6_PoliticaEnergeticaEne2015

III. POLÍTICA ENERGÉTICA

Inicia operaciones el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (FMP), cuya institución fiduciaria es el Banco de México (FMP)

El 1º de enero de 2015, el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) dio a conocer el inicio

operaciones el Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo

(FMP), en cumplimiento a la reforma constitucional en materia de energía publicada

el 20 de diciembre de 2013.

El FMP tiene por objeto recibir, administrar y distribuir los ingresos derivados de los

contratos y asignaciones para la exploración y extracción de hidrocarburos.

El FMP transferirá los recursos que reciba al Presupuesto de Egresos de la Federación

(PEF) y a los demás fondos de estabilización y especiales conforme a las

disposiciones aplicables y acumulará, con los recursos excedentes, una reserva de

ahorro de largo plazo en beneficio de las generaciones presentes y futuras.

De esta manera, el FMP se constituye como una herramienta de transparencia y

rendición de cuentas a través de la cual los mexicanos conoceremos puntualmente el

origen y destino de los ingresos petroleros. Para este propósito, el FMP pone a

disposición del público la siguiente página de Internet para dar a conocer sus

actividades: www.fmped.org.mx.

Asimismo, el FMP informó que dará a conocer información al público conforme al

siguiente calendario de difusión durante 2015:

1250 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos

16 de enero Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.

30 de enero Informe Trimestral-Cuarto Trimestre 2014 y Estados Financieros al 31 de diciembre.

27 de febrero Estados Financieros al 31 de enero y Transferencias1/ de enero.

31 de marzo Estados Financieros al 28 de febrero, Transferencias1/ de febrero e Información Estadística sobre las Asignaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos para el mes de enero.

23 de abril Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.

30 de abril Informe Trimestral Primer Trimestre 2015, Estados Financieros al 31 de marzo, Transferencias1 de marzo e Información Estadística de las Asignaciones para febrero.

30 de mayo Estados Financieros al 30 de abril, Transferencias1/ de abril e Información Estadística de las Asignaciones para marzo.

30 de junio Estados Financieros al 31 de mayo, Transferencias1/ de mayo e Información Estadística de las Asignaciones para abril.

23 de julio Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.

31 de julio Informe Trimestral Segundo Trimestre 2015, Estados Financieros al 30 de junio, Transferencias1/ de junio e Información Estadística de las Asignaciones para mayo.

31 de agosto Estados Financieros al 31 de julio, Transferencias1/ de julio e Información Estadística de las Asignaciones para junio.

30 de septiembre Estados Financieros al 31 de agosto, Transferencias1/ de agosto e Información Estadística de las Asignaciones para julio.

22 de octubre Sesión del Comité Técnico y comunicado de prensa.

30 de octubre Informe Trimestral Tercer Trimestre 2015, Estados Financieros al 30 de septiembre, Transferencias1/ de septiembre e Información Estadística de las Asignaciones para agosto.

30 de noviembre Estados Financieros al 31 de octubre, Transferencias de octubre e Información Estadística de las Asignaciones para septiembre.

31 de diciembre Estados Financieros al 30 de noviembre, Transferencias de noviembre e Información Estadística de las Asignaciones para octubre.

1/ Las transferencias incluyen aquellas a favor de los diversos fondos de estabilización y sectoriales listados desde la Constitución, así como las que se envían a la Tesorería de la Federación (TESOFE) para cubrir la parte correspondiente de los ingresos petroleros.

FUENTE: FMP.

Adicionalmente, conforme se suscriban los contratos para la exploración y extracción

de hidrocarburos, el FMP publicará la información estadística relacionada con los

mismos.

Fuente de información:http://www.banxico.org.mx/informacion-para-la-prensa/comunicados/miscelaneos/boletines/%7BCF599483-1078-EC1C-E326-5F7F3399B452%7D.pdf

Política Energética 1251

Petróleo: el 2014 no es el 2008 (BBVA Research)

El 12 de enero de 2015, la sección de estudios económicos de BBVA Research dio a

conocer el artículo “Petróleo: el 2014 no es el 2008” que se presenta a continuación.

El ajuste de los precios del petróleo a finales de 2008 coincidió con la quiebra de

Lehman Brothers y el inicio de la crisis global, lo que disminuyó fuertemente la

demanda mundial esperada de crudo. Asimismo, la mayor aversión global al riesgo

producto de la crisis financiera revirtió los flujos financieros hacia las materias

primas, entre otros activos de riesgo. En otras palabras, la corrección del petróleo en

2008 anticipaba un colapso del crecimiento mundial y de la demanda de crudo, como

finalmente sucedió.

La caída de precios del crudo desde julio de 2014 ha reflejado también una cierta

moderación de las expectativas de crecimiento mundial, pero en su mayoría (entre 2/3

y 3/4 de la caída) ha respondido a factores de oferta.

Resulta interesante dividir la caída de precios desde julio del año pasado en dos

períodos diferentes. En el primer período, entre julio y finales de noviembre se

acumula aproximadamente la mitad de la caída del precio observada hasta ahora. A

esta caída del precio contribuyeron por un lado la disminución de las previsiones de

crecimiento mundial (basta ver las revisiones a la baja de las previsiones del Fondo

Monetario Internacional (FMI) a lo largo de 2014 hasta octubre) y, por otro lado, las

sorpresas al alza de la producción de crudo en países donde las tensiones geopolíticas

anticipaban una oferta más moderada, como por ejemplo el caso de Libia. Con todo,

un elemento importante también fue el continuado aumento de la producción de crudo

no convencional en Estados Unidos de Norteamérica (shale-oil), que confiaba en que

la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) (especialmente Arabia

Saudita) seguiría cumpliendo el rol de estabilizar los precios alrededor de 100 dólares

por barril.


Pero ese rol estabilizador de Arabia Saudita se empezó pronto a poner en duda y se

confirmó con el mantenimiento de la producción de la OPEP en su reunión del 27 de

noviembre. A partir de ese momento el mercado ha seguido buscando el precio de

equilibrio de corto plazo, sin dos de los actores que normalmente han servido en el

pasado para amortiguar las caídas de precio. En primer lugar, la OPEP (Arabia

Saudita) ante el shock de oferta del shale-oil ha decidido conservar su cuota de

mercado y dejar que el precio se ajuste a la baja. En segundo lugar, las instituciones

financieras que solían entrar en el lado comprador en caso de caídas fuertes de precio

ahora se ven más restringidas para hacerlo por los cambios regulatorios recientes.

El resultado es un precio del petróleo que no ha encontrado aún un suelo natural y que

puede incluso sobrerreaccionar a la baja en el corto plazo. Los precios actuales ya

están generando recortes importantes de planes de inversión en el sector petrolero,

especialmente el no convencional (shale-oil), aunque la producción que ya está en

marcha continuará por un tiempo. Esto augura precios moderados en 2015 mientras

persiste la sobreoferta, pero también un aumento de precios en el mediano plazo,

producto de esa menor inversión. Todo esto en un entorno de alta incertidumbre y

volatilidad de precios hacia adelante, tanto en el corto como en el mediano plazo.

Volviendo a la fuente de la caída de precios, resulta positivo para el crecimiento

mundial que la mayor parte de la caída provenga del lado de la oferta, en lugar de una

menor demanda. ¿Por qué? Un shock de oferta aumenta la renta disponible de las

familias y la productividad de las empresas que demandan energía, lo que favorece el

consumo y la inversión y más que compensa el efecto negativo sobre los productores.

Las estimaciones de BBVA Research apuntan a un efecto positivo en el crecimiento

mundial que llegaría a 0.4 puntos porcentuales en 2015 y 2016. Será un paliativo

significativo para aquellas economías que pasaban por una desaceleración cíclica o


incluso las que, como productoras, enfrentan un impacto directo negativo de un

petróleo más bajo.

Fuente de información:https://www.bbvaresearch.com/wp-content/uploads/pdf/3220_60098.pdf

Petróleo crudo de exportación (Pemex)

El 26 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante el

período enero-noviembre del año 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo

crudo de exportación fue de 89.85 dólares por barril (d/b), lo que significó una

reducción de 9.39%, con relación al mismo período de 2013 (99.16 d/b).

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

crudo de exportación fue de 71.64 d/b, cifra 10.18% menor con respecto al mes

inmediato anterior, 21.94% menor con relación a diciembre pasado (91.78 d/b) y

20.14% menor si se le compara con el onceavo mes de 2013.

Durante los once primeros meses de 2014, se obtuvieron ingresos por 34 mil 16

millones de dólares por concepto de exportación de petróleo crudo mexicano en sus

tres tipos, cantidad que representó una disminución de 12.78% respecto al mismo

período de 2013 (39 mil 2 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron ingresos

por 26 mil 732 millones de dólares (78.59%), del tipo Olmeca se obtuvieron 2

mil 921 millones de dólares (8.58%) y del tipo Istmo se percibió un ingreso de 4 mil

364 millones de dólares (12.83%).


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

Total Istmo Mayaa/ OlmecaPor región

América EuropaLejano

Orienteb/

2003 16 676 255 14 113 2 308 14 622 1 495 5602004 21 258 381 17 689 3 188 19 003 1 886 3692005 28 329 1 570 22 513 4 246 24 856 2 969 5042006 34 707 1 428 27 835 5 443 30 959 3 174 5742007 37 937 1 050 32 419 4 469 33 236 3 858 8432008 43 342 683 37 946 4 712 38 187 4 319 836

2009 25 605 327 21 833 3 445 22 436 2 400 769

2010 35 985 2 149 27 687 6 149 31 101 3 409 1 476

2011 49 380 3 849 37 398 8 133 41 745 4 888 2 747

2012 46 852 3 904 35 194 7 754 37 051 6 611 3 190

2013 42 723 3 928 34 911 3 884 32 126 6 476 4 121

Enero 4 021 444 2 978 599 3 145 780 96

Febrero 3 600 227 2 941 432 2 763 376 460

Marzo 3 521 295 2 791 435 2 493 492 537

Abril 3 792 342 3 098 351 2 949 584 259

Mayo 3 149 83 2 775 291 2 096 593 460

Junio 3 199 172 2 744 284 2 440 494 265

Julio 3 787 297 3 193 297 2 693 509 585

Agosto 3 616 371 3 006 238 2 667 666 283

Septiembre 3 576 379 2 964 233 2 678 743 154

Octubre 3 512 348 2 942 222 2 626 497 389

Noviembre 3 229 416 2 617 196 2 585 279 365

Diciembre 3 722 555 2 861 306 2 991 462 269

2014 34 016 4 364 26 732 2 921 24 828 6 424 2 764

Enero 3 292 542 2 442 308 2 694 554 43

Febrero 3 324 498 2 554 272 2 417 529 378

Marzo 3 283 490 2 520 274 2 109 735 439

Abril 3 017 375 2 416 226 1 926 684 407

Mayo 3 349 391 2 652 306 2 388 735 225

Junio 3 187 236 2 552 399 2 335 657 195

Julio 2 993 317 2 494 181 2 249 558 186

Agosto 3 136 251 2 623 261 2 385 526 225

Septiembre R/2 980 372 R/2 395 214 2 245 R/437 R/298

Octubre R/2 813 464 R/2 138 211 2 123 478 R/213

Noviembre 2 644 429 1 947 268 1 956 532 156a/ Incluye Crudo Altamira.b/ Incluye otras regiones.FUENTE: Pemex.

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


Volumen de exportación de petróleo (Pemex)

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

2014, se exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.133 millones

de barriles diarios (mb/d), cantidad 3.82% menor a la reportada en el mismo lapso de

2013 (1.178 mb/d).

En noviembre de 2014, el volumen promedio de exportación fue de 1.230 mb/d, lo

que significó un aumento de 8.08% respecto al mes inmediato anterior (1.138 mb/b),

menor en 5.96% con relación a diciembre de 2013 (1.308 mb/d) y 2.5% superior si se

le compara con noviembre del año anterior (1.200 mb/d).

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

enero-noviembre de 2014, fueron los siguientes: al Continente Americano (73.08%) a

Europa (18.62%) y al Lejano Oriente (8.38%).

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

EFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ J ASON

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO MEXICANO-Miles de barriles diarios-

2010 2011 2012 2013 2014

FUENTE: Petróleos Mexicanos.

1 230

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


Se recibe autorización para establecer las tarifas finalesde energía eléctrica a usuarios domésticos (SHCP)

El 1º de enero de 2015, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) publicó

en el Diario Oficial de la Federación el “Acuerdo por el que se autoriza a la Secretaría

de Hacienda y Crédito Público a establecer las tarifas finales de energía eléctrica del

suministro básico a usuarios domésticos”, el cual se presenta a continuación.

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

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

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

la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, y 139 de la Ley de la Industria

Eléctrica, y

CONSIDERANDO

Que el artículo 139, párrafo primero de la Ley de la Industria Eléctrica, señala que la

Comisión Reguladora de Energía aplicará las metodologías para determinar el cálculo

y ajuste de las Tarifas Reguladas, las tarifas máximas de los Suministradores de

Último Recurso y las tarifas finales del Suministro Básico;

Que el párrafo segundo del citado precepto establece que el Ejecutivo Federal podrá

determinar un mecanismo de fijación de tarifas distinto al de las tarifas finales

determinadas por la Comisión Reguladora de Energía, para determinados grupos de

Usuarios del Suministro Básico;

Que en tanto la Comisión Reguladora de Energía emita las directivas de precios de

electricidad y la reglamentación sobre las actividades reguladas de la industria

eléctrica que sustituyan, los acuerdos tarifarios emitidos por la Secretaría de Hacienda


y Crédito Público seguirán vigentes, así como los ajustes, modificaciones y

reestructuraciones que derivan de ellos;

Que el Transitorio Sexto del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica señala que

las disposiciones emitidas con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley de la

Industria Eléctrica relativas a contratación, tarifas, medición, facturación, cobranza y

demás conceptos relacionados con el suministro y venta de energía eléctrica seguirán

vigentes hasta en tanto se expiden nuevas disposiciones sobre estas materias;

Que los costos de generación de la Comisión Federal de Electricidad han tenido una

evolución favorable durante 2014, lo que se espera continúe en el próximo año;

Que los usuarios de la tarifa doméstica de alto consumo reciben de forma automática

el beneficio de la reducción de los precios de los energéticos utilizados en la

generación de energía eléctrica, por lo que se deben mantener los mecanismos

vigentes para su determinación y actualización mensual, y

Que resulta indispensable emprender acciones conducentes para reflejar durante el

año 2015 el efecto de la reducción en los costos de generación, mediante la

suspensión del mecanismo de aumento de las tarifas finales del suministro básico de

energía eléctrica para uso doméstico, así como procurar una reducción para ese año,

de los cargos tarifarios vigentes durante diciembre de 2014, con el objetivo de

transmitir ese beneficio a los hogares mexicanos, he tenido a bien expedir el siguiente

ACUERDO

ARTÍCULO ÚNICO. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público determinará el

mecanismo de fijación de las tarifas finales de energía eléctrica del Suministro Básico

a usuarios domésticos para el año 2015, con el fin de reducir los cargos tarifarios que

se encuentren vigentes durante diciembre de 2014.


TRANSITORIOS

PRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor el 1º de enero de 2015 y concluirá

su vigencia el 31 de diciembre de 2015.

SEGUNDO. Se derogan las disposiciones administrativas en materia tarifaria que se

opongan a lo establecido en este Acuerdo.

Fuente de información:http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5377944&fecha=01/01/2015

Segunda Sesión del Comité Técnico del Fondo Mexicanodel Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (SHCP)

El 8 de diciembre de 2014, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dio a

conocer que el Comité Técnico del Fondo Mexicano del Petróleo para la

Estabilización y el Desarrollo sesionó por segunda ocasión.

Durante la sesión, los miembros del Comité Técnico aprobaron lineamientos

generales para la apertura y manejo de cuentas en el Banco de México y en otras

instituciones financieras. Dichas cuentas tendrán como propósito la recepción,

administración y distribución de los ingresos de las asignaciones y los contratos.

Asimismo, el Comité facultó al Fiduciario para llevar a cabo las transferencias

ordinarias a los Fondos de Estabilización, a otros destinos específicos y a la Tesorería

de la Federación para cubrir el Presupuesto de Egresos de la Federación, conforme a

lo establecido en la Ley. Con estas aprobaciones se garantiza que el Fondo Mexicano

del Petróleo cuente con las herramientas necesarias para el cumplimiento de sus

funciones a partir del primero de enero del 2015.

De igual forma, durante la sesión fueron aprobados los lineamientos para evitar

cualquier conflicto de interés que pudiera suscitarse en el manejo de los recursos entre


el Banco de México (Banxico) y el Fondo Mexicano del Petróleo. Adicionalmente, se

aprobaron las políticas para la clasificación de la información contenida en las actas

del Comité Técnico del Fondo, conforme a la normatividad vigente. La aprobación de

estos instrumentos asegura la rendición de cuentas y el manejo transparente de los

recursos provenientes de los contratos y asignaciones para la exploración y extracción

de hidrocarburos.

En línea con lo anterior, se presentó la propuesta para la página de internet del Fondo,

la cual empezará a funcionar a partir del primero de enero del próximo año. En este

portal, cualquier interesado podrá consultar las actividades realizadas en el trimestre

anterior y los principales resultados financieros, los montos de las transferencias

realizadas para el Presupuesto de Egresos y a los diversos Fondos de Estabilización,

entre otras operaciones.

Por último, en un marco de cooperación entre el Banxico con las distintas Secretarías

y Dependencias Federales se aprobó un convenio de colaboración y asistencia técnica

en el que participan el propio Banxico como fiduciario en el Fondo Mexicano del

Petróleo, así como la SHCP, la Secretaría de Energía (Sener), el Servicio de

Administración Tributaria (SAT) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Lo anterior con el objeto de contar con mecanismos de coordinación institucional e

intercambio de información para que el Fondo cumpla plenamente con sus funciones.

Fuente de información:http://www.shcp.gob.mx/Biblioteca_noticias_home/comunicado_108_2014.pdf


Logrará Petróleos Mexicanos ahorros poreficiencias de más de 21 mil millones depesos en cuatro años en el área de Procuray Abastecimiento (Pemex)

El 19 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) logrará en cuatro años ahorros

por eficiencias por más de 21 mil 300 millones de pesos en la contratación de bienes,

servicios, arrendamientos y obra pública sólo en los contratos gestionados en 2014

por la nueva Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento (DCPA). De estos

ahorros, 35% (7 mil 662 millones de pesos) correspondieron a 2014.

El otro 65% corresponde a 2015-2018, ya que muchos contratos de Pemex son

plurianuales. Lo anterior es resultado de la obtención de mejores condiciones de

precios en los procesos de compra y adquisiciones.

A partir de la creación el año pasado de la DCPA se centralizó en Pemex la función

de procura, implementando el abastecimiento estratégico y la gestión por categorías

como base fundamental para la generación de valor, que han permitido obtener

condiciones más favorables en las contrataciones.

Asimismo, se inició un programa de desarrollo de la proveeduría, estableciendo

relaciones más integrales y fortaleciendo la industria local. A su vez, la DCPA ha

implementado un programa de homologación de los procedimientos de contratación

para contar con un solo proceso unificado, más ágil, competitivo y transparente.

En este sentido, algunos de los principales logros del área de procura y abastecimiento

han sido los siguientes:

Reducir en 51% el número de centros de compra, los cuales pasaron de 120 a 59. Se

planea llegar a tener únicamente 20 o 25 centros a fines del presente año, lo que

significará una reducción total de 81 por ciento.


Consolidar su estructura y optimizar la plantilla de personal en un 17%, al pasar de

1 mil 236 plazas a 1 mil 32, sin haber interrumpido operaciones.

Reducir el número de contratos de más de 27 mil a 21 mil 600, es decir una reducción

de 21 por ciento.

Gestionar aproximadamente 50% del monto contratable de Pemex en el área de

procura mediante la implementación estratégica de gestión por categorías que en 2014

quedó conformada por 23 categorías, y que para el presente año se planea crecer a 53

para ejercer 64% del monto total contratable.

Aplicar las mejores prácticas simplificadas, reduciendo el número de procedimientos

de contratación desiertos hasta en 50%, así como una reducción de 30% en el tiempo

empleado en cada uno de ellos.

Por otro lado, Pemex dio cumplimiento al compromiso de realizar compras a las

micro, pequeñas y medianas empresas nacionales, alcanzando un monto de 19 mil 171

millones de pesos en 2014, equivalente a 108% de la meta establecida.

Con objeto de transformar a Pemex en una empresa competitiva, a la altura de los más

altos estándares internacionales, la DCPA tiene como objetivo la alineación del

Programa Anual de Contrataciones con el presupuesto y las necesidades del negocio,

así como lograr la visibilidad global del gasto, mediante una sola plataforma de

información para toda la empresa.

Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-006-nacional.aspx


Clasifican y codifican hidrocarburos ypetrolíferos cuya importación y exportaciónestá sujeta a permiso previo (SE, SENER)

El 29 de diciembre de 2014, las Secretarías de Economía (SE) y de Energía (SENER)

publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el “Acuerdo por el que se

establece la clasificación y codificación de Hidrocarburos y Petrolíferos cuya

importación y exportación está sujeta a Permiso Previo por parte de la Secretaría de

Energía”, el cual se presenta a continuación.

PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, Secretario de Energía, e ILDEFONSO

GUAJARDO VILLARREAL, Secretario de Economía, con fundamento en los

artículos 33, fracciones I, XXIV y XXXI y 34, fracción XXXIII de la Ley Orgánica

de la Administración Pública Federal; 4°, fracción III, 5°, fracción III, 17, 20 y 21 de

la Ley de Comercio Exterior; 36-A, fracciones I, inciso c) y II inciso b), 104, fracción

II y 113, fracción II de la Ley Aduanera; 48, fracción I, y 80, fracción I, inciso c), de

la Ley de Hidrocarburos; 4, fracción III, 13 y 14, del Reglamento de las actividades a

que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos; 1 y 4, del Reglamento

Interior de la Secretaría de Energía, y 5, fracción XVI del Reglamento Interior de la

Secretaría de Economía, y

CONSIDERANDO

Que la Ley de Hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de

agosto de 2014, establece que corresponde a la Secretaría de Energía otorgar,

modificar y revocar los permisos para la exportación e importación de Hidrocarburos

y Petrolíferos en términos de la Ley de Comercio Exterior y con el apoyo de la

Secretaría de Economía.


