxford Institute of Energy Studies (OIES), enero 2016; “Reforming Electricity Reforms? Empirical Evidence from Asian Economies”, OIES, febrero 2016; “Britain’s Electricity Supply Crunch to Become Much Worse”, European Energy Review, febrero 2016 (3) “Heartbeat of the Sun from Principal Component Analysis and Prediction of Solar Activity on a Millenium Timescale. Nature, 29 October 2015.

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MARZO/ABRIL / 2016

Energía y sustentabilidad

It’s decarbonisation…transición energética y el Acuerdo de París Se plantea el reto de revertir el consumo creciente de combustibles fósiles. A

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l iniciar este 2016, el 4 de enero, el Mauna Loa Observatory (NOAA-ESRL) informó que el dióxido de carbono, CO2, había alcanzado en la atmósfera una concentración de 401.85 partes por millón (ppm), ya muy cerca de las 450 ppm que no se deben superar si se desea mantener el aumento de temperatura en niveles aceptables. La can dad de energía del sol que re ene nuestro planeta depende de la can dad de gases de efecto invernadero (GEI) en la atmósfera. El más importante de esos gases, el CO2, se ha incrementado de tal manera que ya ha aumentado la temperatura global promedio en 1°C con respecto a los niveles pre-industriales y que el nivel alcanzado con nuará calentando el planeta. Esto sucederá, incluso si se detuvieran inmediatamente las emisiones de ese gas o por lo menos se cumplieran las INDCs (Intended Na onally Determined Contribu ons, Contribuciones Previstas y Determinadas Nacionalmente) comprome das por la mayoría de países. Un resultado central de la COP21 es el acuerdo de “mantener el aumento de la temperatura media mundial muy por debajo de 2ºC, y seguir esforzándose por limitar el incremento de la temperatura a 1.5 ºC”. En el marco de los trabajos del IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) se ha mostrado que para mantenerse en niveles cercanos al 1.5 ºC debe haber cero emisiones relacionadas con la energía hacia 2050. El Acuerdo de París ¿una ruptura radical? “Emisiones relacionadas con energía” significan emisiones relacionadas con energías fósiles (petróleo, gas natural, carbón), las cuales representaron 80% del consumo mundial de energía en 2015, según la IEA. Estas energías se han desarrollado masivamente en un mundo convencido que siempre se necesitarán, que con nuarán estando presentes en todos los ámbitos de la economía y la sociedad y que, en todo caso, no se podrán reunir las fuerzas sociales y factores polí cos capaces de enfrentar el lugar masivo que ocupan. En ese contexto el acuerdo de París del pasado diciembre 2015, un acuerdo elaborado

y decidido mul lateralmente, lanza señales sobre la necesidad de un cambio profundo. El que 195 países –desarrollados, emergentes, en desarrollo, productores y exportadores de petróleo, países insulares vulnerables– se hayan puesto de acuerdo es un hecho que ene una gran importancia y potencial para el futuro. La diplomacia francesa desempeñó un importante papel para canalizar esfuerzos e intereses diversos e inclusive contradictorios, pero el Acuerdo fue el resultado de un proceso mul lateral en el marco de la ONU. Diversos actores se encaminaron a París con declaraciones y acciones que favorecieron la posibilidad de un acuerdo: la Unión Europea con el marco adoptado por el Consejo Europeo (octubre 2014), Estados Unidos y China con el compromiso de reducir sus emisiones (noviembre 2014), el G7 en su reunión de julio de 2015 o importantes líderes como el Papa Francisco con su encíclica Laudato Si’ (mayo 2015). Ese proceso de convergencia de opiniones y posiciones abrió el camino al Acuerdo de París. Nuevos hechos y percepciones también contribuyeron: las temperaturas extremas promedio de años recientes con consecuencias ampliamente difundidas; la penetración de las energías renovables con costos más bajos; el monto de inversiones en generación eléctrica con base en renovables, que han superado por primera vez a las re

