Post on 30-Mar-2016
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Comisión de Energía y Cambio ClimáticoCONCAMIN
Junio 28 de 2011
Agenda
Energía
Mercado de gas natural y crudo
Reporte mensual de tarifas eléctricas
Actividades del Mes
Seminario sobre Régimen Permanente
Postura sobre el Roll - In
Reuniones con Economía CFE y SHCP – Tarifas Eléctricas
Cambio Climático
Reunión de Mitigación en Bonn
Avances sobre LFRA
Nueva Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático
Pronósticos del Mercado de Crudo
Se proyecta que el crudo WTI spot promedie
$104 y $107 USD/bbl en 2011 y 2012,
respectivamente, de acuerdo al EIA.
La Agencia Internacional de Energía (IEA)
proyecta que la demanda nivel mundial
promedie 89.3 mbd durante el 2011, lo que
significaría un ascenso de 1.3 mdb en
comparación del 2010.
A finales del de mes de Junio, el precio
del crudo WTI alcanzó el mínimo de $93
USD/bbl, ante la crisis en la zona Euro por
Grecia.
Oil Market Report IEA, Junio 16, 2011.
Fuente: “”Short-Term Energy Outlook” EIA, Junio, 2011.
$0$20$40$60$80
$100$120$140$160
USD
/bb
l
Precio del Crudo WTI Spot - Promedio Mensual
$0.00
$5.00
$10.00
$15.00
$20.00
$25.00
$/M
MB
TU
Fechas
Precios Históricos de Crudo WTI y Gas de Nymex
2004 - A la fecha
Nymex WTI Prices $/MMBTU
Nymex Natural Gas Prices
$/MMBTU
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
Rig
sUS Oil and Gas Rigs
Fuente: Baker Hughes
Pozos Crudo 984Pozos Gas 870
Conteo Semanal de Perforación Pozos de Gas y Crudo
Del 20 de mayo al 17 de junio, el conteo de perforación de pozos de gas aumentó en 4 unidades, mientras que el del crudo aumentó 30.
Fuente: Baker Hughes.
Pozos de Crudo creciendo
Pozos de Gas descendiendo
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Shale 0.55 1.22 1.23 1.50 1.88 2.82 4.45 6.77 9.83 15.96 22.96 26.53
Federal Outer Continental Shelf 13.77 12.36 12.07 10.85 8.58 7.95 7.67 6.32 6.65 6.16 5.18 4.75
Other Onshore 38.52 37.38 37.91 38.45 39.00 39.92 40.38 41.99 39.97 36.41 33.40 31.14
Total 52.85 50.96 51.21 50.79 49.45 50.69 52.49 55.08 56.45 58.52 61.53 62.43
-7
3
13
23
33
43
53
63B
CF/
d
U.S. Dry Gas Production by Region
Producción Total de Gas en EEUU por RegiónTras haber alcanzado récord histórico en el 2010, PIRA proyecta que la producción de gas en EEUU continúe aumentando en el 2011 y 2012, debido al gran crecimiento de producción de gas de shale.
Producción récord histórica
Producción récord esperada
Fuente: “North American Gas Forecast Monthly” PIRA. Mayo 25, 2011.
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Net Imports 9.29 9.84 9.68 9.43 9.79 10.09 9.56 10.01 7.99 7.01 7.01 5.84 5.51
Domestic Production 51.54 52.85 50.96 51.21 50.79 49.45 50.69 52.49 55.08 56.45 58.52 61.53 62.43
Total Supply 60.89 62.74 60.65 60.64 60.57 59.55 60.27 62.59 63.13 63.56 65.60 67.41 67.97
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
BC
F/d
U.S. Gas Total Supply
A pesar del descenso en las importaciones, se proyecta que la oferta total de gas aumente durante 2011 y 2012, alcanzando nuevos máximos en dichos años debido al crecimiento en producción.
Nuevos récords esperados
Oferta Total de Gas en EEUU(Producción + Importaciones Netas)
Fuente: “North American Gas Forecast Monthly” PIRA. Mayo 25, 2011.
