para bajar la edición en formato PDF

ENERGIA A DEBATE
MARZO/ABRIL / 2016
días de innovación pionera.
1961
2015
Sistemas de producción de OneSubsea: más de 50 años de innovación en árboles submarinos
AD01811OSS
Desde 1961, año en que alcanza la innovación tecnológica con el primer árbol submarino del mundo, OneSubsea® cuenta con un
historial inigualable de desarrollo de tecnología revolucionaria: el primer árbol submarino, el primer árbol horizontal (SpoolTree™), el
primer árbol submarino de 15,000 psi y el primer y único sistema de producción submarino completamente eléctrico.
Seguimos innovando y estamos liderando el camino hacia nuevos límites: presiones más altas, temperaturas más altas y aguas más
profundas. Proporcionamos a nuestros clientes soluciones avanzadas que aumentan el recobro, así como operaciones más seguras
y confiables, riesgo reducido, mejor rentabilidad, y producción optimizada. Visite www.onesubsea.com/innovacionpionera
ENERGIA
ENERGIA AA DEBATE
DEBATE
4
MARZO/ABRIL / 2016
E di to ri al
Pemex, el fin de una era
D
urante cuatro décadas, Petróleos Mexicanos (Pemex) ha sido un pilar de la economía nacional y de las finanzas públicas.
Su fortaleza sacó adelante a México en tiempos difíciles, como la crisis financiera de 1995. Pero todo indica que esto ha
terminado. Reflejo de ello es la decisión del gobierno de Enrique Peña Nieto de recortar las inversiones anuales de Pemex
en 100 mil millones de pesos y de ordenar decenas de miles de despidos y jubilaciones en la empresa productiva del Estado.
Cuando se desplomó el precio del petróleo, pocos sospechaban que Pemex estaría entre los más afectados. Pero así
tenía que ser. La estrategia saudita de sacar del mercado a los productores más ineficientes y con mayores costos no ha
eliminado a los productores de petróleo no convencional –los llamados frackers de Estados Unidos–, quienes han mostrado
una gran capacidad de adaptación y de mejora tecnológica para abatir costos. Más bien, ha pegado duro a los productores
marginales de petróleo convencional.
No considerábamos a Pemex como un miembro de esa categoría, porque era una empresa con yacimientos gigantes,
grandes reservas petroleras y cuantiosos ingresos por la exportación de crudo. Sin embargo, en los últimos años, esos
yacimientos gigantes se han ido agotando, sin que nuevos campos los sustituyera, las reservas petroleras han disminuido
de manera constante y los ingresos se han desplomado. De repente, nos encontramos con que los campos de Pemex
en explotaciones tienen costos más altos y algunos podrían ser candidatos a ser cerrados en el nuevo entorno de aguda
competencia con márgenes estrechos que caracteriza al mercado petrolero. Hoy, sus elevados gastos operativos, administrativos
y suntuarios ahogan a Pemex.
Se ve difícil que los precios del crudo se recuperen a niveles superiores a 50 dólares por barril, debido a que los frackers
se han mostrado competitivos y es muy factible que logren extender su actividad a otros países de todo el mundo en los
próximos años. Por lo mismo, la producción mundial podría seguir excediendo la capacidad del mercado global para consumirla.
Y aun si los precios se recuperan, Pemex no está en las mejores condiciones para aprovechar ese repunte por su rezago
comparativo en agilidad, tecnología y competitividad. Tampoco los nuevos operadores en la Ronda Uno la tendrán fácil, ya
que sus actividades también son marginales en el escenario global.
Todo indica que Pemex, junto con sus proveedores y contratistas que ya sufren los estragos del impago de sus contratos,
la pasarán muy mal en los próximos años. Pero Pemex no desaparecerá, ya que tiene actividades rentables aún, así como
ventajas en distribución y comercialización, además de que cumple una misión social de abastecer combustibles al mercado
nacional. Pero tendrá que deshacerse de las actividades que no son rentables y deberá redimensionarse con base en la
austeridad y la competitividad. Estamos atestiguando el fin de una era de abundancia en la industria petrolera mexicana.
David Shields.
A
12 E
/
M
N .73
2016.
, D.F.
Circulación certificada por
L
I
Miembro activo de
P
U
, A. C.
www.prensaunida.org
www.energiaadebate.com
D
G
David Shields Campbell
G
G
José Mario Hernández López
G
R
P
Ing. Alfredo Rangel Islas
[email protected]
C
P
Ulises Juárez
U.S. ADVERTISING:
Dr. George Baker.
[email protected]
D
: Héctor González B.
D
: Concepción Santamarina E.
S
: Eduardo Lang
A
: Armando B. Cruz
INFORMACIÓN SOBRE
PUBLICIDAD Y SUSCRIPCIONES AL
CORREO ELECTRÓNICO:
[email protected]
[email protected]
Y EN LOS TELÉFONOS:
7045-9973 y 7045-1667
T
,
.
REVISTA ENERGÍA A DEBATE. Año 12 Edición No. 72 Enero/Febrero de 2016. Es una publicación bimestral editada por Mundi Comunicaciones, S. A. de C.V. Sadi Carnot No. 35-21A Col. San Rafael C.P. 06470
Delegación Cuauhtémoc. Tels: 7045-9973 y 7045-1667. www.energiaadebate.com; [email protected]. Editor responsable: José Mario Hernández López. Reservas de Derechos al Uso Exclusivo
No. 04-2013-011710160400-102. ISSN 2007-6092. Licitud de Título14315. Licitud de Contenido No. 11888, ambos otorgados por la Comisión Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas de la Secretaría de
Gobernación. Permiso SEPOMEX No. PP09-1629. Impresa por Talleres Lara,Valdivia No. 31 María del Carmen, CP 03540. Benito Juárez, Distrito Federal, México. Este número se terminó de imprimir el 28 de febrero,
con un tiraje de 12,100 ejemplares. Las opiniones expresadas por los autores no necesariamente reflejan la postura del editor de la publicación. No se permite la reproducción total o parcial de los contenidos de la
publicación sino bajo previa autorización del editor responsable.
ENERGIA A DEBATE
5
ASOCIACIÓN MEXICANA DE GAS NATURAL, A.C.
“Soldadura en tubería de acero”
z
z
TEMARIO:
z
z
z
z
z
Soldadura.
Métodos de soldadura.
El acero.
Los electrodos.
Máquinas de soldar.
“Normatividad del Gas Natural”
TEMARIO:
z
z
z
z
z
“Mantenimiento de redes”
TEMARIO:
Catálogo de cursos
z
z
z
z
Inspección y mantenimiento del sistema.
Programa interno de protección civil.
Localización, evaluación y reparación de fugas.
Manual de emergencia.
Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
El Reglamento de Gas Natural.
Directivas.
El permiso de distribución.
Normas Oficiales Mexicanas.
“Protección catódica Nivel I”
TEMARIO:
z
z
z
z
“Generalidades del Gas Natural”
TEMARIO:
z Tipos de instalaciones.
z Formas de conducción.
z Medición.
z Puesta en gas de una instalación.
z Transformación de aparatos.
Clasificación y tipos de corrosión.
Serie electromotriz.
Sistemas de protección.
Recubrimientos anticorrosivos
“Detección y centrado de fugas”
TEMARIO:
z
z
z
z
z
z
z
z
“Básico de medición para Gas Natural”
TEMARIO:
z
z
z
z
z
Reguladores con carga por piloto.
Reguladores con carga por instrumento.
Medidores de desplazamiento positivo.
NOM-014-SCFI-1997 Medidores.
Medidores de tipo rotatorios.
Medidores de tipo turbina.
Medidores de orificio.
Definiciones.
Métodos de detección.
Recursos materiales.
Detección de fugas.
Clasificación de fugas y criterios de acción.
Historial de fugas y auto evaluación.
Documentación de los resultados.
Nuevas tecnologías en detección de fugas.
“Protección catódica Nivel II”
TEMARIO:
“Básico de regulación para Gas Natural”
z Análisis de los criterios de protección.
z Potenciales (tipos, pruebas y análisis de lecturas).
z Revisión de encamisados metálicos.
z Detección de interferencias y corrientes parásitas.
z Cálculo de un sistema de protección catódica.
TEMARIO:
z
z
z
El elemento restrictivo.
El elemento de carga (o respuesta).
Reguladores auto operados.
Cursos de
Certificación:
z Soldadura de polietileno.
zJefe de obra.
z Instalaciones de aprovechamiento
Prron
Prontuario
P
Pron
onttu
tuar
tuar
ariio
io R
Reg
Regulatorio
egullat
ator
tor
oriio
io y
Directorio de la AMGN 2014-2015
Contenido:
Co
Cont
onten
en
nid
do:
- Marco
M o regulatorio
regu
re
gula
gu
laato
toririoo de
de laa industria
indu
in
dust
du
stririr a
st
ddee hidrocarburos
hid
idro
rooca
carrb
rburros y particularrbur
par
artiticu
culaar-
de gas natural.
Ponemos a sus órdenes en nuestras oficinas las
recomendaciones técnicas presentadas en CD:
zRTRT-D/T-01/06
-D/T-01/06 Cruzamientos y paralelismo de redes y gasoduc-
tos de Gas Natural.
zRTz
RT-D/T-02/03
-D/T-02/03 Seguridad en obras de canalización de Gas Natural.
me
m
ent
ntee del
del gas
de
ga natural enn México.
Méx
M
é ico.
mente
-N
Norrma
mas Ofi
Oficiales Mexicanas
Mexicana
nass sobre
-Normas
ggas
a nnatural.
as
a ur
at
u al
al.
-Estadística
-Es
sttad
a ísstica
ca de
de la industria.
Costo
Cos
sto $35
$350.00 más IVA.
zRTz
RT-D/T-03/03
-D/T-03/03 Señalización en obras de canalización de Gas
Natu
ural.
Natural.
zRTz
RT-D/T-04/06
-D/T-04/06 Puesta en servicio de una red de distribución de
gas después de una interrupción de suministro en una zona.
Costo:
$200.00
Cos
osto:
os
to:: $$2
200.
00.000 más
má IVA.
má
IVA.
En caso de requerir un curso especial para su empresa o de una materia en
particular, nos ponemos a sus órdenes en nuestras oficinas ubicadas en:
6
MARZO/ABRIL
/ 2016 / 2014
NOVIEMBRE
/ DICIEMBRE
Moliere No. 128 int. 1A Col. Polanco C.P. 11560 México, D.F.
www.amgn.org.mx
[email protected] Tels/fax: (55) 5276 2711 y 5276 2100
Contenido
Cambios a fondo en Pemex,
¿o importar hidrocarburos?
SERGIO A. RAMÍREZ...
9
El difícil diálogo petrolero.
LUIS VIELMA LOBO...
14
Cómo sobrevivir el naufragio: excelencia operativa
en petróleo y gas.
GUILLERMO PINEDA Y JORGE PEDROZA...
19
Reflexiones sobre Ronda 1.5, campos
no convencionales (shale).
JOSÉ PABLO RINKENBACH LIZÁRRAGA...
22
¿Serán competitivas las Empresas Eléctricas Productivas del Estado?.
GERARDO BAZÁN NAVARRETE, GILBERTO ORTÍZ
MUÑIZ Y JESÚS CUEVAS SALGADO...
30
El incierto comienzo del mercado eléctrico.
DAVID SHIELDS...
35
Eficiencia energética para calentadores
de agua a gas.
ODÓN DE BUEN RODRÍGUEZ, YBO PULIDO
SALDAÑA Y JUAN IGNACIO NAVARRETE
BARBOSA...
38
Redefiniendo la agenda energética
y ambiental para México.
JOSÉ ANTONIO REYES GONZÁLEZ...
Metas de energía limpia, ¿y una sorpresa?.
PABLO MULÁS DEL POZO...
45
It’s decarbonisation…transición energética y el
Acuerdo de París.
ANGEL DE LA VEGA NAVARRO...
59
56
Precios y tarifas: ¿mercado o el dedo?.
ALVARO RÍOS ROCA...
66
ENERGIA
ENER
ERGI
GIA A DEBATE
DE BATE
AT
7
8
MARZO/ABRIL / 2016
Industria petrolera
Cambios a fondo en Pemex,
¿o importar hidrocarburos?
Son múltiples las prioridades que deberá atender el nuevo director general
de la petrolera del Estado.
S
H
asta 1970, México fue prácticamente autosuficiente
en su producción y consumo de hidrocarburos,
con importaciones de baja cuantía, más bien por
cuestiones operativas. Pero en el quinquenio 19701974 se tuvieron que importar grandes cantidades de petróleo
crudo y de gas, sin embargo a partir de 1975 y gracias a los
descubrimientos en Tabasco y en Chiapas, sobre todo de crudos
ligeros, el país no solo volvió a ser autosuficiente sino también
se convirtió en exportador de petróleo.(1)
Pero eso ha cambiado y México ya es importador
de hidrocarburos. En diciembre de 2015, 40 años después y
luego de varios “choques petroleros”(2), las importaciones que
hizo México de hidrocarburos llegaron a los 1,142 millones,
contra una exportación de sólo 850 millones de dólares. La
situación anterior no es coyuntural sino estructural; en los
próximos meses México empezaría a importar gas natural de
los campos de lutitas (shale gas) de Texas. Asimismo, una vez
levantada la prohibición de exportar petróleo de los Estados
Unidos(3), nuestro país podría importar crudos ligeros.
¿Cuáles son las causas?
1) El desprecio por el midstream y el downstream.
Una de las causas que llevó a México a volver a ser un
importador de hidrocarburos fue que economistas del área de
Ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)
(1)
Energéticos. Página 2. Instituto Mexicano del Petróleo. 1976.
Un choque petrolero, positivo o negativo, se caracteriza por
largos y repentinos cambios en los precios del petróleo y las
medidas para responder como son la del gasto y los impuestos (taxation). The Tax Response To Oil Shocks. Videgaray-Caso, Luis. Massachusetts Institute of Technology, Junio de 1998.
(3)
La primera exportación después de 40 años, a través del
puerto de Corpus Christi, se dio en diciembre de 2015; fue
un cargamento de 500,000 barriles de petróleo de lutitas procedente de Eagle Ford, de Conoco Philips a la poderosa
empresa holandesa Vitol.
(2)
A. R
han venido sosteniendo la idea de que la renta económica(4)
(petrolera) era la única parte de la cadena productiva de la industria petrolera en que se debía invertir, por lo que es a partir
de esa década en que se impide casi totalmente la inversión
en el “sector manufacturero” o transformador del midstream y
del downstream, pero también dejándose de hacer exploración
durante muchos años, lo cual ha perjudicado al upstream.
2) El régimen fiscal que ha aquejado a Petróleos
Mexicanos desde los 80´s.
“Para que Pemex crezca, se modernice y desarrolle su
verdadero potencial como empresa del estado, la relación entre
Pemex y el fisco debe cambiar. No podría haber una reforma
energética exitosa sin un nuevo régimen fiscal para Pemex.
Luis Videgaray Caso”(5)
PEMEX ha sido sujeto a la exacción de sus ingresos, no permitiéndole contar con los recursos mínimos, ya no para un sano
crecimiento como cualquier otra empresa petrolera del mundo,
sino para el mantenimiento normal de sus operaciones. Pemex
tiene que pedir prestado para pagar sus contribuciones.(6)
(4)
La renta es la porción del producto de la tierra que se paga
al terrateniente por el uso de las fuerzas originarias e indestructibles del suelo (por el uso de las fuerzas productivas,
cultivar, cosechar, etc.). Principios de Economía Política y
Tributación, Capítulo II. Ricardo, David.
(5)
Un nuevo régimen fiscal para Pemex. Videgaray Caso, Luis.
15 de agosto de 2013. Periódico Reforma.
(6)
Ver el artículo de un grupo especialistas fiscales, que demuestra tomando como base los resultados financieros de
2011, que la carga tributaria de PEMEX es equivalente al
111.7% de su rendimiento operativo. Rendón, Ricardo. Pemex: ¿Falta de competitividad o excesiva carga tributaria?
Artículos selectos de la revista Energía a Debate. Abril de
2013.
* Consultor. Ex Gerente Fiscal del Grupo Pemex. ([email protected], www.taxandoil.com)
ENERGIA A DEBATE
9
3) La bajísima recaudación fiscal(7).
El problema toral que ha enfrentado y enfrenta México
desde su nacimiento ha sido la inveterada “falta de recaudación”. México ocupa el último lugar dentro de los países de la
Organización de la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE)
y de los LAC5 (Argentina, Brasil, Colombia, Chile y México).
¿Y La Reforma Fiscal de 2014?
La Reforma Fiscal de 2014 mantuvo la muy peligrosa dependencia presupuestal del petróleo, como lo vino a demostrar la
caída de su precio en los ejercicios fiscales de 2015 y 2016. “Si se
pretende desprender al fisco lentamente de la brutal dependencia
actual de los ingresos petroleros, la reforma debió haber sido más
ambiciosa. No lo es, 1.4% del PIB es un palia vo”(8).
Y las calificadoras
2009. Las calificadoras ya habían venido “prendiendo
las luces rojas” por la bajísima recaudación fiscal(9) y la dependencia petrolera del presupuesto. El 14 de diciembre de
2009, el rating crediticio de México fue rebajado por Standard
& Poor’s después de que la producción petrolera había caído
una vez más y no se veía que el país pudiera ampliar su base
fiscal. Alberto Jones Tamayo, director general de Moody´s,
en entrevista de ese año había dicho que sólo la corrección
de las vulnerabilidades fiscales de México llevaría a Moody’s
a cambiar la calificación soberana del país. “Aunque el país se
encuentre fuerte económicamente, en relación a muchas otras
naciones, el hecho es que esa condición lo hace vulnerable, y
eso es lo que se tiene que corregir”, argumentó.(10)
2015. Moody’s(11) coloca en revisión a la baja a Pemex
(7)
“Sabemos que nuestro sistema recauda poco, es injusto y es
ineficiente, De acuerdo con cifras de la OCDE es el país que
recauda menos entre sus miembros. La debilidad de nuestro
país es una baja capacidad tributaria y en la alta dependencia de los ingresos petroleros, Actualmente, México recauda
el 10% del PIB en impuestos.” Peña Nieto, Enrique, México,
la Gran Esperanza. Editorial Grijalbo 2011.
(8)
Reyes Heroles, Federico. Desfiguros, la propuesta fiscal del
gobierno es el primer descalabro de la gestión. Excélsior. 8
de octubre de 2013.
(9)
Bloomberg. 14 de diciembre de 2009.
(10)
Moody’s cambiaría nota de México si corrige vulnerabilidad
fiscal. El Financiero. 13 de octubre de 2013.
(11)
Reuters, 22 de enero de 2016.
10
MARZO/ABRIL / 2016
debido al impacto negativo que se prevé tengan los bajos
precios del petróleo en sus flujos de efectivo. El anuncio de
Moody’s en torno a la calificación crediticia de Pemex se da
dos meses después de que degradó a la petrolera por su deterioro financiero.
Roles diferentes de la Sener y de la SHCP
El rol fundamental y agradable del Grupo Energético
(Secretaría de Energía, SENER, Comisión Nacional de Hidrocarburos y Comisión Reguladora de Energía, junto con la Agencia
de Seguridad, Energía y Ambiente, ASEA), es tener éxito en la
implementación técnica y operativa de la Reforma Petrolera
(Upstream Midstream y Downstream), el cual difiere sobre
manera del delicado e ingrato Rol del Grupo Hacendario (SHCP,
Subsecretaria de Ingresos, Fondo Mexicano del Petróleo,
FOMEX, y el Sistema de Administración Tributaria, SAT) que
es el cuidar la renta petrolera: que los ingresos a través del
tiempo para el Estado no sean inferiores a los que se hubieran
obtenido bajo la asignación original(12), además de verificarlos y auditarlos; que las contraprestaciones del Estado en los
Contratos de Exploración y Extracción sean las óptimas en el
tiempo, enfrentando choques petroleros positivos y negativos.
Pero al mismo empo, este Grupo Hacendario es responsable, ante México y los votantes en un año de elecciones y de
finanzas públicas complicadas, del po de cambio, la Inflación, el
crecimiento del PIB, la situación financiera tan delicada de Pemex,
que ha ocasionado la “sus tución al medio empo del par do”
de su “director técnico”, la supuesta disminución del precio de las
gasolinas(13), etc. Se cues ona el desempeño de la SHCP.
La apuesta del sexenio: el mantenimiento de la
renta petrolera(14)
La SHCP tenía la obligación de definir y vigilar cómo
mantener el flujo de la importante recaudación proveniente
de Pemex, a partir de las Asignaciones efectuadas a través
de la Ronda Cero(15) y al mismo tiempo ir recibiendo, en el
mediano (campos maduros) y a largo plazo (aguas profundas),
(12)
Artículo 14 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. (DOD
11-VIII14).
(13)
Sin embargo, el precio de las gasolinas en los Estados Unidos es muy inferior al de México.
(14)
¿Cómo Cuidar la Renta Petrolera? Ramírez, Sergio. Energía
a Debate # No. 59. Noviembre/Diciembre de 2013.
Balanza Comercial Pemex
Exportaciones
0
0
Cifras en millones de dólares
Importaciones
4,000
0
5,000 4,656
3,000
1,254
0
1,950
00
2,000
0
0
los ingresos de la nueva producción de los contratos 1,000
968
0 ENE
petroleros (Ronda Uno) y de las migraciones y los
DIC
2013
2015
farmouts (conocidos como Ronda 0.5).
El monto que el FOMEX esperaba seguir recibiendo, por la participación de PEMEX en la recaudación Precio quincenal de mezcla mexicana
federal, a partir de un barril de crudo presupuestado Dólares por barril
a 100 dólares, era del 4.7% del PIB (16), de acuerdo 60
con lo que marca el inciso g), Fracción I del artículo 50 $39,90
40
16 de la Ley del Fondo Mexicano del Petróleo. Sin 30
$27,23
embargo, durante 2015, el FOMEX solamente realizó 20
$19,75
transferencias a la Tesorería de la Federación por un 10
2Q AGO
21 ENE
1Q ENE
2Q DIC
monto acumulado de 389,805 millones de pesos, correspondientes al 2.2% del PIB o sea un déficit de 42.9
por ciento por ciento en la meta de captación, que se
explica por la caída en los ingresos petroleros del sector público,
delicada y adversa que enfrenta la empresa. En Japón, cuando
una menor producción de Pemex y a la disminución del precio
se revisa el “contrato de trabajo”, el sindicato y el patrón analide exportación de la mezcla mexicana.
zan previamente los estados financieros de la fuente de trabajo.
“No sólo porque durante 40 años las finanzas públicas se
Fondo Mexicano del Petróleo (FOMEX)
nutrieron cómodamente de los ingresos que generaba Petróleos
Faltante acumulado
Mexicanos, sino porque la empresa ha llegado a formar parte
295.1
(Miles de millones de pesos)
de nuestra mitología nacional. Lo cierto es que hoy Pemex nos
269.0
240.4
cuesta más de lo que nos da. Tiene el doble de trabajadores de
210.7
169.2 185.9
los que necesita para hacer su trabajo.”(17)
147.8
2015
100.8
31.6
Ene
131.4
66.8
Feb
Mar
Abr
May
Jun
2015
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Fuente: SHCP
¿Y Pemex? Panorama que encuentra el nuevo
director general
A pesar de múltiples programas de austeridad no se ha
reducido el exceso de personal en Pemex. El ajuste al sistema
pensionario no ha sido el más adecuado ante la situación tan
(15)
2016
La SENER asignó las suficientes áreas en exploración y en
producción para que PEMEX pudiera continuar contribuyendo con alrededor del 35% de la Recaudación Fiscal Federal,
en un horizonte de entre 6 a 10 años.
(16)
FMP para fines de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos
(LISH), artículo 58, fracción II, con base en las declaraciones
presentadas por el asignatario. Conforme al artículo 93 de la
Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria,
se utiliza el Producto Interno Bruto de los Criterios Generales
de Política Económica para 2015 (183,176 miles de millones
de pesos).
Monetización de activos de transporte y almacenamiento de hidrocarburos de Pemex, a través de la Fibra E
La Fibra E –fideicomiso con ciertas ventajas fiscales y
financieras– atenderá infraestructura que ya esté generando
ingresos, como un sistema de ductos, una terminal de almacenamiento y distribución (TAD), o una refinería. El vehículo también puede invertir en proyectos nuevos, pero no superiores
al 25% de sus inversiones; del 100%, 75% debe ser destinado
a proyectos maduros.
En la tarde del lunes 8 de febrero pasado, el Presidente
de la República nombra a José Antonio González Anaya(18),
(17)
Es tiempo de dejar ir a Pemex. Beltrán Del Río, Pascal. Excélsior 5 de Febrero de 2016.
(18)
Ocupó la Dirección General del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS), y anteriormente fue Subsecretario de Ingresos de de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Es
licenciado en Economía e Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Massachusetts; originario de Coatzacoalcos, Veracruz, realizó una Maestría y obtuvo un Doctorado
en Economía por la Universidad de Harvard.
ENERGIA A DEBATE
11
LA FIBRA E
Esquema
Fideicomiso de Bienes Raíces para el Sector Energético que operan en el mercado de valores para captar inversiones privadas.
1
EMPRESA
aporta el (los) inmuebles.
2
EL FIDEICOMISO
recibe el (los) inmuebles.
Entidad admnistradora
3
7
LA EMPRESA
recibe el dinero y/o los
derechos fiduiciarios.
6
4.1
INVERSIONISTA
INSTITUCIONAL
EL FIDEICOMISO
mantiene la propiedad.
5
EL FIDEICOMISO COLOCA
LOS CERTIFICADOS
EN LA BMV
4.2
LOS RECURSOS
producto de la emisión
son destinados al
fideicomiso
PÚBLICO
INVERSIONISTA
4
ENTREGA DE
CERTIFICADOS
Fuente: Bolsa Mexicana de Valores.
un ingeniero/economista como Director General de Petróleos
Mexicanos; con su doble formación profesional, el nuevo director deberá enfrentar el doble reto de PEMEX: el Técnico/
Operativo y el Financiero.
“El nuevo titular de la empresa productiva deberá enfrentar dos retos fundamentales: acelerar la transformación
de Pemex para aprovechar las oportunidades de la reforma
energética y al mismo tiempo lograr su fortalecimiento
productivo y financiero en el contexto de bajos precios de
petróleo”, apuntó el presidente Enrique Peña Nieto al hacer
el anuncio. Agregó que la prioridad de González Anaya al
frente de Pemex será la eficiencia y la rentabilidad de todos
los procesos de Pemex. (19)
Algunas acciones que deberán ser prioritarias
para el nuevo Director General de PEMEX y su “Estado
Mayor”(20)
• Elaboración y presentación del Plan de Sostenibilidad y
Rentabilidad solicitado por la SHCP.
• Cómo aumentar la producción de crudo y en qué tipo de
yacimientos con programas y cronogramas auditables para
que no sucedan fracasos en términos de rentabilidad,
como los de Chicontepec, Lakach, etc.