Profesor-Investigador del Postgrado de Economía y del Postgrado de Ingeniería de laUNAM. [email protected]. Participó en la elaboración del 5º. Informe del IPCC, como Lead Author en el Grupo de trabajo III, particularmente en el Capítulo Energy Systems (http://www.ipcc.ch/report/ar5/wg3/) ENERGIA A DEBATE

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alizadas con base en combus bles fósiles. El mundo empresarial ya no está en bloque detrás de las fósiles: se han abierto nuevas fuentes de inversión relacionadas con las renovables y con ellas la aparición de nuevas voces e intereses que consideran que su ac vidad debe integrar el combate contra el cambio climá co(1). En toda transición están presentes grupos, fuerzas e intereses que se aferran al pasado, como el complejo industrial ar culado alrededor de las poderosas energías fósiles, pero apuntan nuevos grupos, fuerzas e intereses que ven hacia el futuro. El Acuerdo propone un marco legal que puede desencadenar medidas e inversiones que apoyen otro po de crecimiento bajo en carbono, en el que las reducciones de CO2 sean una condición de prosperidad económica, de eliminación de la pobreza, de intercambios ecológicos que se desarrollen en un plano de igualdad. Deberá ser ra ficado a par r de abril 2016 y entrará en vigor cuando 55 países que representen más de 55% de emisiones de GEI lo hayan hecho. A par r de entonces se podrá hablar quizás de un nuevo régimen internacional en el plano ambiental. El Acuerdo de París. Temas y problemas para su implementación Del Acuerdo de París se derivan condiciones para el cumplimiento de los obje vos fijados, en par cular relacionadas con el funcionamiento de las economías y la dinámica y composición del sistema energé co.Puede ser el inicio del cambio más profundo desde la Revolución Industrial, en lo que a producción y consumo energé co se refiere. Puesto de manera sencilla: el aumento de las emisiones de carbono que se ha dado desde la revolución industrial debe pararse. El pico, dice el acuerdo, deberá alcanzarse “lo más pronto posible”, aunque en un marco voluntario, carente de mecanismos vinculantes y obligatorios y de modalidades claras para su cumplimiento. No fue tarea fácil llegar a acuerdos, incluso sobre el obje vo crucial de aumento de la temperatura global. Como ejemplo el Ar culo 2, item 1 (a), tal como se presentaba en un borrador previo lleno de corchetes y su formulación final: (1)

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Como la Breakthrough Energy Coalition lidereada por Bill Gates, Mark Zuckerberg y Jeff Bezos. En el contexto de la COP21, anunció la creación de un fondo de US$20 mil millones para investigación en energías limpias. MARZO/ABRIL / 2016

Borrador: “hold the increase in the global average temperature [below 2°C][below 1.5°C][well below 2°C][below 2°C or 1.5 °C] [below 1.5°C or 2°C][as far below 2°C as possible] above pre-industrial levels by ensuring deep cuts in global greenhouse gas [net] emissions”. Acuerdo final: “Holding the increase in the global average temperature to well below 2 °C above pre-industrial levels and to pursue efforts to limit the temperature increase to 1.5 °C above preindustrial levels, recognizing that this would significantly reduce the risks and impacts of climate change “. La mención de una reducción profunda de GEI desapareció, así como la necesidad de mantener el aumento de la temperatura abajo de 1.5 °C, un obje vo coherente con la posibilidad de frenar el cambio climá co. Sin embargo algunas formulaciones que se man enen en el acuerdo podrán ser explotadas, como la que habla de “much greater emissions reduc ons will be required” o de “a balance between anthropogenic emissions by sources and removals by sinks”. En este úl mo caso son las emisiones netas las que importan, un asunto que, por otro lado, se presta a discusión. Detrás de algunas formulaciones centrales del acuerdo, que pueden calificarse de ambiguas, se encuentra el hecho que el cambio climático es un problema complejo que exige visiones de largo plazo, pero en el cual se expresan restricciones coyunturales, intereses y posiciones diversas. La implementación del Acuerdo tampoco es sencilla: requiere innovaciones y procesos de aprendizaje en diferentes campos: tecnologías, instituciones, normas sociales y políticas públicas que tienen que ver con el crecimiento, la macroeconomía, los impuestos, la energía, el ambiente, el uso de la tierra. Van mucho más allá de soluciones globales –dignas de ser estudiadas sin embargo–, como un precio único del carbono, un impuesto internacional al carbono o una distribución del presupuesto global del carbono. El IPCC y proyectos como el Deep Decarboniza on Pathways Project (DDPP(2)) han mostrado que es posible orientarse económica (2)