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Other 4.24 3.34 3.94 3.79 3.59 4.06 4.39 4.90 4.76 5.32 5.60 5.82 5.99
Indust. 22.25 20.12 20.57 19.59 19.79 18.07 17.84 18.21 18.20 16.90 18.08 18.87 19.76
Elec. Gen. 14.22 14.64 15.54 14.07 14.93 16.08 17.05 18.74 18.22 18.83 20.21 19.93 20.58
Res./Comm. 22.38 21.39 22.05 22.68 21.91 21.50 19.79 21.26 22.05 21.72 21.77 21.98 21.65
Total Demand 63.09 59.49 62.10 60.12 60.22 59.71 59.08 63.12 63.23 62.76 65.66 66.59 67.98
5
15
25
35
45
55
65
BCF
/dU.S. Natural Gas Demand
Se espera que la recuperación en la demanda en 2010 continúe en el 2011 y 2012.
Nuevos récords esperados
Demanda Total de Gas por Sector
Fuente: “North American Gas Forecast Monthly” PIRA. Mayo 25, 2011.
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Total Demand 63.09 59.49 62.10 60.12 60.22 59.71 59.08 63.12 63.23 62.76 65.66 66.59 67.98
Total Supply (excl. Inventory) 60.89 62.74 60.65 60.64 60.57 59.55 60.27 62.59 63.12 63.56 65.60 67.41 67.97
Supply - Demand -2.20 3.25 -1.45 0.52 0.36 -0.17 1.19 -0.52 -0.11 0.79 -0.06 0.81 0.00
58
60
62
64
66
68B
CF/
d
Total U.S. Gas Demand vs. Supply (excl. Inventory)
PIRA espera que en el 2011 haya un excedente de oferta de 0.81 bcf/d, pero que en el 2012 se cierre la brecha entre demanda y oferta a cero.
Balance Oferta (excl. inventarios) y Demanda de Gas en EEUU
Fuente: “North American Gas Forecast Monthly” PIRA. Mayo 25, 2011.
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52
BC
F
EIA Weekly Natural Gas Inventory Report Lower 48 States
5 Yr Min 5 Yr Avg 2010 5 Yr Max 2011 2011e
Niveles Actuales: 2,256Hace un Año: 2,456Vs. Hace un Año: - 200Vs. Promedio 5 Yr : - 76
Se proyecta que los inventarios continúen ligeramente debajo del promedio de 5 años hasta Agosto.
Fuente: EIA (Energy Information Administration). Proyecciones de inventarios por PIRA Gas Flash Weekly, Mayo 26, 2011.
VeranoTemporada de Inyecciones
InviernoTemporada de Extracciones
InviernoTemporada de Extracciones
Proyección de Inventarios Totales de Gas en EEUU – Lower 48 States
$2.50
$3.00
$3.50
$4.00
$4.50
$5.00
$5.50
$6.00
$6.50
$/M
MB
tu
Proyecciones de Precio de Gas Natural Henry Hub Spot PIRA, EIA vs. Curva de Futuros de Nymex
PIRA Nymex EIA
Las estimaciones de PIRA de los precios spot de gas se encuentran por debajo de los precios futuros de Nymex.
Nota: La proyección de precios son spot de Gas Henry Hub de PIRA es de la publicación “North American Gas Forecast Monthly” (Mayo 25, 2011) y las curvas de Futuros son de Nymex (al cierre de Mayo 26, 2011). Los datos del EIA (Energy Information Administration) son de su publicación mensual Short-Term Energy Outlook Mayo 10, 2011.
