6_PoliticaEnergeticaEne2015
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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.
1252 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Pero ese rol estabilizador de Arabia Saudita se empezó pronto a poner en duda y se
confirmó con el mantenimiento de la producción de la OPEP en su reunión del 27 de
noviembre. A partir de ese momento el mercado ha seguido buscando el precio de
equilibrio de corto plazo, sin dos de los actores que normalmente han servido en el
pasado para amortiguar las caídas de precio. En primer lugar, la OPEP (Arabia
Saudita) ante el shock de oferta del shale-oil ha decidido conservar su cuota de
mercado y dejar que el precio se ajuste a la baja. En segundo lugar, las instituciones
financieras que solían entrar en el lado comprador en caso de caídas fuertes de precio
ahora se ven más restringidas para hacerlo por los cambios regulatorios recientes.
El resultado es un precio del petróleo que no ha encontrado aún un suelo natural y que
puede incluso sobrerreaccionar a la baja en el corto plazo. Los precios actuales ya
están generando recortes importantes de planes de inversión en el sector petrolero,
especialmente el no convencional (shale-oil), aunque la producción que ya está en
marcha continuará por un tiempo. Esto augura precios moderados en 2015 mientras
persiste la sobreoferta, pero también un aumento de precios en el mediano plazo,
producto de esa menor inversión. Todo esto en un entorno de alta incertidumbre y
volatilidad de precios hacia adelante, tanto en el corto como en el mediano plazo.
Volviendo a la fuente de la caída de precios, resulta positivo para el crecimiento
mundial que la mayor parte de la caída provenga del lado de la oferta, en lugar de una
menor demanda. ¿Por qué? Un shock de oferta aumenta la renta disponible de las
familias y la productividad de las empresas que demandan energía, lo que favorece el
consumo y la inversión y más que compensa el efecto negativo sobre los productores.
Las estimaciones de BBVA Research apuntan a un efecto positivo en el crecimiento
mundial que llegaría a 0.4 puntos porcentuales en 2015 y 2016. Será un paliativo
significativo para aquellas economías que pasaban por una desaceleración cíclica o
Política Energética 1253
incluso las que, como productoras, enfrentan un impacto directo negativo de un
petróleo más bajo.
Fuente de información:https://www.bbvaresearch.com/wp-content/uploads/pdf/3220_60098.pdf
Petróleo crudo de exportación (Pemex)
El 26 de diciembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante el
período enero-noviembre del año 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo
crudo de exportación fue de 89.85 dólares por barril (d/b), lo que significó una
reducción de 9.39%, con relación al mismo período de 2013 (99.16 d/b).
Cabe destacar que en noviembre de 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo
crudo de exportación fue de 71.64 d/b, cifra 10.18% menor con respecto al mes
inmediato anterior, 21.94% menor con relación a diciembre pasado (91.78 d/b) y
20.14% menor si se le compara con el onceavo mes de 2013.
Durante los once primeros meses de 2014, se obtuvieron ingresos por 34 mil 16
millones de dólares por concepto de exportación de petróleo crudo mexicano en sus
tres tipos, cantidad que representó una disminución de 12.78% respecto al mismo
período de 2013 (39 mil 2 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron ingresos
por 26 mil 732 millones de dólares (78.59%), del tipo Olmeca se obtuvieron 2
mil 921 millones de dólares (8.58%) y del tipo Istmo se percibió un ingreso de 4 mil
364 millones de dólares (12.83%).
1254 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO-Millones de 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
Política Energética 1255
Volumen de exportación de petróleo (Pemex)
De conformidad con información de Pemex, durante el período enero-noviembre de
2014, se exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.133 millones
de barriles diarios (mb/d), cantidad 3.82% menor a la reportada en el mismo lapso de
2013 (1.178 mb/d).
En noviembre de 2014, el volumen promedio de exportación fue de 1.230 mb/d, lo
que significó un aumento de 8.08% respecto al mes inmediato anterior (1.138 mb/b),
menor en 5.96% con relación a diciembre de 2013 (1.308 mb/d) y 2.5% superior si se
le compara con noviembre del año anterior (1.200 mb/d).
Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante el período
enero-noviembre de 2014, fueron los siguientes: al Continente Americano (73.08%) a
Europa (18.62%) y al Lejano Oriente (8.38%).
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
1256 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1257
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.
1258 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
TRANSITORIOS
PRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor el 1º de enero de 2015 y concluirá
su vigencia el 31 de diciembre de 2015.