Reúne a equipos de investigación de 16 de los países más grandes emisores para diseñar senderos de reducción de emisiones coherentes con límites deincremento del calentamiento en 2°C o menos. Lo impulsan The Institute for Sustainable Development and International Relations (IDDRI) y el Sustainable Development Solutions Network (SDSN). Ha elaborado varios informes sobre “descarbonación profunda”, incluido uno sobre México.

y tecnológicamente por senderos de bajas emisiones hasta reducirlas por completo hacia la mitad de este siglo. Para ello, la coherencia ins tucional y de las polí cas públicas es fundamental y esto no es válido solamente para países emergentes o en desarrollo. Antes de la COP21, la OCDE publicó un informe (3) que puso en evidencia las contradicciones entre la voluntad de construir un acuerdo sobre reducción de emisiones para limitar el calentamiento global y las políticas que favorecen los combustibles fósiles y actividades fuertemente intensivas en carbono. No sólo eso, el informe señalaba que las políticas de subsidios y subvenciones de los Estados y el funcionamiento del sistema financiero se contraponían a los objetivos de la reunión de París. El problema central era precisamente el de la ausencia de alineación de las políticas públicas con los objetivos del combate al cambio climático. El informe mostró también que dos tercios de las inversiones energéticas van a las fósiles, que las subvenciones y gastos fiscales favorecen la producción y utilización de esas energías, que las políticas urbanas y la planeación de los transportes están mal coordinadas y favorecen la utilización intensiva del automóvil; que la utilización de combustibles fósiles por la industria y la generación de electricidad reciben una imposición fiscal baja en relación a sus emisiones de CO2. En ese sentido, el Acuerdo de París puede ser visto también como un llamado para que los diferentes países y sus sociedades (3)

OCDE [2015], Aligner les politiques au service de la transition vers une économie bas carbone. Informe elaborado con la participación de la IEA, la Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) y el Forum international des transports (FIT), Paris, 263 p.

asuman sus responsabilidades. No sólo los Estados sino variados actores actuantes en diferentes niveles, en particular actores locales que vendrán necesariamente de una mayor presencia de las energías renovables respecto a los actuales esquemas centralizados vinculados a las energías fósiles. Límites al aumento de la temperatura implican bajas significativas de emisiones que no podrán realizarse sin nuevos métodos y técnicas de reducción de emisiones, sin cambios fundamentales en los sistemas productivos, urbanos, de transporte, en los flujos comerciales. Aquí es donde entran las condiciones y especificidades de cada país: su dotación de recursos, la composición e inercias de su sistema energético, las características e inercias de sus sistemas urbanos y de transporte, sus niveles de pobreza y desigualdad. Condiciones y especificidades de cada país se han traducido precisamente en las INDCs presentadas por 188 países, a los cuales corresponde en conjunto 96% de las emisiones globales (4). En ellas señalan cómo se proponen reducir sus emisiones hacia 2025 ó 2030. Estimaciones diversas coinciden en que esas propuestas no podrán mantener el calentamiento global por abajo de los 2°C, sino en el mejor de los casos en alrededor de 2.7°C por encima de los niveles pre-industriales, lejos de la meta aspiracional (1.5°C). Las revisiones que deberán hacerse cada 5 años, empezando en 2020, siempre con mayores niveles de exigencia, es un reconocimiento de que los compromisos que representan las INDCs no son suficientes. Un punto importante es que los países deberán reportar de manera transparente sus inventarios de emisiones y “la información necesaria para seguir los progresos en la implementación y logros” de sus ENERGIA A DEBATE