• Programación inmediata de las migraciones y farmouts
(Ronda 0.5) y su modelaje financiero con todo el apoyo
de la SHCP.
• Programa de mone zación de ac vos del midstream (Fibra E).
• Medición detallada de la produc vidad y compe vidad de la
fuerza de trabajo de todos los trabajadores del Grupo Pemex.
12
MARZO/ABRIL / 2016
• Emisión de programas de incentivos para la retención de
personal valioso en los diferentes niveles de la empresa.
• Programa de compactación de estructuras y de eliminación
de estructuras duplicadas.
• Replanteamiento y reestructura del programa de pensiones
del Grupo Pemex con la participación del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicnaa (STPRM).
• Revisión seria y a fondo de la normatividad en materia de
transparencia y anticorrupción.
• Mantenimiento de sus clientes del midstream (estaciones de
servicio, franquicia y suministro, gas LP, almacenamiento,
distribución) y del downstream (maquila de crudo a importadores de crudo o productos semiterminados).
• Nueva visión en materia de franquicia y suministro de combustibles automotrices (fósiles y no fósiles)
• Unidad de enlace con el Congreso de la Unión para el
desarrollo de acciones legislativas para el apoyo para la
refundación(21) de PEMEX.
• Creación de un grupo de trabajo permanente entre el Grupo
Hacendario y la Dirección General de Pemex.
(19)
En toda la cadena productiva del petróleo, upstream, midstream y downstream. El Financiero. 9 de febrero de 2016
(20)
El Estado Mayor es el grupo de oficiales que cumplen tareas de administración, logística y planeamiento bajo la dirección de un oficial de rango superior. Están encargados de
asesorar técnicamente a los jefes superiores, distribuir las
órdenes impartidas por éstos y supervisar su cumplimiento.
(21)
Refundar: Revisar la marcha de una entidad o institución,
para hacerla volver a sus principios originales o para adaptar estos a los nuevos tiempos.
ENERGIA A DEBATE
13
Industria petrolera
El difícil diálogo petrolero
La caída de las cotizaciones ha sido peor que en ciclos anteriores y se requeriría un nuevo tipo de
concertación entre productores y consumidores para impulsar una recuperación de los precios.
L
V
L
*
C
orría el año 1976 y la
I
II
III IV
V
1920
OPEP ejercía un liderazgo
1973-1974
1862-1865
Adopción rápida del automóvil
Guerra Yom
Guerra Civil en
plenipotenciario –pudiéraKipur
EE. UU.
1921
Incremento de producción en
mos decir– en el mercado
1890-1892
2007-2008
1978-1979
Venezuela
Recesión
Crisis
Recortes de
petrolero y su secretario general y
EE.UU. y Rusia
producción e Financiera
1931
con fuerte
Global
importación
principal vocero era el Jeque Ahmed
Gran Depresión
producción
Irán
Récord histórico
Zaki Yamani, Ministro de Hidrocar130
1999
120
buros de Arabia Saudita desde 1962
Recupera
110
demanda
hasta 1986 y su representante ante
100
asiática
90
la OPEP por 25 años. Arabia Saudita
80 Precio
era muy criticada por los demás
del barril
70
países árabes por su oposición a
60
50
cualquier aumento del precio del
40
petróleo sobre los 12 dólares por
2014
30
Caída
barril que se tenía en ese momento,
fuerte
20
10
por considerarlo de alto riesgo para
186118701880- 1890- 1900- 1910- 1920- 1930- 19401950- 19601970- 19801990- 2000- 2010- 0
la economía mundial. Su posición
69
79
89
99
09
19
29
39
49
59
69
79
89
99
09
19
era percibida por otros países árabes 1861-1944 US average.
$ Equivalente 2014
BP Statiscal Review of World Energy 2015
Arabian Light posted as Ras Tanura.
$ valor del día
c 2015 BP p.l.c.
como pro norteamericana, es decir, 1945-1983
1984-2014 Brent dated.
que buscaba seguir beneficiando
a los Estados Unidos, considerados los
La disciplina existente entre los
edad de piedra no se terminó por falta de
grandes importadores de la época.
miembros de la OPEP facilitó la discusión
piedra; así como la era del petróleo, no se
La estrategia propuesta por Yamani
para escuchar las razones de Yamani y
terminará por falta de petróleo”.
tenía una visión de largo plazo que poponerse de acuerdo para lograr frenar los
cos entendieron en ese momento. Esa
ímpetus de algunos miembros de la orMirando la historia
estrategia lo que realmente buscaba era
ganización de querer seguir utilizando el
Esta anécdota cobra vigencia actualmantener precios bajos y así asegurar la
petróleo como un arma política, y aunque
mente por lo que está sucediendo con
mayor participación de mercado posible
no logró la baja de los precios, si se logró
el mercado de los hidrocarburos y que
para Arabia Saudita y demás miembros
mantenerlos por un periodo de empo
precisamente muestra a Arabia Saudita
de la OPEP productores de bajo costo;
razonable. En esa oportunidad, un periocomo el líder causante de esta caída en
también buscaba desmotivar el desarrodista de la BBC News de Londres preguntó
los precios al insistir en mantener la prollo de reservas adicionales más costosas
al Jeque Yamani sobre las razones para
ducción en niveles muy por arriba de lo
en otros países, así como el desarrollo de
insis r en bajar los precios del petróleo
que debería ser, si existiese un acuerdo
fuentes alternas de energía.
y él respondió: “Apreciado periodista, la
de cuotas de producción dentro de la
* Director General de CBM Ingeniería Exploración y Producción, firma mexicana de asistencia técnica y desarrollo de oportunidades de negocio en
exploración y producción, con programas especiales de desarrollo de talento diseñados para procesos sustantivos, y de apoyo a la organización.
Actualmente es Vicepresidente de Relaciones Internacionales de AMESPAC, organización que agrupa empresas mexicanas de servicios, colaborador en varios medios especializados en energía y conferencista invitado en eventos del sector energético.
14
MARZO/ABRIL / 2016
Precio del West Texas Intermediate (WTI) 2011-2015.
120
110
100
Dólares por barril
90
80
70
60
Mar-15
Nov-14
Ene-15
Jul-14
Sep-14
Mar-14
May-14
Nov-13
Ene-14
Jul-13
Sep-13
Mar-13
May-13
Nov-12
Ene-13
Jul-12
Sep-12
Mar-12
May-12
Nov-11
Ene-12
Jul-11
Sep-11
Mar-11
40
May-11
50
Ene-11
OPEP. También nos ayuda esta anécdota
a reflexionar sobre esta situación que
se está viviendo y que diariamente trae
a la mente de mucha gente una serie
de interrogantes, que ya son causas de
preocupación común para la sociedad
en general, quienes sienten el impacto
de lo que está pasando en términos de la
contracción económica que se origina por
estas razones y que pareciera no tener
parangón histórico con otras que han
sucedido en otras épocas. Entender el
contexto histórico del mercado petrolero
puede ayudar a encontrar explicaciones
a estas interrogantes tomando en cuenta
algunos hitos históricos relacionados con
ciclos de subidas y bajadas de precios
del petróleo ocurridos en el mercado
petrolero y que están atados prácticamente al inicio de la era petrolera en
Estados Unidos.
El primer hito comienza en 1861,
producto del inicio de la guerra civil
en Estados Unidos, y se extiende hasta
1895. Recordemos que el primer pozo
petrolero se descubrió en 1789 por el
Coronel Drake en Titusville, Pennsylvania. Es decir, el primer ciclo de subida y
caída de precios se da 100 años después
de haberse descubierto ese primer pozo.
El segundo se inicia en 1901 y hasta
1972, periodo en el cual se da la invención y
adopción rápida del automóvil como medio
de transporte, los grandes descubrimientos
petroleros en Venezuela y México, entre
otros grandes países productores; también es el periodo en el cual ocurre la gran
depresión y dos guerras mundiales, con
sus consecuentes demandas ocasionales
y desequilibrios económicos.
El tercero comienza en 1970 y es allí
cuando se da el conflicto árabe-israelí
denominado Guerra del Yom Kippur. Este
Fuente: Energy Information Administration
ciclo se ex ende hasta 1989 y se convir ó
en el más volá l de la historia. La guerra
estableció un parteaguas –un antes y un
después en el negocio petrolero– al ser
u lizado el petróleo por primera vez como
arma polí ca internacional. La revolución
iraní en el año 1989 que culminó con la
derrota y expulsión del Sha de Irán y el
inicio del mandato de los Ayatolas, representó otro hito histórico del periodo.
El cuarto ciclo se inicia en 1990 y se
extiende hasta el final del siglo XX y en
el mismo ocurre una serie de conflictos
cívicos-religiosos en la región incitados
por Irak, incluyendo la invasión a Kuwait,
lo cual obliga a intervenir a los Estados
Unidos, considerando la importancia
petrolera de Kuwait en la región y el interés político y económico que representaba este país para los Estados Unidos.
Estos pueden destacarse como los hechos
históricos más importantes del periodo.
El quinto periodo se inicia con el
siglo XXI y va desde el año 2000 y hasta el
presente con más conflictos regionales en
el Oriente Medio y la invasión de Estados
Unidos a Irak, reaccionado al liderazgo
belicista de este país y el potencial uso de
armas químicas de impacto catastrófico
en la región; adicionalmente ocurre el
conflicto del Líbano, y la crisis financiera y
bancaria en los Estados Unidos en el 2008.
En julio del 2014 se detona esta úl ma
crisis petrolera y que aún se man ene.
Hay dos factores que ocasionan la
dramática caída del precio: en primer
lugar, las asambleas del Banco Mundial
y del Fondo Monetario Internacional,
que se realizaron en septiembre de ese
año, y en las cuales se revisaron a la
baja los estimados de crecimiento de
las economías asiáticas para 2015; eso
produjo una primera baja en los precios
del petróleo de hasta 75 dólares por barril; y el otro factor, el más importante,
fue la reunión ordinaria de la OPEP, que
se realizó el 27 de noviembre de 2014 en
Viena, y que bajo el liderazgo de Arabia
Saudita, decidió no reducir producción
para no ceder espacio de mercado y así
enfrentar la producción incremental de
Estados Unidos, lo que llevó el precio a
mediados del mes de enero de este año
2016 a 25 dólares por barril, acumulando
ENERGIA A DEBATE
15
desde su inicio en agosto del 2014 hasta
el presente una caída superior a los 70
dólares, y detonando las alarmas amarillas de muchos países considerados de
producción a bajo costo.
Producción de petróleo crudo en Estados Unidos 1920-2015
Miles de barriles por día
12,500
10,000
7,500
Precios, crisis y causas
¿Cuáles son las causas que han
ocasionado esta crisis de precios y que
la diferencia de los anteriores ciclos?
Históricamente, los ciclos anteriores se
han dado como consecuencia de conflictos geopolíticos que se convirtieron en
conflictos armados, detonando demandas extraordinarias que después tuvieron
sus caídas buscando los niveles existentes
antes de dichos conflictos, o situándose
en nuevos niveles, pero siempre mejores
a los que tenían. En los últimos dos ciclos
el detonante ha sido la contracción de la
economía mundial, en el año 2008 ocasionada por la crisis subprime (financiera)
en los Estados Unidos y desde el 2014
ocasionada por la caída en el crecimiento
esperado de la economía en general y en
particular la economía China.
Este factor, combinado con la disminución en la demanda internacional
de los Estados Unidos como consecuencia
del incremento de su producción interna,
y una saturación récord de los niveles
de inventarios, han sido los principales
causas de la disminución en la demanda
de hidrocarburos en el mercado internacional y como consecuencia se dio la
sobreproducción que genera la caída de
precios.
La OPEP, liderada por Arabia Saudita,
desde el principio de la crisis dejó claro
que no estaba dispuesta a ser el balance del mercado como lo había hecho
históricamente. En esta oportunidad
decidieron mantener su producción, y
16
MARZO/ABRIL / 2016
5,000
2,500
0
1920
1940
1960
1980
2000
Fuente: Energy Information Administration
Arabia Saudita decidió recordar el mensaje del Jeque Yamani, cuando –en el año
1976– insistió en la necesidad de mantener bajos precios para cuidar sus segmentos de mercado, sólo que lo hicieron
tarde, después de disfrutar la abundancia
económica que llevó los precios a niveles
jamás soñados por países productores
y compañías internacionales, dando la
oportunidad de que se incorporaran al
mercado millones de barriles de hidrocarburos provenientes de formaciones y
yacimientos no convencionales.
Esa reacción de la OPEP y Arabia
Saudita buscaba atemorizar a los productores de alto costo, principalmente
Canadá y Estados Unidos. Canadá ha
logrado desarrollar en la provincia de Alberta yacimientos no convencionales de
esquistos bituminosos y crudos extrapesados que han requerido de tecnologías
costosas para poder ser explotados. De
manera similar, las formaciones lutíticas
–shales– en Estados Unidos también requieren de tecnologías costosas, mismas
que han podido desarrollarse gracias a
los altos precios que se empezaron a dar
desde el año 2006, después de superar el
barril la barrera de los 60 dólares, e iniciar su carrera ascendente hasta superar
la barrera de los 100 dólares.
Esas tecnologías desarrolladas para
la explotación de shales están asociadas
principalmente a la perforación de pozos
horizontales y el fracturamiento hidráulico –fracking– de estas formaciones
y han contribuido a un extraordinario
crecimiento de la producción de los Estados Unidos, de una producción de 5.5
millones de barriles diarios (MMbpd) y
llegando a 9.6 MMbpd a finales del 2015,
un incremento de más de 4.0 MMbpd de
crudo que entraron al mercado interno,
liberando crudo importado que quedó
para el mercado internacional.
Un tercer factor que ha impactado los
precios, principalmente en el úl mo trimestre del año 2015, ene que ver con la
entrada de Irán a compe r en el mercado,
después de superar la sanción internacional que tenía por el tema de su desarrollo
nuclear, mismo que ya creó expecta vas
de incorporar al menos unos 500,000 bpd
al mercado y que ya recibió su lectura
contribuyendo a sostener los precios del
barril por debajo de los 30 dólares.
México, ingresos y Pemex
Ya México ha sentido este impacto
y la mezcla mexicana ha estado por
Fm]kljg[gehjgeakg
_mjlip__lmifo]cih_m
]ih`c[\f_mj[l[f[m
]ihmnlo]]cih_m
g€mchhip[^il[m
;d9;C;N"WZ[c|iZ[fheZkY_hbeic[`eh[icWj[h_Wb[ifWhWbW
YedijhkYY_Œd"e\h[Y[ceiWdk[ijheiYb_[dj[iiebkY_ed[i
_dj[]hWb[iZ[WbjelWbehW]h[]WZe$Fehc|iZ[kdi_]be"^[cei
jhWXW`WZe[dWb_WdpWYedYedijhkYjeh[i[djeZe[bckdZefWhW
jhWdi\ehcWhikl_i_Œd[dh[Wb_ZWZ[iYedYh[jWi$7jhWlƒiZ[
_ddelWY_ŒdYedijWdj[ceijhWceidk[ijheYecfhec_ieYed[b
Z[iWhhebbeZ[iebkY_ed[iYh[Wj_lWioikij[djWXb[i"d[Y[iWh_Wi
fWhWh[iebl[hbei]hWdZ[ih[jeiZ[bWiYedijhkYY_ed[iZ[^eo
oZ[bcW‹WdW$
AlekfjZfejkil`dfjled\afi]lklif%
HOSPITAL SANT JOAN DE REUS. PICH-AGUILERA ARCHITECTS
COLABORACIÓN CON COREA-MORAN, ARCHITECTS. FOTOGRAFÍA POR ADRIÀ GOULA
nnn%Z\d\o%Zfd
ENERGIA A DEBATE
17
debajo de los 25 dólares durante este
año. Este precio de mercado se acerca
peligrosamente al costo de producción
en aguas someras, encendiendo luces
rojas en todos los niveles económicos
y políticos del país, y reclamando una
mayor eficiencia de la empresa nacional,
principalmente en su negocio de exploración y producción, olvidándose que
hay temas críticos que están fuera de su
control, específicamente la reducción de
personal, factor que junto a la reducción
de inversiones ha sido una herramienta
utilizada por las compañías internacionales para abatir sus costos, considerando
un escenario de mercado con precios por
debajo de los 30 dólares en el resto de
este año, y una gran incertidumbre para
los siguientes años.
Esta situación, aunada a la caída
en su producción y al peso de su deuda,
asociada principalmente a sus pasivos
laborales, tienen a Petróleos Mexicanos en una situación crítica, y ya está
requiriendo cosas distintas para poder
superarla, entre ellas el desarrollo de sus
alianzas, bien sea a través de farmouts o
alianzas internas que tengan contratos
que les permitan administrar incentivos
para hacerlos atractivos para potenciales
aliados. No obstante, las leyes fiscales
que regulan la actividad restringen el
radio de acción de la empresa productiva
nacional para llevar adelante estas iniciativas, pues difícilmente puede lograr el
interés de aliados internacionales con el
régimen fiscal que gobierna su gestión.
Así que el país se encuentra en una especie de ciclo perverso en el cual el Estado
le exige a su empresa nacional mayor
productividad y eficiencia, y a su vez le
limita el poder de ejecución para poder
hacer sus alianzas, al mantener esquemas
18
MARZO/ABRIL / 2016
fiscales que simplemente la impiden la
materialización de potenciales negocios.
El futuro: competencia vs cooperación
Si los precios no se hubieran disparado a los niveles que llegaron sobre
los 100 dólares por barril, el mercado
no estaría saturado, pues no tendrían
cabida los crudos no convencionales
provenientes de shales y extrapesados
provenientes de arenas bituminosas
de Canadá y Venezuela; ellos significan
hoy día más de 5 MMbpd, que estarían
siendo satisfechos por barriles de bajo
costo de producción proveniente de
campos de tierra y aguas someras de
varios países, entre ellos México. Esta
realidad confirma la visión del jeque
Yamani de hace 40 años, cuando luchaba
por mantener precios bajos, entendiendo
perfectamente lo que significaba el incremento de precios y la amenaza que
representaba el tener precios tan altos
que estimularan la producción de crudos
de costos de producción altos y también
energías alternas.
Pero la realidad es que hay una nueva dimensión en esta última crisis que ha
sido la más larga y de mayor impacto en
términos de la caída de precios. Una cosa
ha quedado clara durante el desarrollo
de esta crisis, y es que la competencia
feroz entre productores, incrementando
los volúmenes producidos, como respuesta a una contracción del mercado
internacional, consecuencia de ajustes
en la economía a nivel mundial, no es la
solución para los países productores y
empresas internacionales que compiten
en el mercado internacional. La ausencia
de una adecuada comunicación entre
estos actores ha afectado negativamente
a todos ellos y pareciera que llegó el
momento de pensar en soluciones distintas, quizá volver a lo que fue exitoso
en el pasado de buscar acercamientos
y acuerdos entre los principales oferentes del mercado: la OPEP y Arabia
Saudita, quienes aportan alrededor de
33 MMbpd, Rusia que aporta alrededor
de las 12 MMbpd y Estados Unidos que
ya está produciendo más de 9 MMbpd.
Este grupo de países aportan alrededor
del 60% de la producción que satisface
los mercados de hidrocarburos. No va
ser una tarea fácil.
Adicionalmente, debe incluirse en la
concertación a los grandes consumidores
de energía en el mundo, comenzando
por la China, Estados Unidos, Alemania,
Japón y Gran Bretaña, entre otros, creando así un organismo a nivel mundial en
donde se sienten a dialogar para buscar
acuerdos y acercamientos que permitan
un balance ganar-ganar en el mercado
–una especie de World Energy Council,
similar a la Organización Mundial de Comercio, que obligue al diálogo– pues un
petróleo a precios pírricos no incentiva
la inversión y se crea un ciclo económico
perverso.
Esta tarea no va a ser fácil en los
Estados Unidos, pues la explotación de
los campos de crudos no convencionales
en ese país la realizan dueños privados
de la tierra contratando con inversionistas privados, con empresas privadas de
perforación y fracturación, lo cual significa que hay mucha competencia, y el
esfuerzo para alinear a todo este universo
heterogéneo de empresas, inversionistas
y propietarios, será bastante difícil de
lograr; esto pudiera ser la clave para fijar
un techo al precio,con base en sus costos
de producción, que bien pudiera estar en
el orden de los 50 dólares por barril.
Energía y sustentabilidad
Cómo sobrevivir el naufragio: excelencia
operativa en petróleo y gas
Las compañías deben transformarse para asegurar su permanencia y su crecimiento futuro.
G
P
J
P
*
E
n el mes de febrero del año 2013, la Red Global de PwC
publicó un documento denominado “Entrega de Excelencia Operativa”, el cual destacaba que para las compañías
operadoras de petróleo y gas en el mundo, es vital ser muy
bueno en el aspecto operativo, que las reservas de hidrocarburos
(1P, 2P y 3P) son cada más difíciles de accesar –lo cual implica costos
altos y crecientes–, y que las nuevas tecnologías y soluciones de
ingeniería deben de maximizarse. Además, hay escasez de talento,
los márgenes de utilidad son cada día menores y, por si fuera poco,
el tema de seguridad siempre es una prioridad para todas las organizaciones dedicadas a esta industria.
En el documento de referencia, se recopilaban las mejores
prácticas mundiales que llevaban en ese momento las compañías
más exitosas del sector hidrocarburos a nivel mundial, y daba
consejos de cómo replicar esos principios a los operadores que
deseaban cumplir con excelencia operativa.
Hoy, con la cotización del crudo a los márgenes actuales ya no
sólo se trata de “excelencia operativa”, sino que nos atreveríamos
a llamarlo principios básicos de cómo sobrevivir en el naufragio.
Con esto lo que queremos resaltar es que invariablemente del
panorama presente con el cual las compañías operen, deben de
cumplir con principios básicos que les permitirá su subsistencia
en el largo plazo.
A continuación mencionamos estos principios:
Mejora en la estrategia
Algunas major oil companies están enfrentando recientemente
fuertes estragos en sus resultados financieros que no se habían
visto desde hace 10 ó 15 años. Estas compañías actualmente se
encuentran en una redefinición de prioridades y preparándose
para mantenerse a flote ante la perspectiva de un periodo largo de
incertidumbre en los precios del petróleo. En el caso de nuestra NOC
(national oil company) que es Petróleos Mexicanos, los resultados
financieros no han sido favorables desde antes de esta debacle de
precios internacionales de petróleo.
•
•
•
•
•
¿Qué acciones implica esta administración de competencias?
Actualización y mejora de la documentación del proceso en
la fase de planificación de la perforación (donde la empresa
se enfrenta a retos significativos).
Revisión del plan de desarrollo de pozos que aseguren la
captación de conocimientos y de la experiencia adquirida.
Revisión de brechas entre el desarrollo puesto en marcha y
lo planificado para identificar variaciones que afecten en la
vida del proyecto.
Detallar la forma de incorporación de iniciativas de mejora
continua en el proceso de desarrollo de pozos (que implica
también categorización y checkpoints).
El desarrollo de un ciclo de ges ón del proceso para garan zar que
las adecuaciones y los cambios en los procesos sean efec vos.
Administración estratégica de competencias
Aprovechar al máximo el talento es de vital importancia en
una época de escasez de personal calificado. En el contexto de
mantener los estándares de seguridad, el personal técnico hace
* Socio Líder y Gerente Senior – Energía, PwC México ([email protected] y [email protected])
ENERGIA A DEBATE
19
frente a la responsabilidad de realizar actividades de alto riesgo.
La gestión estratégica de competencia ayuda a asegurarse de tener
suficiente capacidad dentro de la empresa en áreas de apoyo a los
planes operativos y para cumplir con los estándares de calidad y
de seguridad.
• Administración del cambio: se refiere a la necesidad de mejora continua y la alineación de las competencias y habilidades.
• Habilidades ante escasez: la necesidad de prácticas de talento
mejoradas para competir eficazmente en la “guerra por el
talento”.
• Nuevas áreas de negocio: tratar la incertidumbre en la obtención de la base de competenciapara satisfacer las futuras
oportunidades de negocio.
• Uso óptimo de las competencias: aproximación de las aptitudes adecuadas para las tareas a través de eficientes la
utilización del personal y la asignación de proyectos conforme
a los perfiles disponibles.
• Cambios generacionales: aborda las deficiencias de los cambios
generacionales en la fuerza de trabajo de manera oportuna para
entrenar, reclutar o desarrollar nuevas capacidades dentro de
la organización para sa sfacer las necesidades futuras.
Optimización de activos
Esto no sólo quiere decir reducción de costos, sino aprovechar
de manera sabia los activos con los que cuenta la organización,
considerando que todos los subsectores (upstream, midstream y
downstream) son altamente intensivos en capital.
Hay que tomar en cuenta que muchas de las compañías operadoras poseen activos que están envejeciendo. Esto resalta la
necesidad de optimizar recursos para gestionar no sólo los riesgos
operacionales, sino también para mejorar la rentabilidad. A nivel
mundial, durante un largo periodo de tiempo, muchas refinerías han
estado luchando con presiones de reducción de costos derivados
de la reducción de los márgenes y las plantas antiguas con una
necesidad de mejora e inversión.
Entre los temas de mayor relevancia están los del alto costo
generado por concepto de mantenimiento de la tecnología de
generaciones pasadas, uso ineficiente de herramientas disponibles,
comportamientos culturales adversos, procesos de negocio demasiado complejos, insuficiente control del presupuesto, mala gestión
de costos, gestión débil de la alta dirección, desconocimiento de los
contratos a nivel de ejecución, falta de abastecimiento estratégico,
e incertidumbre con respecto a qué proyecto de gasto de capital
20
MARZO/ABRIL / 2016
se debería de priorizar.
Administración de cadena de suministros
Éste es un ámbito en constante evolución, donde surgen día
a día nuevos riesgos. La alta administración tiene la tarea de aprovechar las oportunidades de acceder a una cadena de suministro
global en un entorno económico afectado por las tasas de interés
de los bancos centrales, la inflación y los tipos de cambio en los
escenarios locales.
Los temas centrales de este ámbito son:
- Débil conexión a las necesidades a los clientes dentro de la
organización.
- Pobre desempeño de proveedores y generación de desconfianza.
- Falta de capacidades de abastecimiento.
- Deficiencia en la planeación de suministros.
- Niveles excesivos en almacén.
- Falta de conocimiento y de capacidad técnica.
Indicadores clave de desempeño (KPIs)
Los indicadores clave de desempeño (key performance indicators, KPIs) son la forma de medición del rendimiento comúnmente
utilizado por las organizaciones de petróleo y gas para evaluar el
éxito. Este éxito se puede definir de distintas maneras. Para la elección de estos indicadores, es necesaria una buena comprensión de
lo que es importante para la organización, pero a veces la comprensión de las operaciones de petróleo y gas no está suficientemente
desarrollada o debidamente vinculada con estos indicadores.
Los asuntos críticos vinculados con este apartado son:
- Ausencia de un mecanismo de gestión de rendimiento robusto
para alinear el desempeño organizacional con la estrategia
corporativa, metas y objetivos.