Que en términos de la Ley de Hidrocarburos, a partir del 1º de enero de 2015, la

Secretaría de Energía podrá otorgar los permisos a que se refiere el considerando

anterior.

Que conforme a lo dispuesto por los artículos 20 de la Ley de Comercio Exterior, y

36-A fracciones I inciso c) y II inciso b), 104 y 113 de la Ley Aduanera, solamente

pueden hacerse cumplir en el punto de entrada o salida al país, las regulaciones y

restricciones no arancelarias cuyas mercancías hayan sido identificadas en términos

de sus fracciones arancelarias y nomenclatura que les corresponda, conforme a la

tarifa respectiva.

Que por lo anterior es necesario dar a conocer a los particulares el procedimiento y

requisitos que deberán seguir para solicitar un Permiso Previo de importación o de

exportación de hidrocarburos y petrolíferos ante la Secretaría de Energía.

Que en cumplimiento a lo señalado por la Ley de Comercio Exterior, la Comisión de

Comercio Exterior opinó favorablemente la medida a que se refiere el presente

Acuerdo, por lo que se expide el siguiente:

ACUERDO POR EL QUE SE ESTABLECE LA CLASIFICACIÓN Y CODIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS Y PETROLÍFEROS CUYA IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN ESTÁ SUJETA A PERMISO PREVIO POR PARTE DE LA SECRETARÍA DE ENERGÍA

1. El presente Acuerdo tiene por objeto regular la importación y exportación de

Hidrocarburos y Petrolíferos, las cuales estarán sujetas al requisito de Permiso

Previo por parte de la Secretaría de Energía en los términos y condiciones que se

señalan y sin perjuicio del cumplimiento de las demás disposiciones jurídicas

aplicables.


2. Las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal que tienen

atribuciones para regular el comercio exterior, continuarán estableciendo, en el

ámbito de sus respectivas competencias y en términos de las disposiciones

aplicables, las medidas de control a la importación y exportación de los bienes

que les corresponda regular.

3. Para los efectos del presente Acuerdo, además de las definiciones contenidas en

la Ley de Hidrocarburos, se entenderá por:

I. COCEX: Comisión de Comercio Exterior;

II. Exportación: La salida de las mercancías del territorio nacional para

permanecer en el extranjero, ya sea en forma temporal o definitiva;

III. Exportador: Cualquier persona física o moral que directa o indirectamente,

de modo habitual, ocasional o por primera ocasión realice la exportación de

alguna de las mercancías a que se refiere el presente Acuerdo;

IV. Importación: La entrada al territorio nacional de las mercancías reguladas

en el presente Acuerdo para permanecer en él, ya sea en forma temporal o

definitiva;

V. Importador: Cualquier persona física o moral que directa o indirectamente,

de modo habitual, ocasional o por primera ocasión realice la importación de

alguna de las mercancías a que se refiere el presente Acuerdo;

VI. Permiso Previo, en singular o plural: La autorización que expide la

Secretaría de Energía para la importación o exportación de las mercancías a


que se refiere el presente Acuerdo, de conformidad con la atribución que le

confiere el artículo 80 fracción I, inciso c) de la Ley de Hidrocarburos;

VII. SENER: Secretaría de Energía;

VIII. Tarifa: Tarifa arancelaria de la Ley de los Impuestos Generales de

Importación y de Exportación, y

IX. Ventanilla Digital: Ventanilla Digital Mexicana de Comercio Exterior, que

en términos de su Decreto de creación es el instrumento que permite a los

agentes de comercio exterior realizar, a través de un punto de entrada

electrónico, todos los trámites de importación, exportación y tránsito de

mercancías.

4. En lo no previsto en el presente Acuerdo en materia de actos, procedimientos y

resoluciones administrativas, será aplicable la Ley Federal de Procedimiento

Administrativo.

5. Se sujeta al requisito de Permiso Previo, por parte de la SENER, la importación

definitiva o temporal de las mercancías descritas en el Anexo I del presente

Acuerdo, comprendidas en las fracciones arancelarias de la Tarifa que se indican.

6. Se sujeta al requisito de Permiso Previo, por parte de la SENER, la exportación

definitiva o temporal de las mercancías descritas en el Anexo II del presente

Acuerdo, comprendidas en las fracciones arancelarias de la Tarifa que se indican.

7. Las solicitudes de Permiso Previo de importación y de exportación a que se

refiere este Acuerdo deberán presentarse mediante la Ventanilla Digital o en la

oficina central de la SENER con domicilio en la Ciudad de México, Distrito


Federal, en los términos que establezcan los trámites inscritos en el Registro

Federal de Trámites y Servicios.

8. Para las solicitudes de permiso de importación y de exportación a que se refiere el

punto anterior, los interesados podrán consultar en la página web de la SENER

los formatos y los requerimientos que deberán presentar.

9. Para el otorgamiento de los Permisos Previos, así como sus prórrogas y

modificaciones a que se refiere este Acuerdo, la SENER requerirá opinión de la

Unidad de Política de Ingresos Tributarios de la Secretaría de Hacienda y Crédito

Público y de la Dirección General de Industrias Ligeras de la Secretaría de

Economía, respectivamente.

10. Únicamente tratándose de gas licuado de petróleo a granel, comprendido en las

fracciones arancelarias 2711.12.01, 2711.13.01, 2711.19.01, 2711.19.03 y

2711.19.99, se deberá adjuntar a la solicitud de Permiso Previo de importación

copia de la siguiente documentación, según sea el caso:

I. Contrato de servicio de almacenamiento;

II. Permiso de almacenamiento;

III. Contrato de servicio de transporte;

IV. Permiso de transporte;

V. Permiso de distribución, y

VI. Permiso de comercialización.


11. Únicamente tratándose de los petrolíferos clasificados en las fracciones

arancelarias 2710.12.04, 2710.19.04, 2710.19.05, 2710.19.08, 2710.19.99,

2711.12.01, 2711.13.01 y 2711.19.01, se deberá adjuntar a la solicitud de Permiso

Previo de exportación copia del análisis físico-químico del producto que se

pretende exportar.

12. En caso de que la solicitud no contenga la información o documentación

necesaria o no cumpla con los requisitos aplicables, la SENER deberá prevenir al

interesado por escrito y por una sola vez, dentro de los cinco días siguientes a la

recepción de la solicitud, para que subsane las omisiones y en caso de que

transcurrido el plazo que se haya fijado, no se desahogue la prevención, se

desechará el trámite.

Si dentro del plazo señalado en el párrafo anterior la SENER no emite

requerimiento alguno se tendrá por admitida la solicitud.

Cuando la SENER haya prevenido al interesado, el plazo para la emisión de la

resolución del Permiso Previo de importación o de exportación se suspenderá y se

reanudará a partir del día siguiente a aquel en que el interesado desahogue la

prevención.

13. La SENER resolverá las solicitudes de Permiso Previo de importación o de

exportación en un plazo de trece días si la solicitud se presentó a través de la

Ventanilla Digital, y si se presentó en la oficina central de la SENER, en un plazo

de quince días, ambos contados a partir del día siguiente a la fecha de su

presentación. Cumplidos los plazos antes señalados y si no obra notificación por

parte de la SENER, se entenderá que la autorización ha sido otorgada. Por lo que

a petición del solicitante, se deberá expedir el permiso respectivo, en términos de

la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.


En el caso de prórrogas y de modificación de descripción de las especificaciones,

la resolución se emitirá en un plazo no mayor a trece días si la solicitud se

presentó en la Ventanilla Digital, y de quince días si se presentó en la oficina

central de la SENER, contados a partir del día siguiente a la presentación de la

solicitud.

14. Los Permisos Previos de importación y de exportación constarán en el oficio de

resolución correspondiente, el cual contendrá el número de permiso respectivo.

15. Los Permisos Previos de importación y de exportación tendrán una vigencia de

un año, prorrogable por un período igual y hasta en tres ocasiones, siempre que

las circunstancias de hecho o los criterios con los que se otorgó continúen

vigentes.

16. La SENER no otorgará Permisos Previos a la importación o la exportación de las

mercancías señaladas en los Anexos I y II del presente Acuerdo cuando:

I. La opinión de la Unidad de Política de Ingresos Tributarios de la Secretaría

de Hacienda y Crédito Público señale que la autorización generará una

afectación en las finanzas públicas del país o exista una disposición expresa

en este sentido;

II. La Dirección General de Industrias Ligeras de la Secretaría de Economía

emita opinión sobre la suficiencia de la producción nacional tratándose de

importaciones, o sobre la insuficiencia en dicha producción respecto de

exportaciones, pudiendo consultar a otras dependencias del gobierno

federal, a empresas productivas del Estado, o a las asociaciones de empresas

de la industria de la mercancía solicitada;

III. Contravenga las disposiciones jurídicas aplicables;


IV. Se acredite ante la SENER, por resolución judicial firme, que los

solicitantes participaron en actividades ilícitas o incurrieron en falsedad de

declaraciones, o

V. No se asegure un debido control por parte del solicitante sobre las

importaciones de las mercancías a que se refiere el Anexo I del presente

Acuerdo.

17. Los datos de los permisos de importación y de exportación así como sus

modificaciones, serán enviados por medios electrónicos al Sistema Automatizado

Aduanero Integral de la Administración General de Aduanas del Servicio de

Administración Tributaria, a efecto de que los titulares de un permiso de

importación o de exportación puedan realizar las operaciones correspondientes en

cualquiera de las aduanas del país.

Para efectos de este punto, el país de procedencia, origen o destino contenido en

el permiso de importación o exportación correspondiente, tendrá un carácter

indicativo, por lo que éste será válido aun cuando el país señalado sea distinto del

que sea procedente, originario o se destine, por lo que el titular del permiso

correspondiente no requerirá la modificación del mismo para su validez.

Asimismo el valor y precio unitario contenidos en el permiso de importación o

exportación correspondiente, tendrán un carácter indicativo, por lo que serán

válidos aun cuando el valor y el precio unitario sean distintos del que se declare

en la aduana, por lo que el titular del permiso correspondiente no requerirá la

modificación de la misma para su validez.

18. Los Permisos Previos de importación o de exportación a que se refiere este

Acuerdo serán revocados por la SENER, en los siguientes casos:


I. Cuando se acredite ante la SENER que el permisionario presentó

documentos o datos falsos;

II. Cuando se acredite ante la SENER un mal uso del Permiso Previo otorgado;

III. Si se transgreden las condiciones establecidas por el presente Acuerdo,

respecto a las exportaciones o importaciones de las mercancías a que se

refieren los Anexos I y II del presente Acuerdo;

IV. Si el exportador transgrede las condiciones establecidas en el Permiso

Previo de importación o de exportación;

V. En el caso de que se alteren las condiciones iniciales sobre las cuales se

haya concedido el Permiso Previo de importación o de exportación, y

VI. Cuando el importador o exportador de las mercancías no cuente con la

documentación que ampare dichas actividades y que los registros de sus

operaciones de comercio exterior presenten inconsistencias con lo declarado

en su solicitud para la expedición del Permiso Previo de importación o de

exportación.

19. Para efectos del punto anterior, la SENER iniciará de oficio el procedimiento de

revocación del Permiso Previo de importación o de exportación, en cuanto tenga

conocimiento de cualquiera de las causales de revocación contenidas en el

presente Acuerdo.

Para iniciar el procedimiento referido, la SENER deberá notificar al titular del

Permiso Previo de importación o de exportación la causal que motiva el inicio del

procedimiento y a su vez notificará al Servicio de Administración Tributaria, de


manera inmediata, los hechos que lo motivaron a fin de que el Permiso Previo sea

suspendido hasta en tanto se resuelve dicho procedimiento.

Se concederá un plazo de diez días contados a partir del día siguiente a aquel en

que surta efectos la notificación, para que el titular del Permiso Previo de

importación o de exportación exponga lo que a su derecho convenga y ofrezca

por escrito las pruebas con que cuente. Una vez desahogadas las pruebas

ofrecidas y admitidas, se otorgará un plazo no inferior a cinco días ni superior a

diez, para que en su caso el titular del permiso formule los alegatos que a su

derecho convenga. Transcurrida dicha etapa, la SENER emitirá la resolución

correspondiente.

La SENER en un plazo no mayor a tres meses contados a partir del inicio de

procedimiento, determinará si la causal de revocación fue desvirtuada o

confirmará la procedencia de la revocación, debiendo notificar su determinación

al titular del permiso de importación o de exportación.

En caso de que el permisionario no ofrezca las pruebas o alegatos dentro del

plazo establecido, se procederá resolver la revocación correspondiente,

notificándola al titular del permiso de importación o de exportación dentro de un

plazo no mayor a diez días.

En ningún caso procederá el otorgamiento de los permisos, cuando el solicitante

haya sido objeto de dos procedimientos en los que se haya determinado la

revocación de los permisos y que se encuentren firmes.

Las sanciones a que se refiere este punto se impondrán independientemente de las

que correspondan en los términos de la legislación aplicable.


20. La SENER solicitará a la COCEX, la revisión anual, o cuando sea necesaria de

las listas de las mercancías sujetas a permiso de importación y exportación en

términos del presente Acuerdo, a fin de excluir de éste los Hidrocarburos o

Petrolíferos cuya regulación se considere innecesaria, o integrar las que se

consideren convenientes.

21. El cumplimiento de lo dispuesto en el presente Acuerdo no exime del

cumplimiento de cualquier otro requisito o regulación a los que esté sujeta la

importación o exportación y el manejo de los Hidrocarburos o Petrolíferos

descritos en el presente Acuerdo, según corresponda, conforme a las

disposiciones legales aplicables.

22. Las importaciones o exportaciones que se realicen sin cumplir con los permisos

de importación o de exportación, correspondientes al objeto del presente

Acuerdo, darán lugar a las sanciones administrativas contempladas en la Ley de

Comercio Exterior y la Ley de Hidrocarburos, o en cualquier otro instrumento

normativo que sea aplicable. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones de

carácter penal y administrativo que se prevén en otras disposiciones aplicables.

TRANSITORIOS

PRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor el 1 de enero de 2015.

SEGUNDO. Se derogan todas aquellas disposiciones administrativas que se opongan

a lo dispuesto en el presente Acuerdo.

TERCERO. A la entrada en vigor del presente Acuerdo quedarán abrogados los

Criterios de la Secretaría de Energía y de la Secretaría de Economía en materia de

opinión favorable para la expedición de los Permisos Previos de importación de gas


licuado de petróleo, publicados en el Diario Oficial de la Federación el 19 de julio de

2001.

CUARTO. El otorgamiento de permisos relacionados con la importación de gasolinas

y diésel se realizará de conformidad con lo previsto en el transitorio Décimo Cuarto,

fracción II de la Ley de Hidrocarburos publicada en el Diario Oficial de la Federación

el 11 de agosto de 2014, los cuales podrán otorgarse antes, si las condiciones del

mercado lo permiten, en cuyo caso, la SENER emitirá una declaratoria pública en el

Diario Oficial de la Federación.

QUINTO. Tratándose de Gas Licuado de Petróleo, el otorgamiento de los permisos

relacionados con la importación se realizará de conformidad con lo establecido en el

transitorio Vigésimo Noveno, fracción II de la Ley de Hidrocarburos publicada en el

Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, los cuales podrán otorgarse

antes, si las condiciones del mercado lo permiten, en cuyo caso, la SENER emitirá

una declaratoria pública en el Diario Oficial de la Federación.

SEXTO. Todos los Permisos Previos de importación y de exportación en materia de

Hidrocarburos y Petrolíferos que hayan sido otorgados por la Secretaría de Economía

antes de la entrada en vigor del presente Acuerdo, serán válidos hasta que concluya su

vigencia. Las modificaciones o prórrogas relativas a dichos Permisos Previos no serán

procedentes, por lo que el interesado deberá presentar la solicitud correspondiente

ante la SENER en términos del presente Acuerdo.

Para tener acceso a los Anexos I y II visite:

http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5377567&fecha=29/12/2014

Fuente de información:http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5377567&fecha=29/12/2014


Petróleo crudo de exportación (Pemex)

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

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

exportación al cierre de diciembre de 2014, fue 52.30 dólares por barril (d/b), lo que

representó una disminución de 43.02% con respecto al cierre de diciembre de 2013

(91.78 d/b). Sin embargo, a partir de julio del año pasado, los precios de referencia

comenzaron una acelerada caída producto de un exceso de oferta y de la debilidad de

la economía mundial, lo cual se explicó por la negativa de la Organización de Países

Exportadores de Petróleo (OPEP) a reducir sus cuotas de producción, a los conflictos

geopolíticos en Rusia y mayor producción de petróleo y a la explotación del esquisto

que genera petróleo y gas por parte de los Estados Unidos de Norteamérica.

En este entorno, durante los primeros nueve días de enero de 2015, el precio promedio

de la mezcla mexicana de exportación fue de 41.09 d/b, cotización 21.43% menor a la

registrada en diciembre pasado (52.30 d/b), e inferior en 54.67% si se le compara con

el promedio de enero de 2014 (90.65 d/b).

30

60

90

120

EFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE*2010 2011 2012 2013 2014 2015

* Promedio al día 9.FUENTE: Petróleos Mexicanos.

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

-Dólares por barril-

Mezcla41.09

West 49.38


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

diciembre de 2014 fue de 58.78 d/b lo que significó una disminución de 39.53% con

respecto al mismo mes de 2013 (97.20 d/b). No obstante debido a la reducción en los

precios de referencia a partir de julio, el precio promedio del WTI durante los

primeros nueve días de enero de 2015 reportó una cotización promedio de 49.38 d/b,

lo que representó una disminución de 15.99% con relación a diciembre pasado

(58.78%), y menor en 47.81% si se le compara con el promedio del primer mes de

2014 (94.62 d/b)

Asimismo, en diciembre de 2014, la cotización promedio del crudo de referencia

Brent se ubicó en 51.40 d/b lo que significó una caída de 43.84% con relación al

último mes de 2013 (110.63 d/b).

Asimismo, durante los primeros nueve días de enero del presente año, la cotización

promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 51.40 d/b, precio que significó una

reducción de 17.27% con relación al mes inmediato anterior (62.13 d/b), y 52.99%

con menos si se le compara con el precio promedio de enero de 2014 (109.34 d/b).

30

60

90

120

150

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

51.40

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL BRENT-Dólares por barril-

2010 2011 2012 2013 2014 2015

* Promedio al día 9.FUENTE: Petróleos Mexicanos.



PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO-Dólares por barril-

Fecha

Crudo APIPrecio promedio spot1/

Precio promedio de exportación

del crudo mexicano2/

Fecha

Crudo APIPrecio spot1/

Precio promedio de exportación

del crudo mexicano2/

Brent(38)

West Texas Intermediate

(44)

Brent(38)

West Texas Intermediate

(44)Diciembre 2008 40.60 41.04 33.70 Octubre 2013 109.81 100.50 94.95Diciembre 2009 74.46 74.01 69.66 Noviembre 2013 108.08 93.81 89.71Diciembre 2010 91.22 88.36 82.19 Diciembre 2013 110.63 97.20 91.78Diciembre 2011 108.90 98.54 106.33 Enero 2014 109.34 94.62 90.65Diciembre 2012 109.11 87.43 96.67 Febrero 2014 110.15 100.81 93.09Enero 2013 113.36 94.65 100.60 Marzo 2014 108.29 100.87 93.48Febrero 2013 116.95 94.87 105.43 Abril 2014 108.12 101.94 95.68Marzo 2013 109.24 93.13 102.98 Mayo 2014 110.36 102.53 96.79Abril 2013 103.09 91.75 99.12 Junio 2014 112.26 105.70 98.79Mayo 2013 103.02 94.63 98.67 Julio 2014 106.72 103.44 95.62Junio 2013 103.14 95.76 97.86 Agosto 101.55 96.46 92.58Julio 2013 108.26 104.88 101.00 Septiembre 97.05 93.07 89.43Agosto 2013 112.21 106.20 100.84 Octubre 90.84 88.66 83.38Septiembre 2013 113.38 106.33 99.74 Noviembre

DiciembreEnero

79.2162.2751.40

75.2158.7549.38

72.9852.3041.09

1/XII/2014 n.c. n.c. n.c. 1/I/2015 56.07 n.c. n.c.2/XII/2014 71.37 66.94 61.07 2/I/2015 55.57 52.67 44.813/XII/2014 70.37 67.25 60.67 5/I/2015 51.27 50.01 41.524/XII/2014 68.72 66.68 59.73 6/I/2015 50.31 47.93 39.945/XII/2014 68.24 65.84 58.98 7/I/2015 49.25 48.64 40.078/XII/2014 68.83 63.08 56.70 8/I/2015 49.57 48.75 40.479/XII/2014 66.35 63.09 57.14 9/I/2015 47.78 48.30 39.7010/XII/2014 63.51 60.94 54.4011/XII/2014 63.79 59.96 53.7212/XII/2014 61.86 57.76 51.6215/XII/2014 61.28 55.91 50.2616/XII/2014 60.45 55.92 49.4617/XII/I2014 60.03 56.38 49.2218/XII/2014 59.00 54.13 48.4319/XII/I2014 59.06 56.86 49.8522/XII/2014 58.50 55.20 48.2023/XII/2014 59.26 56.73 49.4824/XII/2014 58.86 55.65 48.4025/XII/2014 n.c. n.c. n.c.26/XII/2014 58.91 54.54 n.c.29/XII/2014 58.05 53.41 47.0430/XII/2014 55.79 54.09 46.2731/XII/2014 55.46 53.40 45.45

Promedio de diciembre de 2014

62.27 58.75 52.30Promedio de enero de 2015* 51.40 49.38 41.09

Desviación estándar de diciembre de 2014

4.86 4.83 5.08Desviación estándar de enero de 2015*

3.20 1.76 1.93

1/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicanos Internacional (PMI) y Secretaría de Energía.* Cálculos de las cotizaciones promedio del 1 al 9.n.c. = no cotizó.Nota: PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. surgió en 1989, producto de la estrategia comercial de Pemex para competir

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

FUENTE: Secretaría de Energía con información del PMI Internacional.