SEGUNDO. Se derogan las disposiciones administrativas en materia tarifaria que se
opongan a lo establecido en este Acuerdo.
Fuente de información:http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5377944&fecha=01/01/2015
Segunda Sesión del Comité Técnico del Fondo 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
Política Energética 1259
el Banco de México (Banxico) y el Fondo Mexicano del Petróleo. Adicionalmente, se
aprobaron las políticas para la clasificación de la información contenida en las actas
del Comité Técnico del Fondo, conforme a la normatividad vigente. La aprobación de
estos instrumentos asegura la rendición de cuentas y el manejo transparente de los
recursos provenientes de los contratos y asignaciones para la exploración y extracción
de hidrocarburos.
En línea con lo anterior, se presentó la propuesta para la página de internet del Fondo,
la cual empezará a funcionar a partir del primero de enero del próximo año. En este
portal, cualquier interesado podrá consultar las actividades realizadas en el trimestre
anterior y los principales resultados financieros, los montos de las transferencias
realizadas para el Presupuesto de Egresos y a los diversos Fondos de Estabilización,
entre otras operaciones.
Por último, en un marco de cooperación entre el Banxico con las distintas Secretarías
y Dependencias Federales se aprobó un convenio de colaboración y asistencia técnica
en el que participan el propio Banxico como fiduciario en el Fondo Mexicano del
Petróleo, así como la SHCP, la Secretaría de Energía (Sener), el Servicio de
Administración Tributaria (SAT) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Lo anterior con el objeto de contar con mecanismos de coordinación institucional e
intercambio de información para que el Fondo cumpla plenamente con sus funciones.
Fuente de información:http://www.shcp.gob.mx/Biblioteca_noticias_home/comunicado_108_2014.pdf
1260 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Logrará Petróleos Mexicanos ahorros 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.
Política Energética 1261
Consolidar su estructura y optimizar la plantilla de personal en un 17%, al pasar de
1 mil 236 plazas a 1 mil 32, sin haber interrumpido operaciones.
Reducir el número de contratos de más de 27 mil a 21 mil 600, es decir una reducción
de 21 por ciento.
Gestionar aproximadamente 50% del monto contratable de Pemex en el área de
procura mediante la implementación estratégica de gestión por categorías que en 2014
quedó conformada por 23 categorías, y que para el presente año se planea crecer a 53
para ejercer 64% del monto total contratable.
Aplicar las mejores prácticas simplificadas, reduciendo el número de procedimientos
de contratación desiertos hasta en 50%, así como una reducción de 30% en el tiempo
empleado en cada uno de ellos.
Por otro lado, Pemex dio cumplimiento al compromiso de realizar compras a las
micro, pequeñas y medianas empresas nacionales, alcanzando un monto de 19 mil 171
millones de pesos en 2014, equivalente a 108% de la meta establecida.
Con objeto de transformar a Pemex en una empresa competitiva, a la altura de los más
altos estándares internacionales, la DCPA tiene como objetivo la alineación del
Programa Anual de Contrataciones con el presupuesto y las necesidades del negocio,
así como lograr la visibilidad global del gasto, mediante una sola plataforma de
información para toda la empresa.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-006-nacional.aspx
1262 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Clasifican y codifican hidrocarburos 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.
Política Energética 1263
Que en términos de la Ley de Hidrocarburos, a partir del 1º de enero de 2015, la
Secretaría de Energía podrá otorgar los permisos a que se refiere el considerando
anterior.
Que conforme a lo dispuesto por los artículos 20 de la Ley de Comercio Exterior, y
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.
1264 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
2. Las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal que tienen
atribuciones para regular el comercio exterior, continuarán estableciendo, en el
ámbito de sus respectivas competencias y en términos de las disposiciones
aplicables, las medidas de control a la importación y exportación de los bienes
que les corresponda regular.
3. Para los efectos del presente Acuerdo, además de las definiciones contenidas en
la Ley de Hidrocarburos, se entenderá por:
I. COCEX: Comisión de Comercio Exterior;
II. Exportación: La salida de las mercancías del territorio nacional para
permanecer en el extranjero, ya sea en forma temporal o definitiva;
III. Exportador: Cualquier persona física o moral que directa o indirectamente,
de modo habitual, ocasional o por primera ocasión realice la exportación de
alguna de las mercancías a que se refiere el presente Acuerdo;
IV. Importación: La entrada al territorio nacional de las mercancías reguladas
en el presente Acuerdo para permanecer en él, ya sea en forma temporal o
definitiva;
V. Importador: Cualquier persona física o moral que directa o indirectamente,
de modo habitual, ocasional o por primera ocasión realice la importación de
alguna de las mercancías a que se refiere el presente Acuerdo;
VI. Permiso Previo, en singular o plural: La autorización que expide la
Secretaría de Energía para la importación o exportación de las mercancías a
Política Energética 1265
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
1266 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1267
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.