- Bajo rendimiento y falta de visibilidad de datos suficientes para
apoyar la toma de decisiones.
- La fijación de objetivos que pueden no ser alcanzables.
- Existencia de múltiples repositorios de datos de KPIs desordenados.
- Deficiencias en la recolección y administración de datos.
En breve
Con lo anterior, no hay que dejar de lado que la excelencia
operativa engloba la ideología de adoptar un proyecto de mejora
continua en el cual aborda las actividades mínimas que debe de
llevar a cabo el operador para su subsistencia y posterior creci-
miento. Esto se traduce en revisar el objetivo que tiene la compañía
y evaluar si es claro y acorde tanto a las necesidades presentes como
futuras. Con esto se aclaran las actividades, roles y responsabilidades
de las unidades de negocio y requiere la participación de directivos y
funcionarios clave en todas las funciones de la organización.
Con lo anterior, es posible preparar a la organización para los nuevos
retos, funciones y responsabilidades, y se basa en un amplio conjunto de
procesos probados y documentados en el sector, considerando que todas
las compañías desde hace un año están abordando transformaciones que
serán definitorias para su permanencia y posterior crecimiento.
Ver más en
https://www.pwc.com/mx/es/retos-energia/excelencia-operativa.
html
https://www.pwc.com/gx/en/oil-gas-energy/publications/pdfs/
pwc-energy-consulting-capability-statement-delivering-operationalexcellence.pdf
ENERGIA A DEBATE
21
Industria petrolera
Reflexiones sobre Ronda 1.5, campos
no convencionales (shale)
Las licitaciones deben contemplar las características distintivas de este recurso.
C
omo parte del diseño de la Ronda Uno de licitaciones petroleras
de México, se programó que exis era una quinta convocatoria
de campos no-convencionales a finales
de 2015. De acuerdo a conocedores y
tomadores de decisión en la industria, la
caída en los precios del petróleo provocó
que dicha convocatoria se pospusiera para
2016. Esta convocatoria de campos no convencionales en erra es estratégica para el
país, ya que permi rá el aumento significa vo en los niveles de producción en el
corto plazo y la consecuente reac vación
del sector de proveeduría de servicios;
además le daría una ventaja estratégica
a los proyectos de erra México (y posiblemente su viabilidad misma) ante las
nuevas rondas petroleras en Sudamérica.
Nos proponemos en este artículo
analizar qué se requiere para que los
yacimientos no convencionales sean
explotables en el país.(1) Si bien es cierto
que menores precios de petróleo dificultan la viabilidad de desarrollar proyectos
petroleros, en los úl mos años los productores de no convencionales han logrado
mejoras productivas impensables que
hacen rentable la explotación de yacimientos no convencionales a precios medios
Rinkenbach, José Pablo, Energía a Debate,
Viabilidad económica de la explotación del
shale, noviembre 2013.
Rinkenbach, José Pablo, Energía a Debate,
¿Qué se requiere para el desarrollo exitoso
del shale en México?, julio 2014
(1)
J
P
R
L
*
de petróleo.
Se ha conver do en tema recurrente
hablar de la “revolución energé ca” derivada de la explotación de las formaciones
no convencionales de lu tas (conocidas
en inglés como “shale”). Sin embargo,
existe poca atención y estudios acerca
de las fases de evolución por las que ha
transitado el desarrollo de los yacimientos
no convencionales del shale. Pareciera que
hasta el momento hemos vivido tres fases
en el desarrollo del shale:
• Fase I (Fac bilidad): La primera fase
del desarrollo del shale se inicia en
los ochentas cuanto el George Mitchel
prueba que a través de la perforación
horizontal y el mul fracturamiento es
viable la explotación de gas de lu tas
(Pozo C.W. Slay 1 en Wise County en
Barne ). Desde ese momento, diversos
petroleros, entre los que destacan Mark
Papa, Harold Hamm, Tom Ward y Sanford Dvorin, se abocaron a dominar las
dos técnicas antes mencionadas para
lograr hacer rentable la explotación del
shale.
• Fase II (Ramp up): Durante los úl mos
años hemos vivido un crecimiento verginoso en la producción de shale en
los Estados Unidos. Durante esta fase
de desarrollo, muchos productores
de petróleo de yacimientos convencionales han cues onado la viabilidad
económica de las formaciones de shale.
Dichos cues onamientos no se enfocan
en la existencia o no de los hidrocarburos sicamente, sino en la viabilidad
económica de su explotación. En términos generales, los cues onamientos se
centran en seis temas:
I. Declinación acelerada: Curvas hiperbólicas de declinación de producción.
II. Baja produc vidad por pozo vis a vis
los es mados originales que afectan
las expecta vas de factor de recuperación.
III. Requerimientos crecientes de inversión: Rendimientos marginales
decrecientes y largos períodos para
recuperación de capital que impacta
el valor presente neto de las inversiones.
IV. Altos y crecientes costos de producción.
V. Bajos niveles de precio del gas en
Norteamérica.
VI. Niveles cues onados de reservas
de gas.
• Fase III (Op mización y produc vidad):
No obstante los grandes avances en la
fase previa de “ramp up”, la declinación
acelerada de los pozos y los altos y
crecientes costos de producción en
conjunto con una caída de precios,
motivaron a que muchas empresas
se enfocaran en mejorar sus producvidades, así como sus eficiencias en
costos.
De todos los elementos antes mencionados, parece que el de las curvas
* Maestro en Negocios por Rochester y cuenta con diversos estudios especializados en materia contractual y fiscal en la industria petrolera.
Es coordinador del Programa de Inversiones en Energía del ITAM. Es Director de Inversiones en Ainda Energía & Infraestructura y Director de
Ainda Consultores.
22
MARZO/ABRIL / 2016
Días de perforación
Tasa inicial de producción de crudo
1200
50
45
Días de perforación de un pozo
Barriles de crudo por día
1000
800
600
400
200
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0
2008
2009
2010
hiperbólicas de declinación y la baja
produc vidad por pozo es el que más
afecta la rentabilidad. Estos elementos generan un efecto en cadena ya
que demandan mayor ac vidad de
perforación para mantener la producción en sus niveles originales. Por ello
no es de asombrar que los productores de formaciones no convencionales se enfocaran en años recientes
en superar dichos elementos (i.e.,
produc vidad, declinación y costo de
barril perforado). Esta Fase III de opmización se está dando en paralelo
con la Fase II y apenas empezamos a
vislumbrar sus efectos.
De acuerdo a un ar culo de Oil & Money
de Interna onal New York Times, los
productores independientes de shale
han logrado avances extraordinarios
en muy poco empo. A manera de
ejemplo se puede destacar que:
o La producción inicial por pozo se incrementó en casi 400% en tan sólo
6 años y que el empo requerido
de perforación se redujo en alrededor de un tercio en 8 años.
o Se ha logrado una produc vidad
tal que el precio de equilibrio
para la explotación de gas shale
es alrededor de 40% inferior a lo
observado hace 5 años.
Adicionalmente, durante esta tercera
fase las empresas IOC´s y NOC´S han entendido que son los operadores independientes los más aptos para operar eficiente-
2012
2013
2014
2008
mente los yacimientos no convencionales y
los que enen menores gastos de overhead.
Por ello, hemos visto que empresas como
Shell hayan salido de Eagleford.
Por otra parte, los operadores independientes han logrado establecer alianzas estratégicas con fondos de inversión
para contar con los recursos de capital
suficientes para mantener inversiones con
períodos de recuperación de inversión más
largos a los habituales para yacimientos
convencionales.
Por otra parte y por sencillo que
parezca, la primera y más importante consideración para el desarrollo exitoso de la
industria de recursos no convencionales en
erra en México es reconocer la calidad del
recurso no convencional. No obstante la
simplicidad y lo lógico de esta afirmación,
en varios países, se ha u lizado un esquema fiscal, contractual y económico
inspirado en el modelo de explotación de
yacimientos convencionales. A diferencia
de los yacimientos convencionales, el shale
se caracteriza porque:
1. No existe fase exploratoria como en
los yacimientos convencionales, ya
que desde el inicio se conoce donde se
ubica la roca madre. En este sen do, los
trabajos exploratorios en yacimientos
no convencionales consisten en idenficar los sweet spots. Los primeros
trabajos geológicos, geofísicos y de
perforación no tienen por objetivo
el descubrimiento de una estructura
petrolera, sino iden ficar el volumen
2010
2013
2016
de roca disponible, así como su composición química y el potencial de ser
fracturada. Por ello,
o No existe per se un “descubrimiento comercial” sino que el obje vo
consiste en ubicar dichos sweet
spots donde se anclará el desarrollo.
o No ene sen do económico contemplar cláusulas de devolución
de área para incen var ac vidad
exploratoria acelerada. De hecho,
cláusulas de devolución de área
afectan sensiblemente la rentabilidad de los proyectos, que a su
vez impacta en el atrac vo y éxito
de las rondas petroleras.
2. No existe un yacimiento o campo per
se, sino un “volumen de roca madre”.
Por ello, en shale se habla acerca de
la necesidad de “crear un yacimiento”
a través del uso de técnicas de perforación horizontal y de fracturas. Por
esta razón:
o No puede exis r un plan de delimitación del yacimiento.
o No hay necesidad de contemplar
dentro de los contratos cláusulas
de unificación de yacimientos.
3. El tamaño del área y la existencia de
sísmica 3D inciden considerablemente
en la iden ficación de los sweet spots
y por consiguiente en los es mados
de potencial y de rentabilidad de cada
proyecto, ya que determinan el “volumen de roca madre explotable”.
ENERGIA A DEBATE
23
Punto de equilibrio en los principales campos de “shale gas” en los Estados Unidos
-40%
-29%
-24%
5
-41%

4


3

6
Desarrollos
maduros
Rango de
precio
del gas
en los
Estados
Unidos
20102012
2
2008
2009
1
0
2010
2011
Barnett
Fayetteville
Haynesville

Desarrollos
maduros
2013
Marcellus
Nuevos
desarrollos
Fuente: SBC Análisis
4. Si bien no existe riesgo exploratorio per
se, sí existe riesgo geológico, dado el
potencial de calidad de la formación y
su “fracturabilidad”. En este sentido,
los estimados de potencial de reservas y de producción no son tan robustos como en yacimientos convencionales. Los estimados de potencial para
shale dependen preponderantemente
de qué tan “fracturable” es cada pozo.
5. No existe un “programa de trabajo
predeterminado” ni un “plan de
desarrollo” para el proyecto, ya que
ex–ante se desconoce tanto la calidad
como la fracturabilidad de cada sección de la roca madre y por consiguiente económicamente qué tan rentable
será la perforación. Por ello no existe
un nivel óptimo de perforación, sino
que dicha actividad se da de manera
continua y hasta en tanto los niveles
de producción a nivel de cada pozo
permitan recuperar las inversiones y
gastos involucrados.
6. La productividad de los pozos de shale
sigue un patrón asintótico, por lo cual
el mayor aporte económico se registra
durante los primeros 2 a 4 años. Por
ello el comportamiento del pozo con
posterioridad se vuelve marginal en
términos económicos.
Un aspecto crítico en el éxito del
shale en los Estados Unidos ha sido (i) la
existencia de infraestructura instalada
24
MARZO/ABRIL / 2016
y (ii) su régimen fiscal. Dada la limitada
presencia de economías de escala en
shale, la existencia de infraestructura instalada mejora sensiblemente
las economías de estos proyectos. Esto
último resulta sumamente crítico para el
armado de la convocatoria 5 en México,
ya que implica que la misma sea diseñada
tomando en cuenta que:
• El desarrollo de shale debe realizarse
agresivamente y no de manera gradual
y por etapas. Un desarrollo masivo
facilitaría la generación de economías
de escala en la infraestructura de superficie que no existe y que incide de
manera importante en la rentabilidad
de estos proyectos.
• El tamaño de los bloques deberá
ser mucho mayor que lo observado
en yacimientos convencionales para
mejorar las economías de los proyectos. Mientras que en Polonia se ha
utilizado un tamaño de 100 km2 que
no ha atraído a un número elevado de
inversionistas, en China los bloques
han oscilado entre 5,000 y 10,000 km2
y ha sido muy exitoso. Posiblemente,
el tamaño para México para los bloques en shale podría ubicarse entre
200 y 300 km2.
• Es crítico reconocer que el régimen
fiscal es tanto o más importante que
el modelo contractual para el desarrollo exitoso del shale. En el caso de
los Estados Unidos, el régimen fiscal
de shale permite la consolidación
fiscal y adicionalmente tiene una
estructura que incentiva la búsqueda
continua por parte de los operadores
de mejoras tecnológicas para obtener
un mayor beneficio después de impuestos. Por ello no es extraño que
las mejoras tecnológicas en shale se
desarrollen precisamente en este país.
La importancia del régimen fiscal
para el desarrollo del shale se puede
ejemplificar aún con más claridad con el
caso de Polonia. No obstante que el shale
por estructura registra rendimientos
marginales decrecientes, Polonia utiliza
esquemas de “factores R” que limitan
innecesariamente la rentabilidad de los
proyectos, lo cual consecuentemente reduce el atractivo económico para invertir
en proyectos de este tipo en ese país.
Incluso existe un caso más extremo
de diseño fiscal inadecuado que el de
Polonia, y éste es el de Argelia, que utiliza
conceptos de factor R y establece una
tasa interna de retorno máxima de 20%.
Este diseño asume que la tasa interna
de retorno es el indicador más relevante
para un operador petrolero, cuando en
realidad es el valor presente neto. Adicionalmente, el diseño fiscal de Argelia
olvida que la tasa interna de retorno en
shale es dramáticamente diferente para
los primeros 3 años vis a vis los siguientes
15 a 20 años de la vida productiva de un
pozo, es decir, los proyectos de shale requieren tasas de retorno anormalmente
elevadas en los primeros años para
compensar las muy bajas tasas de rentabilidad de los siguientes 15 a 20 años.
Como parte del armado de la convocatoria 5 sería interesante evaluar
aspectos tales como que (i) el contrato
fuera bajo modalidad de licencia (ya
que reduce carga de trabajo y costos al
gobierno y eficientiza la administración
de los contratos), (ii) la existencia de un
bono a la firma del contrato para minimizar la presencia de “winners course”,
así como para incentivar a los operadores
petroleros a desarrollar actividad ren-
table para recuperar el bono pagado; (iii)
incrementar el tamaño de las áreas, así
como multiplicar el número de bloques
a licitar; y (iv) revaluar el peso asignado
a la sobreregalía y el programa mínimo
de trabajo para maximizar el desarrollo
rentable de los campos en un tiempo
expedito.
Finalmente, es crítico destacar
que en el caso particular de México, los
campos no convencionales a licitar en la
convocatoria cinco serán muy atractivos
si se incluye la columna geológica entera.
Al contemplar lo anterior, los desarrollos
serían rentables no obstante el nivel actual del precio del petróleo, ya que incluirían formaciones tales como el terciario,
cretácico y jurásico superior, En otras
palabras, no sólo se trata de explotación
del shale, sino estaríamos contemplando
de tight oil y shale.
En síntesis, una ronda petrolera
exitosa en shale para México requiere
que las autoridades reconozcan las 6
características distintivas de este recurso
no convencional y sus implicaciones en
materia de diseño tales como: el tamaño
de los bloques, la devolución o no de
áreas, el régimen fiscal y en especial el
uso de bonos a la firma y la no aplicación
de factores R para no restar atractivo
económico a los proyectos; y potencialmente, no maximizar la renta petrolera
para el Estado Mexicano.
ENERGIA A DEBATE
25
26
MARZO/ABRIL / 2016
ENERGIA A DEBATE
27
Exposición y Congreso México WindPower 2016
México, entre los primeros
10 productores de
energía eólica
para 2017
M
éxico logró un crecimiento
extraordinario en 2014 y 2015
en capacidad de generación
de energía eólica y muy probablemente se ubicará entre los primeros 10 productores de energía eólica
en el mundo para 2017, afirmó Steve
Sawyer, secretario general del Global
Wind Energy Council (GWEC), en el
marco de los trabajos de la Exposición
y Congreso Mexico WindPower 2016, el
evento más importante de la industria
eólica en el país.
En el mismo sentido, Adrián Escofet, presidente de la Asociación
Mexicana de Energía Eólica (AMDEE),
informó que en los próximos tres años
se prevén inversiones por 10 mil millones de dólares en la energía eólica
en México.
Durante su intervención, Sawyer
agregó que la República Popular China
mantiene su liderazgo mundial y sorprendió al instalar 30,500 megawatts
(MW) durante 2015, tendencia alcista
que se prevé que ese país podrá mantener. Mientras tanto, España cayó al
4º lugar mundial en generación de esta
tipo de energía el año pasado, después
de Estados Unidos y la India, debido a
que la producción del país ibérico no
aumentó nada el año pasado.
En México, la Reforma Energética
ha dado certidumbre a los inversionistas,
afirmó la legisladora Georgina Trujillo,
28
MARZO/ABRIL / 2016
presidente de la Comisión de Energía de
la Cámara de Diputados. Dicha Reforma
obligó a crear dependencias como el
Centro Nacional de Control de Energía
(CENACE) y el Consejo Consultivo de
la Transición Energética, y a robustecer
a instituciones que ya existían, como la
Comisión Reguladora de Energía (CRE)
y la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE); además
de establecer reglas claras y funciones
específicas para la interacción entre
dependencias con el fin de garantizar
la existencia un sistema de pesos y
contrapesos.
La Reforma Constitucional implicó
modificar 21 leyes, 26 reglamentos y
expedir la Ley de Transición Energética
(LTE), que fue publicada en el Diario
Oficial de la Federación el 24 de diciembre de 2015, en apoyo a las energías
renovables. También se ha puesto en
marcha el mercado eléctrico mayorista
y que se está avanzando en la primera
subasta a largo plazo, señaló Trujillo.
A su vez, el Dr. Enrique Ochoa
Reza, anunció que la Comisión Federal
de Electricidad (CFE) inicia la construcción de ocho proyectos eólicos con una
inversión de 52 mil millones de pesos en
los próximos tres años. Así, la capacidad
instalada por CFE pasará de 598 MW
a 2,965 MW en el período 2015-2018.
Destacó que ya existe una capacidad de
2,569 MW de energía eólica en el país,
Aspecto de la inauguración Exposición y
Congreso Mexico WindPower 2016.
al sumar las plantas del sector privado
y de la CFE. Agregó que México cuenta
con 16,148 MW de capacidad de generación renovable, la cual creció 56% en
los últimos 15 años y representa el 26%
del total de la capacidad de generación
eléctrica instalada.
La generación con tecnologías
limpias en México alcanzará 35,800
MW en el año 2030, estimó Oliver
Flores-Parra Bravo, Director General de
Generación y Transmisión de Energía
Eléctrica de la Secretaría de Energía,
citando el nuevo Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
(Prodesen) 2016-2030. Esta cifra representa un incremento del 10% frente
a la estimación del anterior Prodesen y
es atribuible a una mayor perspectiva
de crecimiento en proyectos eólicos y
solares. Flores-Parra Bravo calculó en
12,985 millones de dólares la inversión
esperada en proyectos eólicos en los
próximos 5 años.
ENERGIA
AAD
DEBATE
DE B
BATE
BAT
BA
ATE
ATE
E
2299
Industria eléctrica
¿Serán competitivas las Empresas
Eléctricas Productivas del Estado?
Los costos nivelados de generación son un factor clave en la evaluación de su desempeño.
E
G
B
N
,G
l mandato para las próximas Empresas Generadoras
del Estado es operar con eficiencia y aportar recursos
al Estado.
La tarea implica, entre otras cosas, asimilar y
desarrollar una cultura de control de costos –que no ha estado
explícito en los procedimientos de gestión de la Comisión
Federal de Electricidad (CFE)– e implantar metodologías e
instrumentos que permitan conocer prácticamente en tiempo
real los costos asociados a la producción de cada kWh, a cada
tecnología y del parque de generación en su conjunto.
Otro aspecto importante es desarrollar mecanismos de
evaluación de resultados económicos y técnicos de cada nueva
empresa, que permitan retroalimentar los procesos de toma de
decisiones en planeación y operación, iden ficar los aciertos y las
fallas y otorgar premios o cas gos por el desempeño observado.
Confiamos que uno de los beneficios colaterales del Mercado Eléctrico Mayorista sea limitar o eliminar la fuerte incidencia del sector político mexicano en la planeación y construcción
de infraestructura eléctrica. Corresponde al Centro Nacional de
Control de Energía (CENACE), instancia técnica, determinar los
requerimientos reales de nuevas centrales eléctricas.
Un instrumento para evaluar el desempeño de los
proyectos de generación eléctrica son los Costos Nivelados de
O
M
J
C
S
*
Generación (CNG), que son la referencia más utilizada a nivel
internacional para comparar la competitividad de las diferentes
tecnologías de generación de electricidad.
Los CNG se calculan considerando todos los gastos incurridos durante la vida útil de la instalación y con base en escenarios financieros, de precios de energéticos primarios, en
su caso, y de disponibilidad de las instalaciones para producir
electricidad, así como de riesgos de cambio a lo largo del tiempo
en los parámetros involucrados.
Se distinguen tres parámetros básicos:
Costo de capital (CAPEX), que incluye los costos totales de
desarrollo y construcción de una central, sin incluir los gastos
de interconexión a la red eléctrica.
Costos de operación (OPEX), es decir, la suma de todos los
gastos de operación. Normalmente existen gastos fijos como
el personal y mantenimientos y variables como combustibles
y agua, en su caso.
Factor de planta, que corresponde a la relación de la energía eléctrica generada en un año, generalmente, con respecto
a la energía que podría generarse de manera continua a plena
potencia durante las 8,760 horas de un año estándar.
Los CNG se expresan en dólares de los Estados Unidos o
en la moneda de cada país por kWh o MWh.
*Gerardo Bazán es académico de la UNAM ([email protected]). Gilberto Ortiz es miembro del Consejo Químico y del Comité
de Energéticos de Canacintra ([email protected]). Jesús Cuevas es consultor independiente en temas de energía (jcuevasmx@
hotmail.com).
30
MARZO/ABRIL / 2016
Variaciones regionales en Costos Nivelados
para nuevas instalaciones eléctricas, 2020
(2013 $/MWh)
Mínimo
Tipo de Planta
T
Promedio
Máximo
T
N
87.1
95.1
119
Viento
Carbón avanzado.
106.1
115.7
136.1
Viento costa-afuera
Carbón avanzado con CSC.
132.9
144.4
160.4
Solar PV
Carbón convencional.
Gas Natural
Ciclo Combinado Convencional.
70.4
75.2
85.5
Ciclo Combinado Avanzado.
68.6
72.6
81.7
Ciclo Combinado Avanzado con CSC.
93.3
100.2
110.8
Turbina de combustión convencional.
107.3
141.5
156.4
Turbina de combustión avanzada.
94.6
113.5
126.8
Nuclear avanzada
91.8
95.2
Geotérmica
43.8
478
52.1
Biomasa
90
100.5
117.4
101
No está de más mencionar que los costos nivelados de
generación se refieren solamente a los costos de generación,
es decir, no representan los costos totales de suministro como
son: los costos de interconexión a la red (líneas de transmisión
del sitio al punto de interconexión, por ejemplo), los costos de
respaldo y balanceo a las tecnologías intermitentes, etc.
Los costos nivelados de generación varían ampliamente
entre las diversas regiones del mundo, inclusive dentro de
cada país, y también entre las tecnologías. Para una misma tecnología, los costos nivelados resultan diferentes dependiendo
de la región geográfica donde se instale la central. Por ejemplo,
los ciclos combinados aumentan su costo en sitios con baja
disponibilidad de agua, ya que se deben instalar aerocondensadores, los cuales consumen parte de la potencia de diseño
o se deben sobredimensionar; asimismo, pierden potencia a
medida que la altitud es mayor; en contrapartida, tienen mejor
eficiencia en lugares de baja temperatura ambiente.
También se debe considerar la disponibilidad de gasoductos para los ciclos combinados o de líneas de transmisión para
las centrales eólicas o para las termoeléctricas convencionales.
Asimismo, para las nuevas instalaciones un factor importante
corresponde a la capacidad instalada existente en la región donde
se pretende instalar. Esto es, las nuevas centrales tendrán que
compe r con otras instalaciones que cuentan con un cierto grado
de depreciación, lo cual las puede hacer más compe vas.
Para tener una idea de los órdenes de magnitud observados
Máximo
Promedio
Mínimo
Tipo de Planta
D
D
65.6
73.6
81.6
169.5
196.9
269.8
97.8
125.3
193.3
Solar térmica
174.4
239.7
382.5
Hidroeléctrica
69.3
83.5
107.2
Fuente: US Energy Information Administration.
Annual Energy Outlook 2015. Release Date: April 14, 2015
y pronos cados por organismos internacionales especializados
en el campo de la energía, presentamos los siguientes cuadros.
Los cuadros anteriores muestran los rangos de costo nivelado que se espera tener hacia el 2020, de acuerdo a la Agencia
Internacional de Energía, en las tecnologías más desarrolladas
actualmente. Aunque se refieren a una muestra de 20 regiones
en los Estados Unidos, se considera que representan una buena
referencia para las nuevas centrales que se instalen en México.
Estos datos son relevantes para nuestro sistema eléctrico
en la víspera de la implantación del Mercado Eléctrico Mayorista y la Ley de Transición Energética, que han planteado
diversos cuestionamientos sobre el incremento en costos por
la relevancia de las fuentes limpias en esta nueva arquitectura.
De acuerdo a la información, se puede ver que la geotermia representará el costo nivelado más bajo hacia finales de la
década actual; los aerogeneradores en tierra son comparables
en costos con los ciclos combinados convencionales. La selección de la tecnología dependerá, como se mencionó, de las
externalidades asociadas entre los puntos de interconexión y
el sitio de instalación.
En este contexto, no está de más mencionar una par cularidad un tanto recurrente en diversos proyectos de centrales
eléctricas en nuestro país. Existe un costo nivelado de generación
determinado en el proceso de planeación y otro significa vamente superior al final de la etapa de construcción, situación que
se deriva de sistemas débiles de administración de proyectos.
ENERGIA A DEBATE
31
Entre varios casos, el ciclo combinado Centro II tiene sobrecostos aún no cuantificados derivados de conflictos sociales
derivados por la tenencia de la tierra en varios puntos del trazo
del gasoducto que alimenta la planta, y por derechos del uso
del agua en la región. Otros ejemplos son las hidroeléctricas El
Cajón y La Yesca, cuyos costo finales resultaron con un CAPEX
del orden del 50% superiores a sus presupuestos originales, y
el Factor de Planta es significativamente inferior al de diseño.
Queda claro que el costo nivelado de generación es muy superior al que se previó originalmente.
Cabe mencionar que un elemento importante de esta
metodología es que, de acuerdo a especialistas(1), no es una
metodología apropiada para comparar las tecnologías despachables con las no despachables, debido a que, en condiciones
de mercado, las no despachables tienen un valor que depende
del momento en que se produzca la energía eléctrica.