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


Inaugura el Presidente de la República la primera fase del gasoducto Los Ramones (Pemex)

El 2 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que Inaugura el

Presidente de la República la primera fase del gasoducto Los Ramones. A

continuación se presenta la información.

El Presidente de la República inauguró la primera fase del sistema de transporte de

gas natural por ducto Los Ramones, la mayor obra de infraestructura de transporte en

México en los últimos 40 años.

En el evento, realizado en la nueva estación de compresión Los Ramones, Nuevo

León, el Presidente señaló que este sistema será pieza fundamental para el desarrollo

y la seguridad energética de México.

Afirmó que esta magna obra es resultado de la Reforma Energética, como respuesta al

reto de satisfacer la demanda de gas natural, lo que permitirá atraer inversiones

productivas, generar empleos e impulsar la competitividad del país, al contar con un

combustible más económico y menos contaminante, además de detonar el crecimiento

de distintas zonas del país.

Los Ramones permitirá la importación de hasta 2.1 billones de pies cúbicos diarios de

gas natural, lo que representa casi un tercio del consumo total actual a nivel nacional,

a fin de satisfacer la creciente demanda del combustible, principalmente en la zona

centro-occidente del país.

En total, el proyecto abarca 1 mil 21 kilómetros desde Agua Dulce, Texas, en la

frontera con Tamaulipas, hasta Apaseo el Alto, Guanajuato. En sus dos fases, el


sistema Los Ramones tendrá una longitud de 1 mil 21 kms, con una inversión total de

2 mil 500 millones dólares.

En su intervención, el Director General de Pemex resaltó que Los Ramones es, sin

duda, uno de los proyectos energéticos más ambiciosos y de mayor visión en la

historia de México.

Este gasoducto, explicó, surgió de la necesidad de impulsar un proyecto de desarrollo

de infraestructura que garantizará que la industria mexicana pudiera beneficiarse y

participar del auge al que ha dado lugar la amplia disponibilidad de gas natural a

precios sumamente competitivos.

Luego de precisar que esta propuesta se planteó y se puso en marcha con la

participación decidida del sector privado, el Director General de Pemex apuntó que

100% de la tubería de acero que se utilizó en esta etapa es mexicana.

En este sentido, indicó que sumando las dos fases de Los Ramones, los otros

proyectos de Pemex y los proyectos de la Comisión Federal de Electricidad, México

contará con una infraestructura de transporte de gas natural de primer orden, a la

altura de las mejores del mundo.

Aseveró que contar con esta capacidad de transporte de gas natural será un factor

clave para impulsar el desarrollo económico de vastas regiones del país, en particular

el sur–sureste y contribuir, por esta vía, a cerrar la brecha de ingresos entre estos

estados y el resto del territorio nacional.

En conjunto, la Estrategia Integral para el Suministro de Gas Natural aportará más de

6 mil 500 millones de pies cúbicos al día, cantidad equivalente a la producción actual

total.


Obras como esta demuestran que bajo la administración del Presidente de México,

nuestro país tiene objetivos ciertos y claridad en el rumbo para alcanzarlos, enfatizó el

Director General de Pemex.

Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-122_nacional.aspx

Dan a conocer al ganador de la licitacióndel Gasoducto Waha-presidio en EstadosUnidos de Norteamérica (CFE)

El 8 de enero de 2015, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) dio a conocer que

el consorcio integrado por las empresas Energy Transfer Partners, LP, Mastec, Inc., y

Carso Energy S.A., de C.V. ganó una licitación para dar servicio de transporte de gas

natural en un ducto ubicado en Texas, Estados Unidos de Norteamérica, que proveerá

gas a las regiones Centro, Norte y Occidente de México. A continuación se presenta la

información.

La CFE anunció el fallo de la licitación para la prestación del servicio de transporte de

gas natural, a través del gasoducto Waha–Presidio, ambas localidades en el estado de

Texas. El licitante ganador fue el consorcio integrado por las empresas Energy

Transfer Partners, LP, Mastec, Inc., y Carso Energy S.A., de C.V., que presentó una

oferta de alto nivel técnico y con la valoración económica más baja.

Por tratarse de servicios contratados en Estados Unidos de Norteamérica, la licitación

se realizó conforme a los procedimientos de ese país. El proyecto comprende el

diseño, ingeniería, suministro, construcción, operación y mantenimiento del ducto,

con capacidad de transporte de 1 mil 350 millones de pies cúbicos diarios y un

diámetro de 42 pulgadas.


El proyecto cuenta con la autorización de la Secretaría de Energía y de la Comisión

Reguladora de Energía (CRE). Transparencia Mexicana supervisó el proceso de

licitación bajo la figura de acompañamiento, a efecto de cumplir con las mejores

prácticas en la materia.

En el proceso se recibieron seis propuestas, de las cuales cinco resultaron

técnicamente solventes y fueron evaluadas económicamente. Dichas propuestas son:

1. El consorcio integrado por Energy Transfer Partners LP, Mastec, Inc., y Carso

Energy S.A., de C.V.;

2. Sempra US Gas and Power;

3. Operadora Mexicana de Gasoductos, S.A. de C.V.;

4. Waha Express LLC (una subsidiaria de Crestwood Equity Partners, LLP);

5. TC Continental Pipeline Holding Inc (una subsidiaria de Transcanada).

La oferta del consorcio integrado por Energy Transfer Partners LP, Mastec, Inc., y

Carso Energy S.A., de C.V., por 767 millones 66 mil 497 dólares, representó el valor

presente neto más bajo. Dicho valor se encuentra por debajo del valor presente neto

del presupuesto autorizado para la CFE, que asciende a 1 mil 365 millones de dólares.

Se trata de un ducto de aproximadamente 230 kilómetros, que proveerá gas a las

regiones Centro, Norte y Occidente de México. Se interconectará con el gasoducto

Ojinaga–El Encino en Chihuahua, recientemente adjudicado por la CFE. La operación

comercial del gasoducto está programada para marzo de 2017.


Energy Transfer Partners LP, uno de los miembros del consorcio ganador, es

propietaria y operadora de una considerable cartera de activos en Estados Unidos de

Norteamérica, que incluye más de 53 mil kilómetros de gasoductos.

La contratación de estos servicios forma parte de la estrategia para reducir los costos

de generación de energía eléctrica, sustituyendo el uso del combustóleo por gas

natural, que es más barato y menos contaminante.

La CFE seguirá impulsando el desarrollo de la infraestructura de transporte de gas

natural necesaria para atender la demanda de energía eléctrica en diversas regiones de

México, a menores costos y con un menor impacto ambiental.

Fuente de información:http://saladeprensa.cfe.gob.mx/boletines/show/8192/Para tener acceso a información relacionada visite:http://saladeprensa.cfe.gob.mx/boletines/show/8190/

Inversiones en energía eólica entre 2015 y 2018 (SENER)

El 12 de enero de 2015, el Titular de la Secretaría de Energía (SENER) anunció que a

partir de este año y hasta 2018, se invertirán 14 mil millones de dólares en parques

eólicos, cifra que se suma a los 5 mil millones de dólares ya realizados.

Durante la presentación de las “Inversiones de Energía Eólica en México”, el

funcionario de la SENER aseguró ante inversionistas del sector, que la vertiente

eléctrica de la reforma energética incluye un conjunto de medidas y disposiciones

integrales que tienden a liberar la capacidad, el talento, la voluntad y los recursos de

quienes pretenden invertir en proyectos eólicos, solares, geotérmicos, de

biocombustibles y mareomotrices y por medio de un mercado mayorista libre,

ponerlos en contacto con los usuarios calificados.


El Titular de la SENER puntualizó que la nueva legislación de Reforma Energética,

impulsada por el Presidente de la República obliga a una consulta libre e informada

con las comunidades indígenas donde se contemple la instalación de centrales de

energía; además fija las bases y criterios para definir el impacto social y pagar

contraprestaciones a los propietarios de los terrenos.

También destacó que los beneficios de la Reforma Energética ya se comienzan a

sentir:1 durante este año no habrá más alzas mensuales a las gasolinas y la Secretaría

de Hacienda ya anunció la disminución en las facturas de luz para los consumidores

domésticos.

Por su parte, el Director General de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)

destacó que la CFE tiene previsto desarrollar 8 parques eólicos, con una capacidad

instalada conjunta de alrededor de 2 mil 300 Megawatts e inversiones por

aproximadamente 52 mil millones de pesos, en los próximos años.

Adelantó que en el primer trimestre del año, se inaugurará la Central Eólica Sureste

Fase II en Oaxaca, que tendrá 102 Megawatts de capacidad instalada a partir de una

inversión de alrededor de 2 mil millones de pesos. Asimismo, en el primer trimestre

de este año se inaugurará la Central Geotérmica Los Azufres III, Fase I, en

Michoacán, con capacidad de 50 Megawatts y una inversión de alrededor de un mil

millones de pesos.

El funcionario de la CFE afirmó que debe fortalecerse el sistema eléctrico nacional a

partir de la diversidad de fuentes de energía renovables, entre ellas la fuerza del agua,

del sol, del viento y del vapor del subsuelo.

El Presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) precisó que al

cierre de 2014 en México se generaron 2 mil 551 Megawatts de capacidad instalada y

1 http://www.pwc.com/es_MX/mx/industrias/energia/archivo/2014-08-energia-electrica.pdf

http://www.pwc.com/es_MX/mx/industrias/energia/archivo/2014-08-energia-electrica.pdf


que actualmente, la asociación tienen seis proyectos en construcción que entrarán en

operación en este 2015 con la cual se aportarán 732 Megawatts adicionales en el país.

Asimismo dijo que en el contexto de la Reforma Energética, sobre todo del sector

eléctrico, que es complejo y abarca muchas especialidades, los primeros pasos ya se

dieron.

Las empresas asociadas a la AMDEE como Acciona Energía México, GAMESA,

IBERDROLA e Industrias Peñoles dieron a conocer sus compromisos e inversiones

en materia eólica. En tanto, Price Waterhouse Coopers informó los resultados del

estudio sobre el potencial eólico en México, oportunidades y retos en el nuevo sector

eléctrico, que desarrolló en colaboración con la Asociación Mexicana de Energía

Eólica.

En el evento también participaron el Subsecretario de Planeación y Transición

Energética, el Gerente de Energía de Price Waterhouse Coopers, el Director General

para México de Acciona Energía, el Director General para México y Latinoamérica

de GAMESA, el Jefe de Asuntos Regulatorios Locales para Energía Renovable de

IBERDROLA México y el Director de Energía y Tecnología de Industrias Peñoles.

Fuente de información:http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3092

Firman Petróleos Mexicanos y Reliance Industries acuerdo de cooperación (Pemex)

El 4 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informa que en el marco del

Día Pemex que se realiza en Nueva York, Pemex y la empresa petrolera Reliance

Industries, de India, firmaron un memorándum de entendimiento (MOU, por sus

siglas en inglés) con el objeto de intercambiar experiencias e impulsar la colaboración

tecnológica.


El acuerdo, signado por el Director General de Pemex y el Director Ejecutivo de

Reliance Industries Limited, P.M.S. Prasad, establece también que ambas empresas

explorarán conjuntamente oportunidades de negocios en diversas áreas de la cadena

de hidrocarburos, tanto en temas de exploración y producción, como de refinación y

transformación industrial.

Asimismo, el acuerdo incluye intercambios técnicos y la realización de talleres de

capacitación, atendiendo el interés de ambas partes por fortalecer el talento humano y

la formación especializada de cuadros.

Tanto Pemex como Reliance coinciden en el compromiso de impulsar actividades

sustentables y de responsabilidad social, por lo que el MOU abarca intercambios de

conocimientos y de información en este rubro.


Firman Petróleos Mexicanos y Canacintra un Convenio general de colaboración parapromover la proveeduría nacional en materia de hidrocarburos (Pemex)

El 5 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) firmó un convenio con la

Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (Canacintra) para fortalecer las

relaciones comerciales con sus proveedores y contratistas, lo que permitirá maximizar

el valor económico de Pemex, en un marco de transparencia eficiencia.

El acuerdo, firmado por el Director Corporativo de Procura y Abastecimiento de

Pemex, en representación del Director General de la petrolera, y el Presidente de

Canacintra, establece las bases de colaboración para apoyar a las empresas que son o


pueden ser proveedoras del sector hidrocarburos, con el fin de impulsar el desarrollo

de la industria energética.

De acuerdo con el convenio, Pemex y Canacintra podrán promover su colaboración

en áreas de interés mutuo, entre las que destacan las siguientes:

La difusión del pronóstico de la demanda de bienes y servicios de Pemex

La cooperación de temas relativos a contenido nacional y el incremento del

grado de Integración nacional de los bienes y servicios que se suministren a

Pemex

El fortalecimiento de las relaciones comerciales

La promoción para las micro, pequeñas y medianas empresas

El registro, promoción y desarrollo de proveedores

La información sobre la oferta nacional de bienes y servicios de los afiliados a

Canacintra

La participación en estudios de sectores industriales y de oportunidades de

integración de la cadena de valor del sector petróleo y gas

El fomento a los esquemas de innovación de productos y servicios orientados a

generar valor

Estas actividades podrán ser desarrolladas de manera conjunta, mediante la

celebración de contratos específicos.


Durante el evento, el Director Corporativo de Procura y Abastecimiento de Pemex

afirmó que, en este momento, Pemex emprende el mayor esfuerzo de transformación

de su historia, porque las condiciones del mundo así se lo exigen y que este proceso

tiene como criterio fundamental la generación de valor.

Indicó que la Dirección de Procura y Abastecimiento fue el primer paso ambicioso y

firme que se dio en el proceso hacia la evolución de Pemex como Empresa Productiva

del Estado.

Asimismo, puntualizó esta nueva área cuenta con tres grandes vertientes: el

abastecimiento estratégico y gestión por categorías, el modelo de negocio de procura

y la relación integral con proveedores.

Por ello, afirmó que “en este nuevo contexto de Pemex, y a la luz de la excelente

colaboración con Canacintra, el convenio que hoy firmamos permitirá acelerar todas

nuestras iniciativas en beneficio de México”.

Fuente de información: http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-125_nacional.aspx

Firma Petróleos Mexicanos contrato paraalmacenamiento subterráneo de gas LP(Pemex)

El 15 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó sobre la firma del

contrato para almacenamiento subterráneo de gas LP. A continuación se presenta la

información.

Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y Cydsa firmaron un contrato para el

almacenamiento subterráneo de Gas LP en el área de Coatzacoalcos, Veracruz. El

proyecto consiste en el desarrollo de una caverna de sal, cuyo volumen equivale a dos


torres latinoamericanas y que posee una capacidad de 1.8 millones de barriles, así

como la construcción de infraestructura superficial para el manejo y transporte de casi

120 mil barriles por día.

Con este proyecto, cuya operación comercial iniciará en 2016, se mejorará la

eficiencia y confiabilidad en el suministro de Gas LP que es utilizado en ocho de cada

10 hogares mexicanos.

Contar con almacenamiento subterráneo permite a Pemex garantizar la disponibilidad

del combustible para satisfacer en forma efectiva y a bajo costo la demanda nacional,

y reducir las compras spot de importación a precios altos por variaciones en la oferta

y demanda en el mercado internacional.

Asimismo, permitirá mejorar las condiciones de precio en los contratos de suministro

de Gas LP a largo plazo, generando compras estables a precios competitivos.

La caverna salina permitirá también contar con reservas estratégicas de seguridad

nacional, a fin de que ante situaciones críticas o eventos coyunturales en el mercado,

sea posible abastecer la demanda nacional sin contratiempos.

Desde el punto de vista operativo, Pemex contará con mayor flexibilidad operativa en

el sistema, lo que minimizará la afectación a otras actividades sustantivas de la

empresa por alguna eventualidad en los sistemas de producción y distribución. Desde

el punto de vista de clientes, se procura un nivel de atención satisfactorio al tener

disponibilidad de producto para suministro.

Aunque se trata del primer proyecto en México y América Latina para almacenar Gas

LP en una caverna de sal, esta tecnología es ampliamente utilizada en países con

niveles de industrialización más elevados, ya que es la más segura y la de menor costo

para almacenar grandes volúmenes de Gas LP y otros hidrocarburos.


En el mundo existen actualmente más de 1 mil 500 cavernas de sal en operación, las

cuales son utilizadas no únicamente para el almacenamiento de Gas LP, sino también

para petróleo crudo, gas natural, gasolinas, diesel, combustóleo, etano e hidrógeno,

entre otros productos.

Como ejemplos de estos almacenamientos subterráneos, están los de Mont Belvieu,

cerca de Houston, un complejo de 120 cavernas de sal almacenando Gas LP y una

amplia gama de otros productos. Al sur de Francia, en el área de Manosque, cerca del

Mar Mediterráneo, existen 34 cavernas de sal que almacenan gas natural y otros

hidrocarburos.


Instalan plataforma de compresiónen el Golfo de México (Pemex)

El 25 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) instaló la plataforma de

compresión CA-Litoral-A en el proyecto de desarrollo Tsimin-Xux, la cual permitirá

acelerar la producción de petróleo y gas. Se trata de la primera plataforma que se

colocará en el Golfo de México mediante el método de float over, idóneo para aguas

someras.

Esta estructura, con una capacidad de separación de 200 mil barriles de crudo y 600

millones de pies cúbicos de gas al día, es estratégica para dar cumplimiento a los

programas de producción, ya que permitirá comprimir el gas proveniente de diversos

campos productores de la Región Marina Suroeste. Su capacidad de compresión

equivale a una semana de consumo total de gas del puerto de Veracruz.

La plataforma fue construida en patios mexicanos por la empresa Dragados Offshore

de México; tiene una altura de 53 metros y un peso superior a 14 mil toneladas,


equivalente a más de la mitad del peso total de la Torre Pemex en la Ciudad de

México de 50 pisos.

Se trata de una plataforma tipo octápodo integrada por un separador de aceite y gas,

tres módulos turbocompresores de alta presión, dos plantas de deshidratación de gas

de alta presión, tres turbogeneradores, dos plantas de endulzamiento de gas amargo,

un quemador de gas elevado de alta presión y un motogenerador de emergencia,

además de instalaciones de servicios auxiliares.

Con el proyecto Tsimin-Xux se logró reducir en 50% los tiempos de descubrimiento-

entrada a producción, de un estándar de siete a tres y medio años. Dicho proyecto

logró alcanzar su meta de 100 mil barriles diarios de petróleo crudo diario de

producción, cinco meses antes del programa establecido.


Con inversión de 200 millones de dólares inicia operaciones nuevo gasoducto delCorredor Interoceánico (Pemex)

El 5 de enero de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que con inversión de

200 millones de dólares inicia operaciones nuevo gasoducto del Corredor

Interoceánico. A continuación se presenta la información.

El sistema de transporte de gas natural del Corredor Interoceánico, puesto en marcha

por el Presidente de México, unirá el Golfo de México con el Pacífico a lo largo de

300 kilómetros y llevará por primera vez este combustible por ducto a la zona sur del

país.


El proyecto, con una inversión total de 200 millones de dólares en su primera etapa,

de la terminal Pajaritos en Coatzacoalcos, Veracruz, a Salina Cruz, Oaxaca, permitirá

sustituir, en la refinería “Antonio Dovalí Jaime”, el uso de 4 millones 380 mil barriles

de combustóleo pesado al año por gas natural, generando ahorros por 173 millones de

dólares, con lo que prácticamente se cubrirá el monto de la inversión.

De este modo, será posible reducir en gran medida la contaminación, disminuyendo

las emisiones a la atmósfera de bióxido de carbono en 450 mil toneladas y de óxidos

de azufre en 50 mil toneladas anuales, lo que promoverá el desarrollo de una Acción

Nacional de Mitigación Apropiada (NAMA). En este sentido, el proyecto será clave

para la compensación por bonos de carbono, los cuales representarán un ahorro

sustantivo de recursos en las operaciones de Pemex.

Con inversión total de 1 mil 400 millones de dólares, el Corredor Interoceánico

abarcará diversos ductos para transporte de hidrocarburos, con capacidad de hasta 3

millones de barriles diarios, así como infraestructura portuaria y de almacenamiento y

distribución, con lo que se reducirá el tiempo de transporte de combustible del Golfo

al Pacífico de 16 a 7 días.

Este corredor, además de satisfacer la demanda de gas natural en el mercado nacional,

será un polo para atraer inversiones y mayor actividad económica en el sur del país,

generando empleos formales de calidad.

Actualmente se cuenta ya con tres estaciones de compresión y el gasoducto de

12 pulgadas suministrará 90 millones de pies cúbicos al día de gas natural seco a las

instalaciones de la refinería.

Como parte de este proyecto, Pemex invirtió un mil millones de pesos en la

modernización de la terminal marítima de Salina Cruz, lo que permitió reanudar las

exportaciones de petróleo crudo a Asia, Norte y Sudamérica, convirtiéndolo en un


proyecto sumamente rentable para México, ya que evita el recorrido vía marítima por

el Canal de Panamá.


Inicia reconfiguración de la Refinería de Tula (Pemex)

El 3 de diciembre de 2014, al anunciar el arranque de la reconfiguración de la

Refinería de Tula, con una inversión de 4 mil 600 millones de dólares, el Director

General de Petróleos Mexicanos (Pemex) afirmó que este proyecto es la opción que

resulta económicamente más atractiva desde el punto de vista “beneficio” para ir

cerrando la brecha entre la oferta y demanda de combustibles en el país.

En el evento, realizado en los terrenos de la refinería, enfatizó que llevar a cabo la

reconfiguración es una decisión más rentable que la construcción de una nueva

refinería, además de que tendrá similar impacto económico en la zona, ya que

permitirá crear 18 mil empleos directos y 38 mil indirectos.

A su vez, el Secretario de Energía anunció la construcción de la nueva Terminal de

Almacenamiento y Reparto de Tula, en los terrenos donados por el estado de Hidalgo,

aledaños a la actual refinería, con una inversión de un mil 200 millones de dólares.

Estas acciones, acotó, demuestran el compromiso del Gobierno de la República para

modernizar a Petróleos Mexicanos y aprovechar mejor la capacidad instalada de

producción e infraestructura de refinación.

