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III. POLÍTCA ENERGÉTICA

Suscribe Pemex contratos para desarrollar el Proyecto

de Calidad de Combustibles fase Diésel (Pemex)

El 11 de septiembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) dio a conocer que suscribió

cinco contratos de obra para desarrollar el Proyecto de Calidad de los Combustibles en

su fase diésel para las refinerías de Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y ula,

con una inversión total estimada en 2 mil 800 millones de dólares.

En el evento, al que asistieron los Secretarios de Energía y de Medio Ambiente y

Recursos Naturales, el Director General de Pemex presentó diversos proyectos de

inversión por un monto total de casi 5 mil 500 millones de dólares que generarán casi

20 mil empleos directos.

El funcionario subrayó que estos proyectos, que incluyen la planta de fertilizantes en

Coatzacoalcos y el inicio de la fase II del gasoducto Los Ramones, son muestra clara

que la Reforma Energética comienza a dar resultados en el camino de alcanzar dos

objetivos prioritarios: el fortalecimiento de Pemex y la promoción de la inversión en

infraestructura para impulsar el crecimiento del país.

“Estamos decididos a aprovechar los instrumentos que nos da la Reforma para convertir

a Pemex en una empresa competitiva y líder en la industria petrolera”.

A su vez, el secretario de Energía aseveró que son proyectos de gran calado que marcan

el inicio de la nueva etapa histórica de Pemex como empresa productiva del Estado. De

manera específica, resaltó los beneficios del programa para comercializar combustibles

limpios en todo el país, el cual, apuntó, es prueba de la prioridad que Pemex otorga al

cuidado del medio ambiente.

F1 P-07-02 Rev.00

550 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos

Con la Reforma Energética estamos construyendo una nueva era en el país”, concluyó.

En su oportunidad, el Secretario de la SEMARNAT enfatizó que el contar con diésel

de ultra bajo azufre era un viejo anhelo no sólo de los ambientalistas, sino de la industria

nacional. Recordó que esta crucial decisión se había retrasado por años y finalmente

ahora se hace realidad, como resultado de la Reforma Energética.

Puntualizó que Pemex debe competir en un mercado abierto por lo que día tras día tiene

que ser más eficiente y ofrecer mejores productos y servicios para ser más competitivo.

En este sentido, destacó que entre sus retos prioritarios está enfrentar de manera exitosa

el cambio climático, como ya lo está haciendo.

En cuanto al proyecto diésel, el Director General de Pemex indicó que se construirán

nuevas plantas industriales y se modernizarán las ya existentes El objetivo, aseveró, es

reducir en 97% el contenido de azufre en el diésel, al pasar de 500 a 15 partes por

millón, para cumplir así con la Norma Oficial Mexicana (NOM-086-SEMARNAT-

SENER-SCFI-2005) sobre especificaciones de los combustibles fósiles para la

protección ambiental.

Dichos contratos inician el 17 de septiembre y se llevará a cabo bajo la metodología de

Libro Abierto Convertible a Precio Alzado (OBCE, por sus siglas en inglés), el cual

consiste en dos etapas de ejecución: el desarrollo de la ingeniería de detalle y procura

temprana de equipos de largo tiempo de entrega, y la construcción de las plantas.

El funcionario resaltó que con esta fase del proyecto se generarán alrededor de 12 mil

empleos directos y 31 mil indirectos, con lo cual, acotó, se tendrá un incremento en la

demanda de mano de obra en las localidades de cada una de las refinerías y se dará un

impulso tanto a la industria de la construcción como a fabricantes de equipos y a

empresas prestadoras de servicios.

Política Energética 551

Este proyecto, agregó, permitirá mejorar sustancialmente la calidad del aire y con ello

la calidad de vida de la población, al incrementar la producción de diésel de Ultra Bajo

Azufre (UBA), en alrededor de 360 mil barriles diarios, con lo que se reducirá la

emisión de gases de efecto invernadero en más de 12 mil toneladas por año en el país.

El Director General de Pemex Refinación explicó que en 2015, 60% del diésel que se

consuma en el territorio nacional será UBA, y para fines de 2017 se cumplirá

íntegramente la norma 086 de combustibles limpios. Hizo notar que actualmente ya se

producen 100 mil barriles diarios de gasolinas UBA y el próximo año se alcanzará

100% de la producción total.

Con el diésel de ultra bajo azufre, precisó, los fabricantes de automóviles y camiones

podrán producir vehículos equipados con motores mejor diseñados para el uso de este

combustible de alta calidad, lo que generará un ahorro de hasta 5%, la reducción de

20% de emisiones contaminantes y el incremento en la vida útil de las unidades en otro

20 por ciento.

Las compañías a las que se les adjudicaron las obras, por centro de trabajo, son las

siguientes:

Refinería Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

Compañía ICA Fluor

Daniel

Técnicas

Reunidas

S.A.

Samsung Eng.

CO. LTD

Foster

Wheeler USA

Corporation

ACS/Dragados/

Cobra

Monto estimado

(dólares) 737 357 609 567 772 033 359 090 661 583 907 492 559 967 4 08

Tiempo de ejecución

en días 1 256 1 175 1 189 1 144 1 179

FUENTE: Pemex.


Inicia construcción Fase II de Los Ramones

En el evento, el Director General de Pemex anunció el inicio de construcción de la fase

II del proyecto de transporte de gas natural Los Ramones, el cual ofrecerá una capacidad

adicional de 1 mil 430 millones de pies cúbicos diarios desde el norte hasta el centro

del país. La inversión estimada ascenderá a 2 mil 500 millones de dólares.

Esta segunda etapa del proyecto tendrá una longitud de 741 kilómetros con un

gasoducto de 42 pulgadas que cruzará los estados de Nuevo León, Tamaulipas, San

Luis Potosí, Querétaro y Guanajuato.

El tramo norte, de Nuevo León a San Luis Potosí, será realizado por una sociedad entre

las filiales de Pemex, TAG Pipelines, Gasoductos de Chihuahua y PMI Holdings. A su

vez, el tramo sur, que llegará hasta Apaseo el Alto será desarrollado por una sociedad

entre TAG, PMI Holdings y la empresa GDF Suez Consultores.

Hizo notar que la fase I, de la frontera norte a Nuevo León, marcha en tiempo y forma,

por lo que su entrada en operación será en diciembre de este año, dentro de los costos

previstos.

En su intervención, el directivo resaltó que en su conjunto, Los Ramones, que se

convertirá en la columna vertebral del Sistema Nacional de Gasoductos, generará

alrededor de 5 mil empleos directos en su fase de construcción y 15 mil empleos

indirectos en total. La obra, enfatizó, será clave para garantizar la seguridad energética

en el país al aumentar en cerca de 40% la capacidad de transporte de gas natural.

Proyecto de Rehabilitación de la Planta de Fertilizantes

Por otro lado, el titular de Pemex precisó que la empresa Pro-Agroindustria, filial de

PMI Comercio Internacional, adquirió de manera definitiva los activos de la empresa


Agro Nitrogenados, una vez que se cumplieron las condiciones suspensivas del acuerdo

de compraventa que se firmó en diciembre de 2013.

De igual modo, el pasado 29 de agosto se firmó el contrato de Ingeniería, Procura y

Construcción (EPC) con la empresa Cobra Instalaciones México, bajo la modalidad de

Libro Abierto (OBE) para la rehabilitación y puesta en marcha de los activos

adquiridos.

Destacó que el monto de inversión aproximado será de casi 200 millones de dólares.

Los alcances de la reparación serán definidos una vez que se logre un avance superior

a 30% de las obras o 60% de la ingeniería de detalle, lo que se estima sucederá en siete

meses más.

La construcción en su primera fase, que tiene una duración estimada de 15 meses,

pondrá en operación el primer tren de urea, por lo que se estará en posibilidades de

producir 1 mil 500 toneladas al día. Cinco meses después, estará en operación el

segundo tren, con lo cual la planta podría llegar a producir casi un millón de toneladas

de este fertilizante al año.

Durante la etapa de construcción, concluyó, se estima la creación de 1 mil 500 empleos

durante su construcción, mientras que en la etapa de operación se requerirá de una

plantilla de 800 trabajadores.

Fuente de información:

http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-088_nacional.aspx

Petróleo crudo de exportación (Pemex)

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

enero-julio de 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo crudo de exportación



fue de 94.92 dólares por barril (d/b), lo que significó una disminución de 5.84% con

relación al mismo lapso de 2013 (100.81 d/b).

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

de exportación fue de 95.97 d/b, cifra 3.59% menor con respecto al mes inmediato

anterior (99.54 d/b), 4.57% mayor con relación a diciembre pasado (91.78 d/b) y 4.98%

inferior si se le compara con el séptimo mes de 2013 (101.00 d/b).

Durante los siete primeros meses de 2014, se obtuvieron ingresos por 22 mil 511

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

tipos, cantidad que representó una disminución de 10.20% respecto al mismo período

de 2013 (25 mil 69 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron ingresos por

17 mil 681 millones de dólares (78.54%), del tipo Olmeca se obtuvieron 1 mil 980

millones de dólares (8.80%) y del tipo Istmo se percibió un ingreso de 2 mil 850

millones de dólares (12.66%).


VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO

-Millones de dólares-

Total Istmo Mayaa/ Olmeca

Por región

América Europa Lejano

Orienteb/

2003 16 676 255 14 113 2 308 14 622 1 495 560

2004 21 258 381 17 689 3 188 19 003 1 886 369

2005 28 329 1 570 22 513 4 246 24 856 2 969 504

2006 34 707 1 428 27 835 5 443 30 959 3 174 574

2007 37 937 1 050 32 419 4 469 33 236 3 858 843

2008 43 342 683 37 946 4 712 38 187 4 319 836

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

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

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

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

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

Enero 4 021 444 2 978 599 3 145 780 96

Febrero 3 600 227 2 941 432 2 763 376 460

Marzo 3 521 295 2 791 435 2 493 492 537

Abril 3 792 342 3 098 351 2 949 584 259

Mayo 3 149 83 2 775 291 2 096 593 460

Junio 3 199 172 2 744 284 2 440 494 265

Julio 3 787 297 3 193 297 2 693 509 585

Agosto 3 616 371 3 006 238 2 667 666 283

Septiembre 3 576 379 2 964 233 2 678 743 154

Octubre 3 512 348 2 942 222 2 626 497 389

Noviembre 3 229 416 2 617 196 2 585 279 365

Diciembre 3 722 555 2 861 306 2 991 462 269

2014 22 511 2 850 17 681 1 980 16 121 4 500 1 890

Enero 3 292 542 2 442 308 2 694 554 43

Febrero 3 324 498 2 554 272 2 417 529 378

Marzo 3 283 490 2 520 274 2 109 735 439

Abril 3 017 375 2 416 226 1 926 684 R/407

Mayo R/3 349 392 R/2 652 R/306 2 389 735 R/225

Junio 3 212 236 2 573 403 R/2 335 675 201

Julio 3 034 318 2 525 192 2 250 588 197

a/ Incluye Crudo Altamira.

b/ Incluye otras regiones. R/ Cifras revisadas.

FUENTE: Pemex.


http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf

http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evalorexporta_esp.pdf

Volumen de exportación de petróleo (Pemex)

De acuerdo con información de Pemex, durante el período enero-julio de 2014, se

exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.119 millones de barriles




diarios (mb/d), cantidad 4.68% menor a la reportada en el mismo lapso de 2013

(1.174 mb/d).

En julio de 2014, el volumen promedio de exportación fue de 1.020 mb/d, lo que

significó una disminución de 5.24% respecto al mes inmediato anterior (1.076 mb/b),

menor en 22.02% en relación con diciembre de 2013 (1.308 mb/d) y 15.70% inferior si

se le compara con julio del año anterior (1.210 mb/d).

Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante los primeros

siete meses de 2014, fueron los siguientes: al Continente Americano (72.57%) a Europa

(19.21%) y al Lejano Oriente (8.22%).


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

Se informa sobre la medición en la producción y distribución de crudo (Pemex)

El 22 de agosto de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó sobre la medición en

la producción y distribución de crudo. A continuación se presenta la información.

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

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

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO MEXICANO

-Miles de barriles diarios-

2010 2011 2012 2013 2014

FUENTE: Petróleos Mexicanos.

1 020

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


En relación con las diferencias de medición en la producción y distribución de crudo

(definida como la suma de la entrega tanto al Sistema Nacional de Refinación como a

las terminales de exportación), Pemex precisó lo siguiente:

El diferencial entre el volumen de hidrocarburos producido y medido a la salida del

pozo y el volumen de crudo a distribución, se deriva del movimiento de inventarios,

evaporaciones, merma y segregación de productos, entre otros.

Los volúmenes producidos y a distribución han sido informados por Pemex en los

reportes entregados a las instancias reguladoras como la Comisión de Valores y Bolsa

(Securities and Exchange Commission, SEC, por sus siglas en inglés), la Comisión

Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) e inversionistas.

Ante la identificación de incrementos en el balance producción/distribución, Pemex, en

coordinación con la Comisión Nacional de Hidrocarburos realizó un análisis para

identificar los elementos que expliquen la diferencia entre el hidrocarburo producido y

el distribuido, así como mejorar la metodología y el sistema de gestión de la medición.

Al respecto, Pemex ha instrumentado diversas acciones, como el monitoreo continuo

de los pozos, la revisión y calibración de las condiciones operativas de las instalaciones

y sistemas involucrados, así como la puesta en operación de sistemas de deshidratación

de crudo.

Pemex realiza trabajos de calibración de sus equipos de medición tendientes a reducir

la incertidumbre de los mismos.

En las terminales marítimas se están instalando tanques sedimentadores que permiten

acelerar la deshidratación y estabilización del crudo, dentro de las especificaciones

internacionales establecidas para transacciones comerciales.


En este sentido, Pemex reitera que los barriles de crudo que se exportan pasan por un

proceso de estabilización y cuentan con tres certificaciones: una por parte de Pemex,

otra por parte del comprador y una más por un tercero especializado acordado entre

Pemex y el cliente para comprobar que los barriles se venden completos y no contienen

más de 0.5% de agua, que es el porcentaje aceptado internacionalmente.

Cabe destacar que los ingresos petroleros reportados por Pemex al Gobierno Federal se

basan en el crudo entregado a distribución.

La Ley Federal de Derechos, aún vigente, establece que el operador petrolero entere

impuestos y derechos conforme al volumen reportado a boca de pozo, por lo que el

contenido de agua y la distorsión en medición ha incrementado la carga fiscal para

Pemex.

Respecto a la producción reportada de enero a julio del presente año, ésta fue de 2.466

millones de barriles al día, en tanto el volumen de crudo a distribución fue de 2.311

millones de barriles diarios (MMbd). Si a este último dato sumamos lo correspondiente

a mermas por evaporaciones (14 mil barriles diarios, mbd), segregación de productos

(9 mbd) y acumulación de inventarios (6 mbd) se obtiene la producción sin agua ni

distorsiones de medición, que para el período enero-julio fue de 2 millones 340 mil

barriles diarios.

Con base en un mejor manejo de los yacimientos y las tendencias a la alza del volumen

a distribución, la expectativa de la producción promedio al cierre del año, sin agua ni

distorsiones de medición, es de al menos 2 millones 350 mil barriles al día.





Estima Pemex la producción de petróleo crudo en

2.4 millones de barriles diarios para 2015 (Pemex)

El 29 de agosto de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que la producción de

petróleo crudo se ubicará en 2 millones 400 mil barriles por día y la de gas natural en

5 mil 700 millones de pies cúbicos diarios, según la meta de producción aprobada por

el Consejo de Administración para integrar el anteproyecto de presupuesto 2015.

De este modo, Pemex Exploración y Producción estima una tendencia a la alza con

referencia a la meta prevista para el cierre de este año, debido a un mejor manejo de los

yacimientos. En este sentido, se contempla la reactivación de la producción en ciertos

campos maduros, así como el incremento de la producción en campos de incipiente

desarrollo como Tsimin-Xux de la Región Marina Suroeste.

Asimismo, se prevé la entrada en operación de campos recién descubiertos como

Ayatsil-Tekel, y otros con potencial de incremento de producción como Kambesah,

Onel, Arroyo Zanapa, así como los campos Navegante y Terra de la Región Sur.

La producción principal de petróleo crudo provendrá del complejo Ku Maloob Zaap

(KMZ) en la Sonda de Campeche, que seguirá aportando 850 mil barriles diarios,

equivalente a poco más de una tercera parte del total nacional, así como de los activos

de producción Cantarell, Abkatún-Pol -Chuc y Crudo Ligero Marino.

En cuanto a gas natural, la mayor producción será del Activo Burgos en el norte del

país, con 1,230 millones de pies cúbicos al día, que representará alrededor de 21% del

total, además de la importante contribución de gas asociado de los campos marinos

Tsimin-Xux, KMZ y Cantarell, entre otros.


Cabe recordar que en la Ronda Cero, a Pemex le fueron asignadas 100% de las reservas

probadas más probables (conocida la suma como 2P) y 67% de los recursos

prospectivos solicitados, lo cual le permitirá a la empresa un crecimiento orgánico

ordenado.



Petróleo crudo de exportación (Pemex)

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

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

durante los primeros cinco días de septiembre de 2014 fue de 91.80 d/b, cotización

0.55% menor a la registrada en agosto pasado (92.31 d/b), superior en 0.02% con

relación a diciembre anterior (91.78%), y 7.96% menos si se le compara con el

promedio de septiembre de 2013 (99.74 d/b).

40

60

80

100

120

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

2010 2011 2012 2013 2014

* Promedio al día 5.


PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LA MEZCLA DE PETRÓLEO

MEXICANO DE EXPORTACIÓN Y WEST TEXAS INTERMEDIATE

-Dólares por barril-

Mezcla 91.80

West 94.01



Por su parte, el crudo West Texas Intermediate (WTI) durante los primeros cino días

de septiembre de 2014 reportó una cotización promedio de 94.01 d/b, lo que representó

una disminución de 2.54% con relación a agosto pasado (96.46%), menor en 3.28%

respecto a diciembre anterior (97.20 d/b), e inferior en 11.59% si se le compara con el

promedio del noveno mes de 2013 (106.33 d/b)

Asimismo, durante los primeros cinco días de septiembre del presente año, la cotización

promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 100.39 d/b, precio que significó una

reducción de 1.14% con relación al mes inmediato anterior (101.55 d/b), inferior en

9.26% con respecto a diciembre anterior (110.63 d/b), y 11.46% menos si se le compara

con el precio promedio de septiembre 2013 (113.38 d/b).

50

70

90

110

130

150

E FMAM J J A S ONDE FMAM J J A S ONDE FMAM J J A S ONDE FMAM J J A S ONDE FMAM J J AS*

100.39

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL BRENT


2010 2011 2012 2013 2014

* Promedio al día 5.



PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO


Fecha

Crudo API

Precio promedio spot1/

Precio

promedio de

exportación

del crudo

mexicano2/

Fecha

Crudo API

Precio spot1/

Precio

promedio de

exportación

del crudo

mexicano2/

Brent

(38)

West Texas

Intermediate

(44)

Brent

(38)

West Texas

Intermediate

(44)

Diciembre 2008 40.60 41.04 33.70 Octubre 2013 109.81 100.50 94.95

Diciembre 2009 74.46 74.01 69.66 Noviembre 2013 108.08 93.81 89.71

Diciembre 2010 91.22 88.36 82.19 Diciembre 2013 110.63 97.20 91.78

Diciembre 2011 108.90 98.54 106.33 Enero 2014 109.34 94.62 90.72

Diciembre 2012 109.11 87.43 96.67 Febrero 2014 110.15 100.81 94.18

Enero 2013 113.36 94.65 100.60 Marzo 2014 108.29 100.87 93.15

Febrero 2013 116.95 94.87 105.43 Abril 2014 108.12 101.94 95.34

Marzo 2013 109.24 93.13 102.98 Mayo 2014 110.36 102.53 97.63

Abril 2013 103.09 91.75 99.12 Junio 2014 112.26 105.70 101.19

Mayo 2013 103.02 94.63 98.67 Julio 2014 106.72 103.44 95.55

Junio 2013 103.14 95.76 97.86 Agosto 101.55 96.46 92.31

Julio 2013 108.26 104.88 101.00 Septiembre* 100.39 94.01 91.80

Agosto 2013 112.21 106.20 100.84

Septiembre 2013 113.38 106.33 99.74

1/VIII/2014 103.34 97.86 93.27 1/IX/2014 101.09 n.c. n.c.