Observaciones
Tradicionalmente, el sector eléctrico ha hecho su planeación del parque de generación con base en el costo mínimo de
inversión, operación y mantenimiento, considerando aspectos
de diversificación y seguridad energética y de disponibilidad
de recursos energéticos primarios.
Los Costos Nivelados de Generación son una referencia
que se utiliza en México para la planeación del parque de
generación eléctrica; su uso está generalizado entre los países,
los gobiernos y las empresas desarrolladoras. Sin embargo, en
México estos costos no se actualizan a lo largo de la vida útil
de la instalación, considerando las desviaciones al proyecto
original como: retrasos en la construcción, variación en los
precios de los combustibles, modificaciones al diseño original y
modificaciones en el factor de planta, para saber el costo real de
cada kWh producido. En otras palabras no se evalúa si el costo
actualizado del proyecto cumple con los objetivos técnicos y
financieros para los que fueron desarrollados.
En este sentido, otra evaluación que ha estado ausente
es el costo de generación del kWh promedio del sistema y su
nivel de ineficiencia considerando el alto margen de reserva
que se mantiene en el país.
RECOMENDACIONES
Cada Empresa Generadora del Estado debería establecer
un sistema de información de costos adecuado a los nuevos
32
MARZO/ABRIL / 2016
propósitos económicos y técnicos. En este contexto, sería
conveniente que alguna autoridad fiscalizadora asumiera el
cálculo del costo de las desviaciones para conocer el valor real
de los proyectos.
Sería conveniente democratizar la evaluación, integrando
a organizaciones civiles a fin de complementar recursos.
Como señala Antonio Rojas(2): “¡Que nuestra UNAM estudie y
analice con el mayor cuidado y rigor posibles las transformaciones
de la industria eléctrica. Y sus efectos económicos y sociales!”
La evaluación de los resultados de las políticas públicas
debería ser una tarea sistemática e institucional, llevada a cabo
por entidades política y económicamente independientes.
En esta lógica, también nos permitimos referirnos al artículo de Juan E. Pardinas(3): “La empresa de consultoría McKinsey
publicó en 2013 el estudio Productividad en infraestructura:
¿Cómo ahorrar un trillón al año? El documento explica el caso
del Sistema Nacional de Inversiones (SNI) de Chile, el cual llega
a rechazar un 35% de los proyectos que se le presentan para su
valoración. El SNI hace una evaluación antes (ex ante) y después
(ex post) de la ejecución de un proyecto para ponderar si efectivamente se cumplieron con las estimaciones de rentabilidad
social y las previsiones financieras. Estas evaluaciones nutren
una base de datos transparente sobre el historial, el desempeño
y el costo de las distintas inversiones en infraestructura.
Otra sugerencia relevante para México es la separación
de las responsabilidades técnicas y políticas en la planeación
y ejecución de un proyecto de infraestructura. En Hong Kong,
el órgano encargado del transporte masivo está blindado de
los ciclos electorales y los intereses políticos de corto plazo.
¿Cuántos millones de pesos ahorraríamos al año si se aplican
las sugerencias de McKinsey? “
No se debe olvidar la vinculación que tienen los proyectos
de generación eléctrica con el medio ambiente, la economía y
la sociedad; la industria, en el desarrollo de cadenas productivas y contenido nacional; la balanza comercial, la seguridad
energética y el desarrollo tecnológico del país.
(1)Paul L. Joskow. Alfred P. Sloan Foundation and MIT. Comparing
the Costs of Intermittent and Dispatchable Electricity Generating
Technologies. September 23, 2010 (Revised February 9, 2011)
DISCUSSION DRAFT.
(2) Periódico LA JORNADA. Nesum Dorma. Domingo 31 de enero
de 2016.
(3) Periódico Reforma. ¿Fin de sexenio?. Domingo 31 de enero
de 2016.
Las sociedades de autoabasto,
una opción para “cubrirse” de energía
TEXTO E IMÁGENES: CORTESÍA GAS NATURAL FENOSA
L
a posibilidad de ser parte de un grupo para
generar su propia electricidad con la opción de
ser además su propio consumidor, y así tener
ahorros de hasta 20% en el pago de la electricidad, fue presentada durante la ponencia “México:
Suministro de energía eléctrica a partir de las Sociedades de Autoabasto”, impartida por el ingeniero
Arturo Aguilar, gerente de Contratos PPA, Regulación y
Mercados de Energía de Global Power Generation, la
filial de electricidad de Gas Natural Fenosa.
A través de este esquema se pueden lograr ahorros de entre 5 y 20% por debajo de la tarifa ofrecida
por CFE, aunque éstos dependerán de la actividad
comercial o privada del consumidor, así como de la
ubicación geográfica y del tipo de tarifa en que se
encuentre.
Las sociedades de autoabasto consisten en la
creación de una sociedad cuyo propósito es satisfacer
las necesidades energéticas de sus integrantes sin
importar al sector productivo que pertenezcan. Actualmente, el 17% de la generación la aportan privados
bajo los esquemas de autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, exportación y usos
propios.
La ponencia de Aguilar comenzó haciendo un
poco de historia. “Las sociedades de autoabasto
surgieron a partir de la reforma a la Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992 y al reglamento de
dicha Ley en 1993 y desde entonces están vigentes”,
aseguró Aguilar.
Al presentar un panorama actual de este modelo
para generar su propia energía, el Gerente de Contratos PPA, Regulación y Mercados de Energía de GPG,
comentó que “los contratos PIE’s (Productores Independientes de Energía), que representan el 24% de la
capacidad instalada, cuenta con contratos a 25 años
que incentivan la disponibilidad y la eficiencia”.
La importancia de los PIE’s salta a la vista cuando
por ejemplo en el año 2014 las centrales eléctricas
destinadas al servicio público generaron el 85.7% de
la energía eléctrica y el 14.3% restante fue producida
por las centrales eléctricas privadas en sus diferentes
esquemas de generación, incluidas las sociedades de
autoabasto, de acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 20152019, elaborado por la Secretaría de Energía.
Al destacar algunos de los beneficios de apegarse
al autoabasto, Aguilar comentó que uno de ellos sería
obtener precios competitivos sin ser un usuario calificado del mercado eléctrico o tener una demanda
ENERGIA
ENER
E
ENE
EN
NE
N
NER
ER
E
R GIA
G IIA
GI
AAD
DE
DEBATE
E BA
BAT
BATE
B
ATE
A
AT
TTE
E
3333
mínima de energía de 3 MW.
El autoabasto se encuentra dentro del portafolio de oportunidades en GPG, filial a la que Aguilar
pertenece, ya que ellos se encargarán de gestionar
el riesgo precio-gas, los costos de porteo gracias a
los más de 10 años de experiencia en ciclos combinados lo que se refleja en una alta disponibilidad de
la fuente de energía.
Su lado verde
Otro dato a destacar es el incremento de la capacidad de producción eléctrica a partir de fuentes
limpias, ya que en el periodo 2015-2029, el 54.3% de
la capacidad adicional será a partir de tecnologías
limpias.
“Lo anterior es un crecimiento muy importante
de la participación de los generadores limpios, que
de acuerdo con la Ley e Industria Eléctrica son aquellas fuentes cuyas emisiones no rebasen los umbrales
establecidos en las disposiciones que se emitan y
entre las cuales se consideran el viento, la radiación
solar, el calor de los yacimientos geotérmicos y la
energía generada por las centrales de cogeneración
eficiente”, agregó Aguilar.
Una oportunidad también interesante para las
empresas que elijan al autoabasto ya que -además
de los ahorros previstos- se adiciona el reconocimiento ambiental sobre la imagen corporativa al consumir
energía limpia, proveniente de fuentes renovables.
Un dato interesante es que por cada 10 mil MW de
capacidad de generación con fuentes limpias, se
pueden evitar emisiones por 5 mil toneladas de CO2.
Por último, Aguilar resaltó que “el 23.5% de la capacidad adicional lo aportarán las nuevas centrales
bajo el esquema de autoabastecimiento y pequeña
producción, por lo que este esquema seguirá siendo
de uso común en los próximos años en la industria a
pesar de que la CRE ya no expida permisos de este
tipo”, finalizó el ingeniero de GPG.
34
34
MARZO/ABRIL
M
MARZ
MAR
ARZ
A
R ZO/AB
O //AB
O/AB
O/A
/A
AB
A
B RIL
R IL
RI
I L / 220
2016
0 16
16
¿Qué necesito para entrar a
una sociedad de autoabasto?
1. Contar con Centros de Consumo en Tarifas
HM o Tarifa 2 interesados en consumir energía renovable.
2. Adquirir una Acción Serie C con Fuerza y Energía Bií Hioxo, filial de Gas Natural Fenosa.
3. Incluir los Centros de Carga en el Permiso de
Autoabastecimiento con la CRE (el trámite lo
realiza Fuerza y Energía Bií Hioxo, FEBH).
4. Realizar estudio de Transmisión e Inclusión
de los Centros de Carga en el Convenio de
Transmisión con CFE (el trámite también lo
realiza FEBH).
5. Realizar adecuaciones eléctricas y de comunicaciones en los Centros de Consumo a los
que FEBH les suministrará energía (estas actividades deberán realizarse en paralelo con las
actividades descritas en los incisos 1 al 4.
En cuestiones técnicas también se requiere:
a) Infraestructura que permita realizar un esquema de comunicación por VPN.
b) Posibilidad de colocar nodo de red cercano
al medidor.
c) Instalaciones eléctricas que se apeguen a lo
establecido con las especificaciones técnicas del Suministrador establecidas en el Procedimiento Para La Atención De Solicitudes
De Servicio De Energía Eléctrica (PROASOL)
emitido por la subdirección de Distribución
de la Comisión Federal de Electricidad.
d) Medidor bidireccional de acuerdo a las especificaciones de CFE.
Industria eléctrica
El incierto comienzo del mercado eléctrico
El reto es hacer funcionar y consolidar a ese nuevo sistema de operación.
A
D
fines de enero pasado, se cumplió uno de los propósitos clave de la Reforma Energética: la puesta en marcha del mercado eléctrico mayorista (MEM). Tras casi
dos años en que se publicó un sinfín de regulación y
manuales, se puso a funcionar ese mercado para los sistemas
interconectados Nacional, Baja California y Baja California Sur,
en los segmentos de generación, transmisión y distribución,
donde puede participar el sector privado.
Con bombo y pla llo se anunció el arranque de mecanismo
de compra y venta de fluido eléctrico en operaciones en empo
real, que deberá asegurar que prevalezcan los costos más bajos
en el sistema eléctrico en todo momento. Todo ello bajo la batuta
del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), que fue
separado de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para que
pudiera ser el imparcial gestor del sistema, en el que se espera
que, con el empo, compe rá un gran número de empresas.
Pero el arranque fue un suceso anticlimático, en el que
muchos par cipantes potenciales en la primera subasta de corto
plazo prefirieron esperar y analizar las primeras transacciones y
precios, antes de decidir cómo actuarán en el mercado. Se informó
que el mercado alcanzará su madurez en 2017, porque el proceso
de integración de la industria privada y el ajuste de las reglas requiere empo y supervisión para funcionar óp mamente.
Se confirmó que las primeras transacciones serían limitadas en los primeros meses del mercado, reflejando el hecho
de que casi toda la capacidad y generación que existen hoy se
mantienen bajo la figura de “contratos legados”, sin cambios en
sus condiciones. Para colmo, el único participante fuera de CFE
fue la Generadora Fénix, una unión del Sindicato Mexicano de
Electricistas con la portuguesa Mota-Engil. Una señal incómoda,
en opinión de muchos observadores.
Como quiera que sea, el mercado arrancó con ofertas de
540 generadores de la CFE y sus productores independientes,
además de 183 generadores permisionarios –representados
por la CFE–, más la oferta del incómodo Fénix, para sumar
32,360 megawatts (MW) de capacidad para cubrir una oferta
de demanda en hora pico de 32,100 MW.
Luego, en la primera subasta de largo plazo, 103 licitantes solicitaron precalificación para 468 ofertas técnicas, que
incluyen 830 MW de potencia, 102 MWh de energía y 109
S
*
millones de certificados de energía limpia (CELs),
“Las bases del mercado son muy complejas, escritas por
ingenieros para ser interpretadas por abogados”, comentó
el representante de una compañía generadora. El papel de
CFE, sobre todo, estuvo bajo la lupa, ya que en días previos se
anunció que esta Empresa Productiva del Estado sufriría una
estricta separación legal, horizontal y vertical, en múltiples
empresas, con “murallas chinas” entre ellas, aun cuando
todas ellas reportarían a un solo corporativo.
Además, esa separación de CFE en varias compañías
generadoras tomaría tiempo, probablemente un año, según
se comentó. Por su parte, la Subsecretaría de Electricidad de
la Secretaría de Energía difundió plazos para ir cumpliendo
y consolidando del MEM (ver recuadro).
Acciones
Información y comunicación con solicitantes a participar en el MEM.
Evaluación de antecedentes y requisitos mínimos de capital.
Solicitud de contrato de participante por parte de generadores
amparados por contratos, permisos y autorizaciones transitorias.
Instrumentación de procesos de registro para suministradores
que representen a generadores exentos y a los que representen
centros de carga.
El CENACE pondrá a disposición de los participantes el software
de programación financiera.
El CENACE no requerirá las garantías de cumplimiento de los
generadores ni suministradores de servicio básico.
Ofertas de venta para unidad de central de ciclo combinado.
Participantes ofertarán el costo de operación que corresponda al
límite de despacho económico mínimo.
El CENACE implementará el uso de límites de energía diaria para
todas las centrales eléctricas en el mercado del día en adelanto.
El mercado de tiempo real podrá ejecutarse en modo de control
de plazo abierto.
No se aplicarán penalizaciones por incumplimientos a las instrucciones del despacho económico en tiempo real.
Registro de los parámetros de referencia de cada Unidad de
Central Eléctrica.
Prueba y validación del registro de instrucciones de despacho, RID.
Desarrollo del software de programación física.
Evaluación del CENACE de los programas de importación y exportación solicitados en el marco de los contratos de interconexión.
Implementación del sistema de información del mercado.
Plazo*
90 días
120 días
30 días
180 días
180 días
65 días
120 días
90 días
180 días
180 días
180 días
90 días
180 días
180 días
90 días
180 días
*/ A partir del arranque del MEM de Corto Plazo. Fuente: Sener.
* Director General de esta revista.
ENERGIA A DEBATE
35
La participación dominante de CFE conlleva muchas dudas.
“¿Por qué se sigue llamando Comisión, y además Federal. Habría que cambiarle el nombre,” comentó uno de los dirigentes
de una asociación que representa a las energías renovables. Otra
duda iba en el sentido de que los plazos para la separación de
CFE son demasiado amplios, en un mercado en el que se esperan
muchos acontecimientos en el transcurso de su primer año.
“¿Qué sucede si la CFE quiebra?”, dijo otro observador,
en alusión a sus maltrechas finanzas, que se deterioran por los
precios más bajos de la electricidad y por la pérdida de grandes
clientes. La respuesta a este interrogante probablemente la dio
el Secretario de Hacienda, Luis Videgaray Caso, a principios
de enero, cuando afirmó que Pemex era una de las grandes
petroleras que hoy día se pueden calificar como “too big to
fail”. Se supone, pues, que las EPEs no podrán quebrar y que
la Hacienda Pública siempre las rescatará con los impuestos de
los contribuyentes, nos guste o no, como ahora forzosamente
sucederá con Pemex.
La credibilidad y el funcionamiento del mercado eléctrico
dependerán de que participen empresas fuertes al margen de la
CFE. Para ello, las grandes empresas deben ver la conveniencia
de ser suministradores calificados o usuarios calificados.
Pero, por ahora, no está claro que las empresas del país
quieran migrar al nuevo mercado liberalizado, porque no saben qué va a pasar en ese mercado ni cómo va a ser la tarifa
regulada. Los costos de CFE van a determinar la tarifa regulada
y los nuevos jugadores deberán mejorar esa tarifa.
Otra incógnita es cómo funcionarán los CELs, en un mercado donde habrá incentivos para comprar energía barata, no
para comprar energía limpia. Los CELs han creado polémica y
por lo pronto no hay quién pueda estimar su precio. Falta ver
si cumplen su cometido de promover la energía renovable.
Hay optimismo, pero persisten dudas. En el reciente “4th
Mexico Energy Power Summit” celebrado por BNamericas,
pudimos escuchar diversas opiniones. Juan Ignacio Rubiolo,
Presidente y Director General de AES México, consideró que con
el nuevo mercado hay buenas razones para invertir en México
gracias a la apertura hacia la competencia con la separación
¿Cómo competirá CFE en el mercado?
Dr. Enrique Ochoa Reza*
¿Cómo va la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a participar en el
mercado eléctrico en condiciones de piso parejo y competencia plena?
La Secretaría de Energía mandató unos nuevos términos de estricta
separación legal de la CFE, que establecen que se creen al menos cuatro
empresas subsidiarias diferentes entre sí en generación, que competirán
entre ellas y con las generadoras privadas nacionales e internacionales en
el nuevo mercado de generación eléctrica mayorista.
Son cuatro subsidiarias de generación distintas y se creó una unidad
de negocio para administrar la central nucleoeléctrica Laguna Verde. Por
motivos de seguridad y de acuerdo a una práctica internacional, la central
nuclear dependerá del corporativo, pero la energía eléctrica que genere
formará parte del paquete de generación de alguna de las subsidiarias para
36
MARZO/ABRIL / 2016
legal, financiera y operativa de la CFE. Pero advirtió que, de no
hacerse la separación de la empresa en los términos en que
está planeado, se corre el riesgo de tener un mercado eléctrico
muy pequeño.
Nicola Melchiotti, Vicepresidente de Enel para México y
América Central, habló de las grandes incertidumbres en los
mercados energéticos y consideró que el mercado eléctrico
en México será complicado porque va a haber muchos más
jugadores, de manera que las empresas tendrán que enfocarse
en las soluciones para sus clientes más que en la tecnología.
Miguel Ángel Alonso, managing director de la española
Acciona que realiza proyectos eoloeléctricos en Oaxaca, manifestó que su empresa se posiciona en contra de los CELs, al
considerar que no son necesarios y que todos los incentivos
y subsidios son anitanturales. Pueden ayudar a cumplir con
la reducción de emisiones, pero no necesariamente para
promover las renovables. Expresó su esperanza de que las
subastas ofrezcan una plataforma para un fuerte crecimiento
de la energía solar en México, pero que la primera subasta,
recién lanzada, no lo será.
Iván Oliveros, director para financiamiento de proyectos
de generación eléctrica y energías renovables de SMBC, aseguró que las condiciones de contratación de las subastas son
similares e incluso mejores respecto a las realizadas en otros
países, por lo que son bancables. Sin embargo, todavía quedan
incertidumbres sobre el modelo de mercado y planificación
de la transmisión.
Durante poco más de dos años, después de aprobarse
las reformas a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución para
permitir, en materia de electricidad, la participación del sector
privado en las actividades de generación, transmisión, distribución básica y comercialización de energía eléctrica, la puesta
en marcha del mercado eléctrico y de las subastas mantienen
a la expectativa a los participantes de ese mercado.
En consecuencia, las autoridades y la industria deberán
trabajar en fórmulas para reducir las incertidumbres, hacer
funcionar y consolidar a ese nuevo mercado para dar certeza
a todos los participantes, que, al fin y al cabo, somos todos.
participar en el mercado.
En materia de transmisión se nos mandata establecer
una subsidiaria de transmisión separada de la generación y
separada de la distribución, para llevar el registro contable de
los costos que establece transmitir la energía eléctrica de alto
voltaje en el sistema e informar a la Comisión Reguladora de
Energía de dichos costos, dado que la CRE establece la tarifa
de transmisión para todos por igual.
También se crea una subsidiaria de distribución, separada
de transmisión. Esta subsidiaria tiene 16 unidades de negocio,
que corresponden a 16 regiones del país, y que llevarán la
contabilidad de los costos que ejercen para distribuir energía
eléctrica para reportarla a la CRE, quien establecerá la tarifa
de distribución teniendo información plena de cada una de las
16 unidades regionales y del sistema nacional en su conjunto.
Para comercializar la energía eléctrica se crea una subsidiaria para el suministro básico y una filial para el suministro
calificado. Dicho suministro es para grandes usuarios que
consuman 2 megawatts o más de energía y a partir de agosto
de este año que sean aquellos consumidores que consuman
de 1 megawatt o más. Hay una competencia muy robusta para
suministrar energía a esos grandes consumidores.
Por otra parte, se crean comercializadoras de combustibles y éste es un área económica nueva para la CFE, quien
competirá con Pemex y con otras empresas para comercializar
gas natural y otros combustibles. Esto es práctica común en
las empresas eléctricas a nivel internacional, pero CFE no lo
hacía antes de la Reforma Energética.
La CFE podrá vender los combustibles que tenga en
excedente. Para eso creamos dos filiales, una para comercial
combustibles al interior del territorio nacional, que se llama
CFE-Energía, y otra para comercializar combustibles en el
exterior, que se llama CFE-Internacional.
• Tomado de su participación en la Expo México Energy 2016.
ENERGIA A DEBATE
37
Ahorro de energía
Eficiencia energética para calentadores
de agua a gas
Se analiza sus impactos energéticos, económicos y ambientales a partir
de la aplicación de la NOM-003-ENER.
B
R
,Y
P
S
E
*
300.0
250.0
200.0
150.0
100.0
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
MARZO/ABRIL / 2016
B
350.0
Fuente: Sener[1].
La NOM-003-ENER-2011, Eficiencia térmica de
calentadores de agua para uso doméstico y
comercial. Límites, método de prueba y etiquetado
En México, a par r de la Ley Federal de Metrología y Normalización publicada en 1992 y a través primero de la Comisión
Nacional para el Ahorro de Energía (Conae) y, a par r de 2009,
de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
(Conuee), se ha venido estableciendo un conjunto amplio de
Normas Oficiales Mexicanas para la eficiencia energé ca con un
robustosistema de evaluación de la conformidad que ha permi do
tener impactos importantes en los consumos de electricidad y
gas, par cularmente en el sector residencial[5].
La NOM-003-ENER-2011, Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso domés co y comercial. Límites, método
de prueba y e quetadoes una norma cuya primera versión se
publicó en 1995[6] y ha sido actualizada dos veces (en el 2000 y
el 2011)[7][8].Establece los niveles mínimos de eficiencia térmica
que deben cumplir los calentadores de agua para uso domés co
y comercial que se encuentren en el mercado nacional. También
especifica el método de prueba que debe aplicarse para verificar
• Funcionarios de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE).
38
N
400.0
1982
La importancia del uso del gas para el
calentamiento de agua
En el sector residencial de México, el gas es el combus ble
que más se consume en términos de su contenido energé co, ya
que representa el 42% del consumo de energía del sector (38%
gas LP y 4% gas natural)[1]. Sin embargo, su peso en la economía
de las familias es aún más importante ya que el gasto en gas
representa el 63% del gasto total en energé cos[2]. A su vez, el
uso del gas para calentamiento de agua es su principal des no ya
que se es ma que el 54% del consumo de gas el sector residencial
corresponde al calentamiento de agua[3]. Sin embargo, solo cerca
de la mitad de los hogares cuenta con calentador de agua[4].
Por lo mismo, cualquier polí ca pública orientada a mejorar
la eficiencia energé ca en el uso del gas y en especial el que se
usa para calentamiento de agua, es de gran importancia no solo
en términos energé cos, sino también económicos, ambientales
y sociales.
I
Figura 1. Evolución del consumo de gas (LP y natural) en
el sector doméstico de México entre 1980 y 2014.
1980
l presente documento presenta una evaluación del impacto de la NOM-003-ENER, que establece los niveles
mínimos de eficiencia térmica que deben cumplir los
calentadores de agua a gas para uso domés co y comercial que se encuentren en el mercado nacional. Para esto, se llevó
a cabo un análisis compara vo entre la evolución del consumo de
gas (LP y natural) y la de un escenario de crecimiento asociado
al del crecimiento de la población en México desde la entrada
en vigor de la NOM en 1996. En términos generales, se es ma
que la aplicación de la NOM-003-ENER ha evitado el consumo de
900PJoules de gas desde la puesta en vigor de la NOM, lo que es
igual a más de tres veces el consumo anual actual, con ahorros
a la economía nacional de más de 320 mil millones de pesos de
1996 a 2014 y emisiones evitadas de 56.1 Ton de CO2eq, equivalentes a cerca de dos años de emisiones por quema directa de
combus bles de los sectores residencial y comercial.
J
Consumo (Pjoules)
O
Figura 2.Tasas de crecimiento de consumo de gas en sector residencial, número
de viviendas y población en México (1980-1990, 1990-2000 y 2000-2010)
7.00
Consumo gas
% crecimiento anual
6.00
Vivienda
5.00
Población
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
1980-1990
1990-2000
2000-2010
Fuentes: Elaboración propia de los autores con datos de Sener e INEGI.
dicho cumplimiento. Esta NOM entró en vigor en junio de 1996[6].
Por lo anterior, en el año de 2016 se cumplen 20 años de
la entrada al mercado de los equipos de calentamiento de agua
que cumplen con una NOM de eficiencia energé ca (incluyendo
su e queta amarilla, que es obligatoria). Dado que se es ma que
la vida ú l promedio de estos equipos es de 10 años, se puede
afirmar que prác camente todos los calentadores de gas en
operación en México enen cer ficados con la NOM-003-ENER,
en sus versiones 1995, 2000 o 2011.
Evolución del consumo de gas (LP y natural) en el
sector residencial y del número de viviendas y
población entre 1980 y 2014
Una revisión de la evolución del consumo de gas (LP y natural) en el sector residencial entre 1980 y 2014 hace evidente un
drás co cambio de una tendencia de alto crecimiento hacia una
a la baja a par r de los años en los que entra en vigor la primera
versión de la NOM-003-ENER (Fig. 1)[1].
En par cular, el consumo de gas se duplicó en quince años
entre 1980 y 1995 y, a par r de 1998, se de ene e, inclusive,
decrece.
A su vez, una revisión de las tasas de crecimiento en tres
décadas de 1980 a 2010 del consumo de gas en el sector residencial, del número de habitantes y del número de viviendas en
México hace igualmente evidente el cambio que se presenta a
par r la aparición de la NOM-003-ENERen la segunda parte de
los noventas (Fig. 2)[9].
Así, mientras en el lapso entre 1980 y 1990 la tasa de crecimiento del consumo de gas (6.4%) era más del doble que la
del número de viviendas (3.0%) y del triple del de la población
(2.0%), ya para el período 1990 a 2000 la situación cambia radicalmente, pues mientras las tasas de crecimiento de número de
viviendas y población no varían mucho, la de consumo de gas se
reduce a la sexta parte (poco más de 1%). Más aún, entre 2000
y 2010 la tasa de crecimiento del consumo es casi nulo y varias
veces menor al de la vivienda y de la población.