Invierno’11-12
Verano ’12 Invierno’12
Pronóstico de Precios de PIRA, EIA vs. Curva Futuros Nymex
PIRA Nymex EIA
may-25 may-26 may-10
jun-11 $4.400 $4.112
jul-11 $4.300 $4.360 $3.992
ago-11 $4.200 $4.405 $4.034
sep-11 $4.000 $4.429 $4.184
oct-11 $4.200 $4.469 $4.333
nov-11 $4.300 $4.622 $4.478
dic-11 $4.300 $4.839 $4.764
ene-12 $4.300 $4.954 $4.860
feb-12 $4.100 $4.945 $4.764
mar-12 $4.000 $4.885 $4.540
abr-12 $4.100 $4.749 $4.424
may-12 $4.200 $4.766 $4.326
jun-12 $4.200 $4.804 $4.196
jul-12 $4.200 $4.849 $4.399
ago-12 $4.200 $4.877 $4.594
sep-12 $4.000 $4.887 $4.655
oct-12 $4.000 $4.934 $4.878
nov-12 $4.400 $5.085 $4.973
dic-12 $4.700 $5.305 $5.216
Promedio 2011 $4.243 $4.521 $4.271
Promedio 2012 $4.200 $4.920 $4.652
Min 2011-12 $4.000 $4.360 $3.992
Max 2011-12 $4.700 $5.305 $5.216
Precios Gas Natural
Verano ’11
Resumen
La Agencia Internacional de Energía (IEA) proyecta que aumente la demanda del petróleo 1.3 mbd del 2010 al 2011, y se ubique en 89.3 mbd.
Los niveles de gas en inventarios se encuentran ligeramente debajo del promedio de 5 años, ubicándose en 2.2 tcf. PIRA proyecta que asciendan en los siguientes meses.
Los pozos activos de gas se mantienen estáticos, pero los de crudo han aumentado.
Se espera que la fuerte producción de gas tipo Shale continúe, compensando las pérdidas del Federal Outer Continental Shelf y de otro Onshore. Se espera que la producción aumente de 58.52 bcf/d del 2010, a 61.53 y 62.43 bcf/d en 2011 y 12.
PIRA proyecta que bajen las importaciones netas totales de EEUU durante el 2011, debido a la menor cantidad de gas por tubería de Canadá, mientras que las exportaciones de gas de EEUU a México suban a 1.31 y 1.45 bcf/d en el 2011 y 12.
La demanda total de gas en EEUU subiría de 65.66 bcf/d en el 2010, a 66.59 bcf/d en 2011 y vuelva a aumentar en el 2012 a 67.98 bcf/d.
En el 2010 aumentó la demanda del sector industrial por la recuperación económica, y se espera que continúe la tendencia al alza para el 2011 y 2012.
Los precios futuros de gas de Nymex (prompt month) se ubican relativamente estables alrededor de $4.4 USD/MMBtu.
Agenda
Energía
Mercado de gas natural y crudo
Reporte mensual de tarifas eléctricas
Actividades del Mes
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Cambio Climático
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Avances sobre LFRA
Nueva Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático
Tarifas Fijas de Electricidad Para Jun’11 el Factor de Ajuste por Combustibles para la Tarifa con Cargos Fijos se colocó en
1.0091, más bajo que meses anteriores.
El Factor de Ajuste por Inflación para la Tarifa con Cargos Fijos se colocó este mes en 1.0296, un poco más bajo que los meses anteriores.
Los factores de Ajuste por Combustibles de la Tarifa con Cargos Fijos se calculan en base al mercado internacional de futuros del Gas Natural, Combustóleo y Carbón y al pronóstico de inflación y tipo de cambio para los siguientes 12 meses.
Para la tarifa H-TLF y H-SLF los cargos fijos de Jun’11 son 3% inferiores que en May’11, en horario base e intermedio y 1.5% menores en horario punta.
0.70
0.80
0.90
1.00
1.10
1.20
1.30
1.40
1.50
Jul'0
8
Sep
No
v
Ene
'09
Mar
May Ju
l
Sep
No
v
Ene
'10
Mar
May Ju
l
Sep
t
No
v
Ene
'11
Mzo
May
Factores de Ajuste por Combustibles
FAC Tarifa Nominal FAC Cargos Fijos
0.950.960.970.980.991.001.011.021.031.041.051.06
Jul'0
8
Sep
No
v
Ene
'09
Mar
May Ju
l
Sep
No
v
Ene
'10
Mar
May Ju
l
Sep
t
No
v
Ene
'11
Mzo
May
Factores de Ajuste por Inflación
FAI Tarifa Nominal FAI Cargos Fijos
Tarifas Nominales de Electricidad
El alza de la cotización del Combustóleo y del Gas Natural repercutieron negativamente en el FAC, pues a pesar de ser menor que el del mes pasado, permanece en alto nivel.