4/VIII/2014 103.52 98.26 94.15 2/IX/2014 99.90 92.87 90.82

5/VIII/2014 102.71 97.34 93.36 3/IX/2014 100.57 95.45 92.59

6/VIII/2014 104.06 96.88 93.47 4/IX/2014 101.05 94.46 92.50

7/VIII/2014 103.91 97.29 93.55 5/IX/2014 99.35 93.27 91.29

8/VIII/2014 103.25 97.56 93.40

11/VIII/2014 103.36 98.04 93.58

12/VIII/2014 101.57 97.31 92.47

13/VIII/2014 102.16 97.52 92.66

14/VIII/2014 101.04 95.49 91.56

15/VIII/2014 101.02 97.25 91.85

18/VIII/2014 99.26 96.39 90.62

19/VIII/2014 99.63 94.30 90.06

20/VIII/2014 99.81 96.35 91.22

21/VIII/2014 100.17 93.92 91.47

22/VIII/2014 99.98 93.56 90.92

25/VIII/2014 101.38 95.11 n.c.

26/VIII/2014 100.39 95.60 91.22

27/VIII/2014 100.29 95.64 92.19

28/VIII/2014 100.60 96.26 92.52

29/VIII/2014 101.01 97.68 92.75

Promedio de

agosto de 2014 101.55 96.46 92.31

Promedio de

septiembre de

2014*

100.39 94.01 91.80

Desviación

estándar agosto de

2014 1.55 1.38 1.15

Desviación

estándar

septiembre de

2014*

0.75 1.17 0.88

1/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.

2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicanos Internacional (PMI), Secretaría de Energía, El Financiero y

Reforma. * Cálculos de las cotizaciones promedio del 1 al 5.

n.c. = no cotizó.

Nota: PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. surgió en 1989, producto de la estrategia comercial de Pemex para competir en el mercado internacional de petróleo y productos derivados; con autonomía patrimonial, técnica y administrativa. Es una

Entidad constituida bajo el régimen de empresa de participación estatal mayoritaria, de control presupuestario indirecto

que opera a través de recursos propios, estableciendo dentro de sus objetivos y metas el asegurar la colocación en el mercado exterior de las exportaciones de petróleo crudo de Pemex, así como proporcionar servicios comerciales y

administrativos a empresas del Grupo Pemex que realizan actividades relacionadas con el comercio de hidrocarburos.

FUENTE: Secretaría de Energía con información del PMI Internacional.


http://www.sener.gob.mx/webSener/portal/Default.aspx?id=1518



http://www.sener.gob.mx/webSener/portal/Default.aspx?id=1518




Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía (Sener)

El 28 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (Sener) publicó en el Diario Oficial

de la Federación (DOF) el “Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control

de Energía”, el cual se presenta a continuación.

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

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

los Estados Unidos Mexicanos, con fundamento en lo dispuesto por el Décimo Sexto

Transitorio, inciso b) del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas

disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia

de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013;

y en los artículos 3o., fracción I, 31, 33, 37, 45, 48 y 49 de la Ley Orgánica de la

Administración Pública Federal; 14, fracción II, y 15 de la Ley Federal de las Entidades

Paraestatales, y 107 a 112 y Quinto Transitorio de la Ley de la Industria Eléctrica, y

CONSIDERANDO

Que el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, en la Meta Nacional “México

Próspero”, plantea como objetivo abastecer de energía al país con precios competitivos,

calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva, para fortalecer el abastecimiento

racional de energía eléctrica, así como el aprovechamiento de fuentes renovables

mediante la adopción de nuevas tecnologías y la implementación de mejores prácticas,

lo cual implica el establecimiento de reglas claras que incentiven el desarrollo de un

mercado competitivo;

Que el referido Plan, establece estrategias y líneas de acción para una nueva y moderna

política de fomento económico, para aquellos sectores estratégicos que tengan

capacidad para generar empleo, que puedan competir exitosamente en el exterior,

promoviendo el crecimiento sostenido mediante la generación de igualdad de


oportunidades y el acceso a insumos estratégicos que fomenten la competencia y

permitan mayores flujos de capital, así como para proveer condiciones favorables para

el desarrollo económico, a través de una regulación que permita una sana competencia

entre las empresas;

Que el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía,

publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, establece,

en el Décimo Sexto Transitorio, inciso b), que a más tardar dentro de los doce meses

siguientes a la entrada en vigor de la ley reglamentaria de la industria eléctrica, esto es,

la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el medio de difusión oficial el 11 de agosto

de 2014, el Ejecutivo Federal deberá emitir el Decreto de creación del organismo

público descentralizado denominado Centro Nacional de Control de Energía;

Que en el mismo precepto constitucional se prevé que el Centro Nacional de Control

de Energía estará encargado del control operativo del sistema eléctrico nacional; de

operar el mercado eléctrico mayorista; del acceso abierto y no indebidamente

discriminatorio a la red nacional de transmisión y las redes generales de distribución, y

las demás facultades que se determinen en la Ley y en su Decreto de creación y que, en

este último, se establecerá su organización, funcionamiento y facultades;

Que la disposición transitoria aludida, dispone que en el Decreto de creación

correspondiente se proveerá lo necesario para que la Comisión Federal de Electricidad

transfiera los recursos que el Centro Nacional de Control de Energía requiera para el

cumplimiento de sus facultades;

Que la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así como el Servicio

Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica son áreas consideradas

estratégicas por la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y, por tanto,

los bienes destinados al funcionamiento, mantenimiento y operación de tales


actividades son consideradas infraestructura estratégica en términos de la Ley de

Seguridad Nacional;

Que la Ley de la Industria Eléctrica establece que el Centro Nacional de Control de

Energía tendrá a su cargo el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, la

operación del Mercado Eléctrico Mayorista y el acceso abierto y no indebidamente

discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de

Distribución, así como las demás facultades señaladas en la citada ley y en otras

disposiciones aplicables, y que desarrollará prioritariamente sus actividades para

garantizar la operación del referido Sistema en condiciones de eficiencia, Calidad,

Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad;

Que actualmente en México, el costo de la generación de energía eléctrica es

sustancialmente más alto en comparación con los estándares de producción de otros

países, lo que repercute en el alto costo que por este insumo estratégico incurren los

sectores productivos del país, restándoles competitividad;

Que las mejores prácticas internacionales en la materia destacan la importancia de

contar con una figura independiente que controle la operación de las redes de transporte

y distribución de energía eléctrica y realice la planeación y el control operativo de la

red de transmisión y las redes de distribución, así como el despacho de la energía y la

administración del Mercado Eléctrico Mayorista, y

Que en términos de lo dispuesto por el artículo 5o. del Reglamento de la Ley Federal

de las Entidades Paraestatales, la constitución del organismo público descentralizado

denominado Centro Nacional de Control de Energía, fue dictaminada favorablemente

por la Comisión Intersecretarial de Gasto Público, Financiamiento y Desincorporación,

mediante Acuerdo número 14-VIII-2, adoptado en su Octava Sesión Ordinaria

celebrada el 21 de agosto de 2014, he tenido a bien expedir el siguiente


DECRETO

Capítulo I

Naturaleza, Objeto, Facultades y Patrimonio

ARTÍCULO PRIMERO. Se crea el Centro Nacional de Control de Energía, como un

organismo público descentralizado de la Administración Pública Federal, sectorizado a

la Secretaría de Energía, con personalidad jurídica y patrimonio propios, con domicilio

en la Ciudad de México.

El Centro Nacional de Control de Energía podrá establecer oficinas o domicilios legales

o convencionales en las entidades federativas de la República Mexicana.

ARTÍCULO SEGUNDO. El Centro Nacional de Control de Energía tiene por objeto

ejercer el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional; la operación del Mercado

Eléctrico Mayorista y garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio

a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, y proponer

la ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y los elementos de

las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.

El Centro Nacional de Control de Energía, ejercerá sus funciones bajo los principios de

eficiencia, transparencia y objetividad, así como en condiciones de eficiencia, calidad,

confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad en cuanto a la operación del

Sistema Eléctrico Nacional.

ARTÍCULO TERCERO. Además de las definiciones establecidas en el artículo 3 de la

Ley de la Industria Eléctrica, para efectos del presente Decreto se entenderá por:

I. Consejo de Administración: El Órgano de Gobierno del CENACE;


II. Director General: El Director General del CENACE, y

III. Ley: La Ley de la Industria Eléctrica.

ARTÍCULO CUARTO. Para el cumplimiento de su objeto, el CENACE, además de las

funciones previstas en la Ley, el Reglamento de esta última y demás disposiciones

aplicables, tendrá las facultades siguientes:

I. Exigir y, en su caso, ejecutar las garantías necesarias para asegurar el

cumplimiento de las obligaciones de los Participantes del Mercado;

II. Proponer a la CRE ajustes y modificaciones a las Reglas del Mercado y demás

ordenamientos relacionados con su objeto;

III. Instrumentar lo necesario para evitar el uso indebido y la transmisión de

información privilegiada por parte del personal del CENACE a los Participantes

del Mercado;

IV. Llevar a cabo la venta de servicios de capacitación y asesoría, así como de

investigación relacionados con su objeto;

V. Manifestar la no objeción sobre la cesión o adquisición de las Redes Particulares

a los Transportistas o los Distribuidores;

VI. Formar asociaciones o celebrar contratos con particulares para que presten

servicios auxiliares a la operación del Mercado Eléctrico Mayorista;

VII. Informar a la CRE y a la Comisión Federal de Competencia Económica, sobre la

detección de prácticas monopólicas entre Participantes del Mercado para que

éstas procedan conforme a sus facultades;


VIII. Proponer a la CRE los cobros que sean necesarios por la realización de estudios

de características específicas de la infraestructura requerida y otros componentes

del proceso de conexión de Centros de Carga e interconexión de Centrales

Eléctricas, así como los demás servicios que se requieran para el funcionamiento

eficiente del Sistema Eléctrico Nacional, y

IX. Fomentar y promover el desarrollo de acciones encaminadas a la capacitación de

capital humano en las áreas de la industria eléctrica, a fin de mejorar y fortalecer

su eficiencia y competitividad.

ARTÍCULO QUINTO. El patrimonio del CENACE se integrará por:

I. Los ingresos que obtenga por la prestación de los servicios que brinde en

cumplimiento de su objeto y funciones, así como por los que reciba por cualquier

otro concepto;

II. Los recursos que, en su caso, se le asignen en el Presupuesto de Egresos de la

Federación del ejercicio fiscal correspondiente, y

III. Los bienes muebles, inmuebles, derechos, obligaciones y recursos que adquiera,

reciba o le sean transferidos o adjudicados por cualquier título.

El CENACE administrará su patrimonio con arreglo a su presupuesto y a sus programas

aprobados, conforme a las disposiciones aplicables.


Capítulo II

Organización y Funcionamiento

Sección Primera

Disposiciones Generales

ARTÍCULO SEXTO. El CENACE estará a cargo de un Consejo de Administración y

de un Director General.

La dirección y visión estratégica del CENACE estará a cargo de su Consejo de

Administración. La gestión, operación y ejecución de las funciones del CENACE estará

a cargo, exclusivamente, de la Dirección General, para lo cual gozará de autonomía.

ARTÍCULO SÉPTIMO. La estructura organizacional y operativa del CENACE deberá

atender a la optimización de los recursos humanos, financieros y materiales; la

simplificación de procesos; evitar duplicidad de actividades; ser eficiente y

transparente, así como adoptar las mejores prácticas corporativas.

Sección Segunda

Del Consejo de Administración

ARTÍCULO OCTAVO. El Consejo de Administración se integrará por:

I. El Secretario de Energía, quien lo presidirá;

II. Dos representantes de la Secretaría;

III. Un representante de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, y


IV. Dos consejeros independientes.

Uno de los miembros propietarios del Consejo de Administración señalados en la

fracción II, así como el señalado en la fracción III de este artículo deberán tener al

menos el nivel de subsecretario o equivalente.

El Presidente del Consejo de Administración podrá ser suplido en las sesiones por un

servidor público que deberá tener al menos el nivel de subsecretario. Los demás

integrantes del Consejo de Administración, salvo los consejeros independientes, podrán

designar a sus respectivos suplentes, que deberán tener al menos el nivel de Director

General o equivalente.

Los miembros del Consejo de Administración previstos en las fracciones I a III del

presente artículo ejercerán sus cargos a título honorífico, por lo que no recibirán

retribución, emolumento ni compensación por su participación.

ARTÍCULO NOVENO. Los consejeros independientes a que se refiere la fracción IV

del artículo anterior, serán designados por el Titular del Ejecutivo Federal en razón de

su experiencia, capacidad y prestigio profesional, considerando que puedan

desempeñar sus funciones sin conflicto de interés y sin estar supeditados a intereses

personales, patrimoniales o económicos, debiendo reunir, además de lo previsto en el

artículo 19 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los requisitos siguientes:

I. Contar con título profesional en las áreas de derecho, administración, economía,

ingeniería, contaduría o materias afines a las actividades que forman parte del

objeto del CENACE, con una antigüedad no menor a cinco años al día de la

designación;

II. Haberse desempeñado, durante al menos diez años, en actividades que

proporcionen la experiencia necesaria para cumplir con las funciones de


consejero independiente, ya sea en los ámbitos profesional, docente o de

investigación;

III. No haber sido condenado mediante sentencia firme por delito doloso que le

imponga pena de prisión. Tratándose de delitos patrimoniales dolosos,

cualquiera que haya sido la pena;

IV. No tener litigio pendiente con el CENACE;

V. No haber sido sancionado con motivo de una investigación de carácter

administrativo, por infracciones graves, o penal, por violaciones a las leyes

nacionales o extranjeras, que hayan tenido como conclusión cualquier tipo de

resolución o acuerdo que implique expresamente la aceptación de la culpa o

responsabilidad, o bien, sentencia condenatoria firme;

VI. No haber sido removido con anterioridad como consejero, salvo que esto último

hubiere sido resultado de incapacidad física ya superada;

VII. No haber desempeñado el cargo de auditor externo del CENACE, durante los

doce meses inmediatos anteriores a la fecha del nombramiento;

VIII. No haber sido servidor público de cualquier nivel de gobierno ni haber ocupado

cargos de elección popular o directivos en partido político alguno, en los dos

años inmediatos anteriores al día de la designación;

IX. No tener nexo o vínculo laboral con el CENACE; nexo patrimonial importante

o vínculo laboral con persona física o moral que sea acreedor, deudor, cliente o

proveedor del CENACE; conflicto de intereses con el CENACE, por ser clientes,

proveedores, deudores, acreedores, importantes o por cualquier otro motivo de

cualquier otra naturaleza, ni la representación de asociaciones, gremios,


federaciones, confederaciones de trabajadores, patrones, o sectores de atención

que se relacionen con el objeto del CENACE o sean miembros de sus órganos

directivos, y

X. No tener parentesco por consanguinidad, afinidad o civil hasta el cuarto grado,

así como no ser cónyuge, concubina o concubinario, de cualquiera de las

personas físicas referidas en las fracciones VII y IX de este artículo.

Para efectos de este artículo, se considerará que un consejero independiente tiene nexos

patrimoniales importantes cuando, por sí o por conducto de empresas en cuyo capital

social participe, realice ventas al CENACE, por el equivalente a más del diez por ciento

de las ventas totales anuales de él o de dichas empresas, en los dos últimos ejercicios

fiscales.

Los consejeros independientes que durante el tiempo de su gestión dejen de cumplir

con alguno de los requisitos señalados en este Decreto o les sobrevenga algún

impedimento para ser miembro del Consejo de Administración, deberán hacerlo del

conocimiento del Titular del Ejecutivo Federal, para que éste resuelva lo conducente.

Las personas que con anterioridad a su designación hayan sido consejeros en empresas

cuya infraestructura forme parte del Sistema Eléctrico Nacional o que les hayan

prestado servicios de asesoría o representación, deberán revelar tal circunstancia al

Titular del Ejecutivo Federal. El incumplimiento de esta obligación tendrá como

consecuencia la remoción inmediata, sin perjuicio de las responsabilidades a que haya

lugar.

ARTÍCULO DÉCIMO. El período de los consejeros independientes será de tres años,

escalonados, quienes ejercerán sus funciones de tiempo parcial y podrán ser nombrados

nuevamente para períodos adicionales.


La falta definitiva de un consejero independiente será suplida por un consejero sustituto

que designe el Titular del Ejecutivo Federal, para concluir el período correspondiente,

pudiendo ser designado nuevamente para períodos adicionales conforme al párrafo

anterior.

Los consejeros independientes no podrán ocupar, durante el tiempo de su gestión, un

empleo, cargo o comisión de cualquier naturaleza, en los gobiernos Federal, de las

entidades federativas ni municipales.

ARTÍCULO DÉCIMO PRIMERO. Los consejeros independientes no tendrán relación

laboral alguna con el CENACE o con el Gobierno Federal. No obstante lo anterior,

recibirán los honorarios que determine la Secretaría de Hacienda y Crédito Público por

el desempeño de esta función, con cargo al presupuesto del CENACE.

ARTÍCULO DÉCIMO SEGUNDO. Los consejeros independientes sólo podrán ser

removidos en los siguientes casos:

I. Por incapacidad mental o física que impida el correcto ejercicio de sus funciones

durante más de seis meses continuos;

II. Por dejar de reunir o contravenir los requisitos que se establecen en términos de

este Decreto para su designación;

III. Por incumplir, sin mediar causa justificada, los acuerdos y decisiones del

Consejo de Administración;

IV. Por no excusarse de conocer y votar los asuntos en que tengan conflicto de

interés;


V. Por utilizar, en beneficio propio o de terceros, la información confidencial de que

dispongan en razón del desempeño de sus funciones, así como divulgar la

mencionada información sin la autorización del Consejo de Administración;

VI. Por someter a la consideración del Consejo de Administración, a sabiendas,

información falsa o engañosa, y

VII. Por faltar consecutivamente a tres sesiones del Consejo de Administración, o no

asistir al menos al setenta y cinco por ciento de las sesiones, ordinarias o

extraordinarias, celebradas en un año.

El Titular del Ejecutivo Federal determinará, con base en los elementos que se le

presenten o recabe para tal efecto, la remoción de los consejeros independientes en los

casos a que se refiere el presente artículo.

ARTÍCULO DÉCIMO TERCERO. Además de las facultades establecidas en el

artículo 58 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Consejo de

Administración tendrá las siguientes atribuciones indelegables:

I. Establecer la dirección y visión estratégica del CENACE;

II. Aprobar el programa estratégico presentado de manera anual por el Director

General, así como los informes de desempeño que presente el mismo;

III. Diseñar los mecanismos de evaluación del Director General y de los trabajadores

del nivel jerárquico inmediato inferior y evaluar su desempeño con base en los

objetivos e indicadores establecidos por el propio Consejo de Administración;

IV. Emitir un Código de Ética para todos los trabajadores del CENACE, en el que se

establecerán los principios y directrices de ética corporativa y determinar las


instancias responsables de supervisar su cumplimiento y de imponer las medidas

disciplinarias que al efecto determine;

V. Previa opinión del comité competente, aprobar las adquisiciones y contrataciones

que superen los montos que se establezcan en las disposiciones que emita para

tal efecto;

VI. Resolver sobre las solicitudes de licencia que le presente el Director General;

VII. Aprobar las propuestas de ingresos y de anteproyecto de presupuesto de egresos

del CENACE;

VIII. Analizar y, en su caso, aprobar el informe anual de la gestión del CENACE que

elabore el Director General;

IX. Conocer y, en su caso, autorizar los asuntos que por su importancia o

trascendencia someta a su consideración cualquiera de sus miembros o el

Director General;

X. Proponer a la CRE las modificaciones a las Bases del Mercado Eléctrico y

expedir las Disposiciones Operativas del Mercado, y

XI. Las demás previstas en la Ley, este Decreto, en el Estatuto Orgánico del

CENACE, así como en otros ordenamientos jurídicos aplicables.