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INDCs, utilizando un sistema universal de contabilidad. Se apoyará a los países en desarrollo para cumplir con esas exigencias de calidad y transparencia y recibirán recursos tanto para la mitigación como para la adaptación, un binomio que en adelante será inseparable. El objetivo de US$100 mil millones anuales, no alcanzado hasta la fecha, será considerado en adelante como un piso y se detallarán las aportaciones de los países y las modalidades de la distribución de los fondos. Posibles mecanismos de financiamiento como los impuestos sobre los transportes marítimos y aéreos no fueron siquiera considerados. El Acuerdo reconoce “el papel notable que desempeñan los fondos públicos” y “la importancia de enfoques no fundados en el mercado”, dejando así de lado el énfasis en los instrumentos económicos (mercado de carbono, cuotas de emisiones,…). Enfoques basados en el mercado no aparecen, pero se reconocen las “internationally transferred mitigation outcomes” para la implementación de las INDCs. Se crea una nueva sigla (ITMO) y con ella, parafraseando el dicho francés “cuando se echa al mercado por la puerta, regresa por la ventana”. It’s decarbonisation …… De la COP21 se esperaban señales claras sobre un cambio fundamental en la economía global en el sentido de una reorientación de las inversiones en petróleo, gas natural y carbón hacia las energías con cero emisiones, es decir hacia una descarbonización del sistema energético. En el acuerdo hay elementos en ese sentido: ¿puede considerársele como una hoja de ruta para que el mundo se dirija en una dirección opuesta a la marcada por los combustibles fósiles? ¿lo habrán entendido así las compañías petroleras, las del gas y el carbón? Si es así, ¿serán capaces de adaptarse y redirigir su potencial hacia las nueva energías y tecnologías? Descarbonización , una palabra que se había vuelto usual en el vocabulario de la transición energética, no aparece en el Acuerdo, probablemente porque implica que buena parte de los recursos fósiles deben quedar bajo tierra para mantener el calentamiento global debajo de los 2°C ó todavía mejor de 1.5°C. Las estimaciones varían: expertos del IPCC, por ejemplo, consideran que sólo 10% (4)

Antes de la COP 21, los países que habían comunicado sus INDCs, re-presentaban alrededor de 90% de la actividad económica mundial y cerca de 90% de las emisiones de GEI relacionadas con la energía. Representaban también cerca de 90% de la demanda mundial de combustibles fósiles y 80% de su producción. Cifras impresionantes: sin embargo muy pocos hablaron de reducir el uso ineficiente de carbón en las centrales eléctricas, de reducir las emisiones de metano en la producción de petróleo y gas, de modificar subsidios o de poner precios al carbono. Tampoco mencionaron tecnologías necesarias para una transformación de largo plazo del sector energético (CCS, biocombustibles avanzados, vehículos eléctricos).Véase: IEA, World Energy Outlook Special Briefing for COP21, París, noviembre 2015.