A su vez, una comparación de las tasas de crecimiento de la
población y del consumo de gas en períodos antes (1980 a 1996) y
después de la entrada en vigor de la NOM (1997 a 2014) muestra
un descenso de las tasas, siendo nega va para el consumo de gas
para los años posteriores a la entrada en vigor de la NOM (Tabla 1).
Tabla 1. Tasas de crecimiento de consumo de gas en sector
residencial y población de México (1980-1996 y 1997-2014)
Concepto
1980-1996
1997-2014
Consumo gas en
3.02
-0.60
sector residencial
Población
1.93
1.20
Fuentes: Elaboración propia de los autores con datos de Sener e INEGI.
1. El impacto energético, económico y ambiental
de la NOM-003-ENER-2011
Para establecer el impacto energé co, económico y ambiental de la NOM-003-ENER se considera un escenario de referencia
relacionandocon el crecimiento dela población en México.De
esta manera, se hace la consideración de que en el escenario
de referencia (sin NOM-003-ENER) la tasa de crecimiento de
la demanda de gas en el sector residencial sería igual al de la
población entre 1997 y 2014 (1.2%), que es el período posterior
a la entrada de la NOM (Fig. 2).
Esto significa que, tan solo para el año 2014, el consumo de
gas LP fue 37% menor de lo que la tendencia de crecimiento de
la población indicaría, lo que representa un ahorro de 110PJoules
al año (2.1 millones de Ton de gas) y con un valor, a precio de
octubre de 2015, de cerca de 30 mil millones de pesos y emisiones evitadas de 6.6 mil Toneladas de CO2 equivalente (Tabla 2).
ENERGIA A DEBATE
39
Figura 3. Evolución real y estimada del consumo de gas en el sector doméstico
de México entre 1990 y 2014.
440.0
Consumo (Pjoules)
390.0
340.0
290.0
240.0
Tendencia
Real
190.0
140.0
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
1980
Fuentes: Preparado por el autor en base a datos de la Sener y de INEGI.
Tabla 2. Es mados de ahorros de energía y dinero y emisiones
evitadas por la NOM-003-ENER-2011
Concepto
1995-2014
2014
Energía ahorrada(PJoules)
900
110
Can dad de gas (millones de Ton gas LP eq)
17.0
2.1
Ahorro ($miles de millones)
254
30
Emisiones CO2 (miles de Ton COeq)
56.1
6.6
Fuentes: Preparado por los autores con base en datos de la Sener e INEGI.
A su vez, como valor acumulado en 18 años (de 1996 a 2014),
el consumo evitado de gas desde la puesta en vigor de la NOM
se es ma en 900PJoules, lo que representamás de tres veces el
consumo anual actual. Esto también equivale a más de 17 mil
millones de kilos de gas LP, que a precio al público en octubre de
2015 (14 $/Kg) ene un valor de 254 mil millones de pesos. En
emisiones evitadas, esto representa 56.1Ton de CO2eq, equivalentes a cerca de dos años de emisiones por quema directa de
combus bles de los sectores residencial y comercial[10].
A su vez y considerando un subsidio promedio de 30% sobre
el precio al usuario de gas LP[3] y que este se ha aplicado al 85%
de los usuarios, se es ma que se ha tenido un ahorro adicional,
esta vez para las finanzas públicas, de 66 mil millones de pesos,
lo que lleva a un total de ahorro para la economía nacional de
más de 320 mil millones de pesos.
2. Conclusiones
Una revisión de la evolución del consumo de gas (LP y natural) en el sector residencial entre 1980 y 2014 hace evidente un
drás co cambio de una tendencia de alto crecimiento hacia una
a la baja a par r de los años en los que entra en vigor la primera
versión de la NOM-003-ENER.
Para es mar la can dad de gas que se ahorra por la NOM
se llevó a cabo un análisis comparativo entre la evolución
40
MARZO/ABRIL / 2016
del consumo de gas (LP y natural) en el sector residencial de
México y la de un escenario de referencia (sin NOM-003-ENER)
asociado al crecimiento de la población en el paísentre 1996
y 2014. En términos generales, se estima que la aplicación de
la NOM-003-ENER ha evitado el consumo de 900PJoulesde gas
desde su puesta en vigor, lo que es igual a más de tres veces
el consumo anual actual, con ahorros a la economía nacional
de más de 320mil millones de pesos y emisiones evitadas de
56.1 Ton de CO2eq de 1996 a 2014, equivalentes a cerca de
dos años de emisiones por quema directa de combustibles de
los sectores residencial y comercial.
Referencias
1. SENER. Sistema de Información Energé ca. 2016 [cited 2016 Enero];
Available from: h p://sie.energia.gob.mx/.
2. INEGI. Encuesta Ingreso y Gasto de los Hogares 2008. 2009 [cited 2011
15 de Marzo]; Available from: www.inegi.org.mx.
3. GIZ, Análisis de viabilidad y dimensionamiento del potencial de ahorro
de un programa de sus tución de calentadores de agua 2011, Deutsche
Gesellscha für Interna onale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH: México. p. 85.
4. INEGI. Censo de Población y Vivienda 2010. 2011 [cited 2011 15 de
Marzo]; Available from: h p://www.censo2010.mx/.
5. Conuee, Normas Oficiales Mexicanas de Eficiencia Energé ca. Balance al 2013,
2015, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de Energía: México DF. p. 63.
6. Conae. NORMA Oficial Mexicana NOM-003-ENER-1995, Eficiencia térmica
de calentadores de agua para uso domés co y comercial. 1995 [cited
2016 Enero]; Available from: h p://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?
codigo=4884401&fecha=07/11/1995.
7. Conae, NOM-003-ENER-2000 Eficiencia térmica de calentadores de agua
para uso domés co y comercial. Límites, método de prueba y e quetado.,
Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, Editor 2000. p. 17.
8. Conuee. NORMA Oficial Mexicana NOM-003-ENER-2011, Eficiencia térmica
de calentadores de agua para uso domés co y comercial. Límites, método
de prueba y e quetado. 2011 [cited 2016 Enero]; Available from: h p://
www.conuee.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/6933/19/
NOM003ENER2011.pdf.
9. INEGI. Viviendas habitadas por po y clase de vivienda, 1990 a 2010. 2016
[cited 2016 Enero]; Available from: h p://www3.inegi.org.mx/sistemas/
sisept/default.aspx?t=mviv27&s=est&c=26529.
10. INECC. Inventario de Gases y Compuestos de Efecto Invernadero. Actualización 2013. [cited 2016 Enero]; Available from: h p://www.inecc.gob.
mx/descargas/cclima co/2015_inv_nal_emis_gei_result.pdf.
ENERGIA A DEBATE
41
Energías renovables
desafían la caída
del precio del petróleo
A
329
2015.
Bloomberg New Energy Finance
L
a inversión en energía renovables
aumentó en China, África, Estados Unidos, América Latina y la
India en el 2015, impulsando el
total mundial a sus cifras más altas en
la historia, con 328.9 mil millones de
dólares (mmdd) de inversión, un 4% más
respecto a los 315.9mmdd registrados
en 2014.
Esto bate el récord anterior, establecido en 2011, por un 3%. La mayor
inversión en energía eólica terrestre
durante 2015 se registró en México.
En el mundo, se instalaron 64GW de
energía eólica y 57GW de fotovoltaica
el año pasado, un aumento de casi 30%
con respecto al 2014.
Las últimas cifras de Bloomberg
New Energy Finance (BNEF) muestran
que las inversiones en dólares a nivel
mundial crecieron durante 2015, alcanzando cerca de seis veces su total
respecto a 2004 e imponiendo un
nuevo récord de un tercio de un billón de
dólares a pesar de cuatro factores que
se esperaba podrían haberlas frenado.
Estos fueron: mayores caídas en el
costo de la energía solar fotovoltaica,
lo que significa que mayor capacidad
podría ser instalada al mismo precio;
la fortaleza del dólar estadounidense,
que reduce el valor en dólares de la
inversión que no está en esta moneda;
la continua debilidad de la economía
europea, anteriormente el motor de
inversión en energía renovable; y
quizás lo más importante, la caída de
los precios de los combustibles fósiles.
42
MARZO/ABRIL / 2016
Durante los 18 meses previos,
hasta diciembre de 2015, el precio del
crudo Brent se desplomó 67%, cayendo
de 112.36 a 37.28 dólares por barril
(dpb) y el carbón térmico internacional
surtido en el noroeste de Europa se
redujo un 35%, de 73.70 a 47.60 dólares
por tonelada. El gas natural en Estados
Unidos cayó 48% en el índice Henry
Hub, de 4.42 a 2.31 dólares por millón
de BTUs.
Michael Liebreich, presidente del
Consejo Consultivo de BNEF señaló:
“Estas cifras son una asombrosa respuesta a todos los que esperaban que la
inversión en energías renovables se detendría ante el descenso de los precios
de petróleo y gas. Destaca la mejora de
la competitividad de los costos de la energía solar y eólica, impulsada en parte
por el movimiento en varios países de
realizar una subasta inversa de la nueva
capacidad, en lugar de ofrecer tarifas
ventajosas, un cambio que ha puesto
a los productores bajo continua presión
respecto a los precios”.
“La energía solar y eólica está
siendo adoptada en muchos países en
vías de desarrollo como parte natural y
sustancial de su paquete de generación
de energía. Pueden abaratar sus precios de producción respecto a los altos
precios de la electricidad en general.
Reducen la exposición de un país a
los precios futuros esperados de combustibles fósiles. Sobre todo se pueden
construir rápidamente para satisfacer la
demanda insatisfecha de electricidad.
Además, a la luz del Acuerdo Climático
que se alcanzó en París en diciembre,
es muy difícil ver estas tendencias retrocediendo”.
Al analizar estas cifras a detalle,
la mayor parte de los 328.9 mmdd invertidos en energía renovable durante
el 2015 corresponden a la financiación
de activos para los proyectos de plantas generadoras, tales como parques
eólicos, parques solares, plantas de
biomasa y residuos de energía, y pequeños proyectos hidroeléctricos. Estos
representaron un total de 199 mmdd
en el año, 6% más que el año anterior.
(Los grandes proyectos hidroeléctricos
de más de 50MW no están incluidos
en estas cifras sobre la financiación de
activos o en la inversión total de energía
renovable. Sin embargo, la estimación
de BNEF es que 43 mmdd de grandes
proyectos hidroeléctricos alcanzaron
una “decisión final de inversión” global
en 2015).
Los mayores proyectos financiados el año pasado incluyen una serie
de grandes conjuntos de energía eólica
marina en el Mar del Norte y en la costa
de China. Estos incluyen 580MW de
Race Bank y 336MW de Galloper en
el Reino Unido, con costos estimados
de 2.9 mmdd y 2.3 mmdd, respectivamente, el proyecto de 402MW de Veja
Mate en Alemania, 2.1mmdd, y los
proyectos de China, Longyuan Haian
Jiangjiasha y Datang & Jiangsu Binhai,
cada uno de 300 MW y 850 mdd. El
financiamiento más grande de energía
Inversión en energía limpia global de 2004 a 2015
($
)
16%
4%
16%
-7%
$329bn
-8%
32%
$318bn
$316bn
$297bn
$272bn
18%
36%
$274bn
$207bn
$206bn
$175bn
46%
42%
0.8%
$128bn
$88bn
$62bn
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Fuente: Bloomberg New Energy Finance
eólica terrestre fue de 1.6GW proveniente de la cartera NAFIN México, por
un estimado de 2.2 mmdd.
En energía solar fotovoltaica,
destacan el proyecto de Silver State
Sur, de 294MW y cerca de 744mmdd;
y en energía solar térmica o CSP, la
cartera NOORo en Marruecos, que generará 350MW con 1.8mmdd. El mayor
proyecto de biomasa financiado fue la
planta de 330MW Klabin Ortiguera en
Brasil, que junto con la construcción
de una planta de producción de 1.5
millones de toneladas de celulosa, tuvo
una inversión de 2.3 mmdd; y la mayor
inversión geotérmica fue Guris Efeler
en Turquía, 170MW y un estimado de
717 mdd.
Después de la financiación de
activos, la siguiente mayor parte de
inversión en energía renovable se
destinó a azoteas y otros proyectos de
energía solar a pequeña escala. Este
rubro representó 67.4 mmdd en 2015,
un 12% más que el año anterior, con
Japón, como el mayor mercado, por
mucho, seguido por Estados Unidos
y China.
Las indicaciones preliminares indican que, gracias a esta actividad de
generación a gran y pequeña escala,
tanto la energía solar fotovoltaica como
la eólica, registraron alrededor de 30%
más capacidad instalada a nivel global
en 2015, comparado a 2014. Se estima
que el total de energía eólica del año
pasado terminará cerca de los 64GW,
seguida de la energía solar con 57GW.
Este total combinado de 121GW representaría alrededor de la mitad de la
capacidad neta agregada en todas las
tecnologías de generación (combustible
fósil, nuclear y renovable) a nivel mundial en 2015.
La inversión pública en el mercado
compañías de energía renovable fue
de 14.4 mmdd el año pasado, un 27%
menos que en 2014 pero en línea con
el promedio de los últimos 10 años.
Los mejores acuerdos incluyeron una
segunda emisión de acciones por 750
mdd por parte del fabricante de coches
eléctricos Tesla Motors y una oferta
pública inicial de 688 millones por TerraForm Global, una empresa ‘yieldco’
con sede en Estados Unidos, dueña
de proyectos de energías renovables
en mercados emergentes.
El capital de riesgo y los inversionistas de capital privado inyectaron
5.6 mmdd en empresas especializadas
en energía renovable en el 2015, un
crecimiento del 17% contra el total de
2014, pero todavía muy por debajo
del máximo de 12.2mmdd en 2008. El
acuerdo VC/PE más grande del año
ENERGIA A DEBATE
43
Inversión en energías limpias en México de 2004 a 2015
($
Eólica
Solar
Tecnologías
Inteligentes
en Energía
Otros
Total
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
0.0
0.2
0.1
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.0
0.7
0.0
0.0
0.2
0.0
0.2
2.1
0.0
0.4
0.3
0.1
0.0
1.3
0.1
0.3
1.4
0.2
0.4
1.6
0.2
0.1
3.9
0.3
0.2
0.3
0.0
0.2
0.0
0.2
0.0
0.2
0.0
0.8
0.2
0.7
0.4
2.9
0.0
0.4
0.3
1.8
0.4
2.3
0.1
2.0
pasado fue por 500 millones de dólares
para la compañía china de vehículos
eléctricos NextEV.
Asimismo, se destinaron 20 mmdd a
la financiación de activos en tecnologías
de energía renovable, como redes inteligentes y almacenamiento en baterías
a gran escala, lo que representa un
aumento de 11% sobre 2014, el más reciente de una serie ininterrumpida de incrementos anuales en los últimos nueve
años. La última categoría de inversión en
energía renovable, el gasto corporativo y
gubernamental en investigación y desarrollo, ascendió a 28.3 mmdd en 2015,
creciendo solamente un 1%. Esta figura
proporciona un punto de referencia para
cualquier aumento en el gasto a raíz de
los anuncios realizados en la COP21
en París por consorcios de gobiernos e
inversionistas privados, liderados por Bill
Gates y Mark Zuckerberg.
Tendencias nacionales
Una vez más, China fue por mucho
el mayor inversionista en energías
renovables en 2015, aumentando su
dominio con un incremento del 17%
para alcanzar los 110.5 mmdd, ya que
su gobierno estimuló el desarrollo de
energía solar y eólica para satisfacer la
demanda de electricidad, limitar la dependencia de las centrales eléctricas de
carbón contaminante y crear campeones
44
)
MARZO/ABRIL / 2016
internacionales.
El segundo lugar fue para Estados
Unidos, que invirtió 56 mmdd, un 8%
más que el año anterior y la cifra más
fuerte desde la era de las políticas de
“estímulo verde” en 2011. El dinero de
los citados fondos ‘yieldco’, además de
un sólido crecimiento en la inversión
de nuevos proyectos solares y eólicos,
apoyaron el total de Estados Unidos.
Una serie de “nuevos mercados”
generó decenas de miles de millones de
dólares en energías renovables el año
pasado. Estos incluyen a México (4.2
mmdd), Chile (3.5 mmdd, un aumento
del 157%), Sudáfrica (4.5 mmdd, un aumento de 329 %) y Marruecos (2 mmdd,
por encima de casi cero en 2014).
México alcanzó una cifra récord
de 4.2 mmdd en inversión en energías
renovables el año pasado, un incremento
del 114% frente al año anterior. La principal razón del incremento es la mayor
inversión en energía eólica, que aumentó
de 1.6 mil millones de dólares en 2014 a
3.9 mil millones en 2015. Otros factores
incluyen a grandes compañías como
Volkswagen, WalMart y Grupo Soriana
adquiriendo energías renovables y a
NAFIN emitiendo bonos verdes.
La inversión de Brasil en energías
renovables cayó un 10%, a 7.5 mmdd en
2015, mientras que la India ha ganado
un 23% alcanzando los 10.9 mmdd, el
4.2
más alto desde 2011, pero muy lejos de
las cifras necesarias para implementar
sus ambiciosos planes oficiales. Por su
parte, Japón registró un aumento de
inversión del 3% a 43.6 mmdd, como
efecto de un boom fotovoltaico. En Canadá, la inversión en energía renovable
cayó 43% a 4.1 mmdd, mientras que en
Australia, subió un 16% a 2.9 mmdd.
Europa registró una vez más una
menor inversión en 2015, por 58.5
mmdd, un 18% menor respecto al 2014 y
su figura más débil desde 2006. El Reino
Unido fue, por mucho, el mercado más
fuerte, con 23.4 mmdd, una inversión
24% mayor. Alemania invirtió 10.6mmdd,
una disminución de 42%, gracias a un
movimiento menos generoso en el apoyo
a la energía solar, y en energía eólica
ante la incertidumbre acerca de cómo
funcionará un nuevo sistema de subastas a partir de 2017. Francia registró
un descenso aún mayor en la inversión,
cayendo un 53% en 2.9 mmdd.
África y el Medio Oriente son dos
regiones con gran potencial para energía renovable, debido a su creciente
población, los recursos solares y eólicos
abundantes y, en muchos países africanos, las bajas tasas de acceso a la
electricidad. En 2015, estas regiones
combinadas registraron una inversión
de 13.4 mmdd, un 54% más que el año
anterior.
Energía y sustentabilidad
Redefiniendo la agenda energética
y ambiental para México
El gobierno debe promover eficiencias en el consumo de energía y reducir emisiones,
incluso más allá de sus compromisos internacionales.
J
A
R
G
*
A
medida que la ciencia se vuelve más convincente, ignorar el fenómeno del calentamiento global es cada día
más difícil de justificar. Según el informe Stern sobre la
Economía del Cambio Climático, los costos totales del
fenómeno serán equivalentes a la pérdida de al menos 5% del PIB
mundial cada año[1], de no contar con un plan formal de combate,
de ahora en adelante. El dato, sin dejar de ser alarmante, da cuenta
de la urgencia que existe en la agenda política internacional para
coordinar esfuerzos históricos y combatir así, un problema que se
precisa es resultado en un 95% de la actividad humana[2].
Dentro de este contexto, el objetivo principal de la Conferencia
sobre el cambio climático de las Naciones Unidas en su edición XXI
en París (COP21), es el de homologar las voluntades políticas de
las más de 195 naciones representadas en el evento a finales del
año pasado, a fin de detener el aumento de la temperatura global
a no más de 2 grados Celsius durante este siglo.
La representación de México en el encuentro, cobra renovada
relevancia para entender la construcción de la agenda energética
nacional, próxima a definirse en su totalidad con la firma del
acuerdo internacional en abril de este año, y que de adherirse un
cierto número de países, que en su conjunto representen el 55%
de las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI), el
acuerdo adquirirá carácter jurídicamente vinculatorio[3].
Con el propósito de trazar líneas argumentativas, que exploren
un panorama más amplio y decisivo en el campo de acción que
México debiera asumir de cara a sus compromisos internacionales,
este artículo indaga y cuestiona el plan de contribuciones determinadas que México presentó ante las instancias de la COP21 y cómo
ello incidió en la aprobación de la Ley de Transición Energética
(LTE), como corolario del encuentro. Sin embargo, ante la ausencia
de un compromiso determinante por parte del país, se proponen,
finalmente, cuatro lineamientos de política nacional para limitar el
despliegue de las fuentes contaminantes de energía ante los bajos
precios de los hidrocarburos hoy día, y motivo por el cual las metas
corren riesgo de no alcanzarse en el país. Las implicaciones que
el acuerdo internacional tendrá en un entorno coyuntural para el
sector energético mexicano, se convierte pues en el estudio materia
de este artículo.
Un vistazo a México
De acuerdo con el World Resources Institute, de los países
con mayores emisiones de GEI en el planeta, México se encuentra
en la novena posición tan sólo por debajo de Brasil y Japón. El país
contribuye en 1.67% a las emisiones globales[4], resultado de la
política de crecimiento industrial nacional basada en hidrocarburos
que data desde la década de 1970[5].
El crecimiento económico e industrial ha intensificado el alto
impacto que el fenómeno del calentamiento global ha tenido en el
territorio nacional. Algunos estudios como el del Centro Nacional
de Prevención de Desastres (CENAPRED) lo estiman en $21,950
millones de pesos anuales desde el año 2000[6]. De hecho, uno de
cada cinco mexicanos vive en municipios de alta vulnerabilidad y
*Maestro en Políticas Públicas por la Universidad de Nottingham Reino Unido. Integrante del Programa de Gobierno, Gestión y Políticas Públicas
del CIDE, Región Centro ([email protected]).
ENERGIA A DEBATE
45
esto representa el 56.76%[7] de los municipios del país con altas
probabilidades de verse afectados por incendios, sequías o fenómenos hidrometeorológicos como los huracanes Manuel e Ingrid
que afectaron a México en el 2013 y Odile en el 2014.
Lo anterior pone de manifiesto la importancia que debe representar para México el problema del cambio climático y sobre todo,
las acciones que debe adoptar dentro de un contexto de agenda
energética internacional de mitigación.
En este orden de ideas, México fue la primera economía
emergente en entregar a la Secretaría General de la COP21 su plan
nacional de contribuciones determinadas (INDC), proyectado a 10
años, a partir del 2020.
Por su parte, el plan incluye dos componentes fundamentales.
Primero, el componente de mitigación, que encierra dos tipos de
medidas: las no condicionadas, como las acciones que México
realizará por sus propios medios, comprometiéndose a una reducción total del 25% de emisiones de GEI, mientras que las medidas
condicionadas, proyectan una reducción más ambiciosa en el orden
del 40% de GEI, siempre y cuando se obtenga transferencia tecnológica y recursos financieros internacionales del Green Climate
Fund, un apoyo financiero derivado del acuerdo internacional, que
constará de 100 billones de dólares cada año de fuentes públicas
y privadas de los países desarrollados[8].
El segundo componente es el de adaptación, y establece el
2026 como el año de emisiones máximas en México.
¿Es esto suficiente?
Existen aún dos interrogantes de cara a los compromisos
asumidos en la COP21. La primera, tiene que ver con la verdadera
contribución que las acciones de México tendrán en la dinámica
internacional para combatir el fenómeno del calentamiento global;
y la segunda, se refiere al efectivo cumplimiento de estos esfuerzos
en el país.
Por un lado, el actual titular de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) ha resaltado que las
INDC de México presentadas en Paris han sido diseñadas de una
manera responsable y ambiciosa [9]. Pero esto contraviene con lo
comunicado por el ClimateActionTracker (CAT), herramienta digital
que monitorea los compromisos de los países participantes en el
acuerdo. La clasificación asignada al esfuerzo de México lo posiciona
en un nivel “intermedio” de ambición para el logro de los objetivos
internacionales[10].
Esto es, que de acuerdo al tamaño de su economía, los
46
MARZO/ABRIL / 2016
compromisos de México son poco rigurosos para cumplir con los
objetivos establecidos en Paris, ya que no son consistentes con el
principio de responsabilidades comunes, pero diferenciadas a las
capacidades de cada nación. Ello implica un riesgo a otros países,
que en términos económicos, soportarán los costos asociados a la
falta del esfuerzo y responsabilidad de países como México.
La transición
Por el otro lado, el punto de partida para que México realmente logre sus compromisos es el de reconocer la necesidad de
diversificar su mix energético. Para ello, no sin estar exenta de algunos problemas estructurales, la recién aprobada LTE funge ahora
como el puente para que México pueda alcanzar sus metas fijadas.
La apertura de la COP21 aceleró repentinamente el proceso
legislativo para la aprobación de la nueva disposición en materia de
transición energética en México, que entre otras cosas, compromete
al país en lograr una participación del 35% de energías renovables
en la generación eléctrica para el 2024, así como la obligación de los
consumidores a comprar Certificados de Energía Limpia (CELs)[11].
La LTE se convertirá en el instrumento que promueva el desarrollo de las energías renovables en la producción de electricidad,
que, de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, dichas
fuentes ya han incrementado gradualmente sus participaciones
en la industria eléctrica mexicana al registrar, del 2014 al 2015, un
aumento del 35.6% en la nuclear y 1.9% para la combinada entre
geotermia, solar y eólica[12]. Sin embargo, según la misma agencia
de información, no se está reemplazando ninguna otra forma de
generación, sino, por el contrario, la propensión al uso de combustibles fósiles sigue creciendo en la generación eléctrica, que en el
mismo periodo aumentó en el orden del 3.2%.
Ahora bien, la ley fue aprobada no sin antes generar gran
polémica entre los principales sectores industriales del país como
el del acero, que han pugnado por una disposición legal “más realista”. Según sus objeciones, las metas no son coherentes con el
nivel de desarrollo del país ni con lo que otros socios comerciales
se han comprometido. Por lo tanto, la LTE se enfoca a fomentar el
despliegue sólo de energías renovables que bien pudieran duplicar
el costo de la electricidad en México en el corto plazo, afectando
la ya baja competitividad de muchas industrias nacionales, y no
en la promoción del gas natural por ser una fuente fósil, que no
obstante es un 68% menos contaminante que sus pares en la generación eléctrica [13].
La implementación de la LTE se orienta a la reducción de emis-
iones de GEI mediante diferentes mecanismos que involucran un
mayor control sobre la producción y uso de combustibles fósiles, o
al menos las emisiones asociadas a ellos. Para lograr este objetivo
estratégico, los compromisos de México pueden verse reforzados
si alguno de los siguientes escenarios llegara a progresar tomando
en cuenta la situación actual del precio de los hidrocarburos:
1. Extracción de hidrocarburos
De acuerdo con algunos estudios, para tener un 50% de
probabilidades de prevenir el aumento de la temperatura global no
más de 2 grados Celsius, las emisiones globales entre 2011 y 2050
deberán no exceder las 1,100 Gt de CO2, una cifra conocida como
el presupuesto mundial de carbono[14]. Las implicaciones de esto
son que por lo menos un 80% de carbón, la mitad del gas natural y
un tercio de las reservas petroleras restantes en el mundo deberán
quedar bajo tierra[15].