ARTÍCULO DÉCIMO CUARTO. El Consejo de Administración sesionará

válidamente con la asistencia de la mayoría simple de sus miembros.

Dicho órgano de gobierno deliberará en forma colegiada y decidirá sus asuntos por

mayoría de votos de los miembros presentes en las sesiones, teniendo el Presidente voto

de calidad para el caso de empate.


Los miembros del Consejo de Administración deberán pronunciarse en el seno de las

sesiones sobre los asuntos que deba resolver dicho órgano de gobierno, salvo que se

encuentren impedidos para ello.

ARTÍCULO DÉCIMO QUINTO. El Consejo de Administración sesionará

trimestralmente en forma ordinaria conforme al calendario de sesiones que se acuerde

y de forma extraordinaria, cuando sea necesario, en ambos casos a convocatoria del

Secretario del Consejo, a indicación de su Presidente.

El Consejo de Administración celebrará sus sesiones en el domicilio del CENACE o en

cualquier otro, a juicio de su Presidente. En la celebración de las sesiones se podrá

utilizar cualquier medio de telecomunicación o teleconferencia, así como invitar a

participar en las sesiones, con voz pero sin voto, a cualquier persona que sea necesaria

para apoyar el análisis de los temas que se sometan a su consideración.

El Director General del Centro Nacional de Control del Gas Natural asistirá a las

sesiones del Consejo de Administración como invitado permanente.

Las convocatorias para las sesiones ordinarias se harán, por lo menos, con cinco días

hábiles de anticipación. Tratándose de sesiones extraordinarias bastará con una

anticipación de dos días hábiles.

ARTÍCULO DÉCIMO SEXTO. Los miembros y los invitados del Consejo de

Administración estarán obligados a guardar la reserva o confidencialidad, según sea el

caso, en términos de las disposiciones aplicables, así como cuidar y no revelar la

documentación e información de la que, por razón de su participación en dicho Consejo,

tengan conocimiento o que esté bajo su responsabilidad, así como impedir y evitar su

uso, sustracción, destrucción, ocultamiento o utilización indebidos.


Los miembros del Consejo de Administración deberán comunicar a éste cualquier

situación que pudiere derivar en un conflicto de interés, así como abstenerse de

participar en la deliberación y votación respectivas.

ARTÍCULO DÉCIMO SÉPTIMO. Las actas y acuerdos del Consejo de Administración

serán públicos por regla general, pero podrán reservarse de manera total o parcial,

conforme a las políticas que al respecto determine el propio Consejo, en términos de

las disposiciones jurídicas aplicables.

El Consejo de Administración difundirá en la página de Internet del CENACE las actas

y acuerdos respectivos, en términos del párrafo anterior.

ARTÍCULO DÉCIMO OCTAVO. El Consejo de Administración, podrá constituir

comités de apoyo o consultivos o subcomités técnicos especializados para apoyar la

gestión del CENACE. En el acto constitutivo del comité o subcomité de que se trate se

determinará su objeto, así como la forma y términos en que participarán los integrantes

de la industria eléctrica.

ARTÍCULO DÉCIMO NOVENO. En todo lo no previsto en la presente sección

respecto a la operación y funcionamiento del Consejo de Administración, se estará a

las reglas y demás disposiciones que éste apruebe en el Estatuto Orgánico del

CENACE.

Sección Tercera

Del Director General

ARTÍCULO VIGÉSIMO. La Dirección General estará a cargo de un Director General

quien será designado y removido por el Titular de Ejecutivo Federal, a propuesta del

Secretario de Energía. Su designación deberá recaer en una persona que reúna los


requisitos señalados en el artículo 21 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.

Adicionalmente, para ser elegible, deberá haber prestado por lo menos cinco años sus

servicios en puestos de alto nivel decisorio, cuyo desempeño requiera conocimiento y

experiencia en materias relacionadas con la industria eléctrica.

El Estatuto Orgánico del CENACE establecerá la forma en que el Director General será

suplido en sus ausencias.

ARTÍCULO VIGÉSIMO PRIMERO. Además de las establecidas en los artículos 22 y

59 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Director General tendrá las

siguientes facultades:

I. La gestión, operación y ejecución de las funciones del CENACE;

II. Proponer al Consejo de Administración la política laboral, la planta de personal

y la remuneración respectiva, observando para ello las disposiciones aplicables;

III. Instrumentar y administrar los sistemas de seguridad de los bienes e instalaciones

del CENACE;

IV. Presentar al Consejo de Administración, para su aprobación, el Estatuto

Orgánico del CENACE, así como sus modificaciones;

V. Expedir los manuales de organización y de procedimientos necesarios para el

debido funcionamiento de las unidades administrativas que integren el

CENACE;

VI. Constituir, disolver y determinar las funciones de grupos de trabajo o comisiones

asesoras que se requieran para el cumplimiento de su objeto, así como dictar las

bases para su funcionamiento;


VII. Expedir, previa opinión del Consejo de Administración y conforme a las

disposiciones legales aplicables, el Reglamento de Trabajo del Personal de

Confianza que regirá las relaciones laborales del CENACE;

VIII. Someter a la aprobación del Consejo de Administración la estrategia de

tecnología informática del CENACE;

IX. Someter a la aprobación del Consejo de Administración de manera anual, el

programa estratégico del CENACE;

X. Ejecutar los acuerdos del Consejo de Administración, y

XI. Las demás que, en su caso, se establezcan en el Estatuto Orgánico, le asigne el

Consejo de Administración o se prevean en otras disposiciones legales.

ARTÍCULO VIGÉSIMO SEGUNDO. Para el ejercicio de sus funciones, el Director

General se auxiliará de las unidades y de los servidores públicos que determine el

Estatuto Orgánico del CENACE.

Capítulo III

Vigilancia del CENACE

ARTÍCULO VIGÉSIMO TERCERO. El CENACE contará con los órganos de

vigilancia y de control interno a que se refieren la Ley Orgánica de la Administración

Pública Federal y la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los que ejercerán las

facultades que se establecen en los mismos ordenamientos y demás disposiciones

aplicables. Los titulares de los órganos de vigilancia y de control interno serán

designados en los términos de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.


Los representantes del órgano de vigilancia podrán asistir, con voz pero sin voto, a las

sesiones de los comités que al efecto se establezcan.

Capítulo IV

Disposiciones Finales

ARTÍCULO VIGÉSIMO CUARTO. El CENACE se sujetará a lo establecido en la Ley,

la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, las demás leyes aplicables a las entidades

paraestatales, sus disposiciones reglamentarias y el presente Decreto.

ARTÍCULO VIGÉSIMO QUINTO. Para efectos administrativos la interpretación del

presente Decreto corresponde a la Secretaría.

ARTÍCULO VIGÉSIMO SEXTO. El CENACE promoverá el adiestramiento técnico

y la capacitación profesional de sus trabajadores, a fin de mejorar sus conocimientos,

la productividad, la responsabilidad y la seguridad en el trabajo.

ARTÍCULO VIGÉSIMO SÉPTIMO. Las relaciones laborales del CENACE y sus

trabajadores se regirán por lo dispuesto en el artículo 123, apartado A) de la

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, y en la Ley Federal del

Trabajo.

TRANSITORIOS

PRIMERO. El presente Decreto entrará en vigor al día siguiente de su publicación en

el Diario Oficial de la Federación.

SEGUNDO. El CENACE iniciará sus funciones para el cumplimiento de su objeto a

más tardar dentro de los noventa días naturales siguientes a la entrada en vigor del

presente Decreto.


TERCERO. El Consejo de Administración deberá quedar instalado a más tardar dentro

de los treinta días naturales siguientes contados a partir de la entrada en vigor del

presente Decreto.

Por única ocasión, la duración del período de uno de los consejeros independientes será

de cuatro años, conforme lo determine el Titular del Ejecutivo Federal.

CUARTO. Dentro de los treinta días naturales siguientes a la publicación del

Reglamento de la Ley, el Director General presentará, para aprobación del Consejo de

Administración, el correspondiente Estatuto Orgánico.

QUINTO. El Director General deberá cuidar, en todo tiempo, la eficiencia, eficacia y

transparencia del procedimiento de transferencia a que se refiere el Décimo Sexto

Transitorio, inciso b), del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas


de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013,

así como el Quinto Transitorio de la Ley.

Para efecto de lo anterior, el Director General en coordinación y con el apoyo de la

Comisión Federal de Electricidad deberá realizar, dentro de los tres meses siguientes,

contados a partir del día de la publicación del presente Decreto, las acciones siguientes:

I. Elaborar y notificar a la Secretaría y a la CRE, a más tardar dentro de los treinta

días naturales siguientes a la entrada en vigor del presente Decreto, el

cronograma y listado de acciones referentes a la transferencia de los recursos a

que se refiere el Quinto Transitorio de la Ley;

II. Requerir a la Comisión Federal de Electricidad y al Servicio de Administración

y Enajenación de Bienes, el inventario de los recursos que serán transferidos, los


cuales incluirán al menos los previstos en el segundo párrafo del Quinto

Transitorio de la Ley;

III. Requerir a la Comisión Federal de Electricidad el inventario de las obligaciones

que deriven de los asuntos y controversias administrativas y jurisdiccionales que

se encuentren en trámite, incluyendo aquéllas que provengan de juicios en

materia mercantil, civil y laboral;

IV. Realizar las gestiones para celebrar, transferir o ceder los contratos, convenios o

cualquier otro instrumento jurídico necesario para adquirir los recursos previstos

en el inventario a que se refiere la fracción II del presente transitorio;

V. Presentar mensualmente un informe ejecutivo a la Secretaría y a la CRE sobre el

avance y estado que guarde el procedimiento de transferencia descrito en el

presente Transitorio, y

VI. Elaborar un libro blanco del procedimiento de transferencia de los recursos, en

términos de las disposiciones aplicables. Concluido este procedimiento, el

Director General deberá conservar dicho libro y documentos en términos de la

normativa aplicable.

En caso de que se presentara alguna situación o circunstancia no prevista en el presente

Transitorio, cuya resolución se encuentre fuera de la competencia del CENACE, su

Director General lo informará a la Secretaría y a la CRE a la brevedad, a efecto de que,

en el ámbito de sus facultades, resuelvan lo conducente.

SEXTO. El Director General deberá realizar todas las acciones legales y

administrativas necesarias, para que el CENACE proporcione a la Comisión Federal de

Electricidad el apoyo, hasta por doce meses posteriores a la entrada en vigor del

presente Decreto, para que continúe operando las redes del Servicio Público de


Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en condiciones de Continuidad,

eficiencia y seguridad.

Asimismo, durante el período de tres meses en el que se realice la transferencia de los

recursos a que hace mención el Quinto Transitorio de este Decreto, el Director General

de la Comisión Federal de Electricidad deberá realizar todas las acciones legales y

administrativas necesarias para que el Centro Nacional de Control de Energía de la

Comisión Federal de Electricidad mantenga el Control Operativo del Sistema Eléctrico

Nacional con Continuidad y Calidad, asegurando el cumplimiento de lo previsto en el

Décimo Séptimo Transitorio de la Ley.

SÉPTIMO. El Director General deberá presentar a la Secretaría, a la CRE y al Consejo

de Administración, un informe final pormenorizado sobre las acciones llevadas a cabo

al amparo de los transitorios Quinto y Sexto anteriores.

OCTAVO. La Secretaría será responsable de la transferencia de los recursos humanos,

financieros y materiales, incluyendo los bienes que sean necesarios para que el

CENACE pueda cumplir con sus atribuciones. Para lo anterior, deberá contar con las

autorizaciones de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, a fin de realizar las

gestiones presupuestarias necesarias para la implementación del presente Decreto y de

la Secretaría de la Función Pública, para la aprobación de su estructura orgánica, en

términos de las disposiciones aplicables.

NOVENO. Se derogan las disposiciones administrativas que se opongan al presente

Decreto.


http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5357927&fecha=28/08/2014



Decreto por el que se crea el Centro Nacional

de Control del Gas Natural (Sener)

El 28 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (Sener) publicó en el Diario Oficial

de la Federación (DOF) el “Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control

del Gas Natural”, el cual se presenta a continuación.

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

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

los Estados Unidos Mexicanos, con fundamento en lo dispuesto por el Décimo Sexto

Transitorio, inciso a) del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas


de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013;

y en los artículos 3o., fracción I, 31, 33, 34, 37, 45, 48 y 49 de la Ley Orgánica de la

Administración Pública Federal; 14, fracción II, y 15 de la Ley Federal de las Entidades

Paraestatales, y 66 a 69, y Décimo Segundo Transitorio de la Ley de Hidrocarburos, y

CONSIDERANDO

Que el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 establece, entre otras metas nacionales,

la de un “México Próspero”, la cual prevé como objetivo abastecer de energía al país

con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva, lo cual

se conseguirá mediante el fortalecimiento del mercado de gas natural a través del

incremento de la producción y el robustecimiento en la infraestructura de importación,

transporte y distribución, para asegurar el abastecimiento de energía en óptimas

condiciones de seguridad, calidad y precio;

Que el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía,

publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, establece


en el Décimo Sexto Transitorio, inciso a) que a más tardar dentro de los doce meses

siguientes a la entrada en vigor de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional

en el Ramo del Petróleo; esto es, la Ley de Hidrocarburos, publicada en el medio de

difusión oficial el 11 de agosto de 2014, el Ejecutivo Federal deberá emitir el Decreto

de creación del organismo público descentralizado denominado Centro Nacional de

Control del Gas Natural;

Que en el mismo precepto constitucional se prevé que el Centro Nacional de Control

del Gas Natural estará encargado de la operación del sistema nacional de ductos de

transporte y almacenamiento de dicho gas y que en el correspondiente Decreto de

creación se establecerá su organización, funcionamiento y facultades;

Que la disposición transitoria aludida, dispone que en el Decreto de creación

correspondiente se proveerá lo necesario para que Petróleos Mexicanos y sus

organismos subsidiarios transfieran los recursos necesarios para que el Centro Nacional

de Control del Gas Natural adquiera y administre la infraestructura para el transporte

por ducto y almacenamiento de gas natural que tengan en propiedad para dar el servicio

a los usuarios, así como los contratos que tengan suscritos para que dicho Centro sea

quien los administre;

Que la Ley de Hidrocarburos establece que el Centro Nacional de Control del Gas

Natural será el gestor y administrador independiente del Sistema de Transporte y

Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, y que tendrá por objeto garantizar

la continuidad y seguridad en la prestación de los servicios en ese sistema para

contribuir con el abastecimiento del suministro de dicho energético en territorio

nacional, así como realizar las demás actividades señaladas en la referida ley y en el

respectivo Decreto de creación del Ejecutivo Federal;

Que la experiencia internacional en la materia señala la conveniencia de contar con un

gestor y administrador independiente del Sistema de Transporte por ducto y


Almacenamiento interconectado de Gas Natural, que garantice el acceso abierto

efectivo y no indebidamente discriminatorio, la continuidad y seguridad en la

prestación de los servicios en ese sistema, para contribuir con el abastecimiento del

suministro de dicho energético en territorio nacional;

Que la creación del Centro Nacional de Control del Gas Natural coadyuvará a que los

servicios de transporte por medio de ductos, así como de almacenamiento de gas

natural, se desarrollen bajo las condiciones referidas en el considerando anterior, y

Que en términos de lo dispuesto por el artículo 5o. del Reglamento de la Ley Federal

de las Entidades Paraestatales, la constitución del organismo público descentralizado

denominado Centro Nacional de Control del Gas Natural fue dictaminada

favorablemente por la Comisión Intersecretarial de Gasto Público, Financiamiento y

Desincorporación, mediante Acuerdo número 14-VIII-1, adoptado en su Octava Sesión

Ordinaria, celebrada el 21 de agosto de 2014, he tenido a bien expedir el siguiente

DECRETO

Capítulo I

Naturaleza, Objeto, Facultades y Patrimonio

ARTÍCULO PRIMERO. Se crea el Centro Nacional de Control del Gas Natural, como

un organismo público descentralizado de la Administración Pública Federal,

sectorizado a la Secretaría de Energía, con personalidad jurídica y patrimonio propios,

con domicilio en la Ciudad de México.

ARTÍCULO SEGUNDO. El Centro Nacional de Control del Gas Natural estará

encargado de la gestión, administración y operación del Sistema de Transporte y

Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, a que se refiere la Ley de


Hidrocarburos y tendrá por objeto garantizar la continuidad y seguridad en la prestación

de los servicios en ese sistema para contribuir con el abastecimiento del suministro de

dicho energético en territorio nacional.

El Centro Nacional de Control del Gas Natural ejercerá sus funciones bajo los

principios de eficiencia, transparencia y objetividad, así como de independencia

respecto de los Permisionarios cuyos sistemas conformen el Sistema de Transporte y

Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural.

ARTÍCULO TERCERO. Además de las definiciones establecidas en el artículo 4 de la

Ley de Hidrocarburos, para efectos del presente Decreto se entenderá por:

I. Alertas Críticas: Las declaraciones emitidas por el Centro, en su calidad de

Permisionario, para cierto período de tiempo, debido a la existencia de

condiciones operativas fuera de su control que tienen como consecuencia una

restricción en la capacidad del Sistema y que afectan la prestación del servicio,

de acuerdo con lo establecido en las condiciones generales aprobadas por la

Comisión;

II. Centro: El Centro Nacional de Control del Gas Natural;

III. Comisión: La Comisión Reguladora de Energía;

IV. Consejo de Administración: El Órgano de Gobierno del Centro;

V. Director General: El Director General del Centro;

VI. Ley: La Ley de Hidrocarburos;

VII. Secretaría: La Secretaría de Energía, y


VIII. Sistema: El Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de

Gas Natural.