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de esos recursos deben ser explotados e investigaciones recientes han proporcionado datos acerca de cantidades y lugares que deben permanecer sin explotar(5). La coyuntura permite plantear la posibilidad de que buena parte de los combustibles fósiles permanezcan en el subsuelo: los bajos precios del petróleo representan fuertes riesgos para las inversiones en gas y petróleo; de hecho han caído sus montos, rendimientos y capacidad para atraer capitales. Expertos de instituciones financieras como Goldman Sachs o el Banco de Inglaterra, incluyendo al Gobernador de este último, toman en serio el riesgo de que proyectos de combustibles fósiles que requieren fuertes inversiones se vuelvan caducos y sin valor si acciones climáticas serias se toman en el futuro. Por ahora, sin embargo, según la IEA, solo el 16% de las inversiones en el sector energético de Estados Unidos se dirigió a las renovables o a la nuclear. Las compañías petroleras prefieren extraer hidrocarburos en las zonas más riesgosas y difíciles que canalizar sus ganancias hacia alternativas energéticas bajas en carbono. Los presupuestos de investigación y desarrollo (I&D) de los gobiernos han declinado en años recientes: en 1981 la energía representaba el 11% del total del presupuesto público de I&D de Estados Unidos y en la actualidad sólo representa el 4%. En 2014, en ese mismo país la energía representó menos del 2% de la I&D total(6). Se trata de una tendencia: la crisis iniciada en 2007 sólo la ha profundizado. El mercado sólo no desarrollará nuevas fuentes de energía. Las transiciones energéticas muestran que es indispensable un Estado capaz de provocar cambios con perspectivas de largo plazo que impulsen el financiamiento y las inversiones privadas. De hecho en algunos países son bancos de desarrollo estatales los que promueven la difusión de nuevas tecnologías: KfW en Alemania, BNDES en Brasil, el China Development Bank y el European Investment Bank ocupan un lugar importante en el financiamiento total en el campo de las renovables. Consideraciones finales: ¿Y América Latina(7)? ¿Y México? Todavía en fechas cercanas a la COP21 se manifestaban posiciones pesimistas respecto a los avances que se podrían lograr mediante las negociaciones internacionales desarrolladas en el marco de la ONU. Parecían también difícilmente conciliables con (5)

(6)

(7)

C. McGlade & P. Ekins, “The geographical distribution of fossil fuels unused when limiting global warming to 2 °C”, Nature, 517,187–190, 8 January 2015. “Key trends in IEA public energy technology research, development and demonstration (RD&D) budgets”,www.iea.org/statistics, OECD/IEA, 2015. G. Edwards, T. Roberts, A Fragmented Continent. Latin America and the Global Politics of Climate Change, MIT Press, 304 p.

La industria petrolera mexicana: salud, seguridad y cumplimiento

E

n 2015, durante un período de cinco semanas, al menos dos incidentes fatales ocurrieron en la industria petrolera costa afuera de México. Un incendio en una plataforma ubicada en la Sonda de Campeche en el extremo sur del Golfo de México era responsable de la muerte de cuatro personas e hiriendo a muchos otros. El 5 de mayo martes, falló otra plataforma causando la muerte de al menos dos trabajadores offshore e hirió a otras 10. Más de 100 personas fueron evacuadas de la plataforma por los barcos de respuesta a emergencias. En medio de la Reforma Energética, que abrió el sector petrolero de México a la competencia internacional, los incidentes plantearon nuevas preguntas sobre la salud y la seguridad en la industria petrolera de México. Los expertos del sector están preocupados por la inversión internacional en una región donde los trabajadores están en peligro. “Desde el punto de vista de la vigilancia y seguridad, México debe hacer esfuerzos por reducir la disparidad en la competencia de sus trabajadores locales“, dijo Jim Playfoot ,Director General de GetenergyIntellligence y un experto internacional en educación y formación . “ Para México, los beneficios de la Reforma Energética sólo se generarán si la localización - es decir, el empleo de mano de obra local y el compromiso con los proveedores locales - se convierte en realidad”. La seguridad y el cumplimiento son una lucha constante para la industria petrolera de México. Como parte de la Reforma Constitucional aprobada en 2013, que abrió el sector petrolero a la inversión extranjera, México creó la Agencia de Seguridad Industrial, En-