Para México, y particularmente después de la Reforma Energética del 2013, que supone una eventual intensificación en las
actividades de extracción y consumo de hidrocarburos, poco se ha
debatido sobre qué recursos, deben o no ser considerados en las
diferentes licitaciones de las Rondas a cargo de la Comisión Nacional
de Hidrocarburos bajo criterios de protección al medio ambiente.
Ante la situación de mercados petroleros a la baja y contrario
a las cláusulas de compromiso de inversión en los contratos ya firmados en las pasadas licitaciones, es de reconocerse que México
se verá beneficiado ambientalmente en tanto que los productores
de hidrocarburos, con permisos de operar en el territorio mexicano,
decidieran no desarrollar los recursos y dejarlos en el subsuelo
mientras los precios no perciban una recuperación considerable en
el corto plazo. Las políticas de recorte de grandes petroleras y las
bajas perspectivas de los precios en la siguiente década[16], ya han
dado cuenta de estas decisiones, en la cancelación de múltiples
proyectos de extracción en distintos lugares en el mundo por ser
incosteables a los precios actuales, por lo que es difícil considerar
la viabilidad económica en el corto plazo, del desarrollo de áreas
de lutitas y aguas profundas en México.
2. Subsidios al consumo de combustibles
Los bajos precios en los hidrocarburos estimulan una mayor
demanda en el consumo de combustibles fósiles, provocando que
otras fuentes de energía no fósiles sean menos competitivas en el
mercado. Una manera de abordar el asunto es el de reducir o eliminar completamente los subsidios a los combustibles fósiles como
Instrumentos de política energético-ambiental
Ley de Transición Energética.
INDC’S: contribuciones de México ante la Convención
Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático
(CMNUCC).
2015
Programas de desarrollo urbano de los municipios más
vulnerables, considerando los efectos del cambio climático.
2014
Programa Especial de
Cambio Climático
(2014-2018).
2013
Plan Nacional de Desarrollo (2013-2018):
Estrategia Nacional de Cambio Climático.
Programa Sectorial de Medio Ambiente y
Recursos Naturales (2013-2018).
2012
Ley General de Cambio Climático.
Inicio de elaboración de Planes Municipales de
Acción Climática.
2009
Inicio de elaboración de Programas Estatales de
Acción contra el Cambio Climático (PEACC).
2000
Ratificación del Protocolo de Kioto.
1998
Firma del Protocolo de Kioto.
1994
Entra en vigor la Convención Marco de las
Naciones Unidas sobre el Cambio Climático
(CMNUCC).
1993
México ratifica la CMNUCC.
1992
México suscribe la CMNUCC.
lo han hecho ya China y Arabia Saudita[17]. Existe el antecedente,
que el subsidio al ser una construcción artificial en el mercado,
tiende a distorsionar económicamente el verdadero valor de estos
productos, ya que influye en el comportamiento del usuario final
generando un consumo desmedido.
De esta manera, los bajos precios de los hidrocarburos son
una oportunidad excepcional para eliminar este tipo de apoyos, que
llegan a ser regresivos en la mayoría de los países. Sin embargo, la
OECD reconoce el trabajo de México[18], país que ha eliminado su
ENERGIA A DEBATE
47
apoyo al consumo de gasolinas y diésel a través de la liberalización
gradual de sus precios conforme a la Ley de Hidrocarburos publicada el 11 de agosto del 2014, y que hasta ahora ha beneficiado
a los consumidores.
No obstante, para prevenir la reacción de los ciudadanos
cuando los precios eventualmente suban, es importante también
la introducción de medidas fiscales por parte del gobierno para
compensar a los consumidores más vulnerables o bien, implementar políticas que mejoren el transporte público y privado en
las ciudades, por ser el sector que más emisiones de CO2 genera y
que la LTE no consideró como estratégico.
3. Impuesto al carbono
Acompañado de lo anterior, la introducción de un impuesto
al carbono por lo general es un campo políticamente minado, pero
de gran beneficio. Aquellos usuarios de productos y combustibles
basados en este componente no enfrentan el verdadero costo social
de su decisión, ya que los precios no incluyen las externalidades
ambientales que su consumo ocasiona.
En este sentido, México implementó el primer impuesto al
carbono en el 2013[19], con el fin de recaudar una cantidad presupuestaria considerable, que le permitiera al mismo tiempo limitar
las emisiones del país. Sin embargo, el impuesto quedó muy por
debajo de ser una verdadero incentivo para el uso racional de los
energéticos fósiles, ya que se fijó en menos de 5 dólares la tonelada de CO2, cuando el promedio mundial era de 20 a 30 dólares
por tonelada[20].
Luego entonces, el aumento del impuesto al carbono, en un
país como México, sujeto a las restricciones presupuestales y de
finanzas públicas, se convierte en otra estrategia para enderezar
el rumbo del país en la materia. La medida es altamente impopular, pero cada día gana mayor tracción en las iniciativas que
reciben algunos congresos alrededor del mundo, como la recién
propuesta del Presidente Barack Obama. La polémica iniciativa
del presidente de los Estados Unidos, busca ganar adeptos en
el congreso para fijar un impuesto de 10 dólares por barril de
petróleo producido, que permita generar recursos para incentivar
el desarrollo de transportes limpios y de tecnologías bajas en
emisiones de carbono [21].
A pesar de la dificultad que esta medida advierte para los productores, es sin duda más sencilla de poner en marcha considerando
que el consumidor pudiera experimentar un ligero incremento en
los combustibles fósiles ante los precios actuales.
48
MARZO/ABRIL / 2016
4. Innovación y eficiencia
La descarbonización de México se verá desarrollada con la
introducción de nuevas tecnologías que empleen estándares de
eficiencia en el consumo de energía, así como de captura y almacenamiento de carbono tanto en hogares como en empresas y edificios. Cualquiera de los escenarios propuestos anteriormente será
suficiente para mandar señales explicitas de largo plazo al mercado
para que la innovación en este tipo de tecnologías sea impulsada.
Según la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA),
las energías alternativas han ganado participación en los mercados
globales en años recientes, inclusive en muchos casos compitiendo
ya exitosamente frente a las fuentes tradicionales de energía en la
generación de electricidad[22], caso que no es aún el de México. No
obstante, la innovación es necesaria en el país para bajar más los
costos en integrar energías renovables a los sistemas generadores
de electricidad y descartar la necesidad de perniciosos subsidios
con el fin de hacerlas competitivas de cara al precio castigado del
gas natural hoy en día.
Un sistema político y regulatorio es crítico para poner en
marcha estos mecanismos, pero importante también es reconocer
que la iniciativa privada combinada con la innovación representan
los motores más importante para esta transformación. La lista de
posibilidades en este reglón es infinita, incluyendo la estrecha participación de consumidores finales en la producción de electricidad
y su venta a los mercados mayoristas.
En conclusión
El medio ambiente es en esencia un bien público, que por su
naturaleza carece de toda capacidad para amortizar los costos que
ENERGIA
ENE
EN
E
ENER
NER
NE
N
E R GIA
ER
G AD
DE
DEBATE
EB
BATTTE
BATE
E
4499
su uso desproporcionado genera. Es decir, no existen los incentivos
necesarios para que los individuos paguen por su uso, ya que saben
que pueden simplemente no ser excluidos de éste (free riders), y
en tanto que cada individuo y entidad económica en el mundo
persiga su maximización ilimitada de beneficios, en un mundo que
es claramente limitado, ahí es en donde se gesta la tragedia del
cambio climático, pero también el punto medular para atender el
problema con acuerdos vinculantes que limiten a las economías
internacionales a vulnerar el planeta sin ningún costo.
A partir de estos razonamiento, es fácil comprender por qué el
cambio climático es más una falla de mercado que un efecto natural
del planeta, como algunos grupos de poder siguen manifestando.
Pero así también resulta irónico reconocer que es la dinámica de
mercado la mejor solución para mitigarlo.
México vive un proceso coyuntural, en donde el precio del barril del petróleo ya detonó múltiples efectos nocivos para el sector
y el país en general. Pero así también estos tiempos ofrecen una
gran variedad de oportunidades para que tanto empresas como
comunidades científicas y sociedad civil, sean parte de lucrativos
modelos de negocios que ahora permite la Reforma Energética
en el país, en donde consumidores y proveedores compartan los
beneficios de nuevas formas de producir y usar energía.
El gobierno de México debe, por lo tanto, redoblar esfuerzos y
compromisos, inclusive más allá de la COP21, sobre todo en lo que
se refiere a la generación de políticas de mercado, que incentiven
a la sociedad y a la industria en particular a ser más eficientes en
el consumo de energía a través del uso racional de los energéticos
fósiles y tomar así la delantera en acelerar el proceso de descarbonización de la economía del país y reducir el alto nivel de emisiones
que nos caracteriza.
B
1. Stern. (2014). The Economics of Climate Change. Stern ReviewDisponible en: http://mudancasclimaticas.cptec.inpe.br/~rmclima/pdfs/
destaques/sternreview_report_complete.pdf
2. IPCC. (2014). Climate Change 2014 Synthesis Report Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. InterGovernmental Panel on Climate Change. Disponible en: http://ar5-syr.
ipcc.ch/ipcc/ipcc/resources/pdf/IPCC_SynthesisReport.pdf
3. UNFCCC. Aprobación del Acuerdo de París. Naciones Unidas Convención Marco sobre el Cambio Climático. United Nations. Disponible
en: http://unfccc.int/resource/docs/2015/cop21/spa/l09s.pdf
4. The World Resources Institute. (2012). Global Top 10 Greenhouse Gas
Emitters 2012. The World Resources Institute. Disponible en: http://
www.wri.org/blog/2015/09/8-interactive-graphics-answer-top-climatechange-questions
5. IEA. (2014). CO2 Emissions from Fuel Combustion Highlights. International Energy Agency. Disponible en: http://www.iea.org/publications/
freepublications/publication/co 2 -emissions-from-fuel-combustion-
50
MARZO/ABRIL / 2016
highlights-2014.html
6. CIDAC. (2013). Renovando el futuro energético de México. Diagnóstico
y propuestas para impulsar el desarrollo de las energías renovables
en el país. CIDAC. Disponible en: http://cidac.org/esp/uploads/1/
Renovando_el_futuro_energe__tico-100913.pdf
7. Gobierno de México. (2013). Estrategia Nacional de Cambio Climático:
Visión 10-20-40.Gobierno de la República. Disponible en: http://www.
semarnat.gob.mx/archivosanteriores/informacionambiental/Documents/06_otras/ENCC.pdf
8. Bloomberg. (2014). Squabble Over $100 Billion Aid Stalls Global
Warming Deal. Bloomberg. Disponible en: http://www.bloomberg.com/
news/articles/2014-10-24/emissions-link-to-100-billion-in-climate-aidsnarls-un-talks
9. Méndez. E. (2015). Buscan que COP21 sea en México ley; entrevista
con Rafael Pacchiano. Excélsior. Disponible en: http://www.excelsior.
com.mx/nacional/2016/01/11/1068089
10. CAT. (2015). Mexico. ClimateActionTracker. Disponible en: http://
climateactiontracker.org/countries/mexico
11. DOF. (2015). Ley de Transición Energética. Diario Oficial de la Federación. Disponible en: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codi
go=5421295&fecha=24/12/2015
12. IEA. (2016). Monthly Electricity Statistics. International Energy Agency
Statistics. Disponible en: http://www.iea.org/media/statistics/surveys/
electricity/mes.pdf
13. O&GM. (2015). Avanza plan de la CFE basado en gas natural. Oil&
Gas Magazine. Disponible en: https://www.oilandgasmagazine.com.
mx/2015/08/avanza-plan-de-la-cfe-basado-en-gas-natural/
14. Postdam Institute. (2011). A Human Development Framework for CO2
Reductions. PlosOne. Disponible en: http://journals.plos.org/plosone/
article?id=10.1371/journal.pone.0029262
15. McLade, C., & Paul E. (2015) The geographical distribution of fossil
fuels unused when limiting global warming to 2°C. Nature. http://www.
nature.com/nature/journal/v517/n7533/full/nature14016.html
16. Bloomberg. (2016). World’s Largest Energy Trader Sees a Decade
of Low Oil Prices, Bloomberg Business. Disponible en: http://www.
bloomberg.com/news/articles/2016-02-08/world-s-largest-energytrader-sees-a-decade-of-low-oil-prices
17. OilPrice. (2015). Saudi Arabia Cuts Subsidies As Budget Deficit Soars.
Oil Price News. Disponible en: http://oilprice.com/Energy/EnergyGeneral/Saudi-Arabia-Cuts-Subsidies-As-Budget-Deficit-Soars.html
18. OECD. (2015). OECD Companion to the Inventory of Support Measures
for Fossil Fuels 2015. OECD, Disponible en: http://www.keepeek.
com/Digital-Asset-Management/oecd/energy/oecd-companion-to-theinventory-of-support-measures-for-fossil-fuels-2015_9789264239616en#page1
19. Diputados. (2014). México ya desarrolló un impuesto a las emisiones de
carbono. Cámara de Diputados. Disponible en: http://www5.diputados.
gob.mx/index.php/esl/Comunicacion/Boletines/2014/Junio/08/3710Mexico-ya-desarrollo-un-impuesto-a-las-emisiones-de-carbonorecaudaria-mil-millones-de-dolares-al-ano
20. Estrada, L. (2013). El intento del impuesto al carbono en México. Animal Político. Disponible en: http://www.animalpolitico.com/bloguerosinteligencia-publica/2013/10/31/el-intento-del-impuesto-al-carbono-enmexico/
21. Bloomberg. (2016). Obama $10-Per-Barrel Oil Tax Lands With Thud in
Congress. Bloomberg Politics. Disponible en: http://www.bloomberg.
com/politics/articles/2016-02-04/obama-to-request-10-per-barrel-oiltax-for-transportation-needs
22. IRENA. (2015). Renewable Power Costs in 2014. International
Renewable Energy Agency. Disponible en: http://irenanewsroom.
org/2015/01/17/renewable-power-costs-plummet-many-sources-now
cheaper-than-fossil-fuels-worldwide/
! " # $
% &'%(% )*(#
+ %%,
&'% !% % % % % )% )%&%)" )%
#
"
#$%&""'(&
)*+,$-*
#./ !
"
0)&#-1 2
)*341*****)5*
!
ENERGIA A DEBATE
51
NOTICIAS
del sector energético
INVERTIRÁ SCHNEIDER-ELECTRIC EN MÉXICO 17.3 MDD EN 2016
Schneider-Electric invertirá 17.3 millones de dólares
en el 2016 en nuevas instalaciones, áreas de servicio y
mejoras en la atención al cliente, informó su presidente
y director general en México, Enrique González Haas,
quien también anunció que la empresa planea el lanzamiento a nivel mundial de
365 nuevos productos durante el año, relativos a la administración de la energía,
automatización de procesos y eficiencia energética. González Haas dijo que en 2015
registraron un buen crecimiento de doble dígito por lo que refrendó la confianza de
Schneider-Electric en México donde tiene presencia desde hace 70 años. Agregó
que el reto de lograr 35% de generación eléctrica con energías limpias para 2024 no
es fácil, ya que los precios bajos del petróleo hacen poco atractivas las inversiones en
las renovables; sin embargo, expresó su confianza en que estos precios serán temporales y aseguró que las inversiones que se realicen hoy serán productivas en el futuro.
PROPORCIONARÁ SIEMENS TURBINAS CLASE H
PARA PLANTA DE CC “EMPALME II”
Siemens proporcionará dos turbinas de gas
tipo SGT6-8000H, clase H, y dos generadores
SGen-2000H para la planta de ciclo combinado
Empalme II Sonora, que tendrá una capacidad instalada de generación de 791
megawatts y que será operada por la Comisión Federal de Electricidad. Asimismo,
la empresa proveerá la asistencia técnica durante la construcción y puesta en operación comercial de la planta, programada para 2018. Empalme II es un proyecto
para la CFE del consorcio formado por las empresas españolas de ingeniería y
construcción Duro Felguera y Elecnor, junto con la filial Elecnor México. Estas dos
turbinas forman parte de un total de seis pedidos para México que ha recibido
Siemens desde 2015, las cuales se instalarán en los proyectos Empalme I (770 Mw),
Valle de México II (615 Mw) y una planta programada para Tula, Hidalgo.
PRESENTAN ENERAB, EMPRESA ELÉCTRICA DE
AES MÉXICO Y GRUPO BAL
AES México y Energía Eléctrica BAL presentaron a la empresa
EnerAB, con sede en la Ciudad de México, la cual estará encargada de manejar sus nuevos proyectos relacionados con el
mercado eléctrico mayorista, derivado de la reciente reforma
energética. EnerAB estará enfocada en desarrollar proyectos
de energía eléctrica convencional, como ciclo combinado
y cogeneración, y energías renovables, como la eólica y la solar, así como almacenamiento de electricidad, uso industrial de gas natural y desalinización de agua
marina. Juan Ignacio Rubiolo, Presidente y Director General de AES México, aseguró
que la empresa está lista para aprovechar las oportunidades de la apertura del mercado mayorista de energía eléctrica. AES México es filial de la norteamericana AES
Corporation, en tanto que Energía Eléctrica BAL es filial de la mexicana Grupo BAL.
EMERSON AYUDARÁ A PEMEX Y ENGIE A MEJORAR
Y AMPLIAR LOS RAMONES II SUR
Petróleos Mexicanos y ENGIE han seleccionado a Emerson para ayudar a mejorar y ampliar
la infraestructura de gasoductos de México. El
proyecto de automatización de 8.9 millones de
dólares es parte de la iniciativa de reforma energética de México. Emerson Process Management, un negocio global de Emerson,
automatizará la parte sur del gasoducto Los Ramones Etapa II. Cuando se finalice,
52
MARZO/ABRIL / 2016
los 291 kilómetros del gasoducto Los Ramones II Sur tendrán la capacidad de producir 1.4 mil millones de pies cúbicos por día de gas natural. Las tecnologías de automatización y servicios de Emerson para este proyecto incluyen los servicios de
diseño e implementación, reguladores y válvulas Fisher, instrumentos de medición
Rosemount™ y Daniel™, sistemas de control distribuido DeltaV™, computadoras
de flujo; sistemas de paro por emergencia y de detección de fuego y gas. Considerando que la oferta de gas natural actual que se anticipa no sea suficiente
para responder a la demanda que se genere a raíz del crecimiento en la industrialización y población, el país está aumentando su capacidad para importar
gas natural de bajo costo desde los EE.UU. Pemex estima que la demanda por gas
natural crecerá 3,6 por ciento por año de 2012 a 2018, con importaciones totales
aumentado a 3 mil millones de pies cúbicos por día.
CREAN LA CÁMARA DE ENERGÍA HOLANDESA PARA
COMERCIO E INVERSIÓN EN MÉXICO
La Embajada del Reino de los Países Bajos dio a
conocer la creación de la Cámara de Energía Holandesa (Dutch Chamber of Energy), organización sin
fines de lucro, autónoma y pro-activa que se dedica
a la promoción del comercio, la inversión y el desarrollo de negocios entre México
y los Países Bajos en el sector energético. De acuerdo con la Embajada del país
europeo, la Cámara aspira a sensibilizar las capacidades únicas de la comunidad
empresarial holandesa entre los actores clave del sector energético mexicano;
crear conciencia en líderes empresariales y políticos holandeses sobre las oportunidades en el recién reformado mercado energético mexicano; facilitar y acelerar
la llegada al mercado mexicano de nuevos participantes en la oferta energética
mexicana; apoyar a las empresas mexicanas en su búsqueda de oportunidades
de negocio en el mercado holandés; intensificar el diálogo sobre los temas clave
de energía, y crear una plataforma de oportunidades de cooperación. El anuncio
se dio en conjunto con las empresas iPS powerful people, Petro Gas Systems, KLM y
Mexico Business Publishing, en el marco del “Energy Mexico 2016, Expo & Congress
– Oil, Gas and Power”, organizado por EnergeA en enero de este año.
INCLUYE BMV A IENOVA EN IPC SUSTENTABLE 2016
Infraestructura Energética Nova, S.A.B. de
C.V., “IEnova”, fue incluida por segundo año
consecutivo en el Índice de Precios y Cotizaciones (IPC) Sustentable 2016 de la Bolsa Mexicana
de Valores. Para la evaluación realizada para conformar el IPC Sustentable 2016,
IEnova incrementó en 23% su calificación respecto al año previo, lo que demuestra
el compromiso de la empresa con la mejora continua y la implementación de altos
estándares de operación, protección y conservación del medio ambiente, prácticas laborales, gobierno corporativo y responsabilidad social con las comunidades
en las que opera. El Índice IPC Sustentable fue creado en diciembre de 2011, lo
conforman empresas que están listadas en la BMV y destacan en temas de gestión
ambiental, responsabilidad social y gobierno corporativo.
VAN GOLDMAN SACHS Y AINDA POR PROYECTOS
ENERGÉTICOS EN MÉXICO
El brazo de inversión de capital privado de
Goldman Sachs se asoció con la consultora
mexicana Ainda para invertir conjuntamente en
proyectos de energía e infraestructura en México. Ainda podría invertir hasta mil 150 millones
NOTICIAS
de dólares en proyectos con Goldman. La inversión conjunta en cada proyecto
deberá ser de al menos 100 millones de dólares en los sectores de petróleo y gas,
generación de electricidad, transporte e infraestructura hidráulica. Goldman pon
dría al menos el 50% de toda la inversión de capital privado en los proyectos conjuntos. (Con información de Reuters)
OBTIENE ENEL ALTA POSICIÓN EN EL ÍNDICE FTSE4GOOD
El Grupo Enel ha confirmado su posición en el índice FTSE4Good, obteniendo una puntuación absoluta de 4,2 sobre 5
en su actividad ESG0 (Environmental – Social – Governance).
El índice mide el comportamiento de las empresas en el ámbito de la lucha contra el cambio climático, el buen gobierno, el respeto de los derechos humanos y la lucha contra
la corrupción. Creada por FTSERusell, empresa que opera en el sector de los índices
globales, la serie de índices accionariales FTSE4Good se creó para favorecer las inversiones en empresas que responden a los estándares reconocidos a nivel global
en materia de Responsabilidad Corporativa. Enel también está incluida en los principales índices mundiales de sostenibilidad: es miembro del prestigioso grupo Dow
Jones Sustainability Index Europe y además está presente en el Carbon Disclosure
Project y en el STOXX Global ESG Leaders. Estos logros han llamado la atención
de los Fondos de inversión socialmente responsables. A los últimos datos del 31 de
diciembre de 2014, el capital social del Grupo Enel incluye 134 Inversores Socialmente Responsables (117 en 2013) que poseen el 5,9% del total de las acciones de
Enel (el 5,5% en 2013) correspondiente al 8,6% del flotante (8% en 2013).
CURRENT DE GE BUSCA DAR SOLUCIONES ENERGÉTICAS
EN MÉXICO
“México es el país que está más abierto a la inversión
para energía, buscando reducción de costos en la generación eléctrica y la Eficiencia Energética, y GE quiere estar
junto con México para lograr este objetivo”, aseguró Pascoal
Koutras, director de la división Current de GE para México,
Centro América, Venezuela y El Caribe. En entrevista para
“Energía a Debate”, el ingeniero en Electrónica originario de
Brasil señaló que la división que dirige tiene como objetivos
la reducción de costos, crear un ambiente inteligente en el
que el cliente pueda controlar el uso y el consumo energético, y para las ciudades, ofrecer seguridad a sus habitantes
en un ambiente mucho más agradable. Start-Up Current fue dada a conocer en
octubre de 2015 y al mes siguiente se nombró a Koutras como su titular, quien
aseguró que la empresa está abierta para cualquier tipo de coinversión y cuentan
con recursos para proyectos por arriba de los 2 o 3 millones de dólares en materia
de energía, principalmente solar, y eficiencia energética. El directivo informó también que ya están en diálogos con autoridades mexicanas y empresas privadas
para entender el nuevo mercado mexicano, en una primera instancia, y posteriormente definir cuál será la estrategia de negocios. Por otra parte, Koutras comentó
que en Current quieren trabajar muy duro para ampliar en México el número de
puntos de carga para vehículos eléctricos. Para ello dijo que, si la Ley lo permite,
buscarían alianzas con los empresarios gasolineros para instalar puntos de carga
en las estaciones de servicio, y alternativamente buscarían instalarlos en centros
comerciales, plazas públicas, locales, entre otros. “La gran preocupación de un
consumidor para comprar un auto eléctrico es saber dónde recargarlo”, subrayó
Koutras. El directivo también refirió que Current busca que México sea el primer
país de América Latina que cuente con una ciudad inteligente, como San Diego,
del sector energético
Estados Unidos, con la solución digital Predix, con la que es posible hacer el control operativo y administración energética de una ciudad, como iluminación con
tecnología LED, e incluso ofrece servicios para la seguridad, asuntos de vialidad y
estacionamiento, entre una muy amplia gama.
REALIZARÁ LA SPE SIMPOSIO SOBRE SALUD, SEGURIDAD,
AMBIENTE Y SUSTENTABILIDAD
Por primera vez tras la reforma energética, se llevará a cabo el evento técnico SPE Mexico Health,
Safety, Environment, and Sustainability Simposium.
Organizado por la Society of Petroleum Engineers
(SPE), que tendrá lugar en la Ciudad de México los
días 30-31 de marzo bajo el tema “Colaboración
para el Crecimiento”. El encuentro busca congregar operadores, reguladores, especialistas técnicos y nuevos partícipes en México, a fin de identificar y alinear las
mejores prácticas y procesos, en HSE y sostenibilidad, en la emergente industria local de exploración y producción de petróleo y gas. Las presentaciones magistrales
de Carlos de Regules, Director Ejecutivo de la Agencia de Seguridad, Energía y
Ambiente (ASEA), y Jack Hinton, Vicepresidente Ejecutivo de HSE en Baker Hughes,
inaugurarán el encuentro brindando perspectivas de desarrollo y en el marco regulatorio con miras a una industria sostenible minimizando los incidentes en HSE. La
Society of Petroleum Engineers, es una asociación profesional sin fines de lucro
que cuenta con miembros comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos. La SPE sirve a más de 168.000 miembros en 144 países a nivel
mundial y representa un recurso clave de conocimiento técnico para la industria
de exploración y producción de petróleo y gas; provee servicios a través de sus
publicaciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea. Para obtener
más información y registrarse al Simposio, visite www.spe.org/go/PR16lahs
GALARDONAN A IBERDROLA MÉXICO POR
PREVENCIÓN DE RIESGOS LABORALES
Iberdrola México fue galardonada con el
Premio Internacional de Prevención de Riesgos
Laborales “Prever 2015” por su excelente trayectoria en este campo y su política de manejo de
prevención durante los años 2013, 2014 y 2015,
en los que no ha registrado ni un solo accidente laboral con baja médica entre
sus más de 500 empleados. Este premio es otorgado anualmente por el Consejo
General de Relaciones Industriales y Ciencias del Trabajo de España, en colaboración con la Agencia Europea para la Seguridad y Salud, las Direcciones Generales de Trabajo y de Prevención de Riesgos Laborales de las distintas Comunidades
Autónomas y el Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo de ese país.