ARTÍCULO CUARTO. Para el cumplimiento de su objeto, el Centro tendrá las

facultades siguientes:

I. Operar, gestionar y administrar el Sistema, en los términos establecidos en la

Ley y en el presente Decreto;

II. Gestionar y administrar los ductos y plantas de almacenamiento vinculadas a

Ductos de Internación de Gas Natural que estén interconectados con el Sistema;

III. Administrar y gestionar la capacidad disponible en los contratos de reserva de

capacidad de transporte y almacenamiento de gas natural a que se refiere el

Décimo Segundo Transitorio de la Ley;

IV. Prestar los servicios de Transporte y Almacenamiento en la infraestructura de

la que sea titular como Permisionario, de conformidad con lo que al efecto

determine la Comisión;

V. Operar y mantener, directamente o a través de las divisiones que constituya

para dichos efectos, la infraestructura de Transporte y Almacenamiento de la

que sea titular, de conformidad con el o los permisos que, en su caso, expida la

Comisión;

VI. Realizar o instruir a Permisionarios que formen parte del Sistema, a realizar

compras y ventas de Gas Natural, únicamente en casos de emergencia

operativa, caso fortuito o fuerza mayor, o cuando ello resulte indispensable para

mantener el balance y la operación del Sistema, de conformidad con los

términos establecidos por la Comisión;


VII. Fomentar el desarrollo del mercado secundario de capacidad del Sistema;

VIII. Administrar el balance diario del Sistema;

IX. Proponer a la Secretaría, para su aprobación, previa opinión técnica de la

Comisión, el plan quinquenal de expansión del Sistema;

X. Licitar los proyectos estratégicos de infraestructura de transporte y

almacenamiento de gas natural en los términos establecidos en la Ley, para lo

cual, en su caso, llevará a cabo las gestiones que sean necesarias a efecto de

reservar la capacidad requerida por el Sistema, de conformidad con los

términos establecidos por la Comisión;

XI. Determinar la capacidad disponible del Sistema y asignarla, en los términos

que apruebe la Comisión, de conformidad con las disposiciones de la Ley, en

igualdad de circunstancias a los usuarios interesados, para lo cual deberá

mantener actualizado un sistema de información en línea que contendrá los

elementos establecidos por la Comisión;

XII. Gestionar la capacidad disponible del Sistema en aquella infraestructura que no

sea de su propiedad, a efecto de verificar que la misma sea puesta a disposición

de los usuarios interesados de conformidad con los términos establecidos por

la Comisión;

XIII. Supervisar que los Permisionarios y usuarios del Sistema lleven a cabo los

actos necesarios en la infraestructura objeto del permiso o en sus instalaciones

de consumo, para mantener el balance diario de gas natural que requiera dicho

Sistema;


XIV. Tratándose de Alertas Críticas, así como en caso fortuito o de fuerza mayor que

afecten la operación del Sistema, aplicar el orden de prelación para el

suministro de gas natural, de conformidad con los criterios establecidos por la

Comisión;

XV. Gestionar los actos jurídicos y demás acciones que resulten necesarias para que

los Permisionarios lleven a cabo la prestación de los servicios en el Sistema,

bajo condiciones que permitan optimizar el uso de la infraestructura, así como

el acceso abierto efectivo y no indebidamente discriminatorio;

XVI. Llevar a cabo la gestión diaria del Sistema de manera que se logre un uso

óptimo del conjunto de instalaciones interconectadas;

XVII. Informar a la Comisión cuando tenga conocimiento de que los Permisionarios

incurren en prácticas que afecten la adecuada y eficiente operación del Sistema

y actuar conforme a lo establecido por la Comisión en las respectivas

condiciones generales para la prestación del servicio;

XVIII. Proponer para aprobación de la Comisión, las acciones requeridas para

garantizar el acceso abierto efectivo y no indebidamente discriminatorio y la

continuidad en el servicio en el Sistema, a efecto de que éste cuente con la

capacidad de Transporte y Almacenamiento necesaria;

XIX. Proponer a la Comisión recomendaciones para la regulación que emita, a fin de

que sus actividades como gestor y Permisionario en todo momento sean

retribuidas adecuadamente;

XX. Llevar a cabo los procesos de compensación de ingresos a los Permisionarios

cuyos sistemas formen parte del Sistema, así como a los Permisionarios y

demás personas involucrados en los contratos cuya gestión esté a su cargo;


XXI. Coadyuvar con la Secretaría en la elaboración de instrumentos de planeación

de mediano y largo plazo, con el objetivo de lograr el desarrollo óptimo y

eficiente de los sistemas de ductos y de almacenamiento, y

XXII. Las demás que se establezcan en la Ley y su Reglamento, el Estatuto Orgánico

del Centro, así como en otros ordenamientos jurídicos aplicables.

ARTÍCULO QUINTO. El Centro desempeñará las funciones de gestión del Sistema

conforme a lo previsto en la Ley, su Reglamento, el presente Decreto y en las

disposiciones de carácter general que expida la Comisión para los gestores

independientes de Sistemas Integrados.

ARTÍCULO SEXTO. En sus funciones como gestor del Sistema, en ningún caso el

Centro privilegiará el uso de la infraestructura de Permisionario alguno, incluida

aquélla de la que el propio Centro sea titular, o aquéllas que sean necesarias para atender

una situación de emergencia, caso fortuito o de fuerza mayor en el mismo, en los

términos que determine la Comisión.

ARTÍCULO SÉPTIMO. El Centro desempeñará sus funciones de gestor independiente

del Sistema y de operación de la infraestructura de la que sea titular como

Permisionario, observando una estricta separación operativa, funcional y contable de

acuerdo con las disposiciones generales que al efecto expida la Comisión.

Para efecto de lo anterior, el Centro constituirá, observando al efecto las disposiciones

jurídicas aplicables, por un lado, las divisiones especializadas que llevarán a cabo la

gestión independiente del Sistema y, por el otro, aquéllas que realizarán las actividades

relacionadas con el Transporte y Almacenamiento de Gas Natural por medio de la

infraestructura de la que sea titular. Dichas divisiones podrán operar de forma nacional

o regional.


ARTÍCULO OCTAVO. El patrimonio del Centro se integrará por:

I. Los ingresos que obtenga por la gestión del Sistema y por la prestación de los

servicios que brinde con la infraestructura de la que sea titular;

II. Los recursos que, en su caso, se le asignen en el Presupuesto de Egresos de la

Federación del ejercicio fiscal correspondiente, y

III. Los bienes muebles, inmuebles, derechos, obligaciones y recursos que

adquiera, reciba o le sean transferidos o adjudicados por cualquier título.

El Centro administrará su patrimonio con arreglo a su presupuesto y a sus programas

aprobados, conforme a las disposiciones aplicables.

Capítulo II

Organización y funcionamiento

Sección Primera

Disposiciones Generales

ARTÍCULO NOVENO. El Centro será dirigido y administrado por un Consejo de

Administración y un Director General.

ARTÍCULO DÉCIMO. La estructura organizacional y operativa del Centro deberá

atender a la optimización de los recursos humanos, financieros y materiales; la

simplificación de procesos; evitar duplicidad de actividades; ser eficiente y

transparente, así como adoptar las mejores prácticas corporativas.


Sección Segunda

Del Consejo de Administración

ARTÍCULO DÉCIMO PRIMERO. El Consejo de Administración se integrará por:

I. El Secretario de Energía, quien lo presidirá;

II. Un representante de la Secretaría;

III. Un representante de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público;

IV. Un representante de la Secretaría de Economía, y

V. Dos consejeros independientes.

Los miembros propietarios del Consejo de Administración señalados en las fracciones

II a IV anteriores deberán tener al menos el nivel de subsecretario o equivalente.

El Presidente del Consejo de Administración podrá ser suplido en las sesiones por un

servidor público que deberá tener al menos el nivel de subsecretario. Los demás

integrantes del Consejo de Administración, salvo los consejeros independientes, podrán

designar a sus respectivos suplentes, que deberán tener al menos el nivel de Director

General o equivalente.

Los miembros del Consejo de Administración previstos en las fracciones I a IV del

presente artículo ejercerán sus cargos a título honorífico, por lo que no recibirán

retribución, emolumento ni compensación por su participación.

ARTÍCULO DÉCIMO SEGUNDO. Los consejeros independientes a que se refiere la

fracción V del artículo anterior serán designados por el Titular del Ejecutivo Federal,


en razón de su experiencia, capacidad y prestigio profesional, considerando que puedan

desempeñar sus funciones sin conflicto de interés y sin estar supeditados a intereses

personales, patrimoniales o económicos, debiendo reunir, además de lo previsto en el

artículo 19 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los requisitos siguientes:

I. Contar con título profesional en las áreas de derecho, administración,

economía, ingeniería, contaduría o materias afines a las actividades que forman

parte del objeto del Centro, con una antigüedad no menor a cinco años al día

de la designación;

II. Haberse desempeñado, durante al menos diez años, en actividades que

proporcionen la experiencia necesaria para cumplir con las funciones de

consejero independiente, ya sea en los ámbitos profesional, docente o de

investigación;

III. No haber sido condenado mediante sentencia firme por delito doloso que le

imponga pena de prisión. Tratándose de delitos patrimoniales dolosos,

cualquiera que haya sido la pena;

IV. No tener litigio pendiente con el Centro;

V. No haber sido sancionado con motivo de una investigación de carácter

administrativo, por infracciones graves, o penal, por violaciones a las leyes

nacionales o extranjeras, que hayan tenido como conclusión cualquier tipo de

resolución o acuerdo que implique expresamente la aceptación de la culpa o

responsabilidad, o bien, sentencia condenatoria firme;

VI. No haber sido removido con anterioridad como consejero, salvo que esto

último hubiere sido resultado de incapacidad física ya superada;


VII. No haber desempeñado el cargo de auditor externo del Centro, durante los doce

meses inmediatos anteriores a la fecha del nombramiento;

VIII. No haber sido servidor público de cualquier nivel de gobierno ni haber ocupado

cargos de elección popular o directivos en partido político alguno, en los dos

años inmediatos anteriores al día de la designación;

IX. No tener nexo o vínculo laboral con el Centro; nexo patrimonial importante o

vínculo laboral con persona física o moral que sea acreedor, deudor, cliente o

proveedor del Centro; conflicto de intereses con el Centro, por ser clientes,

proveedores, deudores, acreedores, importantes o por cualquier otro motivo de

cualquier otra naturaleza, ni la representación de asociaciones, gremios,

federaciones, confederaciones de trabajadores, patrones, o sectores de atención

que se relacionen con el objeto del Centro o sean miembros de sus órganos

directivos;

X. No tener nexos patrimoniales importantes, litigio pendiente, nexos

profesionales, vínculos laborales o conflictos de interés con los permisionarios

cuya infraestructura forme parte del Sistema, y

XI. No tener parentesco por consanguinidad, afinidad o civil hasta el cuarto grado,

así como no ser cónyuge, concubina o concubinario, de cualquiera de las

personas físicas referidas en las fracciones VII, IX y X de este artículo.

Para efectos de este artículo, se considerará que un consejero independiente tiene nexos

patrimoniales importantes cuando, por sí o por conducto de empresas en cuyo capital

social participe, realice ventas, por el equivalente a más del diez por ciento de las ventas

totales anuales de él o de dichas empresas, en los dos últimos ejercicios fiscales, al

Centro o a las personas o empresas a que se refiere la fracción X anterior.


Los consejeros independientes que durante el tiempo de su gestión dejen de cumplir

con alguno de los requisitos señalados en este Decreto o les sobrevenga algún

impedimento, deberán hacerlo del conocimiento del Titular del Ejecutivo Federal, para

que éste resuelva lo conducente.

Las personas que con anterioridad a su designación hayan sido consejeros en empresas

cuya infraestructura forme parte del Sistema o que les hayan prestado servicios de

asesoría o representación, deberán revelar tal circunstancia al Titular del Ejecutivo

Federal. El incumplimiento de esta obligación tendrá como consecuencia la remoción

inmediata, sin perjuicio de las responsabilidades a que haya lugar.

ARTÍCULO DÉCIMO TERCERO. El período de los consejeros independientes será

de tres años escalonados, quienes ejercerán sus funciones de tiempo parcial y podrán

ser nombrados nuevamente para períodos adicionales.

La falta definitiva de un consejero independiente será suplida por un consejero sustituto

que designe el Titular del Ejecutivo Federal, para concluir el período correspondiente,

pudiendo ser designado nuevamente para períodos adicionales conforme al párrafo

anterior.

Los consejeros independientes no podrán ocupar, durante el tiempo de su gestión, un

empleo, cargo o comisión de cualquier naturaleza, en los gobiernos Federal, de las

entidades federativas ni municipales.

ARTÍCULO DÉCIMO CUARTO. Los consejeros independientes no tendrán relación

laboral alguna con el Centro o con el Gobierno Federal. No obstante lo anterior,

recibirán los honorarios que determine la Secretaría de Hacienda y Crédito Público por

el desempeño de esta función, con cargo al presupuesto del Centro.


ARTÍCULO DÉCIMO QUINTO. Los consejeros independientes sólo podrán ser

removidos en los siguientes casos:

I. Por incapacidad mental o física que impida el correcto ejercicio de sus

funciones durante más de seis meses continuos;

II. Por dejar de reunir o contravenir los requisitos que se establecen en términos

de este Decreto para su designación;

III. Por incumplir, sin mediar causa justificada, los acuerdos y decisiones del

Consejo de Administración;

IV. Por no excusarse de conocer y votar los asuntos en que tengan conflicto de

interés;

V. Por utilizar, en beneficio propio o de terceros, la información confidencial de

que dispongan en razón del desempeño de sus funciones, así como divulgar la

mencionada información sin la autorización del Consejo de Administración;

VI. Por someter a la consideración del Consejo de Administración, a sabiendas,

información falsa o engañosa, y

VII. Por faltar consecutivamente a tres sesiones del Consejo de Administración, o

no asistir al menos al setenta y cinco por ciento de las sesiones, ordinarias o

extraordinarias, celebradas en un año.

El Titular del Ejecutivo Federal determinará, con base en los elementos que se le

presenten o recabe para tal efecto, la remoción de los consejeros independientes en los

casos a que se refiere el presente artículo.


ARTÍCULO DÉCIMO SEXTO. Además de las facultades establecidas en el artículo

58 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Consejo de Administración

tendrá las siguientes atribuciones indelegables:

I. Aprobar las propuestas de ingresos y de anteproyecto de presupuesto de egresos

del Centro;

II. Aprobar la propuesta del plan quinquenal de expansión del Sistema que se vaya

a presentar a la Secretaría para su aprobación, así como los planes y programas

de trabajo que se requieran para el adecuado cumplimiento del objeto y

funciones del Centro;

III. Aprobar las acciones de colaboración que el Director General acuerde con las

dependencias, empresas productivas del Estado y demás entidades de la

Administración Pública Federal, o con los demás Permisionarios, para el

adecuado cumplimiento del objeto, funciones y facultades del Centro;

IV. Analizar y, en su caso, aprobar el informe anual de la gestión del Centro que

elabore el Director General;

V. Aprobar, considerando la propuesta que someta a su consideración el Director

General, la constitución de divisiones especializadas para la realización de las

actividades previstas en el artículo Séptimo del presente Decreto, observando

al efecto las disposiciones jurídicas aplicables;

VI. Acordar lo necesario para dar trámite a los asuntos que se sometan a su

consideración, así como respecto de su organización, operación,

funcionamiento y sobre las funciones de sus integrantes y del Secretario;


VII. Conocer y, en su caso, autorizar los asuntos que por su importancia o

trascendencia someta a su consideración cualquiera de sus miembros o el

Director General, y

VIII. Las demás previstas en la Ley, en este Decreto y en el Estatuto Orgánico del

Centro, así como en otros ordenamientos jurídicos aplicables.

ARTÍCULO DÉCIMO SÉPTIMO. El Consejo de Administración sesionará

válidamente con la asistencia de la mayoría simple de sus miembros.

Dicho órgano de gobierno deliberará en forma colegiada y decidirá sus asuntos por

mayoría de votos de los miembros presentes en las sesiones, teniendo el Presidente voto

de calidad para el caso de empate.

Los miembros del Consejo de Administración deberán pronunciarse en el seno de las

sesiones sobre los asuntos que deba resolver dicho órgano de gobierno, salvo que se

encuentren impedidos para ello.

ARTÍCULO DÉCIMO OCTAVO. El Consejo de Administración sesionará

trimestralmente en forma ordinaria conforme al calendario de sesiones que se acuerde

y de forma extraordinaria, cuando sea necesario, en ambos casos a convocatoria del

Secretario del Consejo, a indicación de su Presidente.

El Consejo de Administración celebrará sus sesiones en el domicilio del Centro o en

cualquier otro, a juicio de su Presidente. En la celebración de las sesiones se podrá

utilizar cualquier medio de telecomunicación o teleconferencia, así como invitar a

participar en las sesiones, con voz pero sin voto, a cualquier persona que sea necesaria

para apoyar el análisis de los temas que se sometan a su consideración.


El Director General del Centro Nacional de Control de Energía asistirá a las sesiones

del Consejo de Administración como invitado permanente.

Las convocatorias para las sesiones ordinarias se harán, por lo menos, con cinco días

hábiles de anticipación. Tratándose de sesiones extraordinarias bastará con una

anticipación de dos días hábiles.

ARTÍCULO DÉCIMO NOVENO. Los miembros y los invitados del Consejo de

Administración estarán obligados a guardar la reserva o confidencialidad, según sea el

caso, en términos de las disposiciones aplicables, así como cuidar y no revelar la

documentación e información de la que, por razón de su participación en dicho Consejo,

tengan conocimiento o que esté bajo su responsabilidad, así como impedir y evitar su

uso, sustracción, destrucción, ocultamiento o utilización indebidos.

Los miembros del Consejo de Administración deberán comunicar a éste cualquier

situación que pudiere derivar en un conflicto de interés, así como abstenerse de

participar en la deliberación y votación respectivas.

ARTÍCULO VIGÉSIMO. Las actas y acuerdos del Consejo de Administración serán

públicas por regla general, pero podrán reservarse de manera total o parcial, conforme

a las políticas que al respecto determine el propio Consejo, en términos de las

disposiciones jurídicas aplicables.

El Consejo de Administración difundirá en la página de Internet del Centro las actas y

acuerdos respectivos, en términos del párrafo anterior.

ARTÍCULO VIGÉSIMO PRIMERO. En todo lo no previsto en la presente sección

respecto a la operación y funcionamiento del Consejo de Administración, se estará a

las reglas y demás disposiciones que éste apruebe en el Estatuto Orgánico del Centro.


Sección Tercera

Del Director General

ARTÍCULO VIGÉSIMO SEGUNDO. El Director General será designado y removido

por el Titular del Ejecutivo Federal, a propuesta del Secretario de Energía. Su

designación deberá recaer en persona que reúna los requisitos señalados en el artículo

21 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales. Adicionalmente, para ser elegible,

deberá haber prestado por lo menos, cinco años sus servicios en puestos de alto nivel

decisorio, cuyo desempeño requiera conocimiento y experiencia en materias

relacionadas al sector de hidrocarburos.

El Estatuto Orgánico del Centro establecerá la forma en que el Director General será

suplido en sus ausencias.

ARTÍCULO VIGÉSIMO TERCERO. Además de las establecidas en los artículos 22 y

59 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Director General tendrá las

siguientes facultades:

I. Ejecutar las funciones del Centro y, en particular, la gestión del Sistema;

II. Constituir, disolver y determinar las funciones de grupos de trabajo o

comisiones asesoras que se requieran para el cumplimiento de su objeto, así

como dictar las bases para su funcionamiento;

III. Formular y proponer al Consejo de Administración, las propuestas de ingresos

y de anteproyecto de presupuesto de egresos del Centro;

IV. Elaborar y proponer para aprobación del Consejo de Administración, los planes

quinquenales de expansión del Sistema, así como los demás planes y programas


de trabajo que se requieran para el adecuado cumplimiento del objeto y

funciones del Centro;

V. Elaborar y proponer al Consejo de Administración, el informe anual de la

gestión del Centro;

VI. Ejercer el presupuesto del Centro con sujeción al marco jurídico aplicable;

VII. Presentar al Consejo de Administración, para su aprobación, el Estatuto

Orgánico del Centro, así como sus modificaciones;

VIII. Expedir los manuales de organización y de procedimientos necesarios para el

debido funcionamiento de las unidades administrativas que integren el Centro;

IX. Presentar a la Secretaría, previa aprobación del Consejo de Administración, el

informe sobre las capacidades presupuestarias y técnicas del Centro para

efectos de la licitación de los proyectos contenidos en el plan quinquenal de

expansión del Sistema, y

X. Las demás que sean necesarias para el cumplimiento de las anteriores; las que

se establezcan en el Estatuto Orgánico, así como las que le confieran otros

ordenamientos jurídicos aplicables.

Las atribuciones establecidas en las fracciones V y VI del presente artículo, son

indelegables.

ARTÍCULO VIGÉSIMO CUARTO. Para el ejercicio de sus funciones, el Director

General se auxiliará de las unidades y los servidores públicos que determine el Estatuto

Orgánico del Centro.


Capítulo III

Vigilancia del Centro

ARTÍCULO VIGÉSIMO QUINTO. El Centro contará con los órganos de vigilancia y

de control interno a que se refieren la Ley Orgánica de la Administración Pública

Federal y la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los que ejercerán las facultades

que se establecen en los mismos ordenamientos y demás disposiciones aplicables. Los

titulares de los órganos de vigilancia y de control interno serán designados en los

términos de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.

Los representantes del órgano de vigilancia podrán asistir, con voz pero sin voto, a las

sesiones de los comités del Consejo de Administración que al efecto se establezcan.

Capítulo IV

Disposiciones Finales

ARTÍCULO VIGÉSIMO SEXTO. El Centro se sujetará a lo establecido en la Ley, la

Ley Federal de las Entidades Paraestatales, las demás leyes aplicables a las entidades

paraestatales, sus disposiciones reglamentarias y el presente Decreto.