ergía y Protección del Medio Ambiente para supervisar la industria del petróleo. Esta agencia aún tiene mucho camino por recorrer antes de estar preparado para mejorar el perfil de HSE (health, safety, education) de la industria del petróleo. La agencia todavía requiere inspectores del equipo de perforación más capacitados y los demás requisitos para regular la industria. Importantes medidas deben ser tomadas para mejorar la conciencia de la salud y la seguridad en México. HSE WorldClass training debe ser introducido y los trabajadores deben estar certificados, sercompetentes y cumplir con los estándares de la industria. Pero el entrenamiento debe ser estratégico y no por partes. * El GetenergyGlobal tendrá lugar en Londres el 16 y 17 de mayo, con asistentes desde más de 46 países diferentes, involucrando gobierno, educación y empresas de gas y petróleo. VTEC Américas (en Ciudad de México) se llevará a cabo en el Palacio de Minería el próximo octubre. El evento reunirá a los actores clave en la industria de petróleo y gas de México, el sector educativo y del gobierno para hacer frente a la formación de la población local para el sector de la energía. Para obtener más información, póngase en contacto con Concepción Pérez, Gerente de Desarrollo Latino America ,GetenergyEvents, conchi.perez@getenergyevent. com

Aparte de los problemas de salud y seguridad, con la introducción de los jugadores internacionales en Mexico se espera acrecentar el empleo para el sector energético. Las compañías petroleras internacionales ( IOC´s ) traen consigo una plantilla internacional con años de experiencia en áreas especializadas de la empresa de exploración y producción. Esta fuerza de trabajo se puede mover fácilmente a nuevas áreas de operaciones y los trabajadores petroleros extranjeros pueden llenar la falta de experiencia local en áreas tales como la perforación en aguas profundas y la producción. La pregunta es si México puede beneficiarse de esta situación para crear el crecimiento del empleo de larga duración, genuino para la población local en el sector energético. México puede hacer varias cosas para mejorar la capacidad técnica de sus trabajadores locales: fomentar la transferencia de conocimientos, trabajar con la industria para emplear las normas laborales nacionales a través de los perfiles de los puestos más importantes, y la introducción de programas de petróleo y de formación de gas acreditados internacionalmente, abordar el control de calidad, y educar a los líderes de la industria local. México, como uno de los productores de petróleo más antiguos del mundo, no es nuevo en esto y la experiencia de los últimos 70 años han dado al país una ventaja. México ya cuenta con una plantilla petrolera. El reto consiste ahora en conseguir que se cumplan las normas internacionales, elevar el perfil de seguridad de la industria en México y promover la próxima generación de especialistas en petróleo y gas. ENERGIA A DEBATE

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ese proceso las posiciones de Estados Unidos y China, los más grandes emisores, así como las de India o Brasil. Un punto central tenía que ver con el principio de “responsabilidades comunes, pero diferenciadas”, unos considerando que todos los países debían asumir parte de la carga en la lucha contra el cambio climático y otros sosteniendo que la tarea debía recaer sobre los desarrollados, responsables históricos de las emisiones que arrancaron con la revolución industrial. Con el Acuerdo de París la inmensa mayoría de países se ha comprometido a participar con objetivos de reducción establecidos por ellos mismos, acordes a lo que ellos consideran sus condiciones específicas y las restricciones de su desarrollo. Llegar a eso no fue fácil: después de la Conferencia de Copenhague (2009), América Latina contribuyó a mantener los esfuerzos de la comunidad internacional con los resultados de la COP de Cancún (2010) y la de Lima en 2014. Entre esas dos conferencias la “Plataforma de Durban”, en 2011, hizo un llamado en pro de “un protocolo, otro instrumento legal u otro resultado acordado con fuerza legal bajo la Convención aplicable a todas las partes” que entrara en vigor a partir de 2020. Dos años después, la COP de Varsovia (2013) llamó a los países a someter sus INDCs meses antes de la Conferencia de París. Esta innovación, que cambió el procedimiento de top-down a bottom-up, permitió romper una de las restricciones que frenaban la posibilidad de un acuerdo universal. Ahora todos los países, incluidos los más reticentes debían manifestar compromisos de reducción. Aunque la estructura energética de América Latina y el Caribe(8) en su conjunto no está tan cargada a las energías fósiles como en otras zonas, la electrificación de las economías, las tasas de urbanización y motorización hacen probable una mayor demanda de esas energías. Ya en la actualidad buena parte de las emisiones provienen de su sistema energético y están creciendo de manera particular en transporte y generación eléctrica. En uno de sus informes recientes, la IEA señalaba que las emisiones per cápita relacionadas con la energía de América Latina podrían crecer un 33% entre 2005 y 2030. En América Latina, México ocupa el segundo lugar en generación de emisiones de GEI, después de Brasil y antes de Argentina y Venezuela. Sus emisiones continúan aumentando debido al creciente consumo de combustibles fósiles. Aproximadamente 60% de las emisiones provienen de la combustión para usos energéticos de esos combustibles, siendo las principales fuentes de emisiones el transporte (23%) y la generación eléctrica (17%)(9). A partir de esa situación se plantea la necesidad –por lo menos– de un uso más