1268 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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;
Política Energética 1269
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:
1270 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1271
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.
1272 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1273
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
1274 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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).
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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
Política Energética 1275
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
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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.
1276 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Política Energética 1277
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
1278 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1279
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.
1280 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1281
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.
1282 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1283
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
1284 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1285
El acuerdo, signado por el Director General de Pemex y el Director Ejecutivo de
Reliance Industries Limited, P.M.S. Prasad, establece también que ambas empresas
explorarán conjuntamente oportunidades de negocios en diversas áreas de la cadena
de hidrocarburos, tanto en temas de exploración y producción, como de refinación y
transformación industrial.
Asimismo, el acuerdo incluye intercambios técnicos y la realización de talleres de
capacitación, atendiendo el interés de ambas partes por fortalecer el talento humano y
la formación especializada de cuadros.
Tanto Pemex como Reliance coinciden en el compromiso de impulsar actividades
sustentables y de responsabilidad social, por lo que el MOU abarca intercambios de
conocimientos y de información en este rubro.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-124_nacional.aspx
Firman Petróleos Mexicanos y Canacintra un Convenio general de colaboración 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
1286 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1287
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
1288 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1289
En el mundo existen actualmente más de 1 mil 500 cavernas de sal en operación, las
cuales son utilizadas no únicamente para el almacenamiento de Gas LP, sino también
para petróleo crudo, gas natural, gasolinas, diesel, combustóleo, etano e hidrógeno,
entre otros productos.
Como ejemplos de estos almacenamientos subterráneos, están los de Mont Belvieu,
cerca de Houston, un complejo de 120 cavernas de sal almacenando Gas LP y una
amplia gama de otros productos. Al sur de Francia, en el área de Manosque, cerca del
Mar Mediterráneo, existen 34 cavernas de sal que almacenan gas natural y otros
hidrocarburos.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-129_nacional.aspx
Instalan plataforma de 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,
1290 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-121_nacional.aspx
Con inversión de 200 millones de dólares inicia operaciones nuevo gasoducto 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.
Política Energética 1291
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
1292 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
proyecto sumamente rentable para México, ya que evita el recorrido vía marítima por
el Canal de Panamá.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-001-nacional.aspx
Inicia reconfiguración de la Refinería de Tula (Pemex)
El 3 de diciembre de 2014, al anunciar el arranque de la reconfiguración de la
Refinería de Tula, con una inversión de 4 mil 600 millones de dólares, el Director
General de Petróleos Mexicanos (Pemex) afirmó que este proyecto es la opción que
resulta económicamente más atractiva desde el punto de vista “beneficio” para ir
cerrando la brecha entre la oferta y demanda de combustibles en el país.
En el evento, realizado en los terrenos de la refinería, enfatizó que llevar a cabo la
reconfiguración es una decisión más rentable que la construcción de una nueva
refinería, además de que tendrá similar impacto económico en la zona, ya que
permitirá crear 18 mil empleos directos y 38 mil indirectos.
A su vez, el Secretario de Energía anunció la construcción de la nueva Terminal de
Almacenamiento y Reparto de Tula, en los terrenos donados por el estado de Hidalgo,
aledaños a la actual refinería, con una inversión de un mil 200 millones de dólares.
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
Política Energética 1293
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.
1294 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La refinería Miguel Hidalgo, agregó, potencializará así su desempeño económico y se
ubicará como una de las más eficiente y productivas, con niveles de rentabilidad entre
las mejores refinería del mundo.
En su oportunidad, el Gobernador de Hidalgo agradeció al Presidente de la República
y a Pemex el impulsar esta obra, la cual detonará el desarrollo económico en la
región.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-123_nacional.aspx
Propuesta de intercambio de petróleo 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
Política Energética 1295
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)
1296 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1297
Los intermediarios colocadores, seleccionados por su desempeño como formadores de
mercado de bonos de Pemex, fueron Banamex, Bank of América, BBVA Bancomer,
Scotiabank y HSBC.