En su intervención, el titular de Pemex resaltó que en los próximos años se invertirá

un total de 20 mil millones de dólares en diversos proyectos de refinación, incluyendo


las reconfiguraciones de las refinerías de Tula, Salamanca y Salina Cruz, así como las

plantas de ultra bajo azufre de gasolinas y diésel, y otros proyectos alternos.

La reconfiguración de Tula, precisó, responde al nuevo mandato derivado de la

Reforma Energética de maximizar la creación de valor en las actividades de Pemex

en beneficio de todos los mexicanos.

Luego de destacar que esta obra permitirá aumentar la producción de gasolinas y

diesel en más de 65%, al pasar de 180 mil a 300 mil barriles diarios, agregó que

además mejorará sus indicadores de rentabilidad, al incrementar la conversión de

destilados del 61 al 80 por ciento.

De igual modo, subrayó que el proyecto, que se desarrollará en una extensión de 113

hectáreas, entrará en operación en el primer semestre de 2018.

“Los petroleros somos conscientes de que debemos transformar a Pemex para

alcanzar el objetivo de ser la empresa más competitiva en la industria petrolera

mexicana”, aseveró.

A su vez, el director general de Pemex Refinación afirmó que con este proyecto se

reducirá en 10% la producción de combustóleo, el cual es más contaminante y menos

rentable que los destilados como la gasolina y el diésel.

En este sentido, indicó que al aprovechar al máximo los residuales, se producirán 173

mil barriles diarios de gasolinas de ultra bajo azufre (UBA), 104 mil barriles de diésel

UBA y 21 mil barriles de turbosina, lo que significa un aumento neto a la oferta

nacional de más de 100 mil barriles.


La refinería Miguel Hidalgo, agregó, potencializará así su desempeño económico y se

ubicará como una de las más eficiente y productivas, con niveles de rentabilidad entre

las mejores refinería del mundo.

En su oportunidad, el Gobernador de Hidalgo agradeció al Presidente de la República

y a Pemex el impulsar esta obra, la cual detonará el desarrollo económico en la

región.


Propuesta de intercambio de petróleo crudoa Estados Unidos de Norteamérica (Pemex)

El 8 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) presentó a la Oficina de

Industria y Seguridad del Departamento de Comercio de Estados Unidos de

Norteamérica una propuesta de intercambio de petróleo crudo. De acuerdo con esta

propuesta, Pemex importaría hasta 100 mil barriles diarios para mezclarlos con

nuestro petróleo y mejorar el proceso de refinación. A continuación se presentan los

detalles.

Ante la oportunidad comercial que representa el incremento significativo de

producción de crudos ligeros en Estados Unidos de Norteamérica y la reconfiguración

de los sistemas de refinación de México, Pemex presentó a la Oficina de Industria y

Seguridad del Departamento de Comercio de Estados Unidos de Norteamérica una

propuesta de intercambio de petróleo crudo.

Bajo este esquema propuesto, México importaría hasta 100 mil barriles diarios de

crudos ligeros y condensados de Estados Unidos de Norteamérica con el propósito de

mezclarlos con nuestro petróleo y mejorar así el proceso en las refinerías de

Salamanca, Tula y Salina Cruz, las cuales tienen configuración cracking, a cambio de


la exportación de crudos mexicanos pesados para ser procesados en las refinerías

estadunidenses de alta conversión coking. Esto no representa un compromiso

adicional a los 803 mil barriles diarios de crudo mexicano que se exportaron en

promedio a Estados Unidos de Norteamérica el año pasado.

Entre otros beneficios, este intercambio fortalecería las relaciones comerciales

México-Estados Unidos de Norteamérica en el marco del TLCAN, además de

obtenerse una mayor eficiencia logística en términos de menores costos de transporte,

uso preferente de transporte marítimo hacia México y reducción del transporte

terrestre en Estados Unidos de Norteamérica. Asimismo, el acuerdo permitiría

maximizar el margen de refinación, de acuerdo con la configuración de las refinerías

de cada país.

En específico, los beneficios principales para México serían lograr una mayor

producción de gasolina y diésel, una menor producción de combustóleo y de

petrolíferos con alto contenido de azufre en el Sistema Nacional de Refinación (SNR),

así como una mejor utilización de la capacidad instalada del SNR.

La propuesta fue presentada por Pemex el año pasado a las autoridades

estadounidenses y continúan las negociaciones.

Estas oportunidades comerciales derivan de que Petróleos Mexicanos está altamente

integrado en el mercado de Norteamérica.

Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-002-nacional.aspx#.VK_5SSuG9ps

Colocan certificados bursátiles por15 mil millones de pesos (Pemex)


El 20 de noviembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que como parte

del programa de financiamientos 2014 y de conformidad con el calendario de

colocaciones en mercado local de Petróleos Mexicanos (Pemex), anunciado en la

conferencia trimestral del “Programa de Subasta de Valores Gubernamentales para el

cuarto trimestre de 2014”, Pemex realizó la última oferta de certificados bursátiles

programada para 2014, por un monto aproximado de 15 mil millones de pesos. Esta

cifra se podrá modificar una vez que sea asignada la opción de sobre-colocación.

Se trató de dos nuevas emisiones con claves de pizarra PEMEX 14 en tasa flotante y

PEMEX 14-2 a tasa fija, a 6 y 12 años respectivamente, y la reapertura de la PEMEX

14U a un plazo de 11 años aproximadamente.

El monto colocado fue dividido entre tres tramos:

– 5 mil millones de pesos en tasa flotante de TIIE más 15 puntos base,

– 7 mil 907.5 millones de pesos a una tasa fija de 7.47%, lo que representa un

diferencial de 130 puntos base sobre la referencia utilizada de Bonos M, y

– Aproximadamente un mil 700 millones de pesos que equivalen a 325 millones en

Unidades de Inversión (“UDI”), a una tasa de 3.51 por ciento.

La demanda recibida fue de aproximadamente 31 mil 547 millones de pesos, 2 veces

el monto colocado.

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

tesorerías bancarias, bancas privadas y aseguradoras.


Los intermediarios colocadores, seleccionados por su desempeño como formadores de

mercado de bonos de Pemex, fueron Banamex, Bank of América, BBVA Bancomer,

Scotiabank y HSBC.

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

proyectos de inversión de Pemex.


Emiten bono por 6 mil millones de dólares (Pemex)

El 15 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que como parte de

su programa de financiamientos autorizado para 2015, Pemex realizó una colocación

de deuda en los mercados internacionales por un monto total de 6 mil millones de

dólares en tres tramos: 1 mil 500 millones de dólares con vencimiento en julio de

2020; 1 mil 500 millones de dólares con vencimiento en enero de 2026 y 3 mil

millones de dólares con vencimiento en enero de 2046.

Se trata de la emisión con el mayor monto que se ha realizado en la historia de

México y cuya demanda alcanzó aproximadamente cuatro veces el monto

originalmente anunciado, permitiendo ajustar el precio a niveles competitivos. En

particular, para el caso de la emisión a 30 años, el cupón representa la tasa mínima en

la historia de la empresa para dicho plazo.

Entre los inversionistas que participaron en esta colocación se encuentran fondos de

pensiones, administradores de portafolios e instituciones financieras de Estados

Unidos de Norteamérica y Europa, principalmente; asimismo, se contó con la

participación de cuentas en Asia, México y Medio Oriente, entre otros.


Los agentes colocadores fueron BBVA, Citigroup, HSBC y Morgan Stanley.

Los recursos provenientes de esta emisión se utilizarán para proyectos de inversión de

Pemex.

El éxito de la transacción es un reflejo de la confianza del gran público inversionista

en el manejo macroeconómico del gobierno federal, así como del impacto positivo de

la Reforma Energética aprobada. Lo anterior posiciona a Pemex en una condición

financiera sólida con mayor flexibilidad económica y presupuestaria, dotándolo de

mecanismos más eficientes de asociación con la industria petrolera.


La caída del crudo amenaza los megaproyectos (WSJ)

El 10 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la

nota “La caída del crudo amenaza los megaproyectos”. A continuación se presenta la

información.


¿EN ROJO?Nuevos proyectos de energía de gran escala tiene precios estimados para alcanzar la rentabilidad que superan las cotizaciones actuales por barril

* Estimaciones.+ Incluye un gasoducto.FUENTE: Las empresas, gobierno de Canadá, Oppenheimes, Citibank (precio para alcanzar

la rentabilidad).

CARMON CREEK

3 mil

CAPACIDAD

Precio por barril para ser rentable*

GORGON

54 milNombre del proyecto costo (millones de

dólares)

80 dólares 70 dólares 80 dólares 65-70 dólares

565 mil millones de pies cúbicos de gas al año

230 mil barriles de crudo al día

15.6 millones de toneladas de gas natural licuado al año

80 mil barriles de crudo al día

PROPIETARIOSConsorcio liderado por BP

Consorcio liderado por Total y que incluye Exxon

Sociedad encabezada por Chevron y que incluye Exxon y Shell

Shell

INICIO ESTIMADO Fines de 2018 2017 20152017

UBICACIÓN Azerbaiyán Angola AustraliaCanadá

SHAH DENIZ 2

28 mil + KAOMBO

16 mil

Proyectos energéticos que tenían muy buena cara a principios de año ya no parecen

tan atractivos.

El derrumbe de los precios del petróleo ha obligado a las mayores empresas

energéticas del mundo a reconsiderar sus gastos multimillonarios. Su mayor dolor de

cabeza son los megaproyectos que demandan miles de millones de dólares en

inversión e ingeniería sofisticada para explotar recursos capaces de producir crudo y

gas natural durante décadas.

La petrolera estadounidense ConocoPhillips anunció el lunes que su gasto de capital

llegará a los 13 mil 500 millones de dólares en 2015, 20% menos que este año. El

total incluye 4 mil 800 millones de dólares, o 36% de su presupuesto de capital,

destinados a iniciar proyectos de petróleo y gas en el Mar del Norte, en Australia, y en

las arenas bituminosas de Canadá.


El Presidente Ejecutivo de ConocoPhillips manifestó que la reducción del gasto “es

prudente dado el entorno actual”. La compañía de Houston reducirá la inversión en

grandes proyectos que están por completarse y en la exploración de nuevas fuentes de

hidrocarburos. ConocoPhillips estima que extraerá, en 2015, 3% más de crudo y gas

que este año.

Durante toda una generación, empresas como ConocoPhillips, Exxon Mobil Corp.,

Royal Dutch Shell PLC y Chevron Corp. focalizaron sus recursos financieros y

humanos en iniciativas que las llevaron a lugares como las aguas profundas del Golfo

de México, arenas bituminosas de Alberta, Canadá, y el Mar Caspio.

Esta clase de proyectos enormes usualmente juegan a favor de grandes compañías que

cuentan con la ingeniería capaz de desarrollar yacimientos fuera del alcance de las

firmas más pequeñas o estatales. Además, necesitan sumar reservas para compensar

los declives en la producción de las áreas maduras. Contar con grandes yacimientos

capaces de producir durante un largo tiempo fue una fórmula exitosa cuando el precio

del petróleo Brent, la referencia del mercado, rondaba los 100 dólares el barril, como

ocurrió durante gran parte de los últimos años.

La situación, no obstante, ha cambiado. El contrato de crudo para entrega el próximo

mes quedó el martes en 66.84 dólares el barril. Para que Shell considere iniciar un

proyecto, necesita que el barril esté al menos en 70 dólares, informó un vocero. Un

portavoz de BP PLC dijo que la empresa utiliza un “precio de planificación a largo

plazo de alrededor de 80 dólares el barril para evaluar nuevas inversiones. El

Presidente Ejecutivo de Exxon Mobil, indicó en una reciente entrevista de televisión

que la petrolera considera proyectos “hasta un rango de 40 dólares el barril. Por su

parte, un representante de Chevron dijo que la compañía ha basado su “proyección de

producción para 2017 en un precio Brent de 110 dólares y que realiza “pruebas de

resistencia” de proyectos a precios más bajos.


La caída de la cotización del petróleo es aún más perjudicial debido a los costos fijos

de muchos de estos proyectos. En los últimos años, los contratistas como propietarios

de plataformas de perforación elevaron sus tarifas conforme las empresas competían

por sus servicios.

Algunas compañías, incluidas Shell, asumieron deudas en algunos de los trimestres

recientes para cubrir costos de desarrollos, adquisiciones y dividendos de accionistas,

ya que sus flujos de caja eran insuficientes para financiar todos los gastos. Una vocera

de Shell hizo hincapié en que su flujo de caja en su trimestre más reciente había

subido frente a igual lapso del año previo.

El Presidente Ejecutivo de Shell indicó este año que sus grandes y caros proyectos

hacían demasiado “engorroso” para la compañía ofrecer proyecciones públicas de

producción o flujo de caja.

Él y otros ejecutivos han señalado que sus empresas necesitaban recortar gastos.

Incluso antes de que los precios del crudo empezaran a caer a mediados de año, las

compañías habían estado retrasando o cancelando proyectos por preocupaciones de

costos. Chevron y BP están revisando planes de proyectos en altamar en Reino Unido

y Estados Unidos de Norteamérica que podrían costar miles de millones de dólares.

Shell no le dio luz verde a una planta estadounidense para convertir gas natural en

combustible líquido y en julio abandonó un proyecto gasífero en Arabia Saudita.

Un auge de la energía de esquisto en Estados Unidos de Norteamérica alimentado por

la perforación de enormes cantidades de pequeños pozos por parte de pequeñas

compañías es el responsable de la presión sobre los precios de las grandes energéticas.

Pero eso no significa el fin de los megaproyectos. Las grandes compañías aún los

necesitan para mantener sus niveles de producción.


El Vicepresidente de la junta directiva de la consultora Deloitte LLP, prevé que las

grandes petroleras sigan adelante con muchos de sus proyectos. “La demanda de

energía sigue creciendo y al mismo tiempo tenemos caídas en la producción

existente”, aseveró.

Voceros de Shell y BP manifestaron que las empresas hacen previsiones de largo

plazo a la hora de decidir si invertir en un proyecto y toman en cuenta la volatilidad

del precio del petróleo. El Director financiero de Chevron ha dicho que la segunda

petrolera estadounidense cree que “la demanda global de crudo y gas natural crecerá

mientras que las fuentes existentes de suministro inevitablemente caerán”.

Analistas de Bernstein, sostienen que las petroleras tendrán que reexaminar algunas

de sus grandes inversiones. Si los precios del crudo no repuntan pronto, “vamos a

tener cancelaciones de proyectos”, afirmó. Bernstein estima que una caída de 35% en

los precios del crudo equivaldrá a un descenso de 25% en el flujo de caja de la

industria. Pero prevé que los precios subirán a medida que las empresas reducen su

perforación.

Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB11487282416363363484204580327523774813274?tesla=y&mg=reno64-wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB11487282416363363484204580327523774813274.html

El derrumbe de los precios del crudoestimularía el crecimiento global (WSJ)

El 8 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota

“El derrumbe de los precios del crudo estimularía el crecimiento global”. A



NO HAY MAL QUE POR BIEN NO VENGALos economistas calculan que la pronunciada caídaen los precios del petróleo arrojará un beneficio netoal crecimiento global si se mantiene en 2015, dandoalivio económico a algunos y causando dolor a otros.

FUENTE: Rhodium Group; AIE; FMI.

0.5

0.8

1.2

1.8

2.4

-13.6

-10.2

-8.6

-5.4

-4.7

0.8

-15.8

-18.1

Corea del Sur

India

Japón

Alemania

China

Estados Unidos de Norteamérica

Impacto potencial de la caída del crudo sobre el PIB, según exportaciones e importaciones netas de petróleo.

Muchas de las principales autoridades económicas están revisando sus pronósticos

para Estados Unidos de Norteamérica, Europa, Japón y otras regiones en una apuesta

a que el derrumbe de los precios del petróleo impulsará el crecimiento al depositar

más dinero en los bolsillos de los consumidores y los fabricantes.

Funcionarios del Fondo Monetario Internacional (FMI), la Reserva Federal de

Estados Unidos de Norteamérica y el Banco Central Europeo desestimaron en los

últimos días las preocupaciones de que la caída del petróleo sea síntoma de una

desaceleración global. En cambio, proyectan que el crudo más barato será un estímulo

para la economía mundial, en especial para los países con un alto gasto en energía.

El Vicepresidente de la Fed lo llamó un “shock de la oferta” que beneficiará a Estados

Unidos de Norteamérica. “Es más probable que aumente el Producto Interno Bruto

(PIB) a que lo reduzca”, sostuvo.


“El efecto es positivo sin ambigüedades”, declaró el Presidente del BCE, tras la

reunión mensual del organismo la semana pasada.

Algunos economistas, sin embargo, advierten que la caída de casi 40% en los precios

del crudo en los últimos meses presagia problemas en momentos en que Europa corre

el riesgo de volver a caer en recesión, Japón intenta recuperarse y la desaceleración de

China amenaza con agravarse. De hecho, las caídas pronunciadas en los precios del

petróleo en general han estado asociadas con recesiones cuando colapsa la demanda

de energía.

En esta ocasión, no obstante, un conjunto de factores que impulsan la oferta de

petróleo está alterando el cálculo de muchos economistas, desde técnicas de

perforación avanzadas a un resurgimiento de la producción de Libia y el intento de

algunos productores de Medio Oriente de marginar del mercado a rivales de costos

más altos.

“Esta vez es distinto”, afirma el ex Director de la Oficina de Información de Energía

de Estados Unidos de Norteamérica y asesor senior del Centro de Estudios

Estratégicos e Internacionales.

La pregunta de si la reciente caída de los precios se debe a un exceso de oferta o una

menor demanda podría determinar la dirección de la economía global en 2015. El

costo del crudo West Texas Intermediate, la referencia en Estados Unidos de

Norteamérica, ha descendido a cerca de 65 dólares por barril, una caída de unos 40

dólares el barril desde mediados de junio.

Los menores precios energéticos están perjudicando a importantes exportadores de

petróleo como Irak, Argelia y Nigeria, que son muy dependientes de los ingresos

petroleros. Las noticias son particularmente negativas para los países que afrontan

serios aprietos económicos, como como Rusia, Venezuela e Irán.


En cambio, para los mayores importadores de crudo, como Japón, Italia y Alemania,

el FMI calcula que el descenso del precio puede sumar casi un punto porcentual al

PIB de sus economías. El FMI elevó su pronóstico del crecimiento de Estados Unidos

de Norteamérica el año próximo de 3.1 a 3.5%, en parte debido al abaratamiento de la

energía.

“Habrá ganadores y perdedores, pero en términos netos son buenas noticias para la

economía global”, sostuvo la Directora Gerente del FMI, en la Conferencia Aanual

CEO Council de The Wall Street Journal.

La entidad atribuye alrededor de 80% de la caída en los precios del petróleo a causas

vinculadas con la oferta, como las decisiones de la Organización de Países

Exportadores de Petróleo y estándares de economía de combustible más estrictos, y

sólo 20% a una menor demanda ante el enfriamiento de la economía global.

Economistas de J.P. Morgan Chase tienen cifras distintas: 55% debido a la oferta y

40% al crecimiento más débil de los mercados emergentes. El banco estima que la

caída del precio del crudo podría sumar 0.7 puntos porcentuales al crecimiento global

en los dos próximos trimestres.

Parte del impulso proviene de los menores costos del transporte y la manufactura, en

particular para sectores que consumen mucha energía, como las aerolíneas y las

siderúrgicas. El principal beneficio es más dinero en los bolsillos de las personas

conforme gastan menos en combustible, lo que alienta el consumo.

La consultora IHS Global Insight calcula que la familia promedio en Estados Unidos

de Norteamérica debería tener 750 dólares adicionales el próximo año, comparado

con los últimos 12 meses, si los precios se mantienen.


Un riesgo para las autoridades es que considerar la caída de los precios como un

factor mayormente positivo puede ocultar la debilidad subyacente de la economía

global. “Es imposible ignorar el rol de la menor demanda global”, asevera el

economista Jefe Global de HSBC. “Los menores precios del petróleo son en parte un

reflejo de tendencias deflacionarias más amplias”, añade. Mercados emergentes clave

como Brasil, Sudáfrica e India tienen problemas desde hace más de un año, en parte

debido a la desaceleración en China.

“El gran tema es China”, indica el Director Gerente de Clearview Energy Partners.

Book no está convencido de que el crecimiento de la demanda petrolera el año

próximo se acerque a la estimación de la Agencia Internacional de Energía (AIE) de

1.1 millones de barriles diarios. El motivo: un crecimiento inferior al previsto en la

segunda economía mundial.

“No parece razonable pensar que el motor industrial de los mercados emergentes de

alguna forma esté desconectado del motor de consumo del mundo desarrollado”,

argumenta Book.

La mayoría de las caídas previas en los precios del crudo fueron acompañadas de

recesiones, o al menos fueron señales de desaceleraciones económicas.

En general, los economistas coinciden en que el declive actual se debe en parte al

crecimiento anémico de Europa y la desaceleración de China. No obstante, la AIE y

otros expertos enfatizan que la enorme producción petrolera es el principal motivo de

la caída.


Un socio de la consultora Rhodium Group e investigador del Instituto Peterson para la

Economía Internacional, estima que los países que importan más petróleo podrían

pagar hasta 500 mil millones de dólares menos si los precios siguen bajos durante

otros seis a ocho meses.


La caída del petróleo arrastra los preciosde las acciones y las divisas (WSJ)

El 11 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la

nota “La caída del petróleo arrastra los precios de las acciones y las divisas”. A


Las acciones y las monedas ligadas al petróleo prosiguieron su caída luego de que los

precios del crudo tocaran un nuevo mínimo de cinco años, intensificando la presión

sobre las economías que dependen de las exportaciones de hidrocarburos. Los bancos

centrales de dos de ellas realizaron anuncios de política monetaria.

El precio del crudo Brent, la referencia internacional, descendió a 63.68 dólares el

barril, mientras que el West Texas Intermediate, el precio de referencia en Estados

Unidos de Norteamérica, se ubicó en 59.95 dólares. En ambos casos, se trata de los

niveles más bajos desde julio de 2009. Aunque lo precios se recuperaron más

adelante, el daño era palpable.