Índice de Costos de los Combustibles (ICC)
Factores de Ajuste
En Junio, el Factor de Ajuste por Combustibles (FAC) bajó, de 1.0932 a 1.0317, igual que el Factor de Ajuste por Inflación (FAI) que pasó de 1.0062 en Mayo a 1.0036.
Anteriores
Tipo de Ajuste Junio 2011 Mayo 2011 Abril 2011
Ajuste por Combustibles 1.0317 1.0932 0.9743
Ajuste por Inflación 1.0036 1.0062 1.0088
Combustibles Cambio en May’11 Precio May’11 Precio Abr’11
Combustóleo 5.6% MXP/m3 $6,633.37 $6,280.06
Gas Natural 0.4% MXP/gcal $226.08 $225.12
Diesel 0.7% MXP/m3 $8,177.97 $8,119.54
Carbón Importado -1.0% MXP/gcal $284.39 $287.33
Carbón Nacional -0.6% MXP/gcal $151.08 $151.93
Tarifas Nominales de Electricidad
Inflación
Durante Abr’11 la presión inflacionaria incrementó.
Todos los Índices de Precios Productor de las diferentes industrias incrementaron, a excepción de la de Prod. Metálicos, maquinaria y equipo.
La industria que más sufrió inflación fue Ind. Metálicas Básicas con un 2.8%, seguida por otras ind. Manufactureras con un 1.3%, las Industrias Químicas con un 0.8%, Prod. de minerales no metálicos 0.7%, y por último, con 0.2% las industrias de la Madera y la Construcción.
Índices de Precios Cambio en
Abr’11
Cambio en
Mzo’11
Cambio en
Feb’11
Industria de la madera 0.2% 0.03% 0.7%
Industrias químicas 0.8% 1.4% 1.0%
Prod. de minerales no metálicos 0.7% 0.0% 0.9%
Ind. Metálicas básicas 2.8% 0.7% 1.8%
Prod. Metálicos, maquinaria y equipo -0.7% 0.1% 0.2%
Otras ind. manufactureras 1.3% 1.8% 0.7%
Construcción 0.2% 0.7% 1.3%
Tarifas Nominales de Electricidad
Factores de Ajuste Acumulado
Precio de la Tarifa H-TL
•May’11 $1.2179/kWh
•Jun’11 $1.2586/kWh
Aumento de 3.34%
Ejemplo con demanda de 10 MW y un factor de carga de
80%
Precio de la Tarifa O-M
•May’11 $1.4494/kWh
•Jun’11 $1.4865/kWh
Aumento de 2.56%
Ejemplo con demanda máxima de 80 kW y un factor de carga de 80%
ago-08
sep-08
oct-08
nov-08
dicene-09
feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicene-10
feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicene-11
feb mzo abr may jun
En. Inter y base 1.541 1.609 1.621 1.604 1.538 1.111 1.014 0.957 0.995 0.942 0.906 0.930 1.053 1.003 1.039 1.154 1.253 1.188 1.342 1.365 1.327 1.210 1.214 1.244 1.266 1.256 1.161 1.185 1.131 1.230 1.263 1.302 1.269 1.385 1.428
En. Semipunta 1.415 1.468 1.476 1.466 1.430 1.131 1.054 1.008 1.040 1.000 0.967 0.984 1.082 1.044 1.074 1.167 1.241 1.194 1.310 1.330 1.305 1.220 1.224 1.248 1.265 1.256 1.185 1.206 1.166 1.242 1.269 1.302 1.280 1.370 1.403
En. Punta 1.322 1.363 1.369 1.364 1.348 1.139 1.079 1.044 1.070 1.041 1.013 1.022 1.097 1.070 1.093 1.167 1.222 1.188 1.273 1.290 1.274 1.215 1.218 1.238 1.254 1.251 1.199 1.210 1.182 1.238 1.260 1.287 1.274 1.342 1.367
Demanda facturable 1.091 1.107 1.109 1.113 1.139 1.135 1.123 1.120 1.127 1.131 1.117 1.105 1.104 1.108 1.114 1.130 1.129 1.130 1.132 1.141 1.149 1.155 1.157 1.163 1.165 1.167 1.167 1.172 1.176 1.176 1.183 1.195 1.205 1.213 1.217
0.800
0.900
1.000
1.100
1.200
1.300
1.400
1.500
1.600
1.700
Fact
ore
s d
e A
just
e
H-SL y H-TL
ago-
08
sep-
08
oct-
08
nov-
08dic
ene-
09feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
ene-
10feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
ene-
11feb mzo abr may jun
Energía consumida 1.401 1.452 1.460 1.450 1.417 1.132 1.058 1.014 1.045 1.006 0.974 0.989 1.084 1.048 1.077 1.167 1.239 1.193 1.304 1.324 1.300 1.219 1.223 1.246 1.262 1.257 1.189 1.207 1.169 1.242 1.268 1.300 1.279 1.366 1.398