Los recursos que se obtengan por estas emisiones se destinarán principalmente a
proyectos de inversión de Pemex.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-120_nacional.aspx
Emiten bono por 6 mil millones de dólares (Pemex)
El 15 de enero de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que como parte de
su programa de financiamientos autorizado para 2015, Pemex realizó una colocación
de deuda en los mercados internacionales por un monto total de 6 mil millones de
dólares en tres tramos: 1 mil 500 millones de dólares con vencimiento en julio de
2020; 1 mil 500 millones de dólares con vencimiento en enero de 2026 y 3 mil
millones de dólares con vencimiento en enero de 2046.
Se trata de la emisión con el mayor monto que se ha realizado en la historia de
México y cuya demanda alcanzó aproximadamente cuatro veces el monto
originalmente anunciado, permitiendo ajustar el precio a niveles competitivos. En
particular, para el caso de la emisión a 30 años, el cupón representa la tasa mínima en
la historia de la empresa para dicho plazo.
Entre los inversionistas que participaron en esta colocación se encuentran fondos de
pensiones, administradores de portafolios e instituciones financieras de Estados
Unidos de Norteamérica y Europa, principalmente; asimismo, se contó con la
participación de cuentas en Asia, México y Medio Oriente, entre otros.
1298 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Los agentes colocadores fueron BBVA, Citigroup, HSBC y Morgan Stanley.
Los recursos provenientes de esta emisión se utilizarán para proyectos de inversión de
Pemex.
El éxito de la transacción es un reflejo de la confianza del gran público inversionista
en el manejo macroeconómico del gobierno federal, así como del impacto positivo de
la Reforma Energética aprobada. Lo anterior posiciona a Pemex en una condición
financiera sólida con mayor flexibilidad económica y presupuestaria, dotándolo de
mecanismos más eficientes de asociación con la industria petrolera.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-005-nacional.aspx
La caída del crudo amenaza los megaproyectos (WSJ)
El 10 de diciembre de 2014, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la
nota “La caída del crudo amenaza los megaproyectos”. A continuación se presenta la
información.
Política Energética 1299
¿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.
1300 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1301
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.
1302 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
continuación se presenta la información.
Política Energética 1303
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.
1304 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
“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.
Política Energética 1305
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.
1306 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1307
Un socio de la consultora Rhodium Group e investigador del Instituto Peterson para la
Economía Internacional, estima que los países que importan más petróleo podrían
pagar hasta 500 mil millones de dólares menos si los precios siguen bajos durante
otros seis a ocho meses.
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB10319881725722884086804580323671941977624?tesla=y&mg=reno64-wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB10319881725722884086804580323671941977624.html
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
continuación se presenta la información.
Las acciones y las monedas ligadas al petróleo prosiguieron su caída luego de que los
precios del crudo tocaran un nuevo mínimo de cinco años, intensificando la presión
sobre las economías que dependen de las exportaciones de hidrocarburos. Los bancos
centrales de dos de ellas realizaron anuncios de política monetaria.
El precio del crudo Brent, la referencia internacional, descendió a 63.68 dólares el
barril, mientras que el West Texas Intermediate, el precio de referencia en Estados
Unidos de Norteamérica, se ubicó en 59.95 dólares. En ambos casos, se trata de los
niveles más bajos desde julio de 2009. Aunque lo precios se recuperaron más
adelante, el daño era palpable.
El rublo descendió a media tarde a 55.73 unidades por dólar, comparado con 32
rublos por dólar al inicio del año, incluso después de que el Banco de Rusia elevara la
tasa de interés de referencia en un punto porcentual a 10.5%. Aunque una alza de la
tasa de interés habitualmente fortalece una moneda, algunos economistas dijeron que
1308 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1309
El lunes, los ministros de Finanzas de la zona euro acordaron extender en dos meses
el rescate de Grecia, dando a Atenas y a sus acreedores internacionales más tiempo
para decidir sobre nuevos recortes fiscales, y aplazando una decisión sobre un mayor
apoyo después de las elecciones presidenciales.
La volatilidad del mercado provocó un renovado apetito por los activos considerados
más seguros. El rendimiento de los bonos a 10 años del gobierno de Alemania se
redujo a un mínimo histórico de 0.656%. Los rendimientos caen cuando los precios de
los bonos suben.
En Estados Unidos de Norteamérica, en tanto, el índice S&P 500 subió impulsado por
las cifras que muestran que las ventas minoristas de noviembre en Estados Unidos de
Norteamérica crecieron a su ritmo más rápido en ocho meses. Datos separados
mostraron una caída en las solicitudes semanales de beneficios de desempleo.