El rublo descendió a media tarde a 55.73 unidades por dólar, comparado con 32

rublos por dólar al inicio del año, incluso después de que el Banco de Rusia elevara la

tasa de interés de referencia en un punto porcentual a 10.5%. Aunque una alza de la

tasa de interés habitualmente fortalece una moneda, algunos economistas dijeron que


ésta fue una medida relativamente moderada. “Esto era lo mínimo que el banco

central de Rusia iba probablemente a hacer”, dijo el Jefe de investigación de mercados

emergentes de Standard Bank.

Entre tanto, la corona noruega cayó a un mínimo de cinco años frente al euro después

de que el banco central redujera su tasa de interés clave de 1.5 a 1.25% para

contrarrestar la desaceleración del crecimiento interno y la caída de los precios del

crudo. La corona perdió casi 1.5% contra el euro luego del anuncio y acumula una

depreciación en torno a 7.4% frente a la divisa común europea desde comienzos de

año. Se esperaba que el Banco de Noruega no modificara las tasas. Su última

reducción se produjo en marzo de 2012.

Noruega es el mayor exportador de crudo de Europa y el banco central indicó el

jueves en un comunicado que “la actividad en la industria petrolera será más débil de

lo proyectado con anterioridad”.

Mientras tanto, las bolsas europeas cayeron por cuarta jornada consecutiva conforme

el temor de una desaceleración de la economía global continúa filtrándose en los

mercados y crece la incertidumbre política en Grecia.

El índice Stoxx Europe 600, que agrupa a las mayores empresas de la región, cerró

prácticamente sin cambios, pero el FTSE 100 de la Bolsa de Londres, que tiene una

exposición significativa al sector de hidrocarburos, cedió 0.7% durante la jornada.

El gobierno griego anunció que el Parlamento votará para elegir un nuevo Presidente

el 17 de diciembre, dos meses antes de lo previsto, para reemplazar a Karolos

Papoulias, cuyo mandato de cinco años estaba programado para terminar en marzo.

La decisión desató temores de que el partido de oposición radical Syriza podría ganar

las elecciones nacionales si las diversas rondas de votación no encuentran una

solución aceptable para todos.


El lunes, los ministros de Finanzas de la zona euro acordaron extender en dos meses

el rescate de Grecia, dando a Atenas y a sus acreedores internacionales más tiempo

para decidir sobre nuevos recortes fiscales, y aplazando una decisión sobre un mayor

apoyo después de las elecciones presidenciales.

La volatilidad del mercado provocó un renovado apetito por los activos considerados

más seguros. El rendimiento de los bonos a 10 años del gobierno de Alemania se

redujo a un mínimo histórico de 0.656%. Los rendimientos caen cuando los precios de

los bonos suben.

En Estados Unidos de Norteamérica, en tanto, el índice S&P 500 subió impulsado por

las cifras que muestran que las ventas minoristas de noviembre en Estados Unidos de

Norteamérica crecieron a su ritmo más rápido en ocho meses. Datos separados

mostraron una caída en las solicitudes semanales de beneficios de desempleo.

El Banco Central Europeo informó, por su parte, que suministró 129 mil 800 millones

de euros (161 mil 600 millones de dólares) en préstamos de cuatro años a los bancos

en el segundo tramo de un programa de estímulo destinado a aumentar el balance del

BCE y promover el crédito en el sector privado.

La demanda fue mayor que los casi 83 mil millones de euros suministrados durante la

anterior oferta de préstamos a cuatro años, a mediados de septiembre, pero fue

inferior a los aproximadamente 150 mil millones de euros esperados por los

economistas.

Como resultado, el BCE podría verse presionado para ampliar su programa de compra

de activos a comienzos del próximo año para incluir los bonos soberanos.



Desde el auge del esquisto en Texas a la luchapor China, así colapsó el petróleo (WSJ)

El 15 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) dio a conocer

el artículo “Desde el auge del esquisto en Texas a la lucha por China, así colapsó el

petróleo”. A continuación se presenta la información.

CAMBIO DE TENDENCIAS

* Incluye crudo, condensados y otros petróleos líquidos.FUENTE: Departamento de Energía (importaciones y producción); Administración de Información de Energía de

Estados Unidos de Norteamérica. (cambios).

Crudo importado por Estados Unidos de Norteamérica de

países de la OPEP

200

150

100

50

0

millones de barriles por mes

El aumento en la producción de petróleo y gas de esquisto en Estados Unidos de Norteamérica lidera el incremento en l oferta global de hidrocarburos

10

8

6

4

2

0

millones de barrilesMundo

Mundo sin Estados

Unidos de Norteamérica

10

8

6

4

2

0

Cambio en la producción*

-Porcentajes-

Producción de crudo en Estados Unidos de Norteamérica

2004 10 14 2009 10 11 12 13 14 2009 10 11 12 13 14

87millones

Desde la década del 70, Nigeria ha provisto un suministro constante de petróleo de

alta calidad a las refinerías en América del Norte, hasta llegar a 1 millón de barriles

diarios en 2010.

Luego, se produjo el auge de la energía de esquisto y en julio de este año Estados

Unidos de Norteamérica dejó de importar petróleo nigeriano.

Desplazados por la explosión de la producción petrolera estadounidense, millones de

barriles de crudo nigeriano ahora se dirigen a India, Indonesia y China. No obstante,

los productores de Medio Oriente compiten por los mismos compradores. Esto ha

sentado las bases para una batalla por participación de mercado que podría


reconfigurar la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y

revolucionar el mercado global de petróleo.

Los precios del crudo cayeron el viernes a su nivel más bajo en cinco años después de

que la Agencia Internacional de Energía (AIE) recortó su pronóstico de demanda

global por quinta vez en seis meses. El mensaje que recibieron los inversionistas fue

que la economía mundial pasará apuros el próximo año, lo que precipitó un derrumbe

de 315.51 puntos, o 1.8%, del Promedio Industrial Dow Jones, que cerró la jornada en

17 mil 280.83 unidades. Se trató de la mayor caída porcentual semanal del Dow en

tres años.

La AIE ha recortado desde junio en 800 mil barriles a día su previsión de demanda

para 2015, al tiempo que proyecta que la producción de Estados Unidos de

Norteamérica aumente en 1.3 millones de barriles diarios.

El descenso de los precios globales del crudo, desde más de 110 dólares hasta menos

de 62 dólares el barril el viernes, ha sido caracterizado como una confrontación entre

Arabia Saudita y Estados Unidos de Norteamérica, dos de los mayores productores

del mundo. La realidad, sin embargo, es más compleja y los rebeldes libios y los

taxistas de Indonesia juegan un papel importante, junto a emprendedores texanos y los

ministros petroleros de Medio Oriente. Es un reflejo tanto del creciente suministro de

crudo como del desplome de la demanda.

La situación no tiene visos de revertirse. Bank of America Merrill Lynch predice que

los precios del crudo en Estados Unidos de Norteamérica pueden caer a 50 dólares el

próximo año.

Las raíces del desplome se remontan a 2008, cerca de Cotulla, una diminuta localidad

de Texas entre San Antonio y la frontera con México. Ahí se perforó el primer


yacimiento de la formación de esquisto Eagle Ford. En ese entonces, Estados Unidos

de Norteamérica extraía alrededor de 4.7 millones de barriles de crudo diarios.

En 2009 y 2010, cuando la economía global mostraba signos de una mejoría, la

demanda repuntó y subieron los precios, lo que ofreció un gran incentivo para

encontrar nuevas fuentes. Las empresas estadounidenses empezaron a excavar, tanto

en Cotulla como en otros lugares. “Hubo, a falta de una mejor palabra, una carrera

armamentista por crudo y encontramos un montón”, recuerda un corredor de petróleo

de la firma Coquest en Dallas. En la actualidad, unas 200 plataformas de perforación

cubren el sur de Texas y Estados Unidos de Norteamérica produce 8.9 millones de

barriles al día, gracias a Eagle Ford y otros nuevos campos.

Los estadounidenses, no obstante, no están consumiendo todo ese nuevo crudo y,

debido a leyes que datan de los años 70, exportarlo es casi imposible. Por ello, las

refinerías del país han reemplazado el crudo proveniente de Nigeria, Argelia, Angola,

Brasil y prácticamente cualquier otro país productor con la excepción de Canadá, con

petróleo de Texas y Dakota del Norte.

La OPEP exportó a Estados Unidos de Norteamérica 180.6 millones de barriles en

agosto de 2008, un mes antes del primer pozo de Eagle Ford. En septiembre de 2014,

envió casi la mitad: 87 millones de barriles. La diferencia equivale a cerca de

100 buques cisterna de crudo menos que llegan a los puertos de Estados Unidos de

Norteamérica y que se fueron a otros países.

Durante mucho tiempo, parecía que el creciente apetito global de crudo absorbería

todo ese petróleo. Para 2011, los precios empezaron a oscilar entre 90 y 100 dólares el

barril y se estabilizaron en esa banda.


Una nueva tendencia, sin embargo, tomó por sorpresa a los observadores del mercado.

Muchos analistas vaticinaron en marzo que la demanda global de crudo crecería en

1.4 millones de barriles en 2014 para alcanzar 92.7 millones de barriles al día.

La proyección, sin embargo, resultó ser excesivamente optimista. Un estratega de

energía de Macquarie Research, estima que una marcada desaceleración global

eliminó parte de la demanda. Al mismo tiempo, varias monedas asiáticas se

debilitaron frente al dólar.

El costo de llenar el tanque de gasolina en Indonesia, Tailandia, India y Malasia

aumentó en los momentos en que estos países reducían paulatinamente los subsidios

al combustible. La gente empezó a conducir menos. “La demanda cayó por un

precipicio”.

El alza del suministro y la caída de la demanda ejercieron presión sobre los precios.

Sin embargo, la violencia en Irak mantuvo alta la cotización del crudo ante los

temores de que Estado Islámico pudiera recortar la producción del país.

Luego, dos eventos sacudieron el mercado. A fines de junio, The Wall Street Journal

informó que Washington había autorizado la exportación de crudo por primera vez en

una generación. Si bien la medida era limitada, los precios empezaron a caer desde

sus máximos de mediados de año.

El 1° de julio, los rebeldes libios decidieron abrir Es Sider y Ras Lanuf, dos

terminales de exportación clave que habían estado cerrados por un año, y su crudo

empezó a llegar a Europa. El petróleo nigeriano, que ya había sido desplazado de

Estados Unidos de Norteamérica y Canadá, también fue reemplazado en Europa.

Nigeria empezó a exportar a China.


Los precios empezaron a ceder. A fines de julio, el barril de crudo de Estados Unidos

de Norteamérica cayó por debajo de 100 dólares. A principios de septiembre, la AIE

subrayó la perspectiva de una “desaceleración pronunciada en el crecimiento de la

demanda”. Un mes después, los precios estaban en menos de 90 dólares el barril.

Para mediados de septiembre, Petroleum Intelligence Weekly, un boletín muy seguido

por la industria, dijo que ambos lados del Atlántico estaban “inundados de crudo”.

Nigeria, sostuvo, “necesita encontrar clientes (...) en Asia”.

Arabia Saudita, no obstante, no quería que Nigeria forjara relaciones de largo plazo

con refinerías en Asia. Para fines de septiembre, los sauditas recortaron su precio de

crudo oficial en Asia en 1 dólar el barril. En una semana, Irán y Kuwait siguieron el

ejemplo.

Dos semanas después, la AIE volvió a reducir su proyección de crecimiento de la

demanda en 2014 en 200 mil barriles diarios a un aumento anual de 700 mil barriles,

casi la mitad de lo que había previsto a principios de año. La noticia produjo una

caída de casi 4 dólares por barril.

Para ese entonces, el mercado parecía estar en caída libre. El precio perdió más de

1 dólar el barril en ocho de las 23 jornadas de octubre. La atención de los corredores

se posó sobre la OPEP, que a menudo ha estabilizado el mercado con recortes de la

producción cuando los precios caían y con incrementos cuando subían. Muchos

miembros de la OPEP, dependientes del dinero que generan del petróleo para

financiar programas sociales, se rehusaron a reducir su producción.

Arabia Saudita, el principal productor de la OPEP, también sentía la competencia de

otros países, dice el Director de operaciones de la firma de investigación de mercado

ClipperData. Colombia, por ejemplo, que habitualmente ha enviado la mayor parte de

su crudo a Estados Unidos de Norteamérica, está encontrando su mayor comprador


este año en China, un mercado crucial para la OPEP, indica el analista. “Para los

sauditas, Asia es su mercado de crecimiento”, explica. “Los nigerianos y colombianos

están siendo expulsados de sus mercados naturales en América del Norte. Arabia

Saudita tenía que hacer algo”.

En su reunión en Viena a fines de noviembre, la OPEP mantuvo su producción

intacta. Los precios del crudo en Estados Unidos de Norteamérica y Europa cayeron

otros 7 dólares el barril. Cuando se le consultó al Ministro de petróleo de

Arabia Saudita, si la OPEP recortaría pronto sus exportaciones, respondió: “¿Por qué

deberíamos reducir la producción? ¿Por qué?”.


Las petroleras de Estados Unidos deNorteamérica, forzadas a bombearcrudo para pagar sus deudas (WSJ)

El 7 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) presentó la nota

“Las petroleras de Estados Unidos de Norteamérica, forzadas a bombear crudo para

pagar sus deudas”. A continuación se presenta la información.


Las empresas estadounidenses de petróleo y gas se endeudaron fuertemente durante el

auge del sector energético, con un alza de sus pasivos de casi 55% desde 2010 para

llegar a casi 200 mil millones de dólares.

La necesidad de estas empresas de cubrir sus costos de endeudamiento ayuda a

explicar por qué los productores de Estados Unidos de Norteamérica planean seguir

con la extracción de crudo incluso si el barril se negocia por menos de 50 dólares, con

un descenso de 55% desde junio. El Brent para entrega en febrero cerró ayer 0.10% al

alza en 51.15 dólares.

Ya se ven señales de problemas en el sector, donde el crecimiento de los ingresos no

se ha mantenido a la par del endeudamiento. El domingo, WBH Energy LLC, una

firma de capital cerrado que se concentra en Texas, y sus socios se acogieron a la ley

de protección por bancarrota, argumentando que su prestamista se había rehusado a

desembolsar más dinero y citando una deuda de entre 10 millones de dólares y

50 millones de dólares. Ni la empresa con sede en Austin ni sus abogados

respondieron a solicitudes de comentarios.


Analistas del sector energético están seguros de que habrá cesaciones de pago. “El

grupo no está en posición (para resistir) esta recesión”, dijo un analista de Robert W.

Baird & Co. “Hay demasiados balances feos”.

La industria también está esperando una ola de ventas de activos y consolidaciones,

aunque no hasta que los precios se estabilicen y las valuaciones se vuelvan más claras.

Los banqueros dicen que las empresas son renuentes a hacer acuerdos con los precios

de las acciones bajo presión, ya que temen que estén vendiendo muy barato, y los

compradores no quieren pagar en exceso si los precios siguen cayendo.

Y las fusiones no son una panacea. “Para ser el consolidador de una compañía que

tiene un gran agujero en su flujo de caja hay que tener la habilidad de satisfacer esa

necesidad de flujo de caja”, dijo el Director Gerente y jefe de banca de inversión de

Morgan Stanley para el sector energético en el continente americano. “No puede

esperar que dos compañías con grandes problemas en sus flujos de caja se unan y

mitiguen el problema”.

En lugar de eso, el banco de inversión está “pensando en formas más creativas para

llevar capital a sus clientes”, dijo el Director Gerente y jefe de banca de inversión de

Morgan Stanley, por ejemplo, a través de inyecciones privadas de fondos.

Antes de que los precios del crudo cayeran, los productores estadounidenses de

petróleo y gas podían firmar contratos de leasing y perforar yacimientos incluso si eso

requería que gastaran más que sus ingresos. La deuda era usada para suplir el déficit

de caja y permitir que las empresas pudieran desarrollar campos petroleros en Texas,

Dakota del Norte y ubicaciones más nuevas, incluyendo Colorado.

En 2010, las empresas de producción de crudo y gas en Estados Unidos de

Norteamérica tenían un total de deuda combinada de 128 mil millones de dólares,

según datos financieros compilados por S&P Capital IQ. En el trimestre más reciente,


la deuda total combinada del grupo llegaba ya a 199 mil millones de dólares. El grupo

no incluye a Exxon Mobil Corp. y Chevron Corp., que también ganan dinero con

refinanciación, químicos y oleoductos.

Los ingresos de los productores de crudo y gas aumentaron a un ritmo más lento,

36%, a 239 mil 400 millones de dólares en los 12 meses que terminaron en

septiembre, frente a 175 mil 800 millones de dólares en 2010.

Pero el petróleo está rezagado en mínimos de cinco años y los precios del gas natural

han caído 40% desde junio a menos de 3 dólares por millón de BTU (unidad térmica

británica, por sus siglas en inglés), frente a alrededor de 4.70 dólares por millón de

BTU.

A pesar del frío invierno, las empresas en Estados Unidos de Norteamérica han estado

bombeando gas suficiente para llenar tanques de almacenamiento en todo el país a

niveles no vistos en casi cinco años.

Las compañías se están concentrando ahora en conservar su efectivo, en equilibrar su

balance y en el cumplimiento de las condiciones de los préstamos.

“Tener control de la deuda y asegurarse de que tiene un buen nivel de liquidez para

resistir este ciclo del commodity es obviamente importante para nosotros”, dijo el

Presidente y Director General de operaciones de EXCO Resources Inc. de Dallas. El

ejecutivo dijo que la compañía ha estado trabajando para apuntalar su balance desde

antes del colapso de los precios del crudo.

La empresa, que produce principalmente gas natural, tuvo 713 millones de dólares en

ingresos durante los 12 meses que terminaron en septiembre. La compañía ha tenido

desde hace tiempo una pesada carga de deuda, que para fines de 2013 alcanzó casi

1 mil 900 millones de dólares. El Presidente y Director General de operaciones de


EXCO Resources Inc. aseguró que para septiembre pasado la empresa había reducido

su deuda a largo plazo a 1 mil 350 millones de dólares, en parte con la venta de

algunos activos, y en diciembre suspendió su dividendo. Aun así, las acciones de la

compañía han sufrido, desplomándose a 2 dólares esta semana desde 6 dólares en el

segundo trimestre de 2014.

Aunque ninguna empresa de energía ha cesado el pago sobre sus bonos u otra deuda,

CreditSights Inc. ha identificado unas 25 en riesgo debido a una base de activos

pequeña, una alta deuda y un pequeño flujo de caja.

La lista está encabezada por Sabine Oil & Gas LLC and Forest Oil Corp. (que el mes

pasado se fusionaron en Sabine Oil & Gas Corp.) y Venoco Inc., que no cotiza en

bolsa y que se concentra en California. Ninguna respondió a solicitudes de

comentarios.

Los prestamistas ya están asumiendo una posición dura, dijo un analista que sigue a

los productores pequeños y medianos para el banco de inversión MLV & Co. Algunas

entidades de financiación están pidiendo a los productores suministrar planes de cómo

enfrentarían caídas adicionales en el precio del crudo, dijo, mientras que otros están

ejerciendo presión para vender activos.

“Las proyecciones de que el precio seguirá a la baja han sido acertadas hasta ahora”,

dijo el analista. “Sin ser capaces de proyectar realmente cuándo tocará fondo, es

difícil tener mucha convicción del lado alcista”.

La conservación de efectivo y una deuda más onerosa se traducirán en menos dinero

para gastar en la producción de petróleo y gas natural. Sin embargo, no está claro si la

producción de Estados Unidos de Norteamérica se reducirá, ya que algunas grandes

petroleras esperan producir más crudo y gas natural en 2015 que el año pasado,

centrándose en sus mejores prospectos de perforación.



¿Qué nos deparará 2015 en energía? (RIE)

El 5 de enero de 2015, el Real Instituto Elcano (RIE) publicó el artículo “¿Qué nos

deparará 2015 en energía?”, elaborado por Gonzalo Escribano2. A continuación se

incluye el contenido

Tema

El año 2015 promete mantener a la energía como uno de los ejes de la atención

internacional, tanto en el plano europeo como en el global y en muchos escenarios

regionales.

Resumen

La Unión Europea debe afrontar el reto de desarrollar el paquete 2030 aprobado en

2014, diseñar una Unión de la Energía creíble y plasmar el plan Juncker en

inversiones en el sector. Ambos vectores exigirán toda la atención de la Comisión y

de los Estados miembros, y muy notablemente del gobierno español que deberá

centrarse en proponer proyectos sólidos y bien argumentados al tiempo que mantiene

abierta la ventana de oportunidad a favor de las interconexiones creada por la crisis

con Rusia. El año 2015 también requerirá esfuerzos importantes para llegar a un

acuerdo consistente contra el cambio climático en la cumbre de París de finales de

año. Por otro lado, las previsiones apuntan a que la caída de los precios del crudo de

la segunda mitad de 2014 se mantendrá en 2015 al menos hasta el verano, si bien

pueden darse repuntes a partir del segundo trimestre. Las implicaciones geo-

económicas y geopolíticas de esta caída de precios marcarán en buena medida el

2 Gonzalo Escribano es Director del Programa de Energía, Real Instituto Elcano.


escenario energético y económico global, y es importante que la Unión Europea y los

gobiernos europeos aprovechen la oportunidad para avanzar en la transición

energética en vez de incorporar en sus expectativos precios moderados a largo plazo.

Una de esas implicaciones será acelerar el declive de Rusia, que tiene por delante un

año muy complicado en lo económico que debería atemperar su aventurerismo

gasista. La caída de los precios del crudo puede cambiar el panorama geopolítico

latinoamericano. El debilitamiento económico de Venezuela y los bajos precios del

crudo erosionan el atractivo de iniciativas como Petrocaribe y, en general, el de los

sistemas bolivarianos. También puede complicar el éxito de la reforma energética

mexicana y presionar financieramente a Petrobras. Probablemente 2015 tampoco

estará libre de otros sobresaltos geopolíticos. Por ejemplo, será un año clave para la

evolución de conflictos como los de Irak y Libia, que en caso de agudo deterioro

pueden volver a presionar la prima de riesgo en los precios del crudo. La

“atlantización” de la pauta española de importaciones de petróleo obligará también a

seguir los acontecimientos en África Occidental. Nigeria es ahora nuestro primer

suministrador de petróleo, se encuentra muy exigido fiscalmente por la caída de

precios, mantiene una lucha abierta con Boko Haram y en 2015 tendrán lugar unas

elecciones cruciales.