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eficiente de los combustibles fósiles y de una mayor participación de las energías renovables en el consumo final, el cual era de 4.4% del total en 2010. La Ley de Transición Energética (LTE) contiene aspectos que van en esa dirección; pero apunta sobre todo hacia una presencia más fuerte del gas en la generación de electricidad y a la co-generación. Al centrarse en el sector eléctrico, deja de lado a otros como el transporte que en México tiene particular importancia. No vincula el tema de la transición energética al de la descarbonización ni se ubica en un país que puede aún considerarse productor y exportador de petróleo y que ha definido prioridades en torno a la exploración y producción de hidrocarburos. En ese sentido no se ubica realmente en la transformación estructural que otros países han asumido con estrategias de desarrollo de largo plazo y sentido de planeación. Propone medidas que ya está integrando el mercado, como la búsqueda de una mayor eficiencia energética, de una mayor presencia del gas natural, de la sustitución de combustibles y de la co-generación. Incluso en este ámbito no se ha buscado una articulación coherente de la LTE con otros documentos como la Estrategia Nacional de Cambio Climático, la Ley de Cambio Climático o las INDCs presentadas por México antes de la COP21. ¿Son estas últimas las que definen las prioridades del país en sus acciones en contra del cambio climático? Sólo países que vinculen declaraciones en torno al cambio climá co –e incluso promulguen leyes y elaboren documentos importantes– con una implementación efec va de las condiciones y requerimientos que se derivan del Acuerdo de París podrán aspirar a presentarse como líderes en la lucha contra el cambio climá co. Es decir, también deberán liderar una “profunda descarbonización” vinculada estrechamente a una estrategia de desarrollo de largo plazo. América Latina y el Caribe representan 9% de la población mundial, 9% del PIB y 9.5% de las emisiones globales de GEI, según datos del Banco Mundial. (9) Tovilla, J. et al. (2015). Pathways to deep decarbonization in Mexico, SDSN - IDDRI. (8)

ENERGIA A DEBATE

Visión latinoamericana

Precios y tarifas: ¿mercado o el dedo? Los precios controlados hundieron la economía de Venezuela. A

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Quienes finalmente determinan los precios de los productos y servicios que a diario consumimos? En países serios y donde no funciona el dedo polí co, los fija el mercado en función de costos de producción, oferta, demanda, calidad del servicio, competencia y otras variables. Eso sí, se regula desde el Estado la competencia. No a monopolios u oligopolios ni privados ni públicos que controlen y manipulen precios. Los precios para los monopolios naturales (donde la competencia no es posible de generar –agua, electricidad, gas natural, etc.) se establecen a través de cálculos tarifarios, donde una autoridad competente y calificada calcula las mismas con base en una estructura de costos debidamente estudiada y una rentabilidad razonable preestablecida. Estos servicios públicos, sin una tarifa adecuada, no se expanden y se deterioran. Existen polí cas públicas para incen var o desincen var el uso de un producto o servicio mediante el uso de impuestos (tabaco, alcohol y otros productos nocivos para la salud humana vs. energías renovables). Estos gravámenes deben ser estudiados a fondo por ins tuciones colegiadas antes de su aplicación tal cual ocurre en países serios y donde el dedo desde el poder polí co no es posible. También existen los precios fijados a dedo por los políticos de turno. No se asientan sobre análisis económicos profundos. Resultan generalmente de designios o intereses particulares, para favoritismos políticos o sencillamente para ganar votos y mantenerse en el poder. Precios y tarifas bajas es la consigna para aparecer como figura mesiánica o salvadora ante el pueblo. Precisamente en este afán de fijar precios bajos “soberanos, justos, dignos”, llámese como se desee, es que se ha contri-