Demanda facturable 1.091 1.107 1.109 1.113 1.139 1.135 1.123 1.120 1.127 1.131 1.117 1.105 1.104 1.108 1.114 1.130 1.129 1.130 1.132 1.142 1.149 1.155 1.157 1.163 1.165 1.167 1.167 1.172 1.176 1.176 1.183 1.195 1.205 1.213 1.217
0.800
0.900
1.000
1.100
1.200
1.300
1.400
1.500
Fact
ore
s d
e A
just
e
Tarifa O-M
Tarifas Eléctricas México VS EUA
En el mes de Feb’11 el costo de la Energía para la Gran
Industria en México fue 37% mayor que en Estados Unidos, mientras que el costo para la Empresa Mediana en México
fue 81% superior.
El análisis del combinado de todas las tarifas nos arroja
que en Feb’11, en México la energía fue 19% más cara
que en EUA:EUA: 9.7 USDc/kWh
México: 11.53 USDc/kWh
0
2
4
6
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07
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r
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r
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l
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En
e. 1
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May Ju
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No
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En
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USD
c/kW
h
Tarifas Eléctricas Industriales
USA Energía Industrial México Empresa Mediana México Gran Industria
6789
10111213141516
En
e. 0
7
Mar
Ma
y
Jul
Sep
No
v
Ene.
08
Mar
Ma
y
Jul
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No
v
Ene.
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Mar
Ma
y
Jul
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No
v
Ene.
10
Mar
Ma
y
Jul
Sep
No
v
En
e. 1
1
USD
c/kW
h
Tarifas Eléctricas Todos los Usuarios
USA Energía Total México Energía Total
Agenda
Energía
Mercado de gas natural y crudo
Reporte mensual de tarifas eléctricas
Actividades del Mes
Seminario sobre Régimen Permanente
Postura sobre el Roll - In
Reuniones con Economía CFE y SHCP – Tarifas Eléctricas
Cambio Climático
Reunión de Mitigación en Bonn
Avances sobre LFRA
Nueva Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático
Actividades del Mes
Junio 1, Reunión con la CRE “Reglamento de Gas”: La CRE expuso el nuevo reglamento de gas natural, sobre el cual la CONCAMIN argumentó la importancia de mantener como objetivo del reglamento el asegurar el suministro eficiente y competitivo de gas natural a los consumidores .
Junio 8, Reunión Extraordinaria con Peña Nieto: Se destacó el detonar el crecimiento con proyectos voluntarios nacionales de bajo carbono.
Junio 8, Reunión CAINTRA, CONCAMIN, SE, SHCP y CFE sobre tarifas: se expusieron las principales preocupaciones del sector industrial.
Junio 11, Seminario CRE sobre VPMs de Gas: CONCAMIN opinó al respecto que la entrada del régimen permanente no garantiza competitividad.
Junio 15, Reunión con la SRE sobre International Mitigation Dialogue: Se argumentó que es clave la inclusión del Sector Privado en las discusiones.
Junio 22, Reunión con CESPEDES sobre la LFRA: para formar equipos jurídicos y de cabildeo, y planeación de estrategia de cabildeo.
Junio 22, Reunión CAINTRA, CONCAMIN, CANACERO, SE, SHCP y CFE sobre tarifas: Enlistar prioridades sobre tarifas para CONCAMIN: finanzas de CFE (i), la distorsión de tarifas (ii) y facilitar trámites de autoabastecimiento (iii).