El director de Generación México de Iberdrola, Marco Antonio Esquivel Salazar,
afirmó que este premio es un reconocimiento a las medidas de prevención que el
grupo ha establecido como directriz global en todas sus plantas de generación y al
compromiso de los empleados por hacer de su centro de trabajo un lugar seguro.
DELINEA IMP PRIMERAS ESTIMACIONES PROSPECTIVAS
Y GEOFÍSICAS DE SHALE GAS/OIL
Especialistas liderados por el Instituto Mexicano
del Petróleo obtuvieron magníficos resultados de la
adquisición, procesamiento e interpretación de los
datos sísmicos de reflexión, en el marco del proyecto
“Asimilación y desarrollo de tecnología en diseño,
ENERGIA A DEBATE
53
NOTICIAS
del sector energético
adquisición, procesado e interpretación de datos sísmicos 3D-3C con enfoque a
plays de shale gas/oil en México”, con lo cual han logrado delinear las primeras
estimaciones del recurso prospectivo en las zonas de estudio y caracterizar con
gran detalle las formaciones de shale gas/oil dentro del prospecto. Las zonas estudiadas fueron Galaxia 3D-3C, un polígono de 1,500 km2 localizado en el norte de
Coahuila, y Limonada, de 1,200 km2 al norte de Veracruz. El objetivo de llevar a
cabo la adquisición de ingeniería sísmica fue realizar la caracterización geofísica
y geológica de los yacimientos de hidrocarburos no-convencionales de Eagle Ford
(Agua Nueva) y Pimienta en el norte de México, para lo cual fue necesario emplear equipo sísmico de adquisición de última generación.
ADQUIERE HONEYWELL LA DIVISIÓN ELSTER DE MELROSE INDUSTRIES
Honeywell ha completado la adquisición de la
división de Elster de Melrose Industries PLC. Elster es
el proveedor líder de soluciones de medición de
agua, gas y electricidad para sistemas comerciales,
industriales y residenciales, incluyendo medidores inteligentes, así como el software y soluciones analíticas de datos y totalizadores. Elster también fabrica
medición de gas ultrasónica y por turbina, correctores de volumen y dispositivos de regulación de la presión; además provee soluciones completas para la
medición durante el transporte y distribución de gas. Con la instrumentación adquirida de Elster, todo este portafolio es Honeywell desde enero 2016, ofreciendo
así una solución completa de sistemas de control y SCADA Experion PKS y patines
de medición.
DRONES, SOLUCIÓN TECNOLÓGICA PARA LA
SEGURIDAD ENERGÉTICA: FTI CONSULTING
Ante los riesgos latentes
que actualmente enfrenta la
industria energética mundial
de atentados contra sus instalaciones, ya sea por actos terroristas o agresiones del crimen organizado, como
es el caso de México, es imperante contar con sistemas de inteligencia in situ que
permitan prevenir y, en caso de que se presente un evento de esta naturaleza,
contar con inteligencia en tiempo real para la toma de decisiones inmediata y
con ello realizar las operaciones de logística necesarias y dirigidas con precisión
al lugar del conflicto. Alejandro Sánchez, senior director de Comunicaciones
Estratégicas de la empresa FTI Consulting, asegura que la mejor opción son los
drones (vehículos autónomos volantes) equipados con la más alta tecnología de
captación de datos e inteligencia, combinados con la tecnología de comunicación 3G y 4G, que permiten hacer una cobertura de la infraestructura crítica.
La Unión Europea, a través de sus Direcciones Generales de Seguridad Interna, de
Investigación y Desarrollo, y de Conexión, han canalizado importantes recursos a
la investigación y desarrollo de soluciones en seguridad con drones que, después
de ponerlas a prueba en sus cuerpos de seguridad, les han otorgado su sello de
garantía y ahora están a disposición del mercado internacional. FTI Consulting,
refiere Sánchez, es el puente de asesoramiento entre las compañías energéticas
y las empresas de drones que van a la vanguardia en soluciones técnicas. FTI
Consulting tiene una rama importante de comunicación estratégica que provee
la asesoría especializada al sector energético desde Bruselas, Bélgica, sobre la
arquitectura de las vulnerabilidades físicas y cibernéticas en la infraestructura
petrolera, del gas, de la electricidad y de energía nuclear, entre otras.I
54
MARZO/ABRIL / 2016
MÉXCO ADOPTA PRECIOS DE PLATTS PARA VENTA DE CRUDOS
E IMPORTACIONES DE ENERGÉTICOS
La Secretaría de Hacienda y Crédito
Público y el Fondo Mexicano del Petróleo
para la Estabilización y el Desarrollo han
sido los firmantes de un acuerdo exclusivo
que utiliza los precios de petróleo y gas
natural de Platts como base para la valoración de regalías e ingresos provenientes
de las actividades de petróleo y gas en el país. Andy Bose, director general de
petróleo de Platts, dijo: “La selección de Platts como proveedor de datos de precio
independientes por parte de estos dos importantes departamentos responsables
de los ingresos y asignaciones para el sector energético mexicano refleja la confianza que tienen en la calidad de nuestro reporte de precios”. México utilizará
los precios de referencia de Platts en sus fórmulas de precios para la venta de
petróleo crudo a los Estados Unidos, Europa y Asia, entre los que figuran crudos
como el Istmo, el Maya y el Olmeca, así como para las importaciones de productos refinados y para la determinación de los precios de paridad de importación.
ANUNCIA NATIONAL INSTRUMENTS SU TERCER INFORME ANUAL
NI TREND WATCH 2016
National Instruments anunció la disponibilidad de NI Trend Watch 2016, su tercer informe
anual que examina una serie de asuntos centrados en el Internet of Things y cómo afecta a
nuestra gestión de datos. El Trend Watch 2016 explora: La creación de prototipos
para llevar el 5G del concepto a la realidad; El futuro del Big Analog Data: Inteligencia distribuida; Ya es hora: Evolución de estándares de red para el Internet de
las Cosas (IoT) Industrial; Sistemas de prueba para el Big Bang de dispositivos inteligentes, y El software orientado al consumidor y cómo cambiará el panorama para
siempre. National Instruments (Nasdaq: NATI) es el proveedor de sistemas basados
en plataforma que permite a los ingenieros y a los científicos solucionar los mayores
retos de ingeniería del mundo. El tercer informe anual de National Instruments está
disponible en http://www.ni.com/trend-watch/esa/
BUSCAN ELECTRIFICAR ZONAS RURALES ALTAMENTE MARGINADAS
CON ENERGÍA SOLAR
Enlight e Iluméxico lanzaron la iniciativa “Refiere
y Ayuda” para llevar energía eléctrica limpia a las
3 millones de personas sin acceso a electricidad
que se ubican principalmente en zonas rurales de
alta marginación, a partir de la generación de
energía solar en zonas urbanas. Iluméxico es uno
de los emprendimientos sociales más relevantes
en México y el más importante en materia de electrificación rural con energía
solar. Los programas de Iluméxico han beneficiado a 24 mil 300 mexicanos en casi
cinco mil viviendas en el país. “A través de esta iniciativa buscamos que todos los
dueños de un sistema solar Enlight y los que aún no nos conocen, puedan ayudar
a los más de 3 millones de mexicanos que aún viven sin energía eléctrica”, señaló
Roberto Capuano, cofundador de Enlight. La iniciativa busca promover sistemas
de generación de energía solar en estados como Chiapas y Oaxaca. La energía
solar es una alternativa energética idónea para abastecer de electricidad a comunidades rurales aisladas de la red de transmisión nacional.
Regístrese hoy con
el código EDB10
promocional y reciba
un 10% de descuento
en las tarifas actuales A LA VANGUARDIA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN MÉXICO
MIRECWEEK.COM
5 DIAS
Nuestra
participacion
en MIREC 2015 generó
dos de nuestras grandes
alianzas, que sirvieron
para asegurar material
para nuestros objetivos a
futuro."
Noah Eckert, Director
Comercial,
BayWa r.e.
70
EXPOSITORES
1100
ASISTENTES
150
PONENTES
MIREC se ha
convertido en
un icono para la Industria
de EnergÍa Renovable
en México. Me siento
orgulloso de haber
participado por varios
años."
Enrique Nieto Ituarte,
Director Proyectos
Sostenibles, Nacional
)LQDQFLHUD1DȴQVD
ALGUNOS DE NUESTROS PONENTES
ANTONIO
NOYOLA
Director Planeacion
Energía
CEMEX
ÓSCAR BERNAL
Director General
EOSOL ENERGY
de MÉXICO
GEORGE
OSORIO
Fundador y Socio
Director
Conduit Capital
Finance
BRIAN
O’SULLIVAN
Presidente
Mexico Power
Group
JOSÉ PABLO
FERNANDEZ
VELASCO
STEPHEN
PEARLMAN
CEO
Grupo Dragon
Socio Director
REAL
Infrastructure
Capital Partners
GERARDO
ALVAREZFRANYUTTI
JESUS IVAN
ARREDONDO
PERERA
Vice Presidente grupo
Negocios de Energia
Mexichem
Director General
Comisión de
Energía del Estado
de Sonora ENERGIA A DEBATE
55
mirecweek .com
Energía y sustentabilidad
Metas de energía limpia, ¿y una sorpresa?
El mercado eléctrico implica incertidumbre, además de que la actividad solar es un
posible cisne negro en el horizonte.
P
L
M
as recientes publicaciones de política pública en materia de
energía muestran una decidida voluntad del Estado Mexicano, tanto del Poder Legislativo como del Ejecutivo, para
que nuestro país ataque el fenómeno del cambio climático
generado por la emisión de gases de efecto invernadero (GEI).
En la Ley General de Cambio Climático, publicada en el Diario
Oficial de la Federación el 6 de junio del 2012, y en la Estrategia
Nacional de Cambio Climático, publicada en el mismo medio el 3
de junio del 2013 , se fijan metas al sector eléctrico para que en el
año de 2024, la generación eléctrica se realice con por lo menos el
35% de energías limpias de acuerdo a la definición de éstas en la Ley
de la Industria Eléctrica, y para el año 2033, por lo menos que este
porcentaje sea del 40%. En forma genérica, por energías limpias se
entiende el uso de energéticos y tecnologías que generen cero o
muy pocos GEI. Después del sector transporte, el sector eléctrico
es el sector que más emisiones de GEI genera.
Considerando estas metas y con base en escenarios de alto
y bajo crecimiento económico, el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico (PRODESEN), publicado a fines del 2015, presenta la
evolución, en cuanto a energéticos y tecnologías, de la capacidad
de generación entre el 2015 y el 2029. También incluye las características del sector a diciembre del 2014. Con base en esta última
información, se calculó el factor de utilización para cada tecnología.
Éste corresponde al factor de planta, el cual tiene que ver con la
disponibilidad de la instalación o equipo, multiplicado por el factor
que describe la disponibilidad del recurso energético. Cabe aclarar
que esto es una aproximación ya que estos factores probablemente
variarán un poco en los años de interés. Con la información de la
capacidad instalada a diciembre del 2023 y a diciembre 2029, así
como con estos factores de utilización, se calculó la generación
eléctrica del 2024 y 2030 con base en energías limpias. En la tabla
1, se encuentran los resultados obtenidos.
Para calcular qué porcentaje del total corresponde a generación
con energías limpias, se aproxima que el consumo bruto esperado
P
*
Tabla 1. Generación limpia 2014, 2024 y 2030
PRODESEN
Adiciones
MW°
(2015-2023)
2014*
(MW)
2014**
(TWh)
Factor
Planta
12,429
38.82
0.36
1,665
14,094 44.43
2,036
6.43
0.36
11,463
813
6.00
0.85
56
0.09
Bioenergía
180
Cogeneración
Hidroeléctrica
Eólica
Geotermia
Solar
Nuclear
2023
(MW)
2024
(TWh)
Adiciones
MW°
(2015-2029)
2029
(MW)
2030
(TWh)
5,450
17,879
56,38
13,499 42.57
11,952
13,988
44.11
1,617
2,430 18.09
1,618
2,431
18.09
0.17
1,371
1,427
2.13
1,822
1,878
2.80
0.52
0.33
78
258
0.75
108
288
2.89
82”
0.35””
0.49
5,274
5,356 23.01
7,533
7,615
32.69
1,400
9.68
0.79
220
1,620 11.21
4,070
5,470
37.85
TOTAL
61.89
TOTAL 142.19
TOTAL 194.81
*taba 2.1.1, “tabla 2.1.2, **tabla 2.2.1, ““tabla 2.2.2, °tabla 4.1.7 (anexo), PRODESEN
para ese año es equivalente a la generación total; la diferencia son
las pérdidas que son del orden del 10% o menos para esos años;
estos montos se presentan en la Tabla 2. Como se puede observar
y considerando las aproximaciones hechas en el cálculo, la canasta
de tecnologías limpias en términos de capacidad instalada a fines
del 2023 y 2029, caen en el rango de las metas del 35% para 2024
y 40% para 2030 ya mencionadas. Esta última estaba especificada
para 2033 pero ya en 2030 estaría cerca de ser satisfecha.
Hechos estos cálculos, ahora es cuestión de analizar las incertidumbres involucradas en este ejercicio de planeación. Estas
pueden tener impacto sobre la parte financiera de los proyectos.
También existen incertidumbres que pueden impactar sobre los
parámetros utilizados para hacer los cálculos realizados en la planeación del sistema.
Las incertidumbres relacionadas con el crecimiento económico
están consideradas en el PRODESEN a través de los tres escenarios
presentados.
Una incer dumbre que es preocupante son los empos invo-
*Investigador titular del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) y Director Ejecutivo del Consejo Mundial de Energía, Capitulo
México A.C. El autor agradece a la Dra. Michelle Foss de la Universidad de Texas y al Ing. Juan Eibenschutz de la CNSNS por sus
comentarios relacionados con el posible cisne negro mencionado en el texto.
56
MARZO/ABRIL / 2016
TABLA II. Consumo bruto de electricidad 2024
PRODESEN
2024
Total*
(TWh)
Escenario Alto
435.68
Escenario Planeación 391.75
Escenario Bajo
366.02
2029
35% del Total
/(TWh)
Total*
(TWh)
40% del Total
/(TWh)
152.49
137.11
128.11
546.72
471.55
425.92
218.69
188.62
170.37
*Tabla 3.1.9 (anexo), p. 192, PRODESEN
lucrados. El caso específico es el de las instalaciones eoloeléctricas.
La magnitud de las adiciones es grande; 11,463 megawa s (MWe) al
2023 y 11, 952 MWe al 2029 adicionales a los que estuvieron operando en diciembre del 2014. Información recibida sobre los empos
requeridos del momento que los direc vos de una empresa toman la
decisión de instalar una unidad de varias centenas de MWe de este
po y el inicio de su operación, indica que corresponde a entre 5 y
6 años. Por lo tanto, en los próximos tres años, las decisiones correspondientes deben de ser tomadas. No es una tarea fácil, pero es
posible con base en un muy grande esfuerzo de varios sectores, en
especial el polí co y el financiero, para contrarrestar las incer dumbres generadas por el entorno que reducen su probabilidad de éxito.
Otro tema que es fuente de creación de incertidumbre corresponde a la operación de un mercado eléctrico competitivo en
el entorno actual. En 2004, el Consejo Mundial de Energía realizó
un estudio que fue presentado en el Decimonoveno Congreso
Mundial de Energía en Sidney, Australia, en el cual se observaba
la situación de los mercados competitivos creados en los sectores
eléctricos y gas de la década de los noventa (1). En todos los casos,
en su inicio se presentaron problemas no previstos, ya que aplica
el famoso dicho de que el diablo está en los detalles. Pero éstos
se fueron corrigiendo sobre la marcha con pequeños ajustes y en
otros casos con cirugía mayor. En fechas recientes, organismos de
alto prestigio académico han publicado artículos (2) describiendo
problemáticas de los mercados eléctricos competitivos y sugie-
ren reformarlos. Este tipo de incertidumbres también ha estado
presente en los mercados de bonos de carbono; en México se ha
optado por un mercado de certificados de energías limpias que se
percibe como un esquema más sencillo y transparente, pero que
está siendo objetado en algunas de sus características por algunas
organizaciones relacionadas con industrias que desean participar
en el mercado eléctrico ya mencionado.
No cabe duda de que el sistema de competencia en el sector eléctrico es complejo por ser un producto básicamente 100%
perecedero, pero tiene ventajas sobre el sistema monopólico.
Los problemas sencillos ya se resolvieron en el pasado, ahora nos
enfrentamos a problemas mucho más complejos, pero también
hemos desarrollado herramientas mucho más poderosas que antes no existían. Es altamente probable que a lo largo del tiempo
se resuelvan las problemáticas que llevan a fallas temporales de
los mercados. El autor no tiene conocimiento de ningún caso en
donde posterior a la transición de sistemas monopólicos a mercados
competitivos, se halla revertido el proceso. En todos los casos se ha
buscado la forma de mejorar el sistema para reducir la probabilidad
de ocurrencia de fallas.
Finalmente, tenemos un posible cisne negro en el horizonte
de los sectores energéticos que añade incertidumbre en el entorno
climático en el que opera y es la posible presencia en el mediano
plazo de una mini era de hielo. Esto es poco conocido, ya que el
fenómeno ha sido identificado en los últimos meses.
En julio del 2015, se presentó un trabajo en la reunión anual
de la Royal Astronomical Society del Reino Unido en el cual se
anunció que finalmente se obtuvo un modelo del sol cuyos resultados coinciden con las observaciones experimentales que se
han realizado sobre éste, con una confiabilidad del orden de 97%.
ENERGIA A DEBATE
57
El trabajo se publicó a fines de octubre en la prestigiada revista
Nature (3), especializada en las ciencias naturales y exactas y con
estricto arbitraje, lo que le da una gran confiabilidad a la seriedad
de la publicación.
La actividad solar se manifiesta por la ocurrencia de manchas
solares en la superficie del sol. Éstas son el resultado de tubos de
flujo magnético generados por ondas del campo magnético solar.
Por la evidencia empírica utilizada para validar el modelo, corresponde a la intensidad de manchas solares observadas y la medición
del campo magnético solar.
El modelo se validó con datos observados entre 1970 y 2005. La
correlación entre los datos empíricos y los generados por el modelo
asignan una precisión de más del 97% (figura 1 de la referencia). Una
vez validado el modelo, se generaron datos para el periodo de los
años 1200 a 3200. El modelo predice (a) el incremento en la actividad solar en el periodo templado medieval (aprox. 1300 a 1550),
(b) una clara disminución de actividad solar, los llamados mínimos
de Maunder y Dalton, en el periodo de la mini era glacial entre
los años 1650 a 1700 (hay testimonios históricos de que en esos
años el rio Támesis en el Reino Unido se congelaba en el invierno,
causando serios problemas para el transporte de mercancías por
vía fluvial a la ciudad de Londres), y (c) el incremento de actividad
en el máximo observado en el siglo XX.
El modelo muestra la sobreposición de dos ciclos de alta frecuencia correspondientes al ciclo solar ya conocido de 22 años de
duración y otro de baja frecuencia correspondiente a una duración
de entre 350 a 400 años.
Hacia futuro, el modelo predice el fin del periodo de máxima
actividad del siglo XX y un descenso hacia otro mínimo de actividad
a partir de aproximadamente 2030. Considerando que, si en el siglo
XVII la mini era de hielo coincidió con este mínimo, es probable que
esto vuelva a ocurrir en aproximadamente 15 años.
Cabe aclarar que si bien el trabajo científico es de gran importancia, ya que predice mínimos, coincidentes con una mini era
de hielo, y máximos de actividad solar, las fechas y las magnitudes
del decremento en actividad tienen cierto grado de incertidumbre.
De ocurrir este fenómeno en el horizonte mencionado, las bases
de los escenarios energé cos actuales quedan descartadas, ya que
éstas cambiarían radicalmente en el mediano plazo. Los probables
impactos serán en la dirección de una mayor demanda energé ca al
reducirse la temperatura promedio. En cuanto a la generación, las tecnologías con base en energías limpias no dependientes de la radiación
solar, como la geotermia y la energía nuclear, no serán afectadas. El
impacto sobre la energía eólica y la solar habrá que estudiarlo. Pero
no tendría sen do cambiar el rumbo acordado para mi gar la emisión
de los GEI, ya que la duración de este fenómeno es de unos cuantos
años solamente, y de cancelar los esfuerzos acordados de mi gación
de éstos, regresaríamos a una peor situación a su final. Posiblemente,
se puede argumentar que se tendrá la ventaja de un mayor periodo
de empo para alcanzar los niveles de emisión deseables con el fin
de reducir el impacto del cambio climá co. Un comentario final sobre el tema es que este fenómeno probablemente tendrá mayores
impactos en otros sectores como el agrícola con posiblemente serias
repercusiones en la producción de alimentos.
Referencias.
(1) “Energy Market Reforms”, World Energy Council, August 2004.
(2) “Electricity Markets are Broken – Can they be Fixed?” Oxford Institute
of Energy Studies (OIES), enero 2016; “Reforming Electricity Reforms?
Empirical Evidence from Asian Economies”, OIES, febrero 2016; “Britain’s Electricity Supply Crunch to Become Much Worse”, European
Energy Review, febrero 2016
(3) “Heartbeat of the Sun from Principal Component Analysis and Prediction
of Solar Activity on a Millenium Timescale. Nature, 29 October 2015.
58
MARZO/ABRIL / 2016
Energía y sustentabilidad
It’s decarbonisation…transición
energética y el Acuerdo de París
Se plantea el reto de revertir el consumo creciente de combustibles fósiles.
A
V
N
*
A
l iniciar este 2016, el 4 de enero, el Mauna Loa Observatory (NOAA-ESRL) informó que el dióxido de carbono, CO2,
había alcanzado en la atmósfera una concentración de
401.85 partes por millón (ppm), ya muy cerca de las 450
ppm que no se deben superar si se desea mantener el aumento de
temperatura en niveles aceptables.
La can dad de energía del sol que re ene nuestro planeta depende de la can dad de gases de efecto invernadero (GEI) en la atmósfera. El más importante de esos gases, el CO2, se ha incrementado de
tal manera que ya ha aumentado la temperatura global promedio en
1°C con respecto a los niveles pre-industriales y que el nivel alcanzado
con nuará calentando el planeta. Esto sucederá, incluso si se detuvieran
inmediatamente las emisiones de ese gas o por lo menos se cumplieran
las INDCs (Intended Na onally Determined Contribu ons, Contribuciones Previstas y Determinadas Nacionalmente) comprome das por la
mayoría de países.
Un resultado central de la COP21 es el acuerdo de “mantener
el aumento de la temperatura media mundial muy por debajo de 2ºC,
y seguir esforzándose por limitar el incremento de la temperatura
a 1.5 ºC”. En el marco de los trabajos del IPCC (Intergovernmental
Panel on Climate Change) se ha mostrado que para mantenerse en
niveles cercanos al 1.5 ºC debe haber cero emisiones relacionadas
con la energía hacia 2050.
El Acuerdo de París ¿una ruptura radical?
“Emisiones relacionadas con energía” significan emisiones relacionadas con energías fósiles (petróleo, gas natural, carbón), las cuales
representaron 80% del consumo mundial de energía en 2015, según
la IEA. Estas energías se han desarrollado masivamente en un mundo
convencido que siempre se necesitarán, que con nuarán estando
presentes en todos los ámbitos de la economía y la sociedad y que, en
todo caso, no se podrán reunir las fuerzas sociales y factores polí cos
capaces de enfrentar el lugar masivo que ocupan. En ese contexto el
acuerdo de París del pasado diciembre 2015, un acuerdo elaborado
y decidido mul lateralmente, lanza señales sobre la necesidad de un
cambio profundo. El que 195 países –desarrollados, emergentes, en
desarrollo, productores y exportadores de petróleo, países insulares
vulnerables– se hayan puesto de acuerdo es un hecho que ene una
gran importancia y potencial para el futuro.
La diplomacia francesa desempeñó un importante papel para
canalizar esfuerzos e intereses diversos e inclusive contradictorios,
pero el Acuerdo fue el resultado de un proceso mul lateral en el marco
de la ONU. Diversos actores se encaminaron a París con declaraciones
y acciones que favorecieron la posibilidad de un acuerdo: la Unión
Europea con el marco adoptado por el Consejo Europeo (octubre
2014), Estados Unidos y China con el compromiso de reducir sus
emisiones (noviembre 2014), el G7 en su reunión de julio de 2015 o
importantes líderes como el Papa Francisco con su encíclica Laudato Si’
(mayo 2015). Ese proceso de convergencia de opiniones y posiciones
abrió el camino al Acuerdo de París.
Nuevos hechos y percepciones también contribuyeron: las temperaturas extremas promedio de años recientes con consecuencias
ampliamente difundidas; la penetración de las energías renovables
con costos más bajos; el monto de inversiones en generación eléctrica
con base en renovables, que han superado por primera vez a las re
Profesor-Investigador del Postgrado de Economía y del Postgrado de Ingeniería de laUNAM. [email protected]. Participó en la
elaboración del 5º. Informe del IPCC, como Lead Author en el Grupo de trabajo III, particularmente en el Capítulo Energy Systems
(http://www.ipcc.ch/report/ar5/wg3/)
ENERGIA A DEBATE
59
alizadas con base en combus bles
fósiles. El mundo empresarial ya no
está en bloque detrás de las fósiles:
se han abierto nuevas fuentes de
inversión relacionadas con las
renovables y con ellas la aparición
de nuevas voces e intereses que
consideran que su ac vidad debe
integrar el combate contra el cambio climá co(1). En toda transición
están presentes grupos, fuerzas e intereses que se aferran al pasado,
como el complejo industrial ar culado alrededor de las poderosas
energías fósiles, pero apuntan nuevos grupos, fuerzas e intereses
que ven hacia el futuro.
El Acuerdo propone un marco legal que puede desencadenar
medidas e inversiones que apoyen otro po de crecimiento bajo en
carbono, en el que las reducciones de CO2 sean una condición de
prosperidad económica, de eliminación de la pobreza, de intercambios
ecológicos que se desarrollen en un plano de igualdad. Deberá ser
ra ficado a par r de abril 2016 y entrará en vigor cuando 55 países
que representen más de 55% de emisiones de GEI lo hayan hecho.
A par r de entonces se podrá hablar quizás de un nuevo régimen
internacional en el plano ambiental.
El Acuerdo de París. Temas y problemas
para su implementación
Del Acuerdo de París se derivan condiciones para el cumplimiento de los obje vos fijados, en par cular relacionadas con el funcionamiento de las economías y la dinámica y composición del sistema
energé co.Puede ser el inicio del cambio más profundo desde la
Revolución Industrial, en lo que a producción y consumo energé co
se refiere. Puesto de manera sencilla: el aumento de las emisiones de
carbono que se ha dado desde la revolución industrial debe pararse.