ARTÍCULO VIGÉSIMO SÉPTIMO. Para efectos administrativos la interpretación del

presente Decreto corresponde a la Secretaría.

ARTÍCULO VIGÉSIMO OCTAVO. El Centro promoverá el adiestramiento técnico y

la capacitación profesional de sus trabajadores, a fin de mejorar sus conocimientos, la

productividad, la responsabilidad y la seguridad en el trabajo.


ARTÍCULO VIGÉSIMO NOVENO. Las relaciones laborales del Centro se regirán por

lo dispuesto en el artículo 123, Apartado A, de la Constitución Política de los Estados

Unidos Mexicanos, y en la Ley Federal del Trabajo.

TRANSITORIOS

PRIMERO. El presente Decreto entrará en vigor al día siguiente de su publicación en

el Diario Oficial de la Federación.

SEGUNDO. El Centro iniciará sus funciones para el cumplimiento de su objeto a más

tardar dentro de los ciento ochenta días naturales siguientes a la entrada en vigor del

presente Decreto.

TERCERO. El Consejo de Administración deberá quedar instalado a más tardar dentro

de los noventa días naturales siguientes contados a partir de la entrada en vigor del

presente Decreto.

Por única ocasión la duración del período de uno de los consejeros independientes será

de cuatro años, conforme lo determine el Titular del Ejecutivo Federal.

CUARTO. Dentro de los ciento cincuenta días naturales siguientes a la entrada en vigor

del presente Decreto, el Director General presentará, para aprobación del Consejo de

Administración, el correspondiente Estatuto Orgánico.

QUINTO. El Director General deberá cuidar, en todo tiempo, la eficiencia, eficacia y

transparencia del procedimiento de transferencia a que se refiere el Décimo Sexto

Transitorio, inciso a), del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas


de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013,

así como el Décimo Segundo Transitorio de la Ley.


Para efecto de lo anterior, el Director General en coordinación y con el apoyo de

Petróleos Mexicanos, deberá realizar lo siguiente:

I. Elaborar y notificar a la Secretaría y a la Comisión, dentro de los noventa días

naturales siguientes a la entrada en vigor del presente Decreto, el cronograma

y listado de acciones referentes a la transferencia de bienes y contratos

previstos en el Décimo Segundo Transitorio de la Ley, así como los servicios

necesarios para el funcionamiento de la infraestructura correspondiente;

II. Requerir a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios el inventario de

su infraestructura de acceso abierto que se encuentre permisionada por la

Comisión a la fecha de entrada en vigor del presente Decreto, los contratos a

que se refiere el Décimo Segundo Transitorio de la Ley, así como de los

servicios correspondientes. En dicho inventario se deberán identificar los

bienes y derechos que se encuentren compartidos entre Petróleos Mexicanos,

sus organismos subsidiarios y terceros. A partir de este requerimiento, se

realizará el inventario inicial de transferencia.

En el caso de la Comisión Federal de Electricidad, requerir el inventario de los

contratos a que se refiere el tercer párrafo, fracciones II, III, IV y V, del Décimo

Segundo transitorio de la Ley.

Una vez recibidos los inventarios señalados en esta fracción, el Director

General deberá informarlo a la Comisión para los efectos conducentes;

III. Requerir a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios el inventario de

las obligaciones que deriven de los asuntos y controversias administrativas y

jurisdiccionales que se encuentren en trámite, incluyendo aquéllas que

provengan de juicios en materia administrativa, agraria, mercantil, civil y


laboral, que estén relacionados con los recursos, bienes y contratos que se

transfieren;

IV. Requerir a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios un inventario de

los derechos de vía, así como de los contratos de ocupación superficial,

servidumbres de paso o cualquier otro derecho o documento vinculado con la

infraestructura para el Transporte por ducto y el Almacenamiento de Gas

Natural que tengan en propiedad;

V. Realizar, por conducto de la Secretaría como responsable del proceso, los

trámites presupuestarios que correspondan ante la Secretaría de Hacienda y

Crédito Público, a fin de realizar la transferencia de recursos que se establecen

en este Decreto para la debida constitución y operación del Centro, y ante la

Secretaría de la Función Pública, para la aprobación de su estructura orgánica,

en términos de las disposiciones aplicables;

VI. Realizar las gestiones para celebrar, transferir o ceder los contratos, convenios

o cualquier otro instrumento jurídico necesario para adquirir en propiedad la

infraestructura identificada en el inventario a que se refieren las fracciones II a

IV del presente Transitorio, garantizar la operación y mantenimiento de los

bienes objeto de transferencia y continuar con la administración de los

contratos a que se refiere el Décimo Segundo Transitorio de la Ley.

La transmisión de bienes, derechos y obligaciones a que se refieren las

fracciones II y IV del presente Transitorio, se sujetará a los lineamientos

financieros y de contraprestaciones, que en su caso, emita la Secretaría de

Hacienda y Crédito Público, contando con el apoyo que al efecto requiera de la

Comisión, en los términos previstos en el párrafo noveno del Décimo Segundo

Transitorio de la Ley. Las transferencias de bienes inmuebles no implicarán

cambio de destino.


El Director General celebrará con Petróleos Mexicanos, o en su caso, con sus

organismos subsidiarios o filiales, los contratos o convenios requeridos para

llevar a cabo la transferencia prevista en el presente Transitorio, con el objetivo

de garantizar la continuidad y calidad en el servicio del Sistema.

Asimismo, el Director General celebrará los contratos requeridos para contar

con los servicios de operación y mantenimiento por parte de Petróleos

Mexicanos o, en su caso, de alguno de sus organismos subsidiarios o filiales.

Lo anterior, sin perjuicio de que, de resultar necesario, se contraten servicios

adicionales de operación y mantenimiento, de conformidad con las

disposiciones jurídicas aplicables.

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público emitirá los lineamientos

financieros y de contraprestaciones a que, en su caso, se sujetarán los contratos

y convenios señalados en los párrafos anteriores, contando con el apoyo que al

efecto requiera de la Comisión;

VII. Realizar las gestiones para administrar los contratos o convenios de la

Comisión Federal de Electricidad a que se refiere el tercer párrafo, fracciones

II, III, IV y V, del Décimo Segundo Transitorio de la Ley;

VIII. Presentar bimestralmente un informe ejecutivo a la Secretaría y a la Comisión

sobre el avance y estado que guarde el procedimiento de transferencia descrito

en el presente Transitorio, y

IX. Elaborar un libro blanco del procedimiento de transferencia de recursos, bienes

y contratos, en términos de las disposiciones aplicables. Concluido este

procedimiento, el Director General deberá conservar dicho libro y documentos

en términos de la normativa aplicable.


Hasta en tanto concluye la transferencia prevista en el presente Transitorio, Petróleos

Mexicanos y sus organismos subsidiarios continuarán prestando el servicio de

transporte y gestionando las tarifas aprobadas por la Comisión aplicables al Sistema de

Transporte Nacional Integrado.

De conformidad con el Décimo Segundo Transitorio de la Ley, la Secretaría, previa

opinión técnica y autorización de las bases de licitación por parte de la Comisión, podrá

determinar que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios lleven a cabo las

licitaciones de los proyectos de infraestructura del Sistema de Transporte Nacional

Integrado, hasta en tanto el Centro obtenga los recursos presupuestarios y capacidades

técnicas necesarias para realizarlas, lo cual no podrá exceder de 24 meses, a partir de la

emisión del presente Decreto.

En caso de que se presentara alguna situación o circunstancia no prevista en el presente

Transitorio, cuya resolución se encuentre fuera de la competencia del Centro, su

Director General lo informará a la Secretaría y a la Comisión a la brevedad, a efecto de

que, en el ámbito de sus facultades, resuelvan lo conducente.

SEXTO. El Director General deberá realizar todas las acciones legales y

administrativas necesarias para que el Centro administre y gestione la capacidad

correspondiente a los contratos de reserva de capacidad de Transporte y

Almacenamiento de Gas Natural, a que se refiere el Décimo Segundo Transitorio de la

Ley.

SÉPTIMO. El Director General deberá presentar a la Secretaría, a la Comisión y al

Consejo de Administración un informe final pormenorizado sobre las acciones llevadas

a cabo al amparo de los Transitorios Quinto y Sexto anteriores. Dicho informe incluirá

al menos, el detalle de la infraestructura y los contratos transferidos, así como la

capacidad de Transporte y Almacenamiento de Gas Natural que se transfiere.


OCTAVO. El Director General deberá realizar todas las acciones legales y

administrativas necesarias, para que el Centro proporcione a Petróleos Mexicanos y sus

organismos subsidiarios, el apoyo hasta por doce meses posteriores a la entrada en vigor

del presente Decreto, para que continúe operando la infraestructura para el Transporte

por ducto y Almacenamiento de Gas Natural, en condiciones de continuidad, eficiencia

y seguridad.

NOVENO. El Director General deberá presentar a la Secretaría para su aprobación,

previa autorización del Consejo de Administración, el informe relativo a la fecha a

partir de la cual estará en capacidad de iniciar los procesos de licitación a que se refiere

la Ley.

Lo anterior, dentro del plazo previsto en el Transitorio Décimo Segundo, párrafo

décimo, de la Ley.

DÉCIMO. A partir de la entrada en vigor del presente Decreto, y hasta en tanto la

Cámara de Diputados realice las previsiones necesarias en el Presupuesto de Egresos

de la Federación correspondiente, la operación del Centro se cubrirá con recursos del

presupuesto autorizado para la Secretaría.

DÉCIMO PRIMERO. Se derogan las disposiciones administrativas que se opongan al

presente Decreto.



Invertirá Pemex más de 280 millones de dólares

en el Sistema Automatizado SCADA (Pemex)

El 10 de septiembre de 2014, Petróleos Mexicano (Pemex) informó que invertirá 282

millones de dólares en el Sistema de Automatización SCADA, el cual permite la



detección inmediata de caídas de presión en el flujo de la Red Nacional de Ductos así

como la atención oportuna de las tomas clandestinas, a fin de salvaguardar la seguridad

de la población ya que el robo de combustibles pone en riesgo a las comunidades de las

zonas aledañas y al medio ambiente.

De este monto, Pemex ha ejercido en lo que va del año 85 millones de dólares y los

restantes 197 millones de dólares serán aplicados en los próximos dos años. Con estas

inversiones se logrará la automatización de 35 mil kilómetros de ductos de las áreas de

Refinación, Gas, Petroquímica y Producción.

Asimismo, se fortalecerá la infraestructura de los centros de control SCADA, tanto el

que se localiza actualmente en la Ciudad de México como el de Venta de Carpio, Estado

de México, el cual será reubicado en la zona metropolitana.

De este modo, se ampliará el esquema de monitoreo automatizado a 186 sitios a nivel

nacional que forman parte de 47 sistemas de transporte por ducto de la red del Sistema

Nacional de Refinación, en tanto se integrarán zonas estratégicas de cuatro ductos

petroquímicos, entre otras acciones.

Este sistema de vanguardia, el cual ha permitido una operación flexible, confiable y

segura en la red nacional de gasoductos y LPG ductos, entró en operación en la red de

gasoductos en el año 2000 a fin de preservar la integridad física de los ductos y

protección al medio ambiente, así como a centros urbanos y comunidades.

Hoy en día, el SCADA se ha expandido a todos los demás sistemas de transporte por

ducto de Pemex, incluyendo la instalación y configuración de hardware y software, así

como la integración de señales automatizadas de los ductos de todas las áreas.





México atrae a empresas de India, país que

busca seguridad energética (Sentido Común)

El 25 de agosto de 2014, la revista Sentido Común publicó el artículo “México atrae a

empresas de India, país que busca seguridad energética”, el cual se presenta a

continuación.

Oil & Natural Gas y Reliance Industries, las empresas de energía más grandes de India,

están buscando invertir en México a medida que la segunda economía más grande de

América Latina ha abierto el sector petrolero por primera vez tras 76 años de mantenerlo

bajo control estatal.

ONGC, como mejor se conoce la empresa de energía del Estado de India, está

enfrentando la caída de su producción por lo que quiere asociarse con Petróleos

Mexicanos (Pemex) para explorar y explotar yacimientos de petróleo, además de que

también está considerando participar en las subastas de nuevos campos potenciales que

iniciará el gobierno de México el próximo año, dijo su presidente.

Por su parte, Reliance Industies, una empresa controlada por un multimillonario ha

dicho que está interesada en bloques potenciales de exploración en México.

“Estamos estudiando si podemos asociarnos con Pemex en la producción de los

campos”, dijo el empresario, en una entrevista telefónica. “Las empresas de todo el

mundo tienen sus ojos en México y va a existir una gran competencia”.

México puede ser fundamental en el intento del Primer Ministro hindú por lograr la

seguridad energética de su país, después de que las empresas de exploración chinas le

han ganado a la nación del sur de Asia algunos activos en África y Asia Central.

Chevron y Exxon Mobil se encuentran entre las empresas que competirán en México,

país que culminó la aprobación de su reforma energética hace unas semanas para


permitir la llegada de capitales privados a la industria petrolera. La reforma, además de

incrementar los niveles de competencia en ese sector crucial, busca también revertir la

caída en la producción petrolera que ha registrado Pemex a lo largo de una década, y

que sigue disminuyendo.

Los planes de Pemex

La inversión en energía en México podría más que duplicarse a 55 mil millones de

dólares al año a medida que se espera que diversas empresas exploren y lleguen a

producir 115 mil millones de barriles de crudo o el monto de recursos prospectivos que

ha calculado el país, dijo el Director General de Pemex.

Esas reservas representan tres años y medio de consumo mundial de petróleo, de

acuerdo con datos de la empresa petrolera internacional BP.

Pemex planea establecer alianzas estratégicas en 10 yacimientos maduros, dentro y

fuera de la costa para diciembre de 2015, dijo el funcionario.

La empresa estatal obtuvo este mes los derechos para desarrollar todas las reservas de

petróleo probadas y probables que tiene actualmente México, por lo que buscara socios

que le ayuden en algunos de esos campos que la petrolera no ha explotado.

Los campos que conservó para su explotación Pemex tienen cerca de 20 mil 600

millones de barriles, suficiente para mantener los niveles de producción en al menos

2.5 millones de barriles diarios en los próximos 20 años, dijo el Secretario de Energía.

Las compras de India de petróleo mexicano han aumentado 161% en los últimos cinco

años, a 4.94 millones de toneladas métricas, o 98 mil 800 barriles por día, dijo el

Ministro de Petróleo del país asiático en el parlamento a inicios de agosto.


Con un pie adentro

“India ya tiene un pie ahí porque una parte sustancial del petróleo mexicano va a ese

país”, dijo un analista de VTB Capital en Londres. “La preocupación es que India no

será el único que vaya para allá”.

Por años, ONGC ha perdido ante los competidores chinos. En 2013, perdió una oferta

de 5 mil millones de dólares para adquirir un interés de 8.4% en el yacimiento

petrolífero más grande de Kazajstán, luego que el gobierno ejerció su derecho y

adquirió esa participación en lugar de la compañía hindú.

El país de Asia Central luego vendió la participación en el campo Kashagan a China

National Petroleum.

Una oferta conjunta de ONGC, Indian Oil y Oil India para comprar una participación

de 33% de los derechos de exploración en Uganda de Tullow Oil, con sede en Londres,

fracasó cuando la oferta del consorcio fue superada por CNOOC de China en 2010.

ONGC, con sede en Nueva Delhi, tuvo cierto éxito con adquisiciones el año pasado.

La empresa registró compras por 5 mil millones de dólares. En agosto del año pasado,

por ejemplo, ONGC acordó pagar a Anadarko Petroleum 2 mil 640 millones de dólares

por una participación de 10% en el yacimiento de gas de Mozambique.

Esa compra se dio luego de que la empresa había adquirido, junto con su rival estatal

de menor tamaño, Oil India, un interés de 10% en el mismo campo de Videocon

Industries por 2 mil 500 millones de dólares dos meses antes


Un mejor destino

ONGC también ganó bloques de exploración en Myanmar y Bangladesh este año y

aumentó su participación en un activo de Brasil el año pasado, después de superar una

oferta de Sinochem Group de China.

Como propietario de una proporción mayoritaria de las empresas, el gobierno ha estado

presionando a ONGC y Oil India “para perseguir vigorosamente la adquisición de

activos de petróleo y gas en el extranjero”, dijo el Ministro de Petróleo a los legisladores

el 23 de julio.

Reliance Industries invirtió en tres alianzas estratégicas para explorar hidrocarburos de

esquisto, o shale, en Estados Unidos de Norteamérica en 2010 y ha destinado 7 mil

millones de dólares en proyectos hasta el momento, dijo la compañía en una

presentación en la bolsa de valores del 20 de agosto.

También cuenta con dos bloques en Yemen, dos en Myanmar y uno en Perú, de acuerdo

con una presentación a los inversionistas publicada en su página web.

“India debe sumarse a todas esas oportunidades que se están presentando en todo el

mundo, debido a que su producción de petróleo y gas se ha estancado", dijo el jefe de

investigación de Asian Markets Securities, con sede en Bombay. “México es sin duda

uno de los mejores destinos, ya que tiene un gran potencial. Empresas indias que ya

invierten en esa región tienen una ventaja”.

Las acciones de ONGC han subido 48% este año y Reliance ha aumentado 11% en

comparación con una ganancia de 25% en el índice de referencia S&P BSE Sensex.


La mayor refinería

Reliance, el operador de la mayor refinería de petróleo crudo del mundo, cuenta con

815 mil 600 millones de rupias (13 mil 500 millones de dólares) en efectivo y activos

equivalentes. Su mayor yacimiento de gas natural en la India, KG-D6 fuera de la costa

este, no ha producido lo estimado y su producción ha estado cayendo desde 2010.

ONGC tiene 108 mil millones de rupias de dinero en efectivo, que han disminuido cada

vez más a lo largo de los últimos tres años, ya que está obligada por el gobierno a vender

su crudo con un descuento a las refinerías estatales. El grueso de la producción de la

compañía en India está en campos que tienen más de 40 años de edad.

La empresa produce petróleo pesado de campos en el estado occidental de Gujarat,

donde el crudo se calienta primero en el interior de los pozos y luego se bombea hacia

la superficie.

“Hemos demostrado la tecnología en nuestros propios campos en la India y la podemos

usar en México y en otros lugares también”, dijo el Presidente de ONGC. “Esa es una

gran ventaja que tenemos”.

Petróleo pesado

La mayor parte de las reservas conocidas de petróleo de México son de la variedad

pesada, dijo la Agencia de Información sobre Energía de los Estados Unidos de

Norteamérica (EIA). El aceite se concentra frente a la parte sur del país y en el interior

en el norte, agregó la agencia estadounidense.

La producción de petróleo de India en el ejercicio fiscal que finalizó el 31 de marzo fue

de 755 mil 520 barriles por día, mientras que el gas se redujo 13% a 35 mil 400 millones

de metros cúbicos, de acuerdo con datos del Ministerio de Petróleo.


El país gastó 143 mil millones de dólares en importaciones de petróleo crudo en los

últimos 12 meses, dijo el Ministro del Petróleo de la India. Más de 61% del petróleo

fue importado de Oriente Medio, incluyendo Irán e Iraq, por lo que sus suministros son

vulnerables a los conflictos.

“Con lo que está pasando geopolíticamente en los territorios de algunos de los mayores

productores de petróleo del mundo, tener activos de petróleo en otras partes del mundo

es cada vez más importante para India”, dijo el Director General de Taurus Asset

Management, con sede en Nueva Delhi, que supervisa unos 740 millones de dólares.