Agenda
Energía
Mercado de gas natural y crudo
Reporte mensual de tarifas eléctricas
Actividades del Mes
Seminario sobre Régimen Permanente
Postura sobre el Roll - In
Reuniones con Economía CFE y SHCP – Tarifas Eléctricas
Cambio Climático
Reunión de Mitigación en Bonn
Avances sobre LFRA
Nueva Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático
Seminario sobre el Régimen Permanente de Gas en la CREMiércoles 8 de Junio, de 4 a 7 p.m.
La CRE tiene planeada la entrada del "Régimen Permanente" en Ene’2012.
Previo a ello, la CRE debe hacer unas modificaciones en los TCGVPM y LOCFSE, los cuales serán resoluciones que tendrán que pasar por el proceso de COFEMER.
CONCAMIN argumentó que la entrada del nuevo régimen no va a garantizar mayor capacidad en los ductos, siendo que la capacidad está al tope, y que el primer ducto que se incluyó en el SNTI (Roll-In) ya existía desde 2004.
Se comentó que la capacidad en ductos fue llenada por Pemex y CFE, no el Sector Industrial.
Se reiteró la postura en relación al Sistema Nacional de Transporte Integrado en cuanto a que se transparenten los criterios y los costos de los ductos:
El sector industrial NO ESTA EN CONTRA DE QUE SE EXPANDA Y SE LE AUMENTE LA CAPACIDAD AL SISTEMA NACIONAL DE GASODUCTOS.
Concamin exige que NO se utilice el esquema Roll In para incorporar ductos preexistentes que no amplíen la capacidad de transporte de combustible al Sistema Nacional de Gasoductos, o que no se justifiquen.
CONCAMIN Demanda que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) modifique los criterios con base en los cuales se está determinando la incorporación de los ductos.
Agenda
Energía
Mercado de gas natural y crudo
Reporte mensual de tarifas eléctricas
Actividades del Mes
Seminario sobre Régimen Permanente
Postura sobre el Roll - In
Reuniones con Economía CFE y SHCP – Tarifas Eléctricas
Cambio Climático
Reunión de Mitigación en Bonn
Avances sobre LFRA
Nueva Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático
Postura sobre el Roll In
Las tarifas de transporte de gas natural son un componente importante en los costos integrales de los energéticos.
Alzas como la que se presentó en enero de 11.6%, por la incorporación de un ducto al esquema Roll In, restan competitividad a la industria.
El sector industrial NO ESTA EN CONTRA DE QUE SE EXPANDA Y SE LE AUMENTE LA CAPACIDAD AL SISTEMA NACIONAL DE GASODUCTOS.
Concamin exige que NO se utilice el esquema Roll In para incorporar ductos preexistentes que no amplíen la capacidad de transporte de combustible al Sistema Nacional de Gasoductos, o que no se justifiquen.
Demanda que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) modifique los criterios con base en los cuales se está determinando la incorporación de los ductos.
Pide que se integre un grupo de trabajo que evalúe los criterios de incorporación de ductos en el que se incluya al sector industrial y que se garantice que las tarifas de transporte no aumenten indebidamente.
Este incremento implica que en el 2011 los usuarios pagarán más de 800 millones de pesos adicionales a lo que ya venían pagando por transporte de gas.