Análisis

Interconexiones y Unión de la Energía


El año 2015 se plantea como un período crucial para la política energética europea.

En él deberán fijarse las bases de una Unión de la Energía que articule un mercado

único y una política energética exterior común. La necesidad de erosionar el poder de

mercado de Rusia en el mercado energético europeo ha actuado como catalizador de

los importantes progresos realizados durante 2014. Entre ellos se encuentran las

propuestas de inversiones en infraestructuras energéticas que contiene el Plan

Juncker, el compromiso del 10% en interconexiones del Paquete de Energía y Clima y

el nuevo impulso a la coordinación de las políticas energéticas exteriores. España

supo aprovechar la oportunidad de postularse como parte de la solución a los

problemas energéticos de Europa, solicitando poder ejercer su derecho a la solidaridad

con sus socios europeos si existiesen las interconexiones para ello.

Aunque no se alcanzaron objetivos vinculantes ambiciosos en materia de

interconexiones, por primera vez en muchos años el tono europeo al respecto ha

comenzado a cambiar y por tanto la oposición francesa resultará cada vez más costosa

políticamente. El Consejo de Energía del 9 de diciembre de 2014 insistió en asegurar

que el objetivo del 10% de interconexiones se alcanzaría y en que, si las

infraestructuras propuestas no fuesen suficientes, se identifiquen con celeridad nuevos

proyectos que permitan alcanzarlo. Para ello, España solicitó en diciembre para planes

energéticos en el marco del Plan Juncker más de 25 mil millones de euros (del total de

53 mil millones solicitados hasta 2017), de los cuales 15 mil millones se destinan a la

interconexión eléctrica, y en menor medida gasista, con Francia. España tiene que

remitir cuanto antes a la Comisión los planes y presupuestos detallados para estos

proyectos.

El año 2015 será clave para materializar los compromisos, algo tenues y

condicionados, alcanzados. El gobierno español y la Comisión deberán permanecer

vigilantes para que las preferencias expresadas en 2014 se plasmen en los

presupuestos y que los proyectos de interconexión resulten creíbles desde el primer


momento. Sin interconexiones no puede haber competitividad, pues no habrá

competencia, ni sostenibilidad, porque las renovables no pueden desplegarse

conforme a las ventajas comparativas naturales, ni seguridad energética al no poder

ejercerse la solidaridad con algunos Estados miembros, como podría ocurrir (de

nuevo) en 2015 en aquellos países más expuestos al tránsito de gas ruso por Ucrania.

En todo caso, aunque sólo será el año 0 de un proceso de largo plazo que requiere ser

mantenido en el tiempo, es importante iniciarlo con buen pie, manteniendo un tono

constructivo y propositivo aceptando la transacción sin imposición. Lo previsible es

que España pueda presentar en poco tiempo proyectos solventes susceptibles de ser

financiados por el mecanismo del plan Juncker y asegurar el progreso adecuado en las

interconexiones.

Cualquier debate sobre la dimensión exterior de la Unión de la Energía debe partir de

la consecución de un mercado europeo integrado y abierto a la competencia. La

propuesta franco-polaca de constituir una especie de central de compras (un

monopsonio) a nivel europeo para agrupar los contratos de gas con los proveedores

exteriores ha encontrado muchas resistencias, tanto entre los Estados miembros más

diversificados de Rusia como de los menos intervencionistas, poco partidarios de

politizar los flujos energéticos. Además, es contrario a la política de competencia

comunitaria y cuenta con la oposición de la mayor parte del sector gasista, tanto

europeo como de Noruega y Argelia, segundo y tercer suministradores de la Unión

Europea.

No debe desviarse la atención hacia debates secundarios pero igualmente irritantes,

sino atender las prioridades de completar el mercado interno. El caso de las

interconexiones con Francia es un buen ejemplo: la discusión de objetivos del 10% (o

el 15%, indicativo y para 2030) es claramente insuficiente si se plantea (a)

descarbonizar el mix eléctrico para 2050 y (b) diversificar los suministros de Rusia

(¿y su área de influencia?) desde otros proveedores mediante gasoductos desde el


Norte de África y gas natural licuado (GNL) de todo el mundo. La única forma de

alterar las expectativas y dar credibilidad a la Unión de la Energía es que la Comisión

haga un anticipo inmediato para acometer las inversiones necesarias en

interconectores.

A lo largo de 2015 deberá detallarse también el Paquete Energía y Clima 2030

acordado el año pasado. Aunque ha sido criticado por su falta de ambición en casi

todos sus objetivos, lo ha sido más por el desajuste implícito en que los objetivos

2020 se hayan mostrado factibles y los de la Hoja de Ruta 2050 se perciban

demasiado exigentes. Del 20% de reducción de emisiones en 2020 se ha pasado al

40% en 2030 (80-90% en 2050), del 20 al 27% de energías renovables y eficiencia

energética (aunque como objetivos europeos no vinculantes a nivel nacional) y del

10% de interconexiones (acordado en 2002, ahora obtenido para 2020) a un 15% no

vinculante en interconexiones eléctricas. Es cierto que, en renovables y eficiencia, se

podría haber sido más ambicioso; y desde luego también en interconexiones, que son

un pre-requisito para las renovables y por tanto para la descarbonización. Pero la

Unión Europea se ha mostrado dispuesta a elevar sus objetivos si la próxima cumbre

sobre el clima de París se saldase con compromisos equiparables por parte de otros

grandes emisores.

Hacia París 2015

Los resultados de 2014 en materia de lucha contra el cambio climático son positivos,

aunque insuficientes y algo decepcionantes. La Cumbre sobre el Clima de Naciones

Unidas de septiembre había mantenido las expectativas con mucho compromiso

político pero contribuciones en reducciones y el financiamiento climática mucho más

modestas. Poco después, el acuerdo bilateral entre Estados Unidos de Norteamérica y

China fue considerado como un paso político de primer orden en la diplomacia

climática, hasta el punto de que algunos observadores consideraron que la vía


multilateral quedaba superada. Aunque los compromisos alcanzados por Estados

Unidos de Norteamérica y China son claramente insuficientes para prevenir una alza

de la temperatura superior a 2ºC, se esperaba que el cambio de actitud de los dos

mayores emisores mundiales permitiese culminar las negociaciones climáticas con un

acuerdo global en 2015. Sin embargo, ese impulso bilateral mostró un recorrido

limitado con los magros resultados del COP 20 de Lima, preparatoria de la cumbre

climática de París.

China se ha comprometido a alcanzar su pico de emisiones en 2030 y producir para

entonces el 20% de su energía mediante fuentes bajas en carbono. La capacidad y la

voluntad china de cumplir estos compromisos es incierta, pero el cambio de estrategia

es evidente y puede concretarse en políticas medioambientales (lucha contra la

polución y eficiencia energética) e industriales (renovables y nuclear). Estados Unidos

de Norteamérica se ha comprometido a reducir sus emisiones en un 28% para 2025

(sobre niveles de 2005), lo que no implica ninguna novedad sobre el Climate Action

Plan del presidente estadounidense de 2013, cuyos objetivos de reducción eran del

17% a 2020, del 42% a 2030 y del 83% a 2050. Estos objetivos son muy inferiores a

los de la Unión Europea, que se calculan sobre niveles de emisiones de 1990. Por

tanto, las bases para el compromiso en Lima no eran tan sólidas.

Además, cumbres que han pasado de unos 1 mil delegados a más de 11 mil en sus 20

años de existencia requieren de una exhaustiva preparación que no puede

compensarse con un clima de optimismo. La reflexión sobre la operatividad de estas

reuniones puede posponerse a la de París, pero parece evidente que no ofrecen un

modelo eficaz de gobernanza climática. Entre sus resultados positivos, Lima permite

vislumbrar un acuerdo en París en que la mayor parte de países contribuyan a la lucha

contra el cambio climático, si bien será difícil alcanzar reducciones obligatorias de

emisiones. Otro punto de fricción es la responsabilidad de los países industrializados


y sus reticencias a un aumento sustancial del financiamiento para la adaptación en los

países en desarrollo.

Naciones Unidas ya ha avisado de que las promesas de reducción de emisiones para la

cumbre de París del próximo diciembre no bastan para alcanzar el objetivo de 2ºC, y

la diplomacia francesa es consciente de que en 2015 deberá trabajar duro para cerrar

un acuerdo. Pese al esfuerzo de la Unión Europea, China se opuso a que los gobiernos

presenten planes detallados de reducción de emisiones y a su monitorización. Cada

vez parece más claro que el cariz político del actual sistema de negociaciones

climáticas lo hace ingobernable y lo limita a la mera agregación de contribuciones

negociadas, siempre insuficientes y poco detalladas. Es deseable que en París se

alcance un acuerdo más comprensivo y ambicioso que el que se proyectó en Lima,

pero sea cual sea su resultado el día después deberá empezar a trabajarse en una nueva

configuración de la gobernanza climática, más institucionalizada, técnica y estable, y

menos politizada, esporádica y fragmentada.

Precios bajos del petróleo, pero no para siempre

En la segunda mitad de 2014, los precios del petróleo se desplomaron con mayor

rapidez de lo anticipado por la mayoría de los analistas. Si en el documento del año

pasado se aventuraba que “los fundamentales sugieren una relajación de los precios”,

para 2015 la conjetura correspondiente sería una estabilización de los mismos en

niveles superiores a los de finales de 2014. En 2015 se comprobará la capacidad de

ajuste de la industria petrolera a la caída de los precios. Algunas compañías, como la

noruega Statoil, han rebajado las inversiones en aguas profundas para 2015. Muchos

productores estadounidenses de petróleo no convencional aún tienen margen de

eficiencia técnica (los costos de los bienes de equipo siguen cayendo), pero no todos.

La decisión de Arabia Saudí de dejar que el mercado ajuste los precios, manteniendo

su cuota de mercado, tiene una lógica económica impecable: la de que el ajuste del


mercado venga de aquellos productores cuyos costos de extracción son más altos,

entre los que se encuentran desde los pozos más maduros o pequeños a los de aguas

ultra-profundas, las arenas bituminosas de Canadá, el crudo ultra-pesado venezolano

y, por supuesto, el tight oil estadounidense. Los países del Golfo Pérsico tienen costos

de extracción muy por debajo de los precios actuales y, salvo Irak e Irán, abundantes

reservas de divisas para sostener sus presupuestos durante períodos prolongados de

precios bajos del crudo.

Las previsiones de un freno en el aumento de la demanda de petróleo para 2015

podrían alterarse con la caída de los precios, frenando la destrucción de demanda que

ha supuesto el reciente período de precios elevados. Según las últimas previsiones

disponibles, la Agencia Internacional de Energía (AIE) prevé un crecimiento de la

demanda de crudo para 2015 de 0.9 millones de barriles diarios, menor que sus

anteriores previsiones, mientras que la oferta no Organización de Países Exportadores

de Petróleo (OPEP), básicamente estadounidense, crecería en 1.3 millones de barriles

diarios (mbd). Atendiendo a las previsiones de oferta y demanda, el mercado sigue

padeciendo un exceso de oferta que deberá ajustarse en los próximos meses. Por otro

lado, la prima de riesgo geopolítico que ha acompañado a los precios elevados de los

últimos años puede reactivarse en cualquier momento. La volatilidad de la situación

geopolítica en grandes productores como Irak, Irán y Libia, y el potencial de

desbordamiento de éstos y otros escenarios de inestabilidad en otros grandes

productores de Oriente Medio y el Norte de África o incluso en el Golfo de Guinea,

pueden devolver la incertidumbre a los mercados ante interrupciones de suministro o

embargos (Irán y eventualmente Libia).

Lo más relevante es, primero, que la caída de precios supone una triple ventana de

oportunidad en los planos económico, energético y, como veremos al tratar Rusia,

geopolítico. Segundo, que esa ventana promete ser corta y no permite acomodaciones

ni conformismos. Desde la perspectiva económica, la caída de precios tiene un efecto


muy positivo sobre una demanda europea muy átona. Su efecto sobre la inflación

debería facilitar la adopción de medidas expansivas en vez de preocupar por su efecto

deflacionario, pero en todo caso constituye un choque de oferta positivo bienvenido

ante el riesgo de una tercera recesión. Precios más bajos de la energía también

ayudarían a la industria europea a recuperar algo de la competitividad perdida frente a

Estados Unidos de Norteamérica por el abaratamiento ocasionado por la revolución

no convencional.

La caída de precios también presenta oportunidades para las reformas energéticas en

Europa. Por ejemplo, ofrece la de reducir externalidades medioambientales negativas

aumentando los precios del carbono, hoy muy bajos, o introducir impuestos

ambientales para compensar en parte la caída de precios y sus efectos no deseados

sobre la eficiencia energética. Si la estrategia saudí es frenar la sustitución de su

petróleo por fuentes renovables y evitar las mejoras en eficiencia energética, Europa

(y España) deberían actuar en consecuencia, invirtiendo parte de los dividendos

económicos de la caída de precios en su modelo de transición energética. A diferencia

del petróleo o el gas no convencionales, las energías renovables son energías

autóctonas que producen a costo marginal cero: una vez realizada la inversión no hay

volatilidad en los precios, ni correlación con ningún combustible, ni declive, ni

emisiones. Más aún, proyectan poder energético blando, en el sentido de Nye del

poder de atracción de un modelo energético como el europeo, basado en la

sostenibilidad y comprometido con la lucha contra el cambio climático.

Rusia prosigue su declive

La creciente rivalidad entre Rusia y la Unión Europea puede atenuarse si la caída de

los precios del petróleo se mantiene. Por un lado, el aventurerismo táctico del

presidente ruso contará con menos recursos y reportará mayores costos económicos.

Por ejemplo, la caída de precios del crudo, al que Gazprom indexa sus contratos,


facilitó a finales de 2014 cerrar el acuerdo con Ucrania intermediado (y avalado) por

la Unión Europea por su mero abaratamiento. Esa situación puede evitar una escalada

de nuevas sanciones económicas o interrupciones de suministro; pero, de nuevo, la

volatilidad de la situación en Ucrania puede desbordarse en ambas (u otras)

direcciones. En 2015 deben acometerse medidas que muestren a Rusia que la

diversificación del aprovisionamiento europeo de gas es creíble. No se trata de

eliminar las importaciones rusas, pero sí de mantener la presión en el campo de la

política de competencia para evitar el abuso de poder de mercado por parte de

Gazprom. Por ejemplo, manteniendo la aplicación del acervo comunitario al South

Stream (cuyo objeto es evitar el tránsito por Ucrania para cortarle el suministro mejor,

es decir, sin afectar a los consumidores de la Unión Europea).

También puede ser un mal año para el proyecto Euroasiático del presidente ruso, al

menos en su componente geopolítica. Pueden añadirse nuevos socios a la Unión

Económica Euroasiática (UEE), formada por Rusia, Kazajistán, Bielorrusia y, desde

octubre de 2014, Armenia, que no comparte frontera con ninguno de sus socios, como

Tayikistán y Kirguizistán. Pero lo harán con escaso entusiasmo. En palabras del

Presidente kirguizo, Atambayev: “We’re choosing the lesser of two evils. We have no

other option.” Fuera de esos países (e incluso dentro), la anexión de Crimea y la

desestabilización militar de Ucrania han debilitado el ya escaso atractivo del

presidente ruso en gran parte de la vecindad rusa. En su vecindad occidental, los

países de la ex-URSS (Unión de Repúblicas Socialistas Soviéticas) miran más hacia la

Unión Europea o incluso Turquía; en Asia Central, la iniciativa económica china de la

Ruta de la Seda parece mostrar más tracción. La Unión Aduanera Euroasiática puede

crecer modestamente, pero la visión geopolítica del presidente ruso de reconstruir el

cinturón soviético no es seguida ni siquiera por los miembros de la UEE.

Las sanciones y la caída de precios pueden complicar aún más la situación económica

de Gazprom, y su capacidad para financiar y desarrollar nuevos proyectos, por


ejemplo los acordados, en mayor o menor grado, con China. El actual mercado del

gas es un mercado de compradores. Los exportadores de GNL (por ejemplo Qatar)

han invertido grandes sumas en trenes de licuefacción y pueden reproducir la guerra

por las cuotas del mercado del gas en Asia que ha desatado Arabia Saudí en el del

petróleo. Con un gas barato y bajo sanciones financieras, Rusia tendrá muy difícil

construir las infraestructuras que necesita para avanzar en la diversificación de sus

exportaciones hacia China y la India. Puede firmar tantos memorandos de

entendimiento como quiera, pero obtener financiamiento será más complicado, salvo

que la obtenga de China a cambio de condiciones aún más ventajosas para ella y

todavía menos rentables para Rusia.

Otros ámbitos: Irak contra el Estado Islámico (EI), Libia contra sí misma, reforma mexicana, elecciones en Nigeria, Angola en Portugal…

Hay evidentemente muchos otros focos de atención. Ya se han mencionado las

incertidumbres en Irak y Libia. En la primera se espera que la contención del EI

mantenga la producción inalterada. El reciente acuerdo entre el gobierno regional

kurdo y el central para exportar el petróleo controlado por el primero bajo la

supervisión del segundo, a cambio del 17% del presupuesto nacional, puede facilitar

la estabilización del país, o al menos la de su industria petrolera. No obstante, el

acuerdo no incluye al menos 100 mil barriles diarios no declarados en el acuerdo pero

producidos autónomamente por el Kurdistán iraquí. Esa realidad de productor dual

seguirá pesando sobre las expectativas de producción del país, y puede debilitar la

cooperación frente al EI.

De Libia se esperan las novedades a que nos ha acostumbrado en los últimos años:

fuerte volatilidad en la producción en función de los vaivenes de la situación interna.

Aunque en buena medida el mercado ya lo esté descontando, y los dos gobiernos

necesiten ingresos que sólo pueden proceder de las exportaciones de petróleo, no se

pueden descartar interrupciones más significativas que las de los últimos meses. De


hecho, en el momento de cerrar este documento se producían intensos combates en

varias terminales petroleras, cuyas instalaciones parecen estar registrando daños

significativos. Una eventual partición de facto del país que se plasme en una

indefinición de a quién pertenece el petróleo libio podría tener un impacto más

profundo y duradero. Desde la perspectiva energética, Libia está inmersa en un

clásico conflicto por recursos, en este caso una disputa por las rentas de los

hidrocarburos. Mientras no se apliquen mecanismos de reparto y gestión de esas

rentas aceptables para los diferentes actores, y eso puede llevar años, el conflicto

continuará y con él la falta de fiabilidad de Libia como suministrador, no digamos

como receptor de nuevas inversiones para desarrollar sus ingentes recursos.

Finalmente, 2015 puede consolidar el nuevo patrón español de interdependencia en

hidrocarburos. En 2010, el principal suministrador español de petróleo era Irán, con

más del 14% de las importaciones, y Libia suponía más del 12% de las mismas; el

embargo a Irán y la situación de caos que atraviesa Libia prácticamente han hecho

desaparecer ambos flujos. En cambio Nigeria, que representaba en aquella fecha el

10% de las importaciones españolas de crudo, supone ahora el 17% de ellas. En el

último año casi el 30% de las importaciones españolas procedieron del África

Subsahariana. Si sumamos la aparición de Colombia y Brasil en la cartera española de

importaciones de crudo, y el aumento de las importaciones de México, resulta

evidente el desplazamiento del patrón geográfico hacia la cuenca atlántica, que ya

representa el 60% de las importaciones españolas de crudo.

En el caso del gas, la suma de Argelia y Nigeria ya representa más del 60% de las

importaciones españolas, y la de Trinidad y Tobago más Perú un 10%. 2015 será

también fundamental en el arranque de la reforma energética mexicana, que afronta el

reto de abrir sus mercados eléctricos y gasistas, y sobre todo revertir el declive de su

industria petrolera. Todo ello puede reportar oportunidades importantes a las


empresas españolas, si bien la caída de precios y la situación política interna mexicana

introducen incertidumbres que requerirán la atención española.

Estos cambios hacen más compleja la gestión política y empresarial de ese patrón de

interdependencia: a modo ilustrativo, todavía hay que seguir las negociaciones

nucleares con Irán y trabajar en la interlocución con Libia, pero también los riesgos de

desestabilización yihadista en un Norte de África ampliado, que abarca el Sahel y

llega hasta el Golfo de Guinea. Por eso, España debe también empezar a pensar en las

elecciones presidenciales y legislativas nigerianas de 2015 y en el alcance de la

actividad de Boko Haram, hasta ahora alejada de las zonas petroleras. Tampoco

estaría mal seguir la incursión económica de Angola en Portugal, otro cambio de

patrón de comportamiento interesante, esta vez por el lado de los productores

africanos.

Conclusiones

En suma, algunas tendencias claras y muchas incertidumbres que, en clave española,

exigirán una gestión activa de nuestra interdependencia energética. Sería aconsejable

que la administración española reparara en esta tendencia estructural de los últimos

años, creciente interdependencia y aumento de su complejidad, dedicando a la política

energética internacional más recursos y una mayor integración de sus instrumentos.

Fuente de información:http://www.realinstitutoelcano.org/wps/wcm/connect/3bb4f90046d2ec95b344bb32e3f308d0/ARI1-2015-Escribano-Que-nos-deparara-2015-en-energia.pdf?MOD=AJPERES&CACHEID=3bb4f90046d2ec95b344bb32e3f308d0

El crudo extiende caída tras comentarios defuncionario de los Emiratos Árabes Unidos (WSJ)


El 13 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota

“El crudo extiende caída tras comentarios de funcionario de EAU” a continuación se

presenta la información.

El ministro de Petróleo de los Emiratos Árabes Unidos (EAU) dijo que la

Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) no ajustará su producción y

que el resto de productores tienen que ser racionales. El funcionario también agregó

que los precios del crudo podrían tardar dos o tres años en estabilizarse.

Asimismo, señaló que la OPEP está preocupada por el equilibrio en el mercado del

crudo, pero que la organización no puede ser el único responsable en esa tarea.

Emiratos Árabes Unidos es uno de los diez mayores productores de petróleo y gas

natural del mundo y forma parte de la OPEP.