“Ser propietario de los yacimientos petrolíferos en países como México va a asegurar

el abastecimiento y eso es muy importante para India”.


http://www.sentidocomun.com.mx/articulo.phtml?id=12996

Colocación de Pemex en el mercado local (Pemex)

El 4 de septiembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que como parte del

Programa de Financiamiento 2014 y de conformidad con el calendario de colocaciones

en mercado local de Pemex anunciado en la conferencia trimestral del “Programa de

subasta de valores gubernamentales para el tercer trimestre de 2014”, Pemex realizó

una oferta de Certificados Bursátiles por un monto de aproximadamente 28 mil

millones de pesos, que podría modificarse una vez que sea asignada la opción de sobre-

colocación.

Se trató de la reapertura de las emisiones con claves de pizarra PEMEX 13 en tasa

flotante, a un plazo de aproximadamente 4.5 años, PEMEX 13-2 a tasa fija a 10 años y

Pemex 14U a un plazo de 11 años aproximadamente.

http://www.sentidocomun.com.mx/articulo.phtml?id=12996


El monto colocado fue dividido entre tres tramos: i) 5 mil millones de pesos a tasa

flotante de la Tasa de Interés Interbancaria de Equilibrio (TIIE) más 1 punto base; ii) el

equivalente a 5 mil millones de pesos en Unidades de Inversión (UDI´s) a una tasa de

3.17% y, iii) 18 mil millones de pesos a una tasa de 6.80%, lo que representa un

diferencial de 105 puntos base sobre la tasa de referencia, el nivel más bajo obtenido a

través de este instrumento desde su emisión original.

La demanda recibida fue de aproximadamente 75 mil millones de pesos, 2.7 veces el

monto colocado, lo que representa la mayor demanda en una colocación local en la

historia de la compañía.

La emisión en tasa fija que cuenta con un componente de Global Depositary Notes

(GDN) se distribuyó alrededor de 80% en mercado local y 20% en mercado

internacional, principalmente entre sociedades de inversión, Afores y tesorerías

bancarias.

Por lo que respecta a la colocación en tasa flotante, ésta se distribuyó principalmente

entre tesorerías bancarias, fondos de inversión y banca privada, mientras que la emisión

en tasa fija denominada en UDI, se distribuyó principalmente entre aseguradoras y

Administrados de Fondos para el Retiro (Afores).

Los intermediarios colocadores que fueron seleccionados por su desempeño como

formadores de mercado de bonos de Pemex fueron: Banamex, Bank of América, BBVA

Bancomer, Banorte-Ixe y HSBC, en la parte local; adicionalmente, Morgan Stanley

actuó como Agente Estructurador en la parte internacional.

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

proyectos de inversión de Pemex-Exploración y Producción.





Asignan calificación a emisiones de

Certificados Bursátiles de Pemex (Fitch)

El 2 de septiembre de 2014, la casa calificadora Fitch Ratings asignó calificaciones a

las siguientes emisiones de Certificados Bursátiles de Petróleos Mexicanos (Pemex):

Calificación en Escala Nacional de “AAA(mex)” y Calificación en Escala

Internacional Moneda Local de “A-” a los Certificados Bursátiles Adicionales de

la cuarta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 13, por un monto

en conjunto, con los Certificados Bursátiles Adicionales de la cuarta reapertura de

la emisión con clave de pizarra PEMEX 13-2 y con la segunda reapertura de la

emisión de Certificados Bursátiles con clave de pizarra PEMEX 14U, de hasta 30

mil millones de pesos, con vencimiento el 28 de febrero de 2019, a tasa variable.

Calificación en Escala Nacional de “AAA(mex)” y Calificación en Escala

Internacional Moneda Local de “A-” a los Certificados Bursátiles Adicionales de

la cuarta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 13-2, por un monto


la emisión con clave de pizarra PEMEX 13 y con la segunda reapertura de la

emisión de Certificados Bursátiles con clave de pizarra PEMEX 14U, de hasta 30

mil millones de pesos, con vencimiento el 12 de septiembre de 2024, a tasa fija.

Calificación en Escala Nacional de “AAA(mex)” a la segunda reapertura de la

emisión de Certificados Bursátiles con clave de pizarra PEMEX 14U, por un monto


la emisión con clave de pizarra PEMEX 13 y con los Certificados Bursátiles

Adicionales de la cuarta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 13-

2, de hasta 30 mil millones de pesos, o su equivalente en unidades de inversión

(UDIs), con vencimiento el 15 de enero de 2026, a tasa fija real.


Los Certificados Bursátiles contarán con la garantía solidaria, incondicional e

irrevocable de Pemex Exploración y Producción; Pemex Refinación, así como Pemex

Gas y Petroquímica Básica en términos del Convenio de Responsabilidad Solidaria y

de los Certificados de Designación correspondientes. Los recursos provenientes de las

emisiones serán utilizados para financiar inversiones de capital, refinanciar deuda, y

para fines corporativos generales.

El monto de las tres emisiones, las cuales se realizarán bajo la modalidad de vasos

comunicantes, no podrá exceder de 30 mil millones de pesos en conjunto al momento

de las disposiciones.

Factores clave de las calificaciones

Las calificaciones de Pemex reflejan el vínculo con el gobierno Mexicano y su

importancia fiscal al riesgo soberano de México. También consideran su sólida utilidad

antes de impuestos, perfil orientado a la exportación, reservas de hidrocarburos

importantes y posición de mercado en México. Por otra parte, las calificaciones toman

en cuenta los niveles significativos de deuda ajustada de la compañía al contemplar las

obligaciones de pensiones sin fondear, importante carga fiscal, altos requerimientos de

inversión, capital contable negativo y riesgo de interferencia política.

Vínculo fuerte con el Gobierno Federal

Pemex es la compañía más grande de la nación y una de las mayores fuentes de recursos

del país. Durante los últimos 5 años, sus transferencias al gobierno federal han

promediado 54% sobre ventas o 122% sobre el resultado operativo. Las contribuciones

hacia el gobierno federal a través de regalías e impuestos han representado, en

promedio, entre 30 y 40% de los ingresos del gobierno federal. Como resultado, el

balance general de Pemex se ha debilitado y se ha reflejado en un capital contable


negativo al cierre de 2013. A pesar del tratamiento pari-passu con la deuda soberana

en el pasado, los pasivos con costo de Pemex no cuentan con una garantía explícita.

Estabilidad en la producción

La producción de petróleo se ha estabilizado en alrededor de 2.5 millones de barriles

por día (bpd), luego de una caída notable durante la última década. La estabilización es

resultado del uso más intensivo de tecnología en la zona de Cantarell, mejoras en las

operaciones e incremento en la producción dentro de un número diversificado de

campos.

La diversificación de activos petroleros productivos, con Cantarell representando

menos de 20% de la producción petrolera, reduce el riesgo de grandes caídas de

producción en el futuro. El objetivo de Pemex es incrementar la producción de petróleo

a 3.0 millones de bpd hacia 2018. Lo anterior constituye un desafío dado que la

capacidad de inversión en activos de la compañía se encuentra limitada resultado de

restricciones presupuestarias y una carga impositiva alta.

Reforma energética aprobada; beneficios para Pemex en el largo plazo

Aún y cuando la calificación de Pemex continuará ligada altamente al riesgo soberano,

la reforma pudiera dar a la compañía flexibilidad financiera a través de independencia

del presupuesto. Hasta ahora, la empresa ha tenido que obtener la aprobación de un

presupuesto anual por parte del Congreso, el cual, junto a una importante carga fiscal,

ha restringido la flexibilidad de inversión de Pemex. Así mismo, la compañía se

beneficiaría al ser capaz de asociarse con empresas de petróleo y gas a fin de compartir

los riesgos de exploración.

El impacto total de la reforma será positivo para Pemex, pero de manera gradual. La

empresa continuará enfrentando la pesada carga tributaria en el mediano plazo. A pesar


de las implicaciones positivas posibles de la reforma energética en el largo plazo, los

estados financieros de Pemex continuarán viéndose perjudicados por los altos niveles

de pasivos laborales no fondeados, en tanto no se instrumenten las medidas pertinentes,

los cuales equivalen aproximadamente a 88 mil millones de dólares estadounidenses,

representando 55% de la deuda total ajustada a finales de junio 2014.

Flujo libre negativo por transferencias a Gobierno

Fitch prevé que Pemex presente un flujo libre de efectivo negativo durante los próximos

dos a tres años, considerando el precio de petróleo utilizado por Fitch, por la elevada

carga fiscal, además de altos niveles de inversiones necesarias para mantener y

potencialmente incrementar los volúmenes de producción. La histórica carga fiscal de

la compañía ha limitado la generación interna de flujo de efectivo, forzando una

creciente dependencia al financiamiento. La entrada en vigor de una nueva reforma

energética y fiscal debería ayudar a mitigar la carga fiscal de PEMEX liberando

recursos generados por la operación que pudiera destinar a incrementar las inversiones.

Fitch prevé que Pemex se verá beneficiado por la reforma en el largo plazo puesto que

durante los próximos, 3 a 5 años, Pemex continuará siendo la fuente principal de

financiamiento para el gobierno mexicano. Lo anterior, ya que el gobierno busca

mantener niveles constantes de ingresos provenientes del petróleo y gas en 4.7% del

PIB. Para los últimos 12 meses (UDM) terminados el 30 de junio de 2014, los fondos

generados por la operación (FGO), calculados por Fitch, ascendieron aproximadamente

a 5.8 mil millones de dólares y el flujo de caja operativo (FCO) a 5.0 mil millones de

dólares, comparado a inversiones de 32.5 mil millones de dólares lo que resultó en un

flujo de efectivo libre negativo.


Métricas crediticias solidas antes de impuestos

Para los UDM terminados el 30 de junio de 2014, Pemex registró un EBITDA (utilidad

de operación más depreciación más otros ingresos) de aproximadamente 72.7 mil

millones de dólares. Las medidas crediticias fueron sólidas con una relación de

EBITDAP (EBITDA más costo de pensiones) a cargos fijos (intereses más costo de

pensiones) de 5.6 veces. El apalancamiento, medido como Deuda Total a EBITDA, fue

de 1.0 veces y la razón de deuda ajustada por los pasivos laborales no fondeados a

EBITDAP se ubicó en 2.2 veces.

Pemex cuenta con indicadores del flujo de efectivo débiles debido a los elevados

montos transferidos al gobierno mexicano por regalías e impuestos. La Deuda Total

Ajustada/FGO ha promediado 5.6 veces en los últimos 5 años y al cierre de año 2013

se encontraba en 8.9 veces. La alta carga fiscal compuesta por regalías e impuestos, ha

resultado en una utilidad neta aproximada de 6 mil millones de dólares por los últimos

5 años y ha limitado los niveles de inversión de capital de Pemex.

La deuda total a junio de 2014, fue de 70.9 mil millones de dólares la cual se incrementa

más del doble a 159.4 mil millones de dólares al ajustarse por los pasivos laborales no

fondeados. Pemex cuenta con una liquidez adecuada de 6.8 mil millones de dólares

fortalecida adicionalmente por líneas de crédito comprometidas por 2.5 mil millones de

dólares y 10 mil millones de pesos. Los vencimientos de deuda se encuentran

distribuidos en el largo plazo, con vencimientos manejables de corto plazo.

Pemex, la compañía paraestatal de petróleo y gas en México, es la más grande de la

nación y se encuentra entre las petroleras integradas verticalmente más grandes en el

mundo. A diciembre de 2013 reportó una producción de petróleo de 2.5 millones de

barriles diarios y una capacidad de refinación de 1.69 millones de bpd. La compañía

registró reservas probadas de hidrocarburos de 13.4 mil millones de barriles de petróleo

equivalentes (bpe) al 1 de enero del 2014. Las reservas de hidrocarburo cuentan con


una vida promedio de 10 años y su tasa de reemplazo disminuyó a 67.8% al 1 de enero

de 2014 desde 104.3% al 1 de enero de 2013, debido principalmente a una importante

disminución en la cantidad de reservas probadas que fueron incorporadas en 2013 en

comparación a 2012, específicamente, por menores niveles de actividades de desarrollo

de campos en Chicontepec.

Sensibilidad de las calificaciones

Una acción de calificación positiva podría resultar de un incremento en la calificación

soberana de México junto con un fuerte desempeño operativo y financiero y/o una

reducción importante en la carga impositiva de la empresa. Una acción de calificación

negativa podría resultar de una disminución en la calificación soberana de México, la

percepción de un deterioro en el vínculo entre Pemex y el soberano y/o un deterioro

substancial en los indicadores crediticios a niveles de apalancamiento medidos en deuda

total ajustada/EBITDAP mayores a 4.5 veces.

Las calificaciones actuales de Pemex son las siguientes:

Calificación en Escala Internacional Moneda Extranjera “BBB+”;

Calificación en Escala Internacional Moneda Local “A-”;

Calificación en Escala Nacional de Largo Plazo “AAA(mex)”;

Calificación de emisiones de bonos internacionales en Moneda Extranjera

“BBB+”;

Calificación de emisiones de bonos internacionales en Moneda Local “A-”;

Calificación de emisiones de Certificados Bursátiles “AAA(mex)”.


La Perspectiva de las Calificaciones es Estable.


http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Com_13139.pdf

Análisis de sensibilidad para CFE

dada la Reforma Energética (Fitch)

El 22 de agosto de 2014, la casa calificadora Fitch Ratings publicó que la Reforma

Energética es positiva para México en el largo plazo, aunque es posible que la Comisión

Federal de Electricidad (CFE) enfrente ciertas presiones en sus márgenes, de acuerdo

con su informe de análisis de sensibilidad.

La CFE seguirá siendo estratégicamente importante para el país, y su vinculación con

el gobierno seguirá soportando sus calificaciones. Los retos para CFE, una vez

aprobada la Reforma Energética, incluirán una mejora en la competitividad a través de

una reducción en los costos de generación y en las pérdidas de electricidad. Esto, con

el fin de poder ofrecer tarifas más competitivas a los usuarios industriales y así evitar

una migración de la demanda del sector industrial hacia nuevos participantes de

mercado.

Fitch considera que el escenario más probable para la CFE durante los próximos dos a

tres años será una cierta pérdida en la demanda del sector industrial, particularmente en

el segmento de alta tensión, mitigado por un mayor uso de gas natural en vez de

combustóleo para generar electricidad. La empresa también podría reducir sus pérdidas

técnicas y no técnicas de electricidad con el fin de mejorar su competitividad. Es

probable que estos factores resulten en una menor capacidad de generación de flujo de

caja. Consecuentemente, la compañía continuará fuertemente vinculada al Gobierno

Federal ante la ausencia de cambios en la estructura de tarifas y medidas más estrictas

para desincentivar pérdidas no técnicas de electricidad.

http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Com_13139.pdf


En general, la Reforma Energética es positiva para la competitividad de México.

Usuarios industriales y comerciales con demandas suficientemente grandes para

obtener contratos bilaterales con productores independientes de energía verán una

mejora en sus tarifas de electricidad como resultado de la Reforma Energética.

Comisión Federal de Electricidad: Análisis de Sensibilidad

1. La transición de la CFE presenta retos competitivos

Difícil transición al mercado competitivo: La Reforma Energética presenta un reto

tanto para la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como para el Gobierno Mexicano,

debido a que crea un mercado de electricidad abierto y competitivo. Una mayor

competencia podría obligar a CFE a bajar sus precios de electricidad a clientes

industriales o a ceder demanda industrial a los nuevos inversionistas privados (NIP), lo

que podría presionar su generación de flujo de caja. Los usuarios industriales generan

los márgenes más elevados dado el alto nivel de subsidios cruzados implícitos en la

estructura de precios de CFE.

Mejora en competitividad será clave: la CFE debe mejorar su competitividad para

poder competir en un mercado abierto y no depender del soporte directo del Gobierno

Federal, lo cual es un escenario incierto. CFE puede mejorar su posición competitiva

bajando costos y reduciendo pérdidas de electricidad. Fitch ve poco probable que la

empresa obtenga una mejor estructura de tarifas con precios residenciales y agrícolas

más altos, dado el costo político asociado a este cambio. Ante una ausencia de

importantes ahorros en costos, la generación de flujo de caja de CFE se pudiera

deteriorar.

Demanda industrial de CFE en riesgo: CFE puede perder volumen de ventas con

clientes industriales si no baja sus precios en este segmento, particularmente en alta

tensión. Durante 2013, la demanda industrial representó 58.5% de la demanda total de


CFE con una precio promedio de 12.1centavos de dólares estadounidense por kilowatt-

hora (c/KWh). La demanda residencial representó 18.6% de los ingresos y cobró en

promedio 8.8 c/KWh, lo cual es inferior al costo de generación promedio de CFE,

incluyendo pérdidas totales de electricidad.

Subsidios en efectivo del gobierno inciertos: El soporte del Gobierno Federal

mediante inyecciones en efectivo y/o garantías explícitas es incierto y va en contra del

espíritu de las reformas, las cuales buscan convertir a la compañía en una empresa del

estado productiva. El Gobierno Federal actualmente no le entrega efectivo a CFE, pero

cancela los subsidios residenciales y agrícolas contra impuestos, aranceles, y derechos

adeudados al gobierno. El gobierno podría verse obligado a transferir efectivo si la

empresa no fuese capaz de mantener su demanda industrial y reducir sus costos.

Análisis de sensibilidad: Fitch cree que el escenario más probable para CFE durante

los próximos dos a tres años consistirá en una cierta pérdida de demanda industrial en

alta tensión junto a un mayor uso de gas natural en lugar de combustóleo para la

generación de electricidad, así como menores pérdidas de electricidad. Es probable que

estos factores pudieran resultar en una reducción en la capacidad de generación de

efectivo de la empresa. De ser este el caso, la empresa seguirá necesitando soporte del

Gobierno Federal ante la ausencia de cambios en la estructura de precios y leyes de

energía más estrictas para desincentivar el robo y mejorar las pérdidas técnicas de

electricidad.


Calificaciones

En moneda extranjera

IDR* de Largo Plazo BBB+

Deuda Senior Sin Garantías BBB+

En moneda local

IDR de Largo Plazo A–

Calificación Nacional de Largo Plazo AAA(mex)

Calificación Nacional de Corto Plazo F1+(mex)

Emisiones de Certificados Bursátiles AAA(mex)

Programa de Corto Plazo de Certificados Bursátiles F1+(mex)

* IDR – Issuer Default Rating (Calificación de Incumplimiento del Emisor).

FUENTE: Fitch.

Perspectivas de calificación

IDR de Largo Plazo en ME Estable

IDR de Largo Plazo en ML Estable

Calificación Nacional de Largo Plazo Estable

FUENTE: Fitch.


Información financiera

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

-Millones de dólares estadounidenses-

31 de marzo de

2014

31 de diciembre de

2013

Ingresos 25 098 24 939

EBITDA 2 586 1 778

Margen de EBITDA (%) 10 7

Flujo Generado por las Operaciones 3 246 2 727

Flujo de Caja Libre (FCL) -1 050 -1 491

Efectivo e Inversiones Corrientes 5 109 2 716

Deuda Total Ajustada 67 504 65 223

Deuda Total Ajustada/ EBITDAR 10.3 14.0

FLO Apalancamiento Ajustado 9.8 10.2

FUENTE: Fitch.

SUBSIDIOS CRUZADOS EN MÉXICO

-En centavos de dólar estadounidense/KWh-

Fitch, con base en los estados financieros de CFE. La tarifa es el promedio

ponderado basado en ingresos y volúmenes vendidos.

25Costo generación

0

20

5

10

15

Costo generación + pérdidasTarifas

Otorgantes de subsidios

Comercial DomésticoIndustriaAlumbrado

Público

Agrícola

Pérdidas

Subsidiados

FUENTE:


ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL EBITDA DE LA CFE

-En millones de dólares-

Pérdidas de electricidad

(%) 19% 14% 9% 5%

Pérdida de

demanda

industrial

0 1 778 2 905 4 032 4 933

20 473 1 613 2 739 3 641

40 -1 953 -814 313 1 214

60 -4 215 -3 076 -1 950 -1 048

80 -5 364 -4 226 -3 099 -2 198

100 -5 503 -4 364 -3 238 -2 336

FUENTE: Fitch.