El Banco Central Europeo informó, por su parte, que suministró 129 mil 800 millones
de euros (161 mil 600 millones de dólares) en préstamos de cuatro años a los bancos
en el segundo tramo de un programa de estímulo destinado a aumentar el balance del
BCE y promover el crédito en el sector privado.
La demanda fue mayor que los casi 83 mil millones de euros suministrados durante la
anterior oferta de préstamos a cuatro años, a mediados de septiembre, pero fue
inferior a los aproximadamente 150 mil millones de euros esperados por los
economistas.
Como resultado, el BCE podría verse presionado para ampliar su programa de compra
de activos a comienzos del próximo año para incluir los bonos soberanos.
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB10619504511798443808104580331511829365590?tesla=y&mg=reno64-wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB10619504511798443808104580331511829365590.html
1310 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1311
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
1312 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1313
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.
1314 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1315
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?”.
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB12459680462131963761004580337712951077800?tesla=y&mg=reno64-wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB12459680462131963761004580337712951077800.html
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.
1316 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1317
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,
1318 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1319
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.
1320 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB10827431088532864127704580386031172531478?tesla=y&mg=reno64-wsj&url=http://online.wsj.com/article/SB10827431088532864127704580386031172531478.html
¿Qué nos deparará 2015 en energía? (RIE)
El 5 de enero de 2015, el Real Instituto Elcano (RIE) publicó el artículo “¿Qué nos
deparará 2015 en energía?”, elaborado por Gonzalo 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.
Política Energética 1321
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
1322 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1323
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
1324 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1325
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
1326 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1327
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
1328 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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,
Política Energética 1329
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
1330 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1331
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
1332 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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)
Política Energética 1333
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:
1334 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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)
El 14 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
¿Hasta cuándo caerá el petróleo? Depende de la energía de esquisto. A continuación
se presenta la información.
Un gran volumen de petróleo proveniente de fuera de Medio Oriente inundó los
mercados globales de energía. La sed del mundo por el crudo no alcanzó a absorber la
producción adicional y la Organización de Países Exportadores de Petróleo se limitó a
observar el derrumbe de los precios.
Bienvenidos al mundo del petróleo en 2015, una sorprendente repetición de lo
acontecido hace 30 años. Entre noviembre de 1985 y marzo de 1986, la cotización del
crudo se desplomó 67%, mientras que entre junio de 2014 y la actualidad los precios
ha caído 57% y aún no habrían tocado fondo.
El petróleo prosiguió su declive el martes, luego de que el ministro de Energía de
Emiratos Árabes Unidos indicó que la OPEP no tiene intención de modificar su
decisión de ceñirse a las actuales cuotas de producción. Estados Unidos de
Norteamérica también divulgó proyecciones que muestran que habrá un exceso de
suministro durante este año y el próximo.
Política Energética 1335
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.
1336 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1337
“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:
1338 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
http://lat.wsj.com/articles/SB11981194542622794422204580398092695827942?tesla=y
La caída del petróleo pone en jaque lasgrandes ambiciones de Petrobras (WSJ)
El 14 de enero de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
“La caída del petróleo pone en jaque las grandes ambiciones de Petrobras”. A
continuación se presenta la información.
Golpeada por un gigantesco escándalo de corrupción, la estatal Petróleo Brasileiro SA
se enfrenta a otro importante reto: la caída de los precios del petróleo está poniendo a
prueba la viabilidad económica de los yacimientos de la compañía en aguas
profundas.
Con una riqueza que el regulador de petróleo de Brasil estima en hasta 50 mil
millones de barriles de crudo recuperable, estos campos llamados presal son
fundamentales para cumplir el objetivo de Brasil de convertirse en uno de los cinco
mayores productores de petróleo del mundo para 2020. (Los yacimientos presal están
debajo de la capa de sal formada hace 200 millones de años tras la fractura geológica
del supercontinente de Gondwana).
Los precios de mercado, que rondan 50 dólares por barril, no están ayudando a esos
grandes proyectos. La perforación en aguas profundas es una de las prácticas más
caras de la industria, que se vuelve menos atractiva a medida que los precios caen.
Petrobras dijo la semana pasada que el costo de equilibrio de la producción presal es
de entre 45 y 52 dólares.
Política Energética 1339
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.
1340 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1341
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
1342 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1343
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.
1344 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1345
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
1346 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1347
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
1348 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1349
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
1350 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1351
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
1352 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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?
Política Energética 1353
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%
1354 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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.
Política Energética 1355
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.
1356 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1357
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
1358 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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
Política Energética 1359
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).
1360 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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