Agenda
Energía
Mercado de gas natural y crudo
Reporte mensual de tarifas eléctricas
Actividades del Mes
Seminario sobre Régimen Permanente
Postura sobre el Roll - In
Reuniones con Economía CFE y SHCP – Tarifas Eléctricas
Cambio Climático
Reunión de Mitigación en Bonn
Avances sobre LFRA
Nueva Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático
Reunión 1 con CFE y SHCP
Se Presentó el problema de las tarifas eléctricas y de CFE:
Deterioro de las finanzas de CFE
Bajas ventas per cápita (0.4% en 12 años)
Enormes pérdidas de transmisión de 17.5% vs estándares de 6%
Aumento importante en pasivos laborales (900% en 12 años)
Tarifas:
Aumento en eficiencia térmica no reflejada a los usuarios en las tarifas
Subsidios cruzados en tarifas
Altos costos del sistema se cubren con incrementos en tarifas
Los cargos por demanda se han vuelto irracionales
Tarifas altas e insostenibles
Alfas y Betas y Gamas no están actualizadas, especialmente las Alfas de gas y combustóleo y desde 2006 han estado cobrando de más
No se presentó la propuesta de reducción del 30% en la Demanda Facturable
Reunión 2 con CFE y SHCP
Se presentó la problemática de las tarifas eléctricas
Cargos por capacidad y energía: Los cargos por capacidad de las tarifas de alta tensión se han incrementado 4 veces, el cargo por energía base e intermedia 4.75 veces y el cargo por energía punta 2.5 veces. Las tarifas de alta tensión se han incrementado 12% más que la de media tensión, en promedio, lo que las hace prácticamente iguales.
$/kW-DF$/kwh-
punta
$/kwh-
intermedia
$/kwh-
base
DAC
2 c/50kWh $2.784 $2.532 $2.094
3 $224.73
OM $142.50
HM $155.37 $1.8284 $1.1125 $0.9114
HS $112.23 $2.2200 $1.1182 $0.9510
HS-L $168.35 $1.6128 $1.0699 $0.9510
HT $99.53 $2.1878 $1.0063 $0.9064
HTL-230 $149.30 $1.5814 $0.9864 $0.9064
HTL-400 $143.63 $1.5419 $0.9805 $0.9019
$3.205
Tarifas Industriales/Comerciales
Junio 2011, Noreste
$1.607
$1.238
Inflación: Si se toma el actual índice de inflación (IPP) como adecuado, su valor en Ene’97 era de 57.024, y en Mar’11 es de 155.7997. Se ha incrementado 2.72 veces, y no 4.05, o el 67%.
Reunión 2 con CFE y SHCP
Combustibles: El régimen térmico de CFE ha ido disminuyendo, y la FGF ha cambiado. Estos valores preliminares indican un incremento de 3.02 veces, y no de 4.75 veces, o el 64%. El nivel de las tarifas es un 40% superior si las fórmulas se hubiesen adecuado al cambio de mezcla de combustibles y de eficiencia térmica.
Finanzas: Hay incrementos desproporcionales en diferentes rubros. Insuficiente aprovechamiento para subsidiar las tarifas (a través de subsidios cruzados y no de transferencias reales del Gobierno Federal). El pago de PIDIREGAS va a impactar a corto plazo, así como el efecto de LyFC y la falta de dinamismo de las ventas de CFE.
Propuesta: Transparentar las tarifas, el estado real de CFE a corto y mediano plazo, y ver cuáles son las propuestas oficiales al respecto.
Datos Enero 1997 (kWh Fósiles Netos)
@ 10,755.12 kJ/kWh, 71.7% FGF
Datos Mayo 2011 (kWh Fósiles Netos)
@ 8,947.94 kJ/kWh, 80.9% FGF
Mezcla $/GJ $/kWh % Mezcla $/GJ $/kWh %
GN 16.6% 28.94 0.0517 22.7% GN 59.5% 54.03 0.2878 41.9%
Combustóleo 67.4% 21.28 0.1544 67.7% Combustóleo 21.6% 159.10 0.3069 44.7%
Diesel 1.0% 43.75 0.0047 2.1% Diesel 0.6% 211.32 0.0106 1.5%
Carbón 15.0% 10.63 0.0171 7.5% Carbón 18.4% 49.88 0.0819 11.9%
100% 0.2278 100.0% 100% 0.6872 100.0%
Mezcla Promedio 1996-1997 Mezcla Promedio Enero-Abril 2011
Datos Enero 1997 (kWh Fósiles Netos)
@ 10,755.12 kJ/kWh, 71.7% FGF
Datos Mayo 2011 (kWh Fósiles Netos)
@ 8,947.94 kJ/kWh, 80.9% FGF
Mezcla $/GJ $/kWh % Mezcla $/GJ $/kWh %
GN 16.6% 28.94 0.0517 22.7% GN 59.5% 54.03 0.2878 41.9%
Combustóleo 67.4% 21.28 0.1544 67.7% Combustóleo 21.6% 159.10 0.3069 44.7%
Diesel 1.0% 43.75 0.0047 2.1% Diesel 0.6% 211.32 0.0106 1.5%
Carbón 15.0% 10.63 0.0171 7.5% Carbón 18.4% 49.88 0.0819 11.9%
100% 0.2278 100.0% 100% 0.6872 100.0%
Mezcla Promedio 1996-1997 Mezcla Promedio Enero-Abril 2011
Minuta de Reunión 2 – Miércoles 22 de Junio
Asistentes Economía: Jesus Serrano
Asistentes CFE: Jorge García Peña
Asistentes CONCAMIN / CAINTRA / CANACERO: Gerardo Rojas, Antonio Noyola, y Jaime Williams
Asistentes SHCP: Horacio Gonzalez y Luis Octavio Alvarado
Reacciones:
CFE: Negó los datos presentados y la realidad de los incrementos en las tarifas.