2. Análisis de Sensibilidad de CFE

Supuestos

Este informe presenta diferentes escenarios de mejora en la competitividad, pérdida de

demanda industrial y ciertas eficiencias a través de una mayor disponibilidad de gas

natural y menores pérdidas de electricidad. También destaca la necesidad potencial de

soporte explícito del Gobierno mediante inyecciones en efectivo o garantías.

CAPACIDAD* INSTALADA EFECTIVA DE CFE A DICIEMBRE DE 2013

-En porcentaje-

* Aproximadamente la mitad de la capacidad térmica usa.

FUENTE: Fitch.

Nuclear, 3

Geo, 3

Hidro, 21

Termo, 73

Renovables, 0


El análisis de sensibilidad de Fitch consiste en escenarios bajo presión con base en los

estados financieros de 2013 de la CFE y supone ciertos porcentajes de demanda

industrial perdida y absorbida por los NIP; menores costos de generación en la medida

en que los volúmenes de generación disminuyan, así como un mayor uso de gas natural

a costa del combustóleo como resultado de los proyectos de expansión de

infraestructura de transporte de gas natural; menores pérdidas técnicas y no técnicas

debido a mejoras en la red de transmisión y distribución gracias a asociaciones con

inversionistas privados; y la presencia y ausencia de subsidios sobre precios

residenciales y agrícolas. Fitch no asume cambios en los precios de los usuarios finales

para este análisis de sensibilidad.

Este análisis de escenario excluye el beneficio potencial que la CFE obtendría al vender

gas natural a terceros así como la compensación que obtendría por darle a los NIP

acceso a su red de transmisión y distribución. Para este ejercicio, CFE también mantiene

sus obligaciones laborales dentro de su balance. En 2008, la compañía cambió su plan

de beneficios definidos por uno de contribuciones definidas para sus nuevos empleados.

Sin tomar en cuenta el beneficio de que el Gobierno Federal absorba una parte de los

pasivos laborales, CFE espera que sus obligaciones por pensiones comiencen a

disminuir a partir de 2018.

Mejora en competitividad

CFE necesita mejorar su estructura de costos con el fin de mantenerse viable

financieramente y no necesitar de inyecciones en efectivo o soporte del Gobierno

Federal. La empresa podría lograr mayores eficiencias operativas al sustituir el uso de

combustóleo por gas natural y reducir las pérdidas técnicas y no técnicas, especialmente

en el área metropolitana del Distrito Federal. La alta dependencia de hidrocarburos para

generar electricidad en México expone a la compañía a cambios en los precios de

hidrocarburos. Aproximadamente el 73% de la capacidad instalada de generación de


electricidad es termoeléctrica con base en gas natural, combustóleo y carbón. La

rentabilidad también se ve afectada por la prioridad que le da el Gobierno Federal al

suministro de gas para consumo industrial, lo cual obliga en algunas circunstancias a

CFE a aumentar el uso de hidrocarburos más costosos para generar electricidad.

CFE se beneficiará de los proyectos actuales de expansión en infraestructura de

transporte de gas natural. De hecho, ya tiene acuerdos por 25 años para cinco oleoductos

en el norte del país que le permitirán importar y transportar gas natural a sus propias

plantas, así como para vender gas natural a terceras partes. Con los nuevos oleoductos

del noreste y los cinco oleoductos en el norte del país, la capacidad de oleoductos

aumentará en 45%. La participación en la comercialización del gas natural no solamente

representará una fuente adicional de ingresos, sino que también será una herramienta

fundamental para reducir los costos de generación eléctrica.

CONSUMO DE COMBUSTIBLE DEL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO

-En porcentaje-

FUENTE: SENER.

Carbón,

31

Diesel, 2

Combustóleo, 6

Gas natural,

41


DESGLOSE DE COSTOS Y GASTOS DE CFE

-En porcentaje-

Costos de operación 57

Aprovechamiento 11

Costos labores estimados 11

Cancelación de la insuficiencia tarifaria 9

Depreciación 8

Gastos administrativos 2

Otros ingresos 1

Activos ociosos improductivos 0

FUENTE: CFE.

Una alta dependencia de la capacidad de generación termoeléctrica, junto con una

flexibilidad parcial para traspasar los aumentos en los costos del combustible exponen

la rentabilidad de la CFE a cambios en los precios de hidrocarburos. Aproximadamente

el 73% de la capacidad de generación proviene de plantas de generación termoeléctrica,

las cuales representaron 82% de la generación eléctrica total del país en 2013. La

proporción de generación hidroeléctrica ha disminuido durante los últimos tres años y

fue compensada, en su mayor parte, con una mayor generación termoeléctrica usando

combustóleo.

PRECIOS DE HIDROCARBUROS

* Mbtu: Millones de unidades térmicas británicas (million British thermal unit). Bbl:

Barril.

FUENTE: U.S. Energy Information Administration.

12

(USD/bbl)

0

20181614

(USD/MBtu)

Precio Spot WTI (RHS)

Exportación por Oleoducto de Gas Natural (LHS)

Exportación de gas natural licuado

2

108

46

140160

120

0

80100

4060

20

Nov-2

00

8

May

-20

08

Maz-

20

08

En

e-2

00

8

Sep

-20

08

Ju

l-2

00

8

Nov-2

01

0

May

-20

10

Maz-

20

10

En

e-2

01

0

Sep

-20

10

Ju

l-2

01

0

Nov-2

00

9

May

-20

09

Maz-

20

09

En

e-2

00

9

Sep

-20

09

Ju

l-2

00

9

Nov-2

01

2

May

-20

12

Maz-

20

12

En

e-2

01

2

Sep

-20

12

Ju

l-2

01

2

Nov-2

011

May

-20

11

Maz-

20

11

En

e-2

011

Sep

-20

11

Ju

l-2

011

Nov-2

01

3

May

-20

13

Maz-

20

13

En

e-2

01

3

Sep

-20

13

Ju

l-2

01

3

Maz-

20

14

En

e-2

01

4


La CFE podría mejorar su rentabilidad reduciendo sus pérdidas de electricidad,

principalmente en el área metropolitana del Distrito Federal, la cual en el pasado fue

atendida por Luz y Fuerza del Centro. Las pérdidas totales de electricidad de CFE en

2013 fueron cerca de 19%, debido principalmente a las altas pérdidas en el área

metropolitana, las cuales alcanzaron más de 30%. Excluyendo el área metropolitana,

las pérdidas alcanzaron cerca de 10%. Fitch cree que una reducción en las pérdidas

totales de electricidad a aproximadamente 15% sería un escenario realista si CFE

invierte en bajar las pérdidas en el área metropolitana, y si esto se ve reforzado por

políticas gubernamentales que incentiven a los usuarios a pagar por la electricidad que

consumen.

La CFE también puede mejorar su eficiencia en costos reduciendo el tamaño de su

nómina de sueldos. Al 31 de diciembre de 2013, la compañía tenía 95 mil 594

empleados, 79% de los cuales pertenecían a un sindicato. El costo laboral es el segundo

gasto operativo más grande de CFE, después del costo del combustible. El análisis de

sensibilidad de Fitch no incorpora el beneficio que obtendría la empresa al bajar sus

costos laborales.

OFERTA/DEMANDA DE GAS NATURAL

-Millones de pies cúbicos al día-

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Producción

Total 3 654 3 629 3 717 3 898 4 071 4 244 4 685 4 967 4 920 4 971 5 004 4 813 4 603 4 492

Consumo

Sector Petróleo 1 778 1 832 1 872 1 998 2 053 2 030 2 160 2 125 2 175 2 149 2 237 2 186 2 273 2 272

Industrial 1 019 838 966 924 957 935 1 014 1 040 1 027 913 1 054 1 129 1 181 1 240

Electricidad 1 011 1 157 1 501 1 835 2 050 2 013 2 389 2 646 2 794 2 933 2 936 3 088 3 111 3 454

Residencial y

Transporte 80 86 95 102 108 109 110 115 114 109 114 108 113 118

Consumo Total 3 889 3 913 4 434 4 859 5 167 5 087 5 673 5 926 6 110 6 104 6 341 6 512 6 678 7 084

Superávit

(déficit) de Gas

Natural

-235 -284 -718 -961 -1 097 -844 -988 -959 -1 190 -1 133 -1 337 -1 699 -2 075 -2 591

Importaciones

Netas 257 355 725 996 1 124 882 986 965 1 229 1 191 1 376 1 725 2 122 2 636

FUENTE: IMP, BANCIVO, CFE, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, IEA, INEGI, Pemex y SENER.


GENERACIÓN DE MÉXICO POR FUENTE

-En porcentaje-

FUENTE: SENER.

100

PIE — Gas

0

20

40

60

80

Petróleo

Hidro

CFE — Gas

Otras

Carbón

2012 2013201120102002 20092008200720062003 2004 2005

CRECIMIENTO CONSUMO DE HIDROCARBUROS

DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE MÉXICO*

-En porcentajes-

* Cambio en la participación en el consumo total de energía hidrocarbónica de CFE.

FUENTE: SENER.

100

Carbón

0

20

40

60

80Gas Natural

DieselCombustóleo

2012 2013201120102002 20092008200720062003 2004 2005

-20

-40

-60

DESGLOSE DE INGRESOS DE CFE, A DICIEMBRE DE 2013)

-En porcentaje-

FUENTE: CFE.

Residencial,

25

Comercial, 7

Agro, 5

Industrial, 58

Otros, 5


Cediendo demanda industrial a nuevos inversionistas privados (NIP)

Es probable que la CFE pierda demanda industrial, debido a que el país tiene uno de

los más altos niveles de precios con subsidios cruzados entre usuarios

industriales/comerciales y consumidores residenciales/agrícolas de la región, tal como

ya fue ilustrado. Después de que la Reforma Energética haya sido aprobada, los grandes

usuarios industriales podrán contratar directamente con los NIP a precios inferiores a

los actuales. Esto se ha observado en países como Perú y Chile, donde la demanda

industrial es capaz de obtener electricidad a un costo menor que los usuarios

residenciales. Esto se debe a la importante demanda industrial, la cual le permite a estos

usuarios asegurar el suministro de electricidad con contratos de largo plazo a precios

competitivos. Los usuarios industriales a veces también son capaces de eludir a las

empresas de distribución y conectarse directamente a las líneas de transmisión.

Fitch cree poco probable que el 100% de la demanda migre de CFE hacia contratos

bilaterales con NIP, dado que no todos los usuarios industriales tienen una demanda

suficientemente grande para asegurarse este tipo de contrato. Sin embargo, la empresa

se verá obligada a ofrecer precios más competitivos a los usuarios industriales para

retenerlos como clientes. El análisis de sensibilidad incorpora el supuesto de precios

más bajos para la demanda industrial, debido a los costos más bajos al usar gas natural

en vez de combustóleo en la generación de electricidad.

Hasta ahora, los usuarios industriales han tenido una capacidad limitada para eludir a

CFE y adquirir electricidad directamente de productores de energía independientes,

debido a que el Gobierno Mexicano controla los permisos de suministro propio y de

cogeneración a través del regulador de energía CRE (Comisión Reguladora de Energía).

La CRE ha otorgado permisos para que usuarios industriales se autosuministren y

cogeneren electricidad por una capacidad instalada agregada de aproximadamente 12.5

gigavatios (GW), de los cuales 8.9 GW estuvieron en operación a noviembre de 2013.


Esto representa aproximadamente 13.8% de la capacidad instalada total del país, de

64.8GW, comparado con una demanda industrial de 9.7 teravatios-hora (TWh), o

aproximadamente 59% del volumen vendido en el país.

Probable necesidad de soporte del gobierno

La CFE podría necesitar inyecciones en efectivo o soporte del Gobierno Central, ya que

Fitch cree que los subsidios preferenciales para los clientes residenciales y agrícolas

continuarán debido a su componente social y el costo político de eliminarlos. El soporte

directo o en efectivo no ha sido una práctica en México, en vez de ello, las tarifas

residenciales y agrícolas preferenciales, las cuales son inferiores a los costos, se

cancelan contra los impuestos por pagar. Actualmente, el sector residencial tiene tarifas

subsidiadas hasta un cierto nivel de consumo de energía al mes, el cual varía

dependiendo de la región y temporada. México tiene las sextas tarifas residenciales más

bajas de la región.

3. Reforma energética y CFE

La actual posición monopólica de la CFE y la importancia estratégica que tiene la

empresa para México soportan el fuerte vínculo que existe entre la calidad crediticia de

la compañía y la del soberano. La Reforma energética, la cual acaba de aprobarse las

TARIFAS ELÉCTRICAS EN LATINOAMÉRICA

Entidades Regulatorias Regionales y Compañías de Distribución. Tarifas son

promedios simples. El costo de servir a clientes industriales grandes es menor

que el costo de servir a clientes residenciales pequeños.

Residencial < 300 KWh

0

20

10

30Industrial

ColombiaChileBrasilArgentina México Perú Venezuela

Las flechas indican subsidios cruzados entre

usuarios industriales y usuarios residenciales

FUENTE:


leyes secundarias, puede cambiar significativamente la estructura de la CFE. Fitch

revisará las calificaciones de CFE una vez que las leyes secundarias y regulaciones

adicionales se encuentren aprobadas, con el fin de evaluar el impacto sobre su calidad

crediticia. Fitch centrará su análisis en la estructura de capital resultante, perfil de

negocios y el grado de vinculación con el Gobierno Mexicano toda vez que la Reforma

energética esté lista para ser aplicada.

Entre los principales temas incluidos en las leyes secundarias enviada por el Presidente

de México al Congreso de la Unión, se encuentra el cambio en la estructura legal de

CFE hacia una empresa productiva del Estado propiedad del Gobierno Federal. De

acuerdo con esto, CFE tendrá independencia presupuestaria del Congreso, con un

Consejo de Administración liderado por el Secretario de Energía y contará con el

Secretario de Hacienda y Crédito Público y otros consejeros gubernamentales, así como

cuatro consejeros independientes. Se elimina el actual 9% de impuesto sobre los activos

fijos netos o aprovechamiento para ser sustituido por pago de impuestos sobre la renta

y que la distribución de recursos hacia el Gobierno se efectúe en forma de dividendos.

Sin embargo, las leyes secundarias no mencionan lo que sucederá con las tarifas de

clientes residenciales y agrícolas. Es probable que este tema se trate una vez que las

regulaciones adicionales sean establecidas y donde también incluyan la regulación de

tarifas.

Es probable que un mercado eléctrico abierto atraiga la entrada de nuevos participantes

para servir a los clientes industriales. La nueva ley establece que CFE seguirá estando

a cargo de la red de distribución y transmisión, y el Centro Nacional de Control de

Energía (CENACE), un organismo público descentralizado, estará a cargo de la

planeación y control del sistema eléctrico nacional, incluyendo el mercado mayorista.

Fitch considera que después de que ser aprobadas las leyes secundarias, se deberá de

agregar una regulación adicional para dar más detalle sobre qué activos y pasivos serán


transferidos al CENACE. Fitch espera que la regulación adicional también dé más

detalles sobre los subsidios.

La reforma creará incentivos para que CFE mejore sus eficiencias y se convierta en una

empresa productiva. La Reforma energética cambiará la razón social de Pemex y CFE

desde Organismos Públicos Descentralizados hacia Empresas Productivas del Estado

con Propiedad del Gobierno Federal, con el objetivo de crear valor económico para el

gobierno. Esto presentará un desafío significativo, especialmente para CFE, debido al

débil desempeño financiero que la empresa ha mostrado históricamente y su

dependencia de subsidios gubernamentales a los sectores residencial y agrícola

mediante transferencias no monetarias, las cuales se cancelan contra los impuestos,

aranceles y derechos que éstos adeuden al gobierno. A fines de 2013, CFE reportó un

EBITDAP (EBITDA antes de pensiones) de aproximadamente 3.8 mil millones de

dólares estadounidenses, un margen de EBITDAP de 15.1% y un índice de deuda total

ajusta/EBITDAP de 17.3 veces. Este nivel de apalancamiento es considerado

extremadamente alto para su categoría de calificación, la cual está vinculada a la del

soberano.


RESUMEN FINANCIERO: COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

-En miles de dólares, años terminados al 31 de diciembre-

UDM*

31 mar 2014 2013 2012 2011 2010

Rentabilidad

EBITDA 2 586 358 1 778 430 2 155 047 84 864 (643 572)

EBITDAR 4 570 915 3 770 860 3 909 741 2 730 899 2 228 841

Margen de EBITDA (%) 10.3 7.1 9.1 0.4 (3.2)

Margen de EBITDAR (%) 18.2 15.1 16.5 11.6 11.1

Retorno del FGO/Capitalización Ajustada (%) 8.4 7.9 9.3 8.8 8.7

Margen del Flujo de Fondos Libre (%) (4.2) (6.0) (8.0) (5.1) (14.7)

Retorno sobre el Patrimonio Promedio (%) (26.0) (26.9) (9.5) (5.4) 0.2

Coberturas (x)

FGO/Intereses Financieros Brutos 3.0 2.6 2.8 2.7 5.2

EBITDA/Intereses Financieros Brutos 1.6 1.1 1.3 0.1 (1.0)

EBITDAR/(Intereses Financieros + Alquileres) 1.3 1.0 1.2 0.7 0.6

EBITDA/Servicio de Deuda 0.4 0.3 0.5 0.0 (0.3)

EBITDAR/Servicio de Deuda 0.6 0.5 0.7 0.5 0.4

FGO/Cargos Fijos 1.9 1.7 1.8 1.6 1.8

FFL/Servicio de Deuda 0.1 — (0.1) 0.1 (0.9)

(FFL + Caja e Inversiones Corrientes)/Servicio de Deuda

0.9 0.5 0.6 1.2 (0.1)

FGO/Inversiones de Capital 0.7 0.5 0.6 0.6 0.2

Estructura de Capital y Endeudamiento (x)

Deuda Total Ajustada/FGO 9.8 10.2 9.5 6.7 7.1

Deuda Total con Asimilable al Patrimonio/EBITDA 10.3 14.0 10.7 164.3 (18.0)

Deuda Neta Total con Deuda Asimilable al

Patrimonio/EBITDA 8.3 12.5 9.4 123.3 (14.8)

Deuda Total Ajustada/EBITDAR 14.8 17.3 15.2 16.6 19.7

Deuda Total Ajustada Neta/EBITDAR 13.7 16.6 14.5 15.3 18.8

Costo de Financiamiento Implícito (%) 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Deuda Garantizada/Deuda Total — — — — —

Deuda Corto Plazo/Deuda Total 20.0% 10.0% 10.1% 12.7% 16.3%

Balance

Total Activos 88 514 146 86 041 244 76 088 895 64 842 336 68 109 684

Caja e Inversiones Corrientes 5 109 245 2 715 983 2 764 650 3 478 123 2 025 791

Deuda Corto Plazo 4 514 132 3 707 758 2 343 276 1 767 442 1 884 160

Deuda Largo Plazo 22 117 043 21 173 271 20 766 302 12 174 801 9 674 297

Continúa …


RESUMEN FINANCIERO – COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)

-USD miles, años terminados al 31 de diciembre-

UDM*

31 mar 2014

2013 2012 2011 2010

Deuda Total 26 631 175 24 881 029 23 109 578 13 942 243 11 558 457

Deuda Asimilable al Patrimonio — — — — —

Deuda Total con Deuda Asimilable al Patrimonio 26 631 175 24 881 029 23 109 578 13 942 243 11 558 457

Deuda Fuera de Balance 40 873 097 40 341 758 36 253 603 31 367 587 32 384 810

Deuda Total Ajustada con Deuda Asimilable al Patrimonio

67 504 272 65 222 787 59 363 181 45 309 830 43 943 267

Total Patrimonio 12 986 559 13 457 541 8 389 191 22 404 356 28 553 585

Total Capital Ajustado 80 490 831 78 680 328 67 752 372 67 714 186 72 496 852

Flujo de Caja

Flujo Generado por las Operaciones (FGO) 3 246 360 2 727 116 2 865 153 2 550 643 2 663 769

Variación del Capital de Trabajo (1 293 074) (1 291 537) (132 877) (333 228) (1 749 657)

Flujo de Caja Operativo (FCO) 1 953 286 1 435 579 2 732 276 2 217 415 914 112

Flujo de Caja No Operativo/No Recurrente Total — — — — —

Inversiones de Capital (3 003 322) (2 926 986) (4 620 915) (3 420 714) (3 877 646)

Dividendos — — — — —

Flujo de Fondos Libre (FFL) (1 050 035) (1 491 407) (1 888 639) (1 203 299) (2 963 534)

Adquisiciones y Ventas de Activos Fijos, Neto — — — — —

Otras Inversiones, Neto (127 856) 2 452 (32 088) (431 049) (256 911)

Variación Neta de Deuda 4 199 292 1 857 794 1 663 432 2 930 274 1 833 740

Variación Neta del Capital — — — 586 499 —

Otros (Inversión y Financiación) (426 052) (404 305) (464 042) 16 595 714 698

Variación de Caja 2 595 349 (35 467) (721 337) 1 899 021 (672 007)

Estado de Resultados

Ventas Netas 25 098 118 24 939 072 23 651 958 23 491 758 20 145 486

Variación de Ventas (%) (92.1) 5.4 0.7 16.6 20.0

EBIT (309 628) (1 059 677) (510 020) (2 198 316) (2 798 086)

Intereses Financieros Brutos 1 644 704 1 681 062 1 631 780 1 528 306 630,715

Alquileres 1 984 556 1 992 429 1 754 694 2 646 035 2 872 414

Resultado Neto (2 764 095) (2 941 246) (1 461 275) (1 381 512) 64 064

* UDM = últimos 12 meses.