El pico, dice el acuerdo, deberá alcanzarse “lo más pronto posible”,
aunque en un marco voluntario, carente de mecanismos vinculantes
y obligatorios y de modalidades claras para su cumplimiento.
No fue tarea fácil llegar a acuerdos, incluso sobre el obje vo
crucial de aumento de la temperatura global. Como ejemplo el Ar culo
2, item 1 (a), tal como se presentaba en un borrador previo lleno de
corchetes y su formulación final:
(1)
60
Como la Breakthrough Energy Coalition lidereada por Bill Gates, Mark
Zuckerberg y Jeff Bezos. En el contexto de la COP21, anunció la creación de un fondo de US$20 mil millones para investigación en energías
limpias.
MARZO/ABRIL / 2016
Borrador: “hold the increase in the
global average temperature
[below 2°C][below 1.5°C][well
below 2°C][below 2°C or 1.5
°C] [below 1.5°C or 2°C][as far
below 2°C as possible] above
pre-industrial levels by ensuring
deep cuts in global greenhouse
gas [net] emissions”.
Acuerdo final: “Holding the increase in the global average temperature to well below 2 °C above pre-industrial levels and to pursue
efforts to limit the temperature increase to 1.5 °C above preindustrial levels, recognizing that this would significantly reduce
the risks and impacts of climate change “.
La mención de una reducción profunda de GEI desapareció, así
como la necesidad de mantener el aumento de la temperatura abajo
de 1.5 °C, un obje vo coherente con la posibilidad de frenar el cambio climá co. Sin embargo algunas formulaciones que se man enen
en el acuerdo podrán ser explotadas, como la que habla de “much
greater emissions reduc ons will be required” o de “a balance between
anthropogenic emissions by sources and removals by sinks”. En este
úl mo caso son las emisiones netas las que importan, un asunto que,
por otro lado, se presta a discusión.
Detrás de algunas formulaciones centrales del acuerdo,
que pueden calificarse de ambiguas, se encuentra el hecho que el
cambio climático es un problema complejo que exige visiones de
largo plazo, pero en el cual se expresan restricciones coyunturales,
intereses y posiciones diversas. La implementación del Acuerdo
tampoco es sencilla: requiere innovaciones y procesos de aprendizaje en diferentes campos: tecnologías, instituciones, normas
sociales y políticas públicas que tienen que ver con el crecimiento,
la macroeconomía, los impuestos, la energía, el ambiente, el uso
de la tierra. Van mucho más allá de soluciones globales –dignas de
ser estudiadas sin embargo–, como un precio único del carbono,
un impuesto internacional al carbono o una distribución del presupuesto global del carbono.
El IPCC y proyectos como el Deep Decarboniza on Pathways
Project (DDPP(2)) han mostrado que es posible orientarse económica
(2)
Reúne a equipos de investigación de 16 de los países más grandes emisores para diseñar senderos de reducción de emisiones coherentes con
límites deincremento del calentamiento en 2°C o menos. Lo impulsan
The Institute for Sustainable Development and International Relations
(IDDRI) y el Sustainable Development Solutions Network (SDSN). Ha
elaborado varios informes sobre “descarbonación profunda”, incluido
uno sobre México.
y tecnológicamente por senderos de bajas emisiones hasta reducirlas
por completo hacia la mitad de este siglo. Para ello, la coherencia
ins tucional y de las polí cas públicas es fundamental y esto no es
válido solamente para países emergentes o en desarrollo. Antes de
la COP21, la OCDE publicó un informe (3) que puso en evidencia las
contradicciones entre la voluntad de construir un acuerdo sobre
reducción de emisiones para limitar el calentamiento global y las
políticas que favorecen los combustibles fósiles y actividades fuertemente intensivas en carbono. No sólo eso, el informe señalaba que
las políticas de subsidios y subvenciones de los Estados y el funcionamiento del sistema financiero se contraponían a los objetivos
de la reunión de París. El problema central era precisamente el de
la ausencia de alineación de las políticas públicas con los objetivos
del combate al cambio climático. El informe mostró también que
dos tercios de las inversiones energéticas van a las fósiles, que las
subvenciones y gastos fiscales favorecen la producción y utilización
de esas energías, que las políticas urbanas y la planeación de los
transportes están mal coordinadas y favorecen la utilización intensiva del automóvil; que la utilización de combustibles fósiles por
la industria y la generación de electricidad reciben una imposición
fiscal baja en relación a sus emisiones de CO2.
En ese sentido, el Acuerdo de París puede ser visto también
como un llamado para que los diferentes países y sus sociedades
(3)
OCDE [2015], Aligner les politiques au service de la transition vers une
économie bas carbone. Informe elaborado con la participación de la IEA,
la Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) y el Forum international des
transports (FIT), Paris, 263 p.
asuman sus responsabilidades. No sólo los Estados sino variados
actores actuantes en diferentes niveles, en particular actores locales que vendrán necesariamente de una mayor presencia de las
energías renovables respecto a los actuales esquemas centralizados
vinculados a las energías fósiles.
Límites al aumento de la temperatura implican bajas significativas de emisiones que no podrán realizarse sin nuevos métodos
y técnicas de reducción de emisiones, sin cambios fundamentales
en los sistemas productivos, urbanos, de transporte, en los flujos
comerciales. Aquí es donde entran las condiciones y especificidades
de cada país: su dotación de recursos, la composición e inercias de
su sistema energético, las características e inercias de sus sistemas
urbanos y de transporte, sus niveles de pobreza y desigualdad.
Condiciones y especificidades de cada país se han traducido
precisamente en las INDCs presentadas por 188 países, a los cuales
corresponde en conjunto 96% de las emisiones globales (4). En ellas señalan cómo se proponen reducir sus emisiones hacia 2025 ó
2030. Estimaciones diversas coinciden en que esas propuestas no
podrán mantener el calentamiento global por abajo de los 2°C, sino
en el mejor de los casos en alrededor de 2.7°C por encima de los
niveles pre-industriales, lejos de la meta aspiracional (1.5°C). Las
revisiones que deberán hacerse cada 5 años, empezando en 2020,
siempre con mayores niveles de exigencia, es un reconocimiento de
que los compromisos que representan las INDCs no son suficientes.
Un punto importante es que los países deberán reportar de manera
transparente sus inventarios de emisiones y “la información necesaria para seguir los progresos en la implementación y logros” de sus
ENERGIA A DEBATE
61
INDCs, utilizando un sistema universal de contabilidad. Se apoyará a
los países en desarrollo para cumplir con esas exigencias de calidad
y transparencia y recibirán recursos tanto para la mitigación como
para la adaptación, un binomio que en adelante será inseparable.
El objetivo de US$100 mil millones anuales, no alcanzado hasta la
fecha, será considerado en adelante como un piso y se detallarán
las aportaciones de los países y las modalidades de la distribución
de los fondos. Posibles mecanismos de financiamiento como los
impuestos sobre los transportes marítimos y aéreos no fueron
siquiera considerados.
El Acuerdo reconoce “el papel notable que desempeñan los
fondos públicos” y “la importancia de enfoques no fundados en
el mercado”, dejando así de lado el énfasis en los instrumentos
económicos (mercado de carbono, cuotas de emisiones,…). Enfoques basados en el mercado no aparecen, pero se reconocen las
“internationally transferred mitigation outcomes” para la implementación de las INDCs. Se crea una nueva sigla (ITMO) y con ella,
parafraseando el dicho francés “cuando se echa al mercado por la
puerta, regresa por la ventana”.
It’s decarbonisation ……
De la COP21 se esperaban señales claras sobre un cambio
fundamental en la economía global en el sentido de una reorientación de las inversiones en petróleo, gas natural y carbón hacia las
energías con cero emisiones, es decir hacia una descarbonización
del sistema energético. En el acuerdo hay elementos en ese sentido:
¿puede considerársele como una hoja de ruta para que el mundo se
dirija en una dirección opuesta a la marcada por los combustibles
fósiles? ¿lo habrán entendido así las compañías petroleras, las del
gas y el carbón? Si es así, ¿serán capaces de adaptarse y redirigir
su potencial hacia las nueva energías y tecnologías?
Descarbonización , una palabra que se había vuelto usual en el
vocabulario de la transición energética, no aparece en el Acuerdo,
probablemente porque implica que buena parte de los recursos
fósiles deben quedar bajo tierra para mantener el calentamiento
global debajo de los 2°C ó todavía mejor de 1.5°C. Las estimaciones
varían: expertos del IPCC, por ejemplo, consideran que sólo 10%
(4)
Antes de la COP 21, los países que habían comunicado sus INDCs,
re-presentaban alrededor de 90% de la actividad económica mundial
y cerca de 90% de las emisiones de GEI relacionadas con la energía.
Representaban también cerca de 90% de la demanda mundial de combustibles fósiles y 80% de su producción. Cifras impresionantes: sin
embargo muy pocos hablaron de reducir el uso ineficiente de carbón
en las centrales eléctricas, de reducir las emisiones de metano en la producción de petróleo y gas, de modificar subsidios o de poner precios al
carbono. Tampoco mencionaron tecnologías necesarias para una transformación de largo plazo del sector energético (CCS, biocombustibles
avanzados, vehículos eléctricos).Véase: IEA, World Energy Outlook
Special Briefing for COP21, París, noviembre 2015.
62
MARZO/ABRIL / 2016
de esos recursos deben ser explotados e investigaciones recientes
han proporcionado datos acerca de cantidades y lugares que deben
permanecer sin explotar(5).
La coyuntura permite plantear la posibilidad de que buena
parte de los combustibles fósiles permanezcan en el subsuelo:
los bajos precios del petróleo representan fuertes riesgos para
las inversiones en gas y petróleo; de hecho han caído sus montos,
rendimientos y capacidad para atraer capitales. Expertos de instituciones financieras como Goldman Sachs o el Banco de Inglaterra,
incluyendo al Gobernador de este último, toman en serio el riesgo
de que proyectos de combustibles fósiles que requieren fuertes inversiones se vuelvan caducos y sin valor si acciones climáticas serias
se toman en el futuro. Por ahora, sin embargo, según la IEA, solo el
16% de las inversiones en el sector energético de Estados Unidos
se dirigió a las renovables o a la nuclear. Las compañías petroleras
prefieren extraer hidrocarburos en las zonas más riesgosas y difíciles
que canalizar sus ganancias hacia alternativas energéticas bajas en
carbono. Los presupuestos de investigación y desarrollo (I&D) de
los gobiernos han declinado en años recientes: en 1981 la energía
representaba el 11% del total del presupuesto público de I&D de
Estados Unidos y en la actualidad sólo representa el 4%. En 2014,
en ese mismo país la energía representó menos del 2% de la I&D
total(6). Se trata de una tendencia: la crisis iniciada en 2007 sólo la
ha profundizado.
El mercado sólo no desarrollará nuevas fuentes de energía. Las
transiciones energéticas muestran que es indispensable un Estado
capaz de provocar cambios con perspectivas de largo plazo que
impulsen el financiamiento y las inversiones privadas. De hecho
en algunos países son bancos de desarrollo estatales los que promueven la difusión de nuevas tecnologías: KfW en Alemania, BNDES
en Brasil, el China Development Bank y el European Investment
Bank ocupan un lugar importante en el financiamiento total en el
campo de las renovables.
Consideraciones finales: ¿Y América Latina(7)?
¿Y México?
Todavía en fechas cercanas a la COP21 se manifestaban posiciones pesimistas respecto a los avances que se podrían lograr
mediante las negociaciones internacionales desarrolladas en el
marco de la ONU. Parecían también difícilmente conciliables con
(5)
(6)
(7)
C. McGlade & P. Ekins, “The geographical distribution of fossil fuels unused when limiting global warming to 2 °C”, Nature, 517,187–190, 8
January 2015.
“Key trends in IEA public energy technology research, development and
demonstration (RD&D) budgets”,www.iea.org/statistics, OECD/IEA, 2015.
G. Edwards, T. Roberts, A Fragmented Continent. Latin America and the
Global Politics of Climate Change, MIT Press, 304 p.
La industria
petrolera mexicana:
salud, seguridad y cumplimiento
E
n 2015, durante un período de
cinco semanas, al menos dos
incidentes fatales ocurrieron
en la industria petrolera costa
afuera de México. Un incendio en una
plataforma ubicada en la Sonda de
Campeche en el extremo sur del Golfo
de México era responsable de la muerte
de cuatro personas e hiriendo a muchos
otros. El 5 de mayo martes, falló otra
plataforma causando la muerte de al
menos dos trabajadores offshore e hirió
a otras 10. Más de 100 personas fueron
evacuadas de la plataforma por los barcos de respuesta a emergencias.
En medio de la Reforma Energética, que abrió el sector petrolero de
México a la competencia internacional,
los incidentes plantearon nuevas preguntas sobre la salud y la seguridad en
la industria petrolera de México. Los
expertos del sector están preocupados
por la inversión internacional en una
región donde los trabajadores están
en peligro. “Desde el punto de vista de
la vigilancia y seguridad, México debe
hacer esfuerzos por reducir la disparidad
en la competencia de sus trabajadores
locales“, dijo Jim Playfoot ,Director
General de GetenergyIntellligence y un
experto internacional en educación y formación . “ Para México, los beneficios de
la Reforma Energética sólo se generarán
si la localización - es decir, el empleo de
mano de obra local y el compromiso con
los proveedores locales - se convierte
en realidad”.
La seguridad y el cumplimiento son
una lucha constante para la industria
petrolera de México. Como parte de la
Reforma Constitucional aprobada en
2013, que abrió el sector petrolero a
la inversión extranjera, México creó la
Agencia de Seguridad Industrial, En-
ergía y Protección del Medio Ambiente
para supervisar la industria del petróleo.
Esta agencia aún tiene mucho camino
por recorrer antes de estar preparado
para mejorar el perfil de HSE (health,
safety, education) de la industria del
petróleo. La agencia todavía requiere
inspectores del equipo de perforación
más capacitados y los demás requisitos
para regular la industria.
Importantes medidas deben ser
tomadas para mejorar la conciencia de
la salud y la seguridad en México. HSE
WorldClass training debe ser introducido
y los trabajadores deben estar certificados, sercompetentes y cumplir con
los estándares de la industria. Pero el
entrenamiento debe ser estratégico y
no por partes.
* El GetenergyGlobal tendrá lugar en Londres el 16 y
17 de mayo, con asistentes
desde más de 46 países diferentes, involucrando gobierno,
educación y empresas de gas
y petróleo. VTEC Américas (en
Ciudad de México) se llevará a
cabo en el Palacio de Minería
el próximo octubre. El evento
reunirá a los actores clave en
la industria de petróleo y gas
de México, el sector educativo
y del gobierno para hacer frente a la formación de la población local para el sector de
la energía. Para obtener más
información, póngase en contacto con Concepción Pérez,
Gerente de Desarrollo Latino
America ,GetenergyEvents,
conchi.perez@getenergyevent.
com
Aparte de los problemas de salud
y seguridad, con la introducción de los
jugadores internacionales en Mexico
se espera acrecentar el empleo para
el sector energético. Las compañías
petroleras internacionales ( IOC´s )
traen consigo una plantilla internacional
con años de experiencia en áreas especializadas de la empresa de exploración
y producción. Esta fuerza de trabajo
se puede mover fácilmente a nuevas
áreas de operaciones y los trabajadores
petroleros extranjeros pueden llenar
la falta de experiencia local en áreas
tales como la perforación en aguas
profundas y la producción. La pregunta
es si México puede beneficiarse de
esta situación para crear el crecimiento
del empleo de larga duración, genuino
para la población local en el sector
energético.
México puede hacer varias cosas
para mejorar la capacidad técnica de
sus trabajadores locales: fomentar
la transferencia de conocimientos,
trabajar con la industria para emplear
las normas laborales nacionales a
través de los perfiles de los puestos
más importantes, y la introducción de
programas de petróleo y de formación
de gas acreditados internacionalmente,
abordar el control de calidad, y educar
a los líderes de la industria local.
México, como uno de los productores de petróleo más antiguos del mundo, no es nuevo en esto y la experiencia
de los últimos 70 años han dado al país
una ventaja. México ya cuenta con
una plantilla petrolera. El reto consiste
ahora en conseguir que se cumplan las
normas internacionales, elevar el perfil
de seguridad de la industria en México
y promover la próxima generación de
especialistas en petróleo y gas.
ENERGIA A DEBATE
63
ese proceso las posiciones de Estados Unidos y China, los más
grandes emisores, así como las de India o Brasil. Un punto central
tenía que ver con el principio de “responsabilidades comunes, pero
diferenciadas”, unos considerando que todos los países debían
asumir parte de la carga en la lucha contra el cambio climático y
otros sosteniendo que la tarea debía recaer sobre los desarrollados, responsables históricos de las emisiones que arrancaron con
la revolución industrial.
Con el Acuerdo de París la inmensa mayoría de países se ha
comprometido a participar con objetivos de reducción establecidos
por ellos mismos, acordes a lo que ellos consideran sus condiciones
específicas y las restricciones de su desarrollo. Llegar a eso no fue
fácil: después de la Conferencia de Copenhague (2009), América
Latina contribuyó a mantener los esfuerzos de la comunidad internacional con los resultados de la COP de Cancún (2010) y la de Lima
en 2014. Entre esas dos conferencias la “Plataforma de Durban”, en
2011, hizo un llamado en pro de “un protocolo, otro instrumento
legal u otro resultado acordado con fuerza legal bajo la Convención
aplicable a todas las partes” que entrara en vigor a partir de 2020.
Dos años después, la COP de Varsovia (2013) llamó a los países a
someter sus INDCs meses antes de la Conferencia de París. Esta innovación, que cambió el procedimiento de top-down a bottom-up,
permitió romper una de las restricciones que frenaban la posibilidad
de un acuerdo universal. Ahora todos los países, incluidos los más
reticentes debían manifestar compromisos de reducción.
Aunque la estructura energética de América Latina y el Caribe(8) en su conjunto no está tan cargada a las energías fósiles como
en otras zonas, la electrificación de las economías, las tasas de
urbanización y motorización hacen probable una mayor demanda
de esas energías. Ya en la actualidad buena parte de las emisiones
provienen de su sistema energético y están creciendo de manera
particular en transporte y generación eléctrica. En uno de sus
informes recientes, la IEA señalaba que las emisiones per cápita
relacionadas con la energía de América Latina podrían crecer un
33% entre 2005 y 2030.
En América Latina, México ocupa el segundo lugar en generación de emisiones de GEI, después de Brasil y antes de Argentina
y Venezuela. Sus emisiones continúan aumentando debido al creciente consumo de combustibles fósiles. Aproximadamente 60% de
las emisiones provienen de la combustión para usos energéticos de
esos combustibles, siendo las principales fuentes de emisiones el
transporte (23%) y la generación eléctrica (17%)(9). A partir de esa
situación se plantea la necesidad –por lo menos– de un uso más
64
MARZO/ABRIL / 2016
eficiente de los combustibles fósiles y de una mayor participación
de las energías renovables en el consumo final, el cual era de 4.4%
del total en 2010. La Ley de Transición Energética (LTE) contiene
aspectos que van en esa dirección; pero apunta sobre todo hacia
una presencia más fuerte del gas en la generación de electricidad
y a la co-generación. Al centrarse en el sector eléctrico, deja de
lado a otros como el transporte que en México tiene particular
importancia. No vincula el tema de la transición energética al de la
descarbonización ni se ubica en un país que puede aún considerarse
productor y exportador de petróleo y que ha definido prioridades
en torno a la exploración y producción de hidrocarburos. En ese
sentido no se ubica realmente en la transformación estructural
que otros países han asumido con estrategias de desarrollo de
largo plazo y sentido de planeación. Propone medidas que ya está
integrando el mercado, como la búsqueda de una mayor eficiencia
energética, de una mayor presencia del gas natural, de la sustitución
de combustibles y de la co-generación. Incluso en este ámbito
no se ha buscado una articulación coherente de la LTE con otros
documentos como la Estrategia Nacional de Cambio Climático, la
Ley de Cambio Climático o las INDCs presentadas por México antes
de la COP21. ¿Son estas últimas las que definen las prioridades del
país en sus acciones en contra del cambio climático?
Sólo países que vinculen declaraciones en torno al cambio climá co –e incluso promulguen leyes y elaboren documentos importantes–
con una implementación efec va de las condiciones y requerimientos
que se derivan del Acuerdo de París podrán aspirar a presentarse como
líderes en la lucha contra el cambio climá co. Es decir, también deberán
liderar una “profunda descarbonización” vinculada estrechamente a
una estrategia de desarrollo de largo plazo.
América Latina y el Caribe representan 9% de la población mundial, 9%
del PIB y 9.5% de las emisiones globales de GEI, según datos del Banco
Mundial.
(9)
Tovilla, J. et al. (2015). Pathways to deep decarbonization in Mexico,
SDSN - IDDRI.
(8)
ENERGIA A DEBATE
Visión latinoamericana
Precios y tarifas: ¿mercado o el dedo?
Los precios controlados hundieron la economía de Venezuela.
A
¿
Quienes finalmente determinan los
precios de los productos y servicios
que a diario consumimos? En países
serios y donde no funciona el dedo
polí co, los fija el mercado en función de costos de producción, oferta, demanda, calidad
del servicio, competencia y otras variables.
Eso sí, se regula desde el Estado la competencia. No a monopolios u oligopolios ni privados
ni públicos que controlen y manipulen precios.
Los precios para los monopolios naturales (donde la competencia no es posible de
generar –agua, electricidad, gas natural, etc.)
se establecen a través de cálculos tarifarios,
donde una autoridad competente y calificada
calcula las mismas con base en una estructura de costos debidamente estudiada y una
rentabilidad razonable preestablecida. Estos
servicios públicos, sin una tarifa adecuada,
no se expanden y se deterioran.
Existen polí cas públicas para incen var
o desincen var el uso de un producto o servicio mediante el uso de impuestos (tabaco,
alcohol y otros productos nocivos para la
salud humana vs. energías renovables). Estos
gravámenes deben ser estudiados a fondo
por ins tuciones colegiadas antes de su aplicación tal cual ocurre en países serios y donde
el dedo desde el poder polí co no es posible.
También existen los precios fijados
a dedo por los políticos de turno. No se
asientan sobre análisis económicos profundos. Resultan generalmente de designios
o intereses particulares, para favoritismos
políticos o sencillamente para ganar votos
y mantenerse en el poder. Precios y tarifas
bajas es la consigna para aparecer como
figura mesiánica o salvadora ante el pueblo.
Precisamente en este afán de fijar
precios bajos “soberanos, justos, dignos”,
llámese como se desee, es que se ha contri-
R
R
*
buido a llevar a Venezuela al más profundo
abismo económico. Precios de cemento a
dedo, precios de alimentos a dedo, tarifas
de servicios a dedo, precios de medicamentos a dedo, precios de hidrocarburos a dedo,
precios del dólar a dedo. Todo a dedo.
Con esta dinámica de fijar precios con
el dedo, han logrado desmantelar el aparato
productivo, generar desabastecimiento
y endeudar al país, muy a pesar que se
manejaban exportaciones de casi 2 millones de barriles diarios de petróleo crudo
con precios de petróleo a 100 dólares por
barril. Precios irrisorios de energía fijados
a dedo han hecho que Venezuela tenga que
importar gas, diesel, petróleo y se tengan
constantes racionamientos eléctricos.
Inaudito para el país con las reservas más
grandes de petróleo y gas de la región. Esto
no tiene parangón en la historia.
Sacar a Venezuela de este abismo
económico será extremadamente complicado. Peor con los actuales precios de
petróleo. Tarea nada fácil para la actual
o futura administración de gobierno que
tendrá que hacer profundos ajustes en la
economía, sincerar precios y tarifas y encarar privatizaciones. Los más impactados
en este proceso de ajuste serán de nuevo
sus ciudadanos y en particular los que menos recursos económicos tienen.
Algo similar ha ocurrido en Argentina, pero no de la misma magnitud. En
Argentina, el sector más golpeado por los
precios y tarifas a dedo fue el de la energía
y pasaron una fuerte factura.
La producción de gas natural se vio
mermada, se cortaron exportaciones y
luego se comenzó a importar gas natural.
Importar costoso gas natural para venderlo
a bajo precio en el mercado interno, era
una ecuación que el mundo observaba con
asombro y tremenda incredulidad. En todo
caso, producir gas natural costoso en vez de
importarlo y venderlo barato en el mercado
interno hacía mucho más sentido. El déficit
energético se abulto por las importaciones
de gas y contribuyó a la ausencia de dólares.
Precios bajos y tarifas bajas de electricidad fijadas a dedo diezmaron la infraestructura de generación, transporte y
distribución. El resultado: racionamientos
eléctricos constantes desde hace varios
años y a importar electricidad de países
vecinos a precios spot y elevados.
En petróleo ocurrió lo mismo. Se fijaron
precios bajos en el mercado interno para
subsidiar, cuando en el mercado internacional
estaban por las nubes. Ahora que los precios
internacionales están bordeando los 30
dólares por barril, Argen na, para incen var
exploración, man ene precios de 63 a 67
dólares por barril para su mercado interno.
Como se acostumbró al pueblo a que el dedo
se aplique, las provincias de Chubut y Santa
Cruz exigen que se fijen precios similares al
mercado interno para fomentar exportación
de petróleo no apto para el mercado interno
y por ende para la ac vidad económica. Es
decir, piden subsidiar exportaciones petroleras. Otra aberración.
Hay muchos otros ejemplos en la región
y el mundo en esta misma dinámica. Con
estos dos ejemplos, ¿no sería mejor dejar
que el precio internacional del petróleo sea el
que marque la referencia para remunerar la
exploración? ¿Es mejor un precio de mercado
o el precio fijado desde un asiento polí co?
La historia nos sigue demostrando que precios fijados a dedo, precios bajos y subsidios
prolongados son detrimentales para nuestras
economías en el largo plazo.
* Socio Director de Gas Energy Latina America (GELA) y Drillinginfo. Fue Secretario Ejecutivo de OLADE y ministro de Hidrocarburos
de Bolivia ([email protected])
66
MARZO/ABRIL / 2016
Turbina FT8 PW POWER SYSTEMS instalada po
Rengen Energy Solutions en Central Termoeléctrica
Valle de México - CFE
ENERGIA A DEBATE
Creamos
química
para que
los paisajes
exuberantes
amen las
grandes
ciudades.
El sector de la construcción consume casi la mitad de la energía y
recursos del planeta. Es una cantidad considerable sin duda, pero se
puede reducir utilizando la química adecuada.
Hemos desarrollado una serie de soluciones que hacen de esta industria
una actividad más respetuosa con el medio ambiente, logrando que los
edificios sean más sólidos y eficientes durante su ciclo de vida. Como
resultado, las nuevas iniciativas tienen un impacto menor sobre nuestros
recursos a corto y largo plazo.
Si podemos construir más utilizando menos, es porque en BASF creamos química.
Para compartir nuestra visión, visita www.basf.com.mx
MARZO/ABRIL / 2016