HACIENDA: Los costos de CFE no dejan de subir, y cada vez que hacemos una corrección a las tarifas, el costo sube más.
CONCAMIN / CAINTRA / CANACERO: Es necesario revisar los cálculos de costos de generación y transmisión de CFE y realizar dos tipos de reuniones:
1) Una reunión para revisar la estructura tarifaria
2) Otro grupo aparte para revisar el tema de gestión de proyectos de auto abastecedores
Acuerdo:
Ellos revisarán nuestro documento y harán comentarios.
El 4 de Julio a las 10:00 am en SHCP habrá una reunión para iniciar la discusión de estructura de tarifa. Veremos la revisión de las tarifas hacia adelante: ROUND 3/15.
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Cambio Climático
Reunión de Mitigación en Bonn
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Reunión de Mitigación en Bonn, Alemania
Organizada por la Embajada de México
Acuerdos Generales:
Es necesario un sólido mecanismo de MRV.
Se espera que buenos ejemplos de NAMAs facilitarán el flujo de inversión.
La meta global necesita clarificarse y tener el entendimiento a nivel nacional e internacional.
Es necesario clarificar el rol de los Mercados de Carbono.
Es clave incluir a la comunidad empresarial para encontrar soluciones.
Algunos jugadores podrían aportar mayor experiencia a la mesa, por lo que la comunidad empresarial debería mantenerse en la mesa de discusiones.
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Cambio Climático
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Avances sobre LFRA
Se realizaron 3 reuniones para el tema de la Ley Federal de Responsabilidad Ambiental:
Formación de equipos jurídicos y de cabildeo.
Entrega de reporte del equipo jurídico.
Planeación de la estrategia de cabildeo.
Dado que el PVEM ha negociado con el Senador Cárdenas el apoyo mutuo entre la LFRA y la LGCC; estamos pensando en cambiar de estrategia en la LGCC, de una estrategia de “Contención” a una de “Modificación”.
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Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático
Junio 8: Propuesta por el Sen. Ricardo Monreal Ávila, PT
No trae impuestos al carbono, ni metas de reducción de emisiones
Con relación al uso y transformación de recursos naturales y desarrollo de tecnología, la Política tiene como objetivos:
a) Impulsar la generación y uso de energías limpias
b) Incentivar la transferencia y el uso de tecnologías limpias, eficiencia energética e incremento en la productividad, en los procesos industriales de transformación
c) Favorecer el desarrollo e incremento de hidroeléctricas
d) Fomentar y crear las condiciones para el aprovechamiento del actual desperdicio de gas metano de los procesos de extracción de carbón y petróleo
e) Crear la infraestructura y proporcionar los insumos energéticos a precios competitivos para incentivar los productos con materias primas nacionales
f) Promover el diseño urbano que disminuya la necesidad de desplazamientos innecesarios, que acerque a los ciudadanos a sus fuentes de empleo, abasto, escuelas y diversión, que promueva la creación de infraestructura vial eficiente, el desarrollo de transporte urbano moderno, facilidad para la transportación personal, y la cobertura con redes inalámbricas que faciliten la comunicación