Tras sus declaraciones, el precio del petróleo siguió cayendo. El crudo Brent, la

referencia internacional llegó a descender 3% a casi 46 dólares el barril en Londres.

El petróleo de referencia en Estados Unidos de Norteamérica perdía 1 dólar frente al

lunes y se acercaba a 42.92 dólares el barril.

Por su parte, el gobernador de Emiratos Árabes Unidos en la OPEP indicó que los

productores petroleros del Golfo Pérsico no están contentos con los actuales precios

del petróleo, pero cuentan con suficientes reservas financieras como para lidiar con

ellos.

A los productores del Golfo Pérsico les gustan los precios del petróleo altos, “pero

¿nos preocupan los precios actuales? No”, dijo el gobernador de Emiratos Árabes

Unidos en la OPEP en una conferencia sobre energía celebrada en Abu Dhabi.

Fuente de información:


http://lat.wsj.com/articles/SB11981194542622794422204580397264277953300?tesla=y&mg=reno64-wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB11981194542622794422204580397264277953300.html

¿Hasta cuándo caerá el petróleo? Depende de la energía de esquisto (WSJ)


¿Hasta cuándo caerá el petróleo? Depende de la energía de esquisto. A continuación

se presenta la información.

Un gran volumen de petróleo proveniente de fuera de Medio Oriente inundó los

mercados globales de energía. La sed del mundo por el crudo no alcanzó a absorber la

producción adicional y la Organización de Países Exportadores de Petróleo se limitó a

observar el derrumbe de los precios.

Bienvenidos al mundo del petróleo en 2015, una sorprendente repetición de lo

acontecido hace 30 años. Entre noviembre de 1985 y marzo de 1986, la cotización del

crudo se desplomó 67%, mientras que entre junio de 2014 y la actualidad los precios

ha caído 57% y aún no habrían tocado fondo.

El petróleo prosiguió su declive el martes, luego de que el ministro de Energía de

Emiratos Árabes Unidos indicó que la OPEP no tiene intención de modificar su

decisión de ceñirse a las actuales cuotas de producción. Estados Unidos de

Norteamérica también divulgó proyecciones que muestran que habrá un exceso de

suministro durante este año y el próximo.


El precio del crudo Brent, la referencia del mercado mundial, para entrega en febrero

cedió 0.84 dólares para ubicarse en 46.59 dólares el barril en el mercado ICE Futures

Europe, su nivel más bajo desde marzo de 2009. En el Bolsa Mercantil de Nueva

York, en tanto, el contrato de referencia en Estados Unidos de Norteamérica cayó

0.4% y quedó en 45.89 dólares por barril, su menor cotización desde abril de 2009.

Los precios en Estados Unidos de Norteamérica cayeron por debajo de 45 dólares el

barril durante la jornada.

El camino de regreso puede ser arduo. Después del derrumbe de mediados de los años

80, los precios demoraron casi 20 años en recuperar los niveles previos a la crisis y

sostenerlos. La pregunta que ronda en la mente de los ejecutivos de la industria

energética es si, en esta ocasión, la espera será igual de larga.

La respuesta podría radicar en una enorme diferencia entre la realidad que impera hoy

y la de hace tres décadas: la velocidad de la energía de esquisto.

Antes de que las energéticas estadounidenses hallaran una forma de extraer petróleo

de las formaciones de esquisto, la ejecución de los proyectos de hidrocarburos a

menudo demoraba años. Tuvieron que pasar dos décadas desde que un pescador

detectó una colorida mancha en el litoral mexicano hasta que se empezó a extraer

petróleo del gigantesco yacimiento de Cantarell frente a la península de Yucatán.

Empezar a trasladar crudo desde el norte de Alaska a los mercados demoró nueve

años y demandó una inversión de miles de millones de dólares.

Hoy, en cambio, el descubrimiento y desarrollo del crudo procedente de las

formaciones de esquisto es más veloz. Perforar y fracturar hidráulicamente un

yacimiento demora semanas, no años. Un pozo caro cuesta 10 millones de dólares,

comparado con los miles de millones de dólares que se necesitan para perforar

yacimientos marinos y construir la infraestructura asociada. Además, la inversión

necesaria tanto de tiempo como de dinero cae rápidamente.


El ciclo de inversión en los campos petroleros se ha abreviado. El yacimiento de

esquisto Eagle Ford fue descubierto en 2008. En un plazo de cinco años, estaba

bombeando 1 millón de barriles diarios, gracias a una oleada de capitales que

financiaron la perforación de miles de pozos. Cada uno produce mucho en un inicio,

pero decae rápidamente. De no mediar la perforación constante de pozos en estos

yacimientos petrolíferos, la producción de crudo se empieza a desvanecer.

La producción de crudo de esquisto, que reacciona a un ritmo más acelerado, podría

contribuir a reducir el suministro antes que en ocasiones anteriores, restaurando un

equilibrio entre la oferta y la demanda sin tener que esperar décadas. La

disponibilidad de tanto petróleo nuevo, guardado en formaciones fáciles de perforar,

también podría atenuar las grandes alzas en los precios.

Eso, sin embargo, no quiere decir que los precios repuntarán pronto o regresarán a los

niveles de tres dígitos de hace apenas unos meses. Es posible que las cotizaciones

tengan que permanecer bajas durante meses para que la industria energética

estadounidense, y quienes la financian, reduzcan la oferta.

Goldman Sachs Group Inc. prevé una recuperación “en forma de U” y que los

menores precios persistirán hasta 2016, cuando el mercado alcance el equilibrio. El

banco de inversión neoyorquino proyecta un precio promedio del crudo de referencia

en Estados Unidos de Norteamérica de 47.15 dólares el barril este año, frente a una

previsión anterior de 73.75 dólares.

Un año de precios bajos es mejor que una década de precios deprimidos, al menos

para el sector energético. Sin embargo, no está claro qué es lo que ocurrirá. La

producción de petróleo de esquisto se ha disparado sólo en los últimos cinco años y

ahora afronta el primer derrumbe de los precios.


“Hasta el momento, nadie ha pasado por las consecuencias reales de una prueba de

resistencia sobre la producción estadounidense”, advierte un académico de la Escuela

de Gobierno John F. Kennedy de la Universidad de Harvard y ex ejecutivo de la

petrolera italiana Eni SpA.

Incluso los operadores más experimentados del mercado petrolero tienen dudas.

“Precios bajos sostenidos producirán, a la larga, un equilibrio en el mercado”, escribió

quien gestiona un fondo de cobertura de 3 mil millones de dólares especializado en

derivados de energía, Astenbeck Capital Management LLC, en una carta enviada a los

inversionistas y a la que tuvo acceso The Wall Street Journal. “Pero no está claro

cuánto demorará el proceso, ni cuál será el nuevo precio de equilibrio”.

Muchos economistas y analistas opinan que los precios repuntarán hacia finales de

año. El precio de referencia mundial del petróleo, que se ubica en 46.59 dólares el

barril, “regresará al rango de 70 dólares y sospecho que será sostenible durante un

buen tiempo”, señala un economista de energía de la Universidad de Nevada en Las

Vegas.

ConocoPhillips, una de las mayores petroleras estadounidenses, indica que sus

yacimientos de esquisto en Estados Unidos de Norteamérica pueden ser rentables

mientras la cotización se mantenga por encima de 40 dólares el barril. Un portavoz de

la compañía dijo que una mayor eficiencia, una mejor tecnología y una mejor

comprensión de las rocas ayudaron a la empresa a reducir costos.

El Presidente de la consultora Cornerstone Analytics reconoce que no está claro

cuándo comenzará a caer la producción de energía de esquisto en Estados Unidos de

Norteamérica “¿Cuán rápida será la respuesta de la energía de esquisto a la caída de

los precios del petróleo? Es la pregunta pendiente”, señala.

Fuente de información:


http://lat.wsj.com/articles/SB11981194542622794422204580398092695827942?tesla=y

La caída del petróleo pone en jaque lasgrandes ambiciones de Petrobras (WSJ)


“La caída del petróleo pone en jaque las grandes ambiciones de Petrobras”. A


Golpeada por un gigantesco escándalo de corrupción, la estatal Petróleo Brasileiro SA

se enfrenta a otro importante reto: la caída de los precios del petróleo está poniendo a

prueba la viabilidad económica de los yacimientos de la compañía en aguas

profundas.

Con una riqueza que el regulador de petróleo de Brasil estima en hasta 50 mil

millones de barriles de crudo recuperable, estos campos llamados presal son

fundamentales para cumplir el objetivo de Brasil de convertirse en uno de los cinco

mayores productores de petróleo del mundo para 2020. (Los yacimientos presal están

debajo de la capa de sal formada hace 200 millones de años tras la fractura geológica

del supercontinente de Gondwana).

Los precios de mercado, que rondan 50 dólares por barril, no están ayudando a esos

grandes proyectos. La perforación en aguas profundas es una de las prácticas más

caras de la industria, que se vuelve menos atractiva a medida que los precios caen.

Petrobras dijo la semana pasada que el costo de equilibrio de la producción presal es

de entre 45 y 52 dólares.


Petrobras, que ya es la petrolera de envergadura más endeudada del mundo, había

contado con las sólidas ganancias de producción para financiar una enérgica

expansión en el mar, que se sumarían a los aportes de socios extranjeros que buscan

aprovechar las gigantescas reservas submarinas de Brasil.

“Va a ser cada vez más difícil para Petrobras hacer realidad esta gallina de los huevos

de oro”, dice un economista de energía de la Universidad de Texas. El crudo presal es

“muy difícil y caro, incluso en un entorno de un alto precio del petróleo”.

Una portavoz de Petrobras dice que la compañía sigue avanzando en sus proyectos

presal “de una manera económicamente viable”.

Los recortes, sin embargo, ya se vislumbran. A pesar de que todavía no ha

proporcionado detalles, Petrobras anunció en diciembre que reducirá la escala de un

ambicioso plan de inversiones de capital de 220 mil millones de dólares, de los cuales

casi la mitad estaban destinados al desarrollo de los campos presal.

Descubiertos en 2007, los depósitos están situados a unos 322 kilómetros de la costa

sureste de Brasil, por debajo del lecho submarino y cubiertos por la capa de sal que

les da su nombre. El hallazgo fue anunciado en su momento como una bonanza que

convertiría a Brasil en uno de los principales productores de petróleo del mundo. Tras

el hallazgo, el entonces Presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, pronunció la

célebre frase de que “Dios es brasileño”.

La producción de los yacimientos presal ya representa casi un tercio del total de

2.3 millones de barriles de crudo que la empresa genera al día. Los planes de

Petrobras apuntan a que, hacia 2020, su producción ascienda a 4 millones de barriles

diarios, la mayoría de ellos proveniente de las reservas presal.


Sin embargo, no está claro de dónde van a venir los recursos. Petrobras se endeudó

fuertemente para financiar los esfuerzos iniciales de exploración y de desarrollo, y

ahora carga con una deuda del orden de 170 mil millones de dólares, según Moody’s

Investors Service.

Aunque Brasil ha cortejado potenciales socios para desarrollar sus riquezas del crudo

presal, pocas grandes petroleras han respondido con inversiones, desalentadas por las

reglas del gobierno brasileño como la que establece que Petrobras sea el único

operador de los yacimientos presal.

Las autoridades están considerando flexibilizar esos requisitos. Pero incluso si eso

ocurre, no está claro cuál será el interés internacional en un contexto de precios tan

deprimidos.

“Están en una situación difícil”, dice Foss de la Universidad de Texas. “Las empresas

internacionales van a mantenerse alejadas de todo lo que sea de alto costo”.

Los planes de la compañía se complican más por el enorme escándalo de corrupción

que ha dominado los titulares de la prensa brasileña desde que salió a la luz pública en

marzo pasado.

Los investigadores federales alegan que Petrobras estaba en el centro de un presunto

caso de sobornos en el que las empresas constructoras sobrefacturaron por contratos

de Petrobras, dividiéndose las ganancias mal habidas con ejecutivos de Petrobras y

políticos locales. Tres ex ejecutivos de Petrobras han sido arrestados.

Petrobras dice que es una víctima de la presunta estafa y está cooperando con los

investigadores. La compañía ha puesto en marcha su propia investigación interna y

hace poco dijo que mientras continúa la pesquisa dejó de trabajar con las 23

constructoras vinculadas a la presunta red.


La compañía, que pospuso dos veces el anuncio de sus ganancias del tercer trimestre

mientras trata de cuantificar los potenciales cargos contables relacionados con la

corrupción, informó que planea dar a conocer sus resultados no auditados a su

directorio el 27 de este mes y que podría anunciar sus ganancias al público ese mismo

día. No dio una fecha para presentar resultados auditados.

Petrobras, cuyos ADR cotizan en Nueva York, también está siendo investigada en

Estados Unidos de Norteamérica por la Comisión de Bolsa y Valores (SEC, por sus

siglas en inglés) y el Departamento de Justicia.

El flujo constante de malas noticias ha golpeado las acciones de Petrobras, que han

caído 55% en los últimos seis meses. Sus bonos se transan cerca de mínimos

históricos. A finales del año pasado, Moody’s Investors Service rebajó la calificación

crediticia de la compañía de Baa3 a Ba1 y sus calificaciones de deuda en moneda

local y extranjera a Baa2 desde Baa1.

La deuda de Petrobras mantiene su grado de inversión. Sin embargo, la rebaja ha

impulsado al gobierno de Brasil a declarar que garantizará la deuda de la compañía en

caso de ser necesario.

Todos estos factores están influyendo sobre los planes de Petrobras para el futuro.

La empresa “podría no ser capaz de cumplir algunos de sus objetivos para 2020”, dice

Ricardo Bedregal, analista de la consultora IHS en Río de Janeiro. “Creo que va a ser

difícil para ellos”.

Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB10047603870532364877304580400100222135926?tesla=y


Compartir la riqueza (FMI)

El 8 de enero de 2015, el Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó en su revista

trimestral Finanzas & Desarrollo el artículo “Compartir la riqueza”. A continuación se

presenta la información.

Angola es el segundo mayor productor de petróleo de África Subsahariana y uno de

los países más ricos del continente, y sin embargo mueren allí más niños menores de

cinco años que en la mayoría del resto del mundo.

La mayoría de los países ricos en recursos naturales carecen del tipo de instituciones

necesarias para gestionar con eficacia esa riqueza, y los resultados pasados no

auguran nada bueno para los países que obtienen ingresos extraordinarios de esos

recursos. Muchos de sus ciudadanos sufren una pobreza continua con escasas

perspectivas de que sus condiciones de vida mejoren significativamente. Un claro

ejemplo de ello es la tasa de mortalidad de los niños menores de cinco años registrada

en Angola.

En los últimos años, los altos precios de las materias primas y los nuevos

descubrimientos de recursos naturales han incrementado los ingresos que muchos

países reciben de esos recursos, como proporción del presupuesto y también como

porcentaje del Producto Interno Bruto (PIB), ofreciendo nuevas posibilidades de

elevar el nivel de vida de la población (gráfica siguiente). Pero pocos países se

destacan como buenos ejemplos de una gestión eficaz de la riqueza de recursos.

Botswana, Chile, Noruega y el estado de Alaska en Estados Unidos de Norteamérica

son algunas excepciones.


ABUNDANTES Y EN AUMENTO En muchos países los ingresos derivados de los recursos naturales son sustanciales

y van creciendo poco a poco-Ingresos de los recursos naturales, porcentaje de los ingresos totales, 2011-

FUENTE: Estimaciones del personal técnico del FMI.

Las experiencias exitosas indican que administrar la riqueza de recursos naturales

exige un compromiso con tres principios interrelacionados: 1) transparencia fiscal, 2)

una política fiscal basada en reglas y 3) fuertes instituciones de gestión financiera

pública. Por ejemplo, Noruega y Alaska son modelos de transparencia por la forma en

que recaudan y presupuestan los ingresos derivados de los recursos naturales,

permitiendo así que la gente sepa en qué se usa tal riqueza y considere a los dirigentes

políticos responsables de sus decisiones. Las reglas fiscales de Chile protegen esa

riqueza de los vaivenes políticos, y sus sólidas instituciones son capaces de gestionar

la inversión pública, haciendo posible que la riqueza de recursos naturales se

transforme en activos productivos, como infraestructura y capital humano.


Hay quienes opinan que los gobiernos deberían renunciar a los ingresos de los

recursos y distribuirlos directamente a la población. Existen algunos buenos

argumentos para respaldar esa opinión, y también contundentes argumentos para

objetarla. La distribución directa no es una bala de plata (Gupta, Segura-Ubiergo y

Flores, 2014).

El excremento del diablo

Dado el deficiente historial de la mayoría de los países ricos en recursos naturales en

cuanto al uso que hacen de los ingresos que estos generan, los nuevos

descubrimientos podrían ser tanto una maldición como una bendición. ¿Por qué?

Una bonanza de recursos naturales puede hacer que se aprecie el tipo de cambio real

de una moneda, lo cual resta competitividad a las exportaciones del país y desvía los

recursos hacia los sectores de la economía que no participan en el comercio,

consecuencias conocidas como la “enfermedad holandesa”. Además, los analistas han

observado que la riqueza de recursos suele asociarse con corrupción estatal, que

impide una rendición de cuentas democrática. A menudo se usan estos argumentos

para sugerir que tal riqueza puede convertirse en una “maldición de los recursos”.

Esta idea fue expresada vívidamente por el exministro venezolano de Minas e

Hidrocarburos y cofundador de la Organización de Países Exportadores de Petróleo,

quien describió ese recurso como “el excremento del diablo” y advirtió acerca de su

potencial para engendrar despilfarro, corrupción, consumo excesivo y deuda.

Muchos países ricos en recursos naturales, que carecen tanto de sistemas robustos de

gestión de las finanzas públicas como de los frenos y contrapesos necesarios en la

toma de decisiones para asegurar un uso eficaz de esa riqueza, han tratado de seguir el

ejemplo positivo de otros países como Botswana, Chile y Noruega.


Crear instituciones sólidas y estables lleva tiempo. Entretanto, según señalan algunos

analistas, los países deberían distribuir los ingresos provenientes de los recursos

naturales directamente a la población, para impulsar el crecimiento económico y

mejorar los niveles de vida (véase “Gastar o distribuir”, F&D, diciembre de 2012).

Diversos argumentos respaldan esta visión, principalmente la idea de que esa

distribución impide que el gobierno malverse sus ingresos y crezca en tamaño.

Posiblemente para algunos países ricos en recursos naturales alguna forma de

distribución directa de esos ingresos sería beneficiosa, pero en otros se restringiría la

provisión óptima de bienes públicos. Además, aun cuando el objetivo sea limitar el

tamaño del Estado limitando el acceso a los ingresos generados por esos recursos,

probablemente alternativas tales como una rebaja impositiva resultarían más

eficientes.

Otro argumento se centra en el impacto de los impuestos en la rendición de cuentas

(Sandbu, 2006). Si los ingresos de los recursos naturales se distribuyeran entre la

población y se los gravara para financiar una parte de los bienes públicos, los

ciudadanos exigirían una mayor rendición de cuentas en los programas de gasto

público. Pero esto parte del supuesto de que los beneficios de esa mayor rendición de

cuentas superan las pérdidas de eficiencia que entraña transferir ingresos a la

población para luego recuperar una parte de ellos. Tampoco se toma en cuenta que el

mecanismo de transferencia puede incluso adolecer de las mismas deficiencias

institucionales y prácticas corruptas que las típicamente existentes en un país rico en

recursos naturales.

Cuánto y a quiénes

La distribución directa es una forma de transferir a los ciudadanos una parte o la

totalidad de los ingresos de recursos naturales para limitar el poder discrecional del

gobierno sobre tales recursos y promover una mayor rendición de cuentas. Las


facultades discrecionales y la rendición de cuentas están vinculadas porque los

ciudadanos tienden menos a exigir que se rindan cuentas si los políticos pueden elegir

quién habrá de recibir esos ingresos.

Las opiniones difieren acerca de cuánto de ese ingreso corresponde distribuir. En un

extremo, se insta a traspasar todos los ingresos de los recursos naturales a los

ciudadanos, mientras que otras propuestas más moderadas —Birdsall y Subramanian

(2004) proponían que en el caso de Iraq se distribuyera al menos la mitad— sugieren

devolver solo una parte de los ingresos o incluso solo una parte de la renta de

inversión obtenida de un fondo de recursos naturales. El debate acerca de cuánto

distribuir gira en torno a las consecuencias económicas de tal distribución, como el

impacto en los incentivos al trabajo, el ahorro de los hogares y la estabilidad

macroeconómica general. En cuanto a quiénes deberían recibir esos ingresos, una

distribución entre todos los ciudadanos tiene el atractivo de eliminar la

discrecionalidad política respecto a qué grupos deberían beneficiarse. Pero las

transferencias universales pueden tener consecuencias no deseadas, como alentar a las

familias a tener más hijos, que pueden evitarse limitando las transferencias a los

adultos. Algunos proponen perseguir objetivos sociales focalizando la distribución en

los segmentos más pobres de la población o imponiendo condiciones como la

escolarización de los niños. Estos objetivos encomiables podrían contribuir a

galvanizar el apoyo a tales mecanismos. También podrían, sin embargo, generar un

dilema entre reducir la cobertura focalizándola en un determinado segmento de la

población —particularmente los pobres, cuyo peso político suele ser menor— y

potenciar la rendición de cuentas. Además, los pobres no están bien equipados para

manejar la volatilidad del ingreso, que estos mecanismos deberían considerar.

Hay quienes están a favor de una distribución directa por fuera del presupuesto, que

está sujeto a la corrupción estatal. Los ingresos provenientes de los recursos naturales

quedarían así excluidos de las cuentas presupuestarias y sometidos a control, quizás a


cargo de un órgano de auditoría independiente en lugar del parlamento. La

recaudación y distribución podrían incluso recaer en una institución distinta de la

autoridad tributaria nacional. Los proponentes de esta idea argumentan que un

mecanismo separado para distribuir los ingresos de los recursos naturales es más

creíble a los ojos de la población. Pero como quiera que se la logre, la distribución

directa no es una receta para eliminar la corrupción. Sería ingenuo suponer que un

gobierno corrupto aceptaría ese método para abordar el problema, y tampoco hay

garantías de que el mecanismo de distribución no sería susceptible de una corrupción

similar.