FUENTE: Información financiera de la compañía.

4. Anexo: Diferentes escenarios alternativos

El siguiente cuadro muestra seis escenarios diferentes para los cuales Fitch estimó la

generación de EBITDA de la CFE. El primer escenario considera que un cierto

porcentaje de demanda industrial migrará desde CFE hacia los NIP, debido a la apertura


y mayor competitividad en el mercado de electricidad. En ese caso, Fitch considera una

pérdida de 15, 30 y 50% de los clientes industriales de CFE.

Segundo, los subsidios a las tarifas residenciales y agrícolas seguirán siendo absorbidos

por CFE mediante los mismos mecanismos de transferencias no monetarias que existen

en la actualidad. CFE recibe soporte explícito del gobierno en forma de inyecciones en

efectivo, lo cual se ve reflejado en la desaparición del aprovechamiento y cancelación

de la insuficiencia tarifaria no cubierta por el aprovechamiento.

Esta situación ocurrió en 2010 y 2011, cuando CFE recibió 459 millones y USD 385

millones de dólares, respectivamente. Sin embargo, el gobierno ya no transfiere

efectivo a CFE, sino que cancela los subsidios residenciales y agrícolas contra

impuestos, aranceles y derechos que la empresa adeuda al gobierno.

El soporte por parte del Gobierno Federal mediante inyecciones en efectivo es incierto

y va en contra del espíritu de la Reforma energética, la cual intenta convertir a la

compañía en una empresa productiva con propiedad del gobierno. Fitch decidió

considerar el soporte del gobierno en algunos escenarios para ver el comportamiento

financiero de CFE.

El tercer escenario involucra un mayor uso de gas natural en la generación de

electricidad, y una reducción consecuente en el consumo de combustóleo, debido a los

proyectos de expansión en la infraestructura de transporte de gas natural. Para esta

variable, Fitch consideró que aproximadamente el 50% de la electricidad generada en

sus plantas termoeléctricas proviene de combustóleo y el resto de gas natural. Los

porcentajes que se manejan en estos escenarios corresponden a que, si el total de energía

generada mediante el consumo de combustóleo dentro de las plantas termoeléctricas se

transforma en consumo de gas natural, entonces el 100% de la generación

termoeléctrica se realiza mediante gas natural.


Fitch asume que el 35% de la electricidad generada actualmente mediante el consumo

de combustóleo será reemplazada con electricidad generada mediante el consumo de

gas natural. Para estos escenarios se toma como supuesto que los precios del gas natural

y combustóleo permanecen constantes en el promedio de estos durante 2013.

El cuarto escenario incluye ciertos porcentajes de pérdidas de electricidad, en donde

una evolución positiva se debe a mejoras en la red de transmisión y distribución

mediante asociaciones con inversionistas privados.

ESCENARIOS ALTERNATIVOS

Supuestos Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

A B A B A B

Pérdida de Clientes Industriales (%) 15 15 30 30 50 50

Absorción de Subsidios por CFE Gobierno CFE Gobierno CFE Gobierno

Uso de Gas Natural en lugar de

Combustóleo (%) 100 100 70 70 50 50

Pérdidas Totales de Electricidad (%) 15 15 17 17 19 19

FUENTE: Fitch.

Estos escenarios también consideran que CFE seguirá a cargo de la red de transmisión

y distribución del país y que las obligaciones laborales seguirán registrándose en su

balance general.

Para este ejercicio, Fitch no asume un cambio en las tarifas a los usuarios finales en su

análisis, ni considera el potencial beneficio obtenido por la venta de gas natural a

terceras personas. Los escenarios también excluyen cualquier compensación que la

empresa recibiría al permitirle acceso a los NIP a su red de transmisión y distribución.


RESULTADOS

2013 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

(Millones de pesos, con base en los

resultados de 2013) Actual A B A B A B

Ventas

Residencial 59 383 62 394 62 394 60 926 60 926 59 383 59 383

Comercial 39 286 41 278 41 278 40 307 40 307 39 286 39 286

Servicios de Alumbrado Público 18 586 19 528 19 528 19 069 19 069 18 586 18 586

Agricultura 5 466 5 743 5 743 5 608 5 608 5 466 5 466

Industria 186 183 166 280 166 280 133 715 133 715 93 092 93 092

Bloque para la Reventa 963 963 963 963 963 963 963

Otros 5 621 5 621 5 621 5 621 5 621 5 621 5 621

Otros Productos de Explotación 2 920 2 920 2 920 2 920 2 920 2 920 2 920

Ventas Netas 318 410 304 729 304 729 269 129 269 129 225 318 225 318

Subsidio 85 770 85 770 85 770 85 770 85 770 85 770 85 770

Ventas Totales 404 180 390 499 390 499 354 900 354 900 311 088 311 088

Costo de Operación -243 673 -194 550 -194 550 -196 523 -196 523 -189 860 -189 860

Costos Laborales -42 696 -42 696 -42 696 -42 696 -42 696 -42 696 -42 696

Combustible -169 089 -119 967 -119 967 -121 940 -121 940 -115 277 -115 277

Mantenimiento y Servicios -16 969 -16 969 -16 969 -16 969 -16 969 -16 969 -16 969

Materiales de Mantenimiento -9 520 -9 520 -9 520 -9 520 -9 520 -9 520 -9 520

Impuestos y Derechos -5 843 -5 843 -5 843 -5 843 -5 843 -5 843 -5 843

Otros -10 086 -10 086 -10 086 -10 086 -10 086 -10 086 -10 086

Cuenta Complementaria 3 056 3 056 3 056 3 056 3 056 3 056 3 056

Transferencias para Cubrir Costos

de Combustibles 7 474 7 474 7 474 7 474 7 474 7 474 7 474

Aprovechamiento -46 013 -46 013 0 -46 013 0 -46 013 0

Cancelación del Subsidio No Cubierta por el Aprovechamiento

-39 758 -39 758 0 -39 758 0 -39 758 0

Depreciación -36 236 -36 236 -36 236 -36 236 -36 236 -36 236 -36 236

Deterioro Activos Fuera de Uso -1 636 -1 636 -1 636 -1 636 -1 636 -1 636 -1 636

Gastos Administrativos -6 904 -6 904 -6 904 -6 904 -6 904 -6 904 -6 904

Costo Estimado Actuarial del Período

por Obligaciones Laborales -48 689 -48 689 -48 689 -48 689 -48 689 -48 689 -48 689

Otros Ingresos 5 199 5 199 5 199 5 199 5 199 5 199 5 199

Utilidad de Operación -13 529 21 912 107 683 -15 660 70 110 -52 809 32 962

EBITDA 22 706 58 148 143 918 20 575 106 346 -16 573 69 197

Efectivo 35 516 35 516 35 516 35 516 35 516 35 516 35 516

Deuda de Corto Plazo 48 484 48 484 48 484 48 484 48 484 48 484 48 484

Deuda de Largo Plazo 276 872 276 872 276 872 276 872 276 872 276 872 276 872

Deuda Total 325 357 325 357 325 357 325 357 325 357 325 357 325 357

Obligaciones Laborales sin Fondear 527 529 527 529 527 529 527 529 527 529 527 529 527 529

Deuda Ajustada 852 886 852 886 852 886 852 886 852 886 852 886 852 886

Margen de Operación (%) (3.3) 5.6 27.6 (4.4) 19.8 (17.0) 10.6

Margen EBITDA (%) 5.6 14.9 36.9 5.8 30.0 (5.3) 22.2

Margen EBITDAP (%) 11.9 21.4 43.4 13.0 37.1 2.8 30.4

Deuda Total/EBITDA (x) 14.3 5.6 2.3 15.8 3.1 (19.6) 4.7

Deuda Ajustada/EBITDAP (x) 17.7 10.2 5.0 18.5 6.5 96.2 9.0

FUENTE: FITCH y CFE.

Resultados de los escenarios

La capacidad de generación de flujo de caja de CFE disminuirá si no es capaz de

aumentar el uso de gas natural, registra una pérdida significativa en su demanda


industrial o no puede reducir sus pérdidas totales de electricidad. Bajo ese escenario, la

compañía requerirá soporte tangible y explícito del Gobierno Central.

Por otro lado, CFE podría mitigar las presiones sobre su generación de efectivo

mediante la introducción de ciertas medidas. Estas incluyen ofreciendo tarifas más

competitivas a sus clientes industriales, agregando más gas natural mediante la

construcción de infraestructura de transporte de gas natural o reduciendo sus pérdidas

técnicas y no técnicas.

Los posibles resultados mencionados arriba se encuentran en los extremos del rango de

posibilidades. Fitch cree que el escenario más probable para CFE en los próximos dos

a tres años consiste en una cierta pérdida de demanda industrial junto con un mayor uso

de gas natural versus petróleo combustible y menores pérdidas de electricidad. Esto

resultaría en una reducción en la capacidad de generación de efectivo de la empresa,

llevándola a necesitar soporte tangible y explícito del gobierno ante la ausencia de

cambios en la estructura de tarifas.


http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Coment_13096.PDF

http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/RepCal_13097.pdf

Reforma Energética: la danza de los 3 billones de dólares (Forbes México)

El 26 de agosto de 2014, la edición online de la revista de negocios Forbes México

publicó que la historia, suele decirse, siempre ayuda a entender el presente. Durante su

mandato, el ex Presidente Vicente Fox envió al Congreso, sin éxito, una propuesta de

reforma sólo para el sector eléctrico, a fin de permitir la entrada de capital privado. Un

sexenio más tarde, Enrique Peña Nieto superó ese reto, y por primera vez desde la

década de 1930, el sector de hidrocarburos está abierto a la inversión extranjera.

http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Coment_13096.PDF

http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/RepCal_13097.pdf


México posee reservas probadas de petróleo por 14 mil millones de barriles. En

hidrocarburos, la existencia de crudo en México asciende a 13 mil millones de barriles

adicionales, y las de gas natural a 545 billones de pies cúbicos. Esas reservas, en

conjunto, significan una renta potencial de 3 billones de dólares.

Es decir, ése es el tamaño del negocio por el que pelearán las empresas nacionales y

extranjeras, y el mismo Estado mexicano a través de Petróleos Mexicanos (Pemex),

además del cobro de regalías e impuestos que aplicará el gobierno a las compañías que

exploten los recursos energéticos nacionales.

En los últimos dos sexenios, las empresas multinacionales que trabajaron para Pemex

ejecutaron contratos por 200 mil millones de dólares en proyectos para extraer crudo.

“Con la reforma energética, multiplicarán sus ganancias por un factor de cinco”, calcula

el experto en industria energética de Deloitte México.

¿Y el monto de regalías?

Desde que se presentó el primer borrador de la reforma energética se han dado a conocer

cifras relacionadas con los beneficios que traerán los cambios estructurales. Según el

gobierno, la reforma podría crear 2.5 millones de empleos de aquí a 2025, mientras que

BBVA Research estima que el Producto Interno Bruto (PIB) de México a largo plazo

podría incrementarse entre 1 y 1.5 por ciento.

Pero el director en Fitch Ratings considera que todavía hay mucha incertidumbre, sobre

todo en el tema de regalías. “Habrá que ver qué tan generoso es el gobierno.”

Aún se avizoran varios desafíos. Entre éstos, ver cuál será la redacción de los contratos

y la definición del monto de regalías a pagar y el régimen fiscal aplicable, dice el socio

en la oficina de Houston y codirector de la práctica de Petróleo de la firma Mayer Brown

LLP. Bajo qué condiciones se otorgarán las licencias ambientales y los acuerdos


sociales; cuáles serán las condiciones de seguridad en las zonas de operación, y ver si

la infraestructura de transporte de energéticos será la idónea (desde ductos hasta

carreteras).

De inicio surgen algunas sospechas. “Un aspecto que se observa al leer la reforma es

que el Estado está tomando una posición rentista, tratando de maximizar los ingresos a

nivel exploración y producción”, opina el directivo de Mayer Brown.

Pemex es el séptimo mayor productor de petróleo del mundo y financia un tercio del

presupuesto del gobierno. En consecuencia, la empresa ha estado limitada para invertir,

lo que se tradujo en una disminución de la producción de petróleo, que pasó de

3.4 millones de barriles en su pico más alto hace 10 años, a menos de 2.5 millones en

2014.

Esa dependencia enciende la alarma de analistas y empresas porque no queda claro

cómo se sustituirán esos ingresos para dar mayor libertad a Pemex y hacer contratos

con renta atractiva para las empresas por parte de la Secretaría de Hacienda.

“Si queremos inversión debemos ser tan atractivos como en Estados Unidos de

Norteamérica, donde el retorno para los inversionistas es de hasta 60% en proyectos de

alto riesgo, como los de shale gas”, dice el socio del fondo EIM Capital, con el que Fox

quiso colaborar.

Los contratos bajo los cuales podrán trabajar las empresas privadas son licencias de

producción y utilidad compartida, y de servicios. Sin embargo, en la Ley de Ingresos

se estableció que el titular de las licencias deberá compartir con el Estado una utilidad

operativa, lo que en la práctica lo convierte en uno de utilidad compartida. La diferencia

es que en las licencias la ganancia se paga en efectivo y en los contratos de utilidad

compartida con barriles de petróleo.


“No es malo de por sí, pero hubiera preferido un contrato tradicional en el que se le

pagan al Estado regalías e Impuesto Sobre la Renta (ISR). La fiscalización de los

contratos de utilidad compartida es costosa, demora mucho tiempo y habría duplicación

operativa al determinar el ISR, ya que se consideran los mismos criterios, ingresos y

gastos”, dice el directivo de Mayer Brown.

Desde el punto de vista del socio del despacho Marcos & Asociados, un buen régimen

fiscal en el sector petrolero tiene que optimizar el valor presente de los yacimientos y

atender a que el Estado obtenga el mayor valor, pero al mismo tiempo ser atractivo para

las empresas.

Entre 50 y 70% del valor del barril suele ser recaudado por el Estado, según

experiencias internacionales.

“Otro aspecto que puede inhibir la inversión —explica— es la prohibición de

consolidar los campos de explotación petrolera, es decir, cada campo deberá reportar

utilidades y pagar regalías, lo cual rompe con el principio de la industria petrolera, de

diversificar su riesgo.”

Las empresas que quieran invertir en México evaluarán, además, la disponibilidad de

agua para la exploración de gas de lutitas, la accesibilidad a los pozos de gas vía

carretera o si hay gasoductos. Por ejemplo, “en Coatzacoalcos hay un gran número de

empresas privadas, además de Pemex Petroquímica, que pueden crecer con la apertura

del sector energético, pero la insuficiente infraestructura juega en contra”, dice el

experto de Deloitte México.

El tema de la seguridad es otro gran pendiente. En octubre del año pasado se registraron

ataques de grupos delictivos, presuntamente narcotraficantes, en contra de

subestaciones de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y gasolineras de Pemex en


Michoacán. En respuesta, instalaciones de seis estados (Jalisco, Guanajuato, Hidalgo,

Michoacán, Querétaro y el Estado de México) fueron resguardadas por el ejército.

El gobierno debe redoblar esfuerzos en materia de seguridad, “ya que si bien no ha

inhibido las inversiones, sí afecta la competitividad”, dice el director ejecutivo de

Cuentas Globales–Pemex de GE Oil & Gas. “¿Quién va a proteger las instalaciones:

las empresas, el Estado, ambos?”, cuestiona el consejero independiente de Pemex,

quien se sorprende de que el tema de seguridad nacional no estuviera presente en la

reforma energética.

Las pistas del dinero

Las empresas extranjeras y nacionales quieren aprovechar las oportunidades de negocio

que detonará la reforma energética a través de buscar los proyectos más rentables. Pero

las dudas aún prevalecen en los gigantes del petróleo como Exxon, British Petroleum o

Chevron.

Los servicios de consultoría han sido los primeros en capitalizar las bondades que

vienen con la reforma energética. Mexenergy, una empresa que ofrece soluciones de

energía solar, asesora compañías sobre los cambios legales que se discutieron en el

Congreso.

Para llevar a cabo proyectos de inversión, GE Oil & Gas, por ejemplo, considera la

congruencia de los proyectos o negocios con la estrategia de la compañía, la estabilidad

política y económica del país, su certeza jurídica, así como las ventajas estratégicas de

la inversión.

En principio se verán empresas nacionales e internacionales asociadas con Pemex u

otras petroleras, dice la representante de Standard & Poor’s.


Un caso es el de Grupo México, que planea seguir en alianza con Pemex en proyectos

de generación eléctrica y servicios vinculados con la explotación petrolera, dijo el

director de Finanzas, en conferencia con analistas.

Incluso, compañías que ya realizan trabajos en México mantienen su distancia de los

reflectores al estilo de las grandes petroleras. Es el caso de la mexicana Idesa y su socia

Braskem, una empresa propiedad de la brasileña Odebrecht y con participación de

Petrobras, que en 2010 firmaron un contrato para realizar el proyecto Etileno XXI, a

concluirse en 2015 y que permitirá sustituir la importación de polietileno.

Al menos 10 empresas con experiencia internacional, dice el experto de Deloitte

México, podrían interesarse en generar petroquímicos, para un mercado de 34 mil

millones de pesos.

Los mercados de bonos locales también se contagiaron del entusiasmo por la reforma

energética. Las empresas mexicanas especializadas en la exploración y producción y

servicios ya comenzaron a recaudar dinero en los mercados internacionales. Por

ejemplo, la contratista de perforación en aguas profundas, Grupo R, vendió 950

millones de dólares de bonos de Estados Unidos de Norteamérica el año pasado.

Empresas como Constructora Latina, Tradeco, Grupo Diavaz, Oro Negro y Arendal,

Newpek, de Alfa, y Servicios GSM, de Carso, son potenciales candidatas a aprovechar

el mercado de capitales para obtener recursos. Varias ya están ganando a partir sólo de

expectativas. El potencial que los inversionistas ven en Sempra Energy, a partir de la

reforma energética, hizo que esta compañía fuera la emisora del sector con mayor

rendimiento en América Latina, comenta el especialista de Deloitte México.

Otras avanzan a través de alianzas. El conglomerado Alfa elevó su participación

mediante su filial Newpek en Pacific Rubiales. También podrían verse alianzas

estratégicas entre Ienova (subsidiaria de Sempra Energy) y Mexichem, para exploración

y cogeneración de energía, considera Ana Sepúlveda, analista de Invex. La


especulación por la reforma energética, por lo pronto, ya hizo ganar a Ienova: el precio

de su acción pasó de 58 pesos en diciembre pasado a