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buido a llevar a Venezuela al más profundo abismo económico. Precios de cemento a dedo, precios de alimentos a dedo, tarifas de servicios a dedo, precios de medicamentos a dedo, precios de hidrocarburos a dedo, precios del dólar a dedo. Todo a dedo. Con esta dinámica de fijar precios con el dedo, han logrado desmantelar el aparato productivo, generar desabastecimiento y endeudar al país, muy a pesar que se manejaban exportaciones de casi 2 millones de barriles diarios de petróleo crudo con precios de petróleo a 100 dólares por barril. Precios irrisorios de energía fijados a dedo han hecho que Venezuela tenga que importar gas, diesel, petróleo y se tengan constantes racionamientos eléctricos. Inaudito para el país con las reservas más grandes de petróleo y gas de la región. Esto no tiene parangón en la historia. Sacar a Venezuela de este abismo económico será extremadamente complicado. Peor con los actuales precios de petróleo. Tarea nada fácil para la actual o futura administración de gobierno que tendrá que hacer profundos ajustes en la economía, sincerar precios y tarifas y encarar privatizaciones. Los más impactados en este proceso de ajuste serán de nuevo sus ciudadanos y en particular los que menos recursos económicos tienen. Algo similar ha ocurrido en Argentina, pero no de la misma magnitud. En Argentina, el sector más golpeado por los precios y tarifas a dedo fue el de la energía y pasaron una fuerte factura. La producción de gas natural se vio mermada, se cortaron exportaciones y luego se comenzó a importar gas natural. Importar costoso gas natural para venderlo a bajo precio en el mercado interno, era

una ecuación que el mundo observaba con asombro y tremenda incredulidad. En todo caso, producir gas natural costoso en vez de importarlo y venderlo barato en el mercado interno hacía mucho más sentido. El déficit energético se abulto por las importaciones de gas y contribuyó a la ausencia de dólares. Precios bajos y tarifas bajas de electricidad fijadas a dedo diezmaron la infraestructura de generación, transporte y distribución. El resultado: racionamientos eléctricos constantes desde hace varios años y a importar electricidad de países vecinos a precios spot y elevados. En petróleo ocurrió lo mismo. Se fijaron precios bajos en el mercado interno para subsidiar, cuando en el mercado internacional estaban por las nubes. Ahora que los precios internacionales están bordeando los 30 dólares por barril, Argen na, para incen var exploración, man ene precios de 63 a 67 dólares por barril para su mercado interno. Como se acostumbró al pueblo a que el dedo se aplique, las provincias de Chubut y Santa Cruz exigen que se fijen precios similares al mercado interno para fomentar exportación de petróleo no apto para el mercado interno y por ende para la ac vidad económica. Es decir, piden subsidiar exportaciones petroleras. Otra aberración. Hay muchos otros ejemplos en la región y el mundo en esta misma dinámica. Con estos dos ejemplos, ¿no sería mejor dejar que el precio internacional del petróleo sea el que marque la referencia para remunerar la exploración? ¿Es mejor un precio de mercado o el precio fijado desde un asiento polí co? La historia nos sigue demostrando que precios fijados a dedo, precios bajos y subsidios prolongados son detrimentales para nuestras economías en el largo plazo.

* Socio Director de Gas Energy Latina America (GELA) y Drillinginfo. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y ministro de Hidrocarburos de Bolivia ([email protected])

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Turbina FT8 PW POWER SYSTEMS instalada po Rengen Energy Solutions en Central Termoeléctrica Valle de México - CFE

ENERGIA A DEBATE

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