Hablando en base a la experiencia

Alaska ha implementado el mecanismo más conocido y quizá más exitoso de

distribución directa. Pero es un modelo conservador, con un dividendo relativamente

pequeño de solo 3 a 6% del ingreso per cápita de su población. Solo una porción de

los ingresos petroleros de Alaska se invierte en el fondo, y solo se distribuye la renta

de la inversión, sujeta a un tope del 5% del valor total de mercado del fondo. Éste es

administrado por el Departamento de Hacienda de Alaska, y un sólido sistema de

frenos y contrapesos dentro del presupuesto hace que en muchos aspectos el régimen

sea un modelo de transparencia. El caso es ampliamente considerado como exitoso,

pero uno claramente logrado desde una posición de fortaleza y transparencia de las

instituciones, no como una solución a un problema institucional. Dado el limitado

número de mecanismos de distribución directa existentes en el mundo, una mirada a

las políticas relacionadas permite conocer cuáles funcionan y cuáles no. Siempre es

riesgoso hacer inferencias a partir de dichas políticas, pero los siguientes casos

ofrecen algunas lecciones:

Venezuela ha establecido una serie de programas sociales llamados misiones.

Uno de ellos se focaliza en la alfabetización de los adultos y clases de


recuperación para estudiantes que abandonaron la escuela secundaria; otro, en

la atención primaria universal de la salud; y otros en la construcción de nuevas

viviendas para los pobres, beneficios jubilatorios para personas en situación de

pobreza, descuentos en el precio de los alimentos y becas para realizar estudios

de grado. Como lo destacaron Rodríguez, Morales y Monaldi (2012), estos

programas son financiados directamente por la empresa petrolera estatal y por

lo tanto funcionan fuera de la órbita del presupuesto. En consecuencia, otorgan

más facultades discrecionales al gobierno. Algunos estudios indican que estos

programas son tan vulnerables a la corrupción y las presiones populistas como

el presupuesto mismo, lo cual pone en duda que los mecanismos

extrapresupuestarios directos eviten la corrupción.

La experiencia con los programas de apoyo al ingreso en las economías

avanzadas pone de relieve el probable impacto negativo de las transferencias

de distribución directa en la oferta laboral. Estos programas tienen por objeto

proporcionar un respaldo básico a los hogares cuyos ingresos son escasos o

nulos. Parte de ese respaldo es luego gravado mediante impuestos. Los

programas han sido criticados por no brindar suficientes incentivos al trabajo

entre las personas de bajos ingresos; los programas de crédito por ingresos

salariales para los cuales son elegibles los trabajadores constituyen una

alternativa.

Los programas de transferencias de efectivo condicionales, hoy populares en

muchas economías en desarrollo, también pueden socavar los incentivos al

trabajo. Estos programas procuran reducir la pobreza brindando apoyo —en

forma de transferencias de efectivo— sujeto a ciertas condiciones, tales como

inscribir a los niños en la escuela o recibir vacunas. El objetivo es romper el

ciclo de pobreza ayudando a la generación actual y promoviendo al mismo

tiempo la inversión en la generación futura. En la mayoría de los estudios se ha


observado que el impacto en la oferta laboral es insignificante si la

transferencia es pequeña y los beneficios están orientados a los hogares más

pobres. Los programas con transferencias de mayor monto y cobertura más

amplia —que incluya a los segmentos más acomodados de la población—

reducen más la participación en la fuerza laboral.

Los grandes subsidios a la energía en los países ricos en petróleo son populares

porque la población espera cosechar beneficios de la abundancia de esos

recursos. Los subsidios antes de impuestos que permiten a las empresas y los

hogares pagar menos que los precios internacionales vigentes representan

alrededor de 8.5% del PIB en Oriente Medio y Norte de África. Estos subsidios

generalizados llevan a una ineficiente asignación de los recursos —que daña el

crecimiento— y benefician desproporcionadamente a los sectores de mejor

condición económica, agravando la desigualdad del ingreso. A pesar de esas

desventajas, el público respalda los subsidios porque no ve otra forma de

beneficiarse de la abundancia de recursos naturales.

Las remesas de los trabajadores —dinero que envían a sus familias las

personas que trabajan en el extranjero— colocan recursos adicionales en

manos del sector de los hogares, al igual que los mecanismos de distribución

directa. La experiencia indica que la mayoría de las remesas son utilizadas para

el consumo corriente, y su impacto en el crecimiento a largo plazo no es

concluyente. Esto arroja dudas sobre el argumento de que la distribución

directa no exacerba los efectos de la enfermedad holandesa porque el sector

privado ahorrará los ingresos extraordinarios que reciba tal como lo hace el

gobierno.

Lecciones extraídas


De la experiencia de Alaska y el análisis de las políticas relacionadas surgen varias

lecciones:

Primero, el diseño general de las políticas fiscales podría incluir mecanismos de

distribución directa, que comiencen en pequeña escala para acotar el impacto en la

oferta laboral. Al limitar la proporción de recursos distribuidos en forma directa se

garantizaría que el gobierno disponga de lo suficiente para la prestación de los

servicios públicos cruciales, así como para atenuar el impacto de la enfermedad

holandesa, tal como lo destacó Hjort (2006).

Segundo, la distribución directa es tan proclive a la corrupción como lo son los

programas públicos, de modo que no se la debe establecer por fuera del presupuesto.

Por último, es importante recordar que la distribución directa de los ingresos

generados por los recursos naturales no protege las necesidades de las futuras

generaciones.

Antes de emprender la distribución directa de esos ingresos, un país debe preparar su

marco fiscal,

determinando el nivel de ingresos públicos y de gasto necesario para garantizar

la estabilidad macroeconómica interna y la sostenibilidad de los saldos

externos;

adoptando políticas que mitiguen el impacto de la volatilidad de los precios de

las materias primas en los ingresos;

tomando en cuenta la incertidumbre del nivel de producción de recursos

naturales y cuántos ingresos puede absorber la economía; y


ahorrando recursos para las generaciones futuras.

La distribución directa no obvia la necesidad de abordar estos temas de manera

frontal. Aunque algunos sostienen que traspasando al sector privado la carga de

administrar la volatilidad se podrían obtener mejores resultados, la evidencia a favor

de ese argumento es escasa. Como se señaló antes, los datos obtenidos de los países

que reciben remesas indican que el grueso del dinero recibido se destina al consumo y

no al ahorro. Si bien la administración de la volatilidad de los recursos naturales por el

sector público de los países ricos en tales recursos dista de haber sido excelente, el

FMI (2012) muestra que parece haber mejorado a medida que los países pasaron de

aplicar políticas que potenciaban las variaciones de precios de las materias primas

entre 1970 y 1999 a otras neutrales, en líneas generales, durante la última década.

La distribución directa puede tener un impacto significativo en la distribución del

ingreso. En Ghana, por ejemplo, los ingresos de los recursos naturales ascienden a

alrededor de 5% del PIB. El 10% más pobre de la población gana solo 2% del PIB, de

modo que la distribución directa universal elevaría el ingreso de ese grupo

aproximadamente 25%. Pero la distribución del ingreso de los recursos naturales

reduciría los recursos presupuestarios disponibles para la prestación de servicios

públicos, algo que a su vez podría tener consecuencias negativas en la distribución del

ingreso.

Otro efecto de la distribución directa sería indudablemente un Estado de tamaño más

reducido. El traspaso de recursos al sector privado podría restringir el derroche de

gastos en algunos países ricos en recursos naturales, pero en otros podría reducir el

gasto público hasta el punto de poner en riesgo la infraestructura y los bienes públicos

necesarios. El gasto total de los países ricos en recursos naturales asciende en

promedio a alrededor de 28% del PIB, nivel que parece coincidir, en términos

generales, con el de las economías donde esos recursos no abundan. Pero existen


diferencias significativas en el tamaño del Estado y la capacidad institucional entre los

países ricos en recursos (gráfica siguiente). El probable impacto en la distribución del

ingreso y la prestación de servicios públicos refuerza la conveniencia de comenzar en

pequeña escala a la hora de adoptar la distribución directa.

¿OBESO O RAQUÍTICO?El tamaño del Estado varía entre los distintos países ricos en recursos naturales, pero no siempre está relacionado con su

efectividad-Gasto público, porcentaje del PIB-

Nota: El gasto público es el promedio correspondiente a las fechas disponibles respecto de cada país durante 1980–2013. El indicador recoge las percepciones de la calidad de los servicios públicos, de la administración pública, el grado de independencia de presiones políticas, la calidad de la formulación y ejecución de las políticas y la credibilidad del compromiso del gobierno con esas políticas.

FUENTE: Banco Mundial, Índice de efectividad gubernamental; y estimaciones del personal técnico del FMI.

¿Vale la pena?


Si bien la idea de que la distribución directa genera una mayor rendición de cuentas es

atractiva, en ningún lugar del mundo se ha probado hacerla a gran escala. Existe

escasa evidencia que demuestre la eficacia de distribuir a la población la totalidad de

los recursos procedentes de los recursos naturales, pero podría considerarse la

posibilidad de emplear una distribución directa moderada similar a la del modelo de

Alaska.

Incluso una distribución sensata debe ser implementada en un marco fiscal apropiado

y en pequeña escala para reducir el muy posible riesgo de que ella obstaculice la

prestación de servicios públicos fundamentales, provoque una caída de la

participación en la fuerza laboral, o presione la capacidad administrativa del gobierno.

Fuente de información:http://www.imf.org/external/pubs/ft/fandd/spa/2014/12/pdf/gupta.pdf

El fuerte aumento de la inversión en energíaverde en 2014 superó las expectativas (BNEF)

El 9 de enero de 2014, Bloomberg New Energy Finance (BNEF) de Londres y Nueva

York informó que la inversión mundial en energía verde en 2014 se recuperó

fuertemente por una alta demanda de instalación de paneles de energía solar

fotovoltaica en los techos de los edificios como resultado de su alta competitividad,

impulsada por un financiamiento récord de 19 mil 400 millones de dólares en

proyectos de energía eólica.

Datos anuales autorizados, publicados por BNEF, muestran que la inversión mundial

en energía verde en 2013 fue de 310 mil millones de dólares. La inversión creció 16%


en relación con la cifra revisada de 268 mil 100 millones de dólares de 2013 y más de

cinco veces comparada con los 60 mil 200 millones de dólares que obtuvo una década

antes en 2004, aunque todavía 2% por debajo del récord histórico de los 317 mil 500

millones de dólares alcanzados en 20113.

El aumento de la inversión en 2014 reflejo fuertes resultados en muchos de los

principales centros de utilización de energía verde, en primer lugar, en China

aumentó 32% presentando un récord de 89 mil 500 millones de dólares, en Estados

Unidos de Norteamérica fue del 8% lo que equivale a 51.8 millones de dólares (su

cifra más alta desde 2012), en Japón aumento 12% representando 41 mil 300 millones

de dólares, en Canadá 26% lo que equivale a 9 mil millones de dólares, en Brasil se

observó el más importante aumentó de 88% lo que representa una inversión de 7 mil

900 millones de dólares, en India la inversión aumentó 14%, es decir 7 mil 900

millones de dólares y en Sudáfrica creció 5%, es decir 5 mil 500 millones de dólares.

El BNEF indicó que Europa, a pesar de invertir en materia de energía eólica, tuvo una

participación relativamente insignificante con un crecimiento de apenas 1% que

representa 66 mil millones de dólares.

Michael Liebrich, Presidente de la Junta asesora de BNEF, dijo: “El año pasado

pronosticamos que la inversión global se recuperaría por lo menos 10% en 2014, pero

estas cifras superaron nuestras expectativas. La que más contribuyó a esta

recuperación fue la energía solar gracias a las grandes mejoras en sus costos-

competitividad en los últimos cinco años.

Por otra parte añadió: “Inversiones sanas en energía verde puede sorprender a algunos

comentaristas que han estado prediciendo problemas para las energías renovables,

como resultado de la caída del precio del petróleo desde el verano pasado. Nuestra

respuesta es que en 2014 no podíamos ver ningún efecto notable en la inversión y de 3 En 2014, se presentó el máximo nivel de capacidad de instalación de energía verde tanto eólica como solar de

aproximadamente 100 GW. Esta nueva capacidad fue significativamente menor a la instalada en 2011, teniendo un costo de 69.5 GW.


todos modos el impacto del bajo precio del petróleo se resentirá más en el sector del

transporte por carretera que en la generación de electricidad”.

En cuanto a las diferentes categorías de inversión el año pasado, el financiamiento de

proyectos de energías renovables representó la mayor parte de estas inversiones con

un monto de 170 mil 700 millones de dólares, 10% más que en 2013. Fueron no

menos de siete costosos proyectos eólicos europeos que llegan a la “etapa de decisión

final de inversión” incluyendo el proyecto récord más grande de energía renovable no

hidráulca llamado Gemini de los Países Bajos por 3 mil 800 millones de dólares, 600

megavatios, el proyecto Dudgeon en aguas del Reino Unido fue de 2 mil 600 millones

de dólares 402 megavatios y el de la empresa Wikinger en la zona alemana del mar

Báltico de mil 700 millones de dólares, 350 megavatios.

En 2014, también se financiaron alrededor del mundo muchos proyectos de energía

solar y energía eólica terrestre. Entre ellos, el proyecto Setouchi Mega de energía

solar fotovoltaica en Japón, estimado en mil 100 millones de dólares de 250

megavatios, el Xina Solar One, planta termo solar en Sudáfrica, de un billón de

dólares por 100 megavatios, el proyecto Lake Turkana en Kenia de 859 millones de

dólares por 310.5 megavatios y el complejo eólico K2 en Ontario, Canadá, de 728

millones de dólares y 270 megavatios.

La segunda categoría más amplia de inversión fue de una capacidad de distribución

limitada para proyectos de menos de un megavatio principalmente paneles solares en

los techos de los edificios. Esta se situó en 73 mil 500 millones de dólares en 2014,

aumentando 34%. Para la investigación y desarrollo pública y privada fue de 29 mil

millones de dólares 2% más que en 2013, mientras que el financiamiento de activos

en proyectos de las redes inteligentes tales como medidas inteligentes se situó en 16

mil 800 millones de dólares es decir 8% más que en 2013.


Las nuevas acciones recaudadas por la energía verde en los mercados públicos

alcanzaron en 2014, desde hace siete años 18 mil 700 millones de dólares lo que

representó un incremento de 52% en el año. El fabricante de automóviles eléctricos

estadounidense Tesla Motors recaudó 2 mil 300 millones de dólares a través de

emisiones convertibles, y una serie de compañías “yieldcos” de Estados Unidos de

Norteamérica y Reino Unido recaudó fondos para los proyectos de inversionistas por

3 mil 900 millones de dólares.

El capital de riesgo y la inversión de capital privado en energía verde fue de 4 mil 800

millones de dólares en 2014, es decir 16% en el año, pero todavía muy por debajo de

los 12 mil 300 millones de dólares alcanzados en 2008. La mayor oferta de capital de

riesgo/capital privado, el año pasado en Estados Unidos de Norteamérica fue de

aproximadamente de 250 millones de dólares para la empresa de baterías lithium-ion

de Boston-Power, para el instalador solar Sunnova Energy fue de 150 millones de

dólares en capital de riesgo para el financiamiento estadounidense de energía solar

residencial Sunrun.

El incremento total para el mercado público y la inversión en capital de riesgo/capital

de inversión se produjo a pesar de un deslizamiento de 3% en una parte de los precios

de la energía verde en el año. El índice WilderHill para la innovación en la nueva

energía global (NEX) que rastrea un poco más de100 acciones en todo el mundo,

presentó un máximo de 220.58 puntos en marzo 2014 pasando a 178.66 puntos antes

de fin de año.

La energía solar concentró más de la mitad de inversión de energía verde en 2014

situándose en su máximo nivel en el año. El año pasado, para la energía solar fue de

149 mil 600 millones de dólares, 25% más que en 2013. La inversión en rosa de

vientos creció 11% alcanzando 99 mil 500 millones de dólares. El tercer sector más

importante fue el de tecnologías inteligentes de energía, incluidas las redes


inteligentes, almacenamiento de energía, la eficiencia y el transporte electrificado, con

37 mil 100 millones de dólares de inversión, lo que representó 10%. La inversión en

biocombustibles fue de apenas 5 mil millones de dólares en 2014 disminuyendo 7% y

en biomasa de 8 mil 400 millones de dólares lo que representó una reducción de 10%.

La geotérmica atrajo 2 mil 700 millones de dólares, 23% más que en 2013, mientras

que las pequeñas hidroeléctricas (proyectos de menos de 50 megavatios) obtuvieron 4

mil 500 millones de dólares, un 17 por ciento.

En 2014, la inversión total de Estados Unidos de Norteamérica fue de 51 mil 800

millones de dólares, incluidos 15 mil 500 millones de dólares de financiamiento de

activos de utilidad-escala descendió a más de la mitad de su monto, es decir a 5 mil

900 millones de dólares, siendo afectada por la incertidumbre sobre el futuro de su

incentivo clave, el crédito fiscal a la producción y a la energía solar fue de 39% (8 mil

900 millones de dólares). También se invirtieron 12 mil 900 millones de dólares para

proyectos de pequeña escala. El total de inversión en China fue de 89 mil 500

millones de dólares incluyendo 73 mil millones de dólares para el financiamiento de

activos considerando tanto, la energía eólica con un monto de 38 mil 300 millones de

dólares, como la energía solar por 30 mil 400 millones de dólares representando

ambas más del 20%. El gasto total de capacidad de distribución limitada ascendió a 7

mil 600 millones de dólares en China.

Entre los países europeos. La inversión global aumentó 3% en Reino Unido siendo de

15 mil 200 millones de dólares, en Alemania representó 15 mil 300 millones de

dólares, mientras que en Francia incrementó 26%, en Estados Unidos de

Norteamérica fue de 7 mil millones en parte gracias al financiamiento del proyecto de

la planta de energía solar fotovoltaica más grande de Europa de 300 megavatios.

Grande ofertas eólicas en los Países Bajos alcanzaron hasta 232%, mientras que en

Estados Unidos de Norteamérica fue de 6 mil 700 millones de dólares, pero la

inversión en Italia disminuyó 60% situándose en 2 mil millones de dólares afectada


por los recortes retroactivos en las tarifas de apoyo para las plantas de energía solar

fotovoltaica.

En Australia, la inversión en energía verde disminuyó 35%, es decir 3 mil 700

millones de dólares siendo la inversión más baja desde 2009, como resultado de las

decisiones aplazadas por los diseñadores de proyectos solares mientras esperaban la

respuesta del gobierno a sus objetivos sobre energía renovable de destino.

Al margen de las cifras de inversión en energía verde, el BNEF también dio a

conocer los datos anuales sobre los “bonos verdes” de valores de renta fija vinculados

a la energía verde y a la eficacia energética y también a otros objetivos de

sostenibilidad. La emisión de bonos verdes gozó de otro año récord en 2014, con una

emisión de 38 mil millones de dólares vendidos lo que equivale a dos veces y media

más que los 15 mil millones de dólares de 2013. El volumen fue impulsado por una

duplicación de las emisiones por parte de instituciones como el Banco Mundial y por

un quíntuple aumentó de la emisión de las corporaciones.

Fuente de información:http://about.bnef.com/http://about.bnef.com/content/uploads/sites/4/2015/01/BNEF_PR_2015-01-09_Investment_In_2014.pdf

Canasta de crudos de la OPEP

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se integra por los

siguientes países: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos,

Libia, Nigeria, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar y Venezuela, informó el 12 de marzo de 2014

que la nueva canasta de crudos de referencia de la OPEP, que se integra regularmente por

los crudos de exportación de los principales países miembros de la Organización, de

acuerdo con su producción y exportación a los principales mercados; y refleja, además, la

calidad media de los crudos de exportación del cártel. Así, en términos generales, se


incluyeron los siguientes tipos de crudos: Saharan Blend (Argelia), Girassol (Angola),

Oriente (Ecuador), Iran Heavy (República Islámica de Irán), Basra Light (Iraq), Kuwait

Export (Kuwait), Es Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab

Light (Arabia Saudita), Murban (Emiratos Arabes Unidos) y Merey (Venezuela).

Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a

partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se

excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano

BCF-17 fue sustituido por el Merey.

Al cierre de diciembre de 2014, el precio de la canasta de crudos de referencia la OPEP

se ubicó en 59.46 dólares por barril (d/b), lo que representó una disminución de 81.08%

respecto a diciembre de 2013 (107.67 d/b). De hecho, en junio del año anterior se alcanzó

el máximo de la canasta al ubicarse en 107.89 d/b. Sin embargo, a partir de julio comerzó

la estrepitosa caída de los precios de referencia de la OPEP, debido a la resistencia de los

países para recortar su producción lo que propició un exceso de oferta en el mercado

mundial a lo cual se sumo una débil demanda de los países consumidores. Además,

contribuyó en forma importante la explotación del exquisto para obtener petróleo y gas

por parte de los Estados Unidos de Norteamérica y de una mayor producción petrolera.

En este sentido, durante los primeros 19 días de enero de 2014, la canasta de crudos de la

OPEP registró una cotización promedio de 45.00 dólares por barril (d/b), cifra 24.32%

inferior con relación al mes inmediato anterior (59.46 d/b), y menor en 57.02% si se le

compara con el promedio de enero de 2014 (104.71 d/b).


109.

2811

2.75

106.

4410

1.05

100.

6510

1.03

104.

4510

7.52

108.

7310

6.69

104.

9710

7.67

104.

7110

5.38

104.

1510

4.27

105.

4410

7.89

105.

6110

0.75

95.9

885

.06

75.5

759

.46

45.0

051

.78

48.8

746

.57

44.7

945

.68

45.1

943

.55

41.5

041

.65

43.1

443

.40

43.8

7

20

40

60

80

100

120

140

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E* 2 5 6 7 8 9 12 13 14 15 16 19

* Promedio al día 19 de enero.FUENTE: OPEP.

PRECIO DE LA CANASTA DE CRUDOS DE LA OPEP-Dólares por barril-

2013 Enero 20152014 2015

Fuente de información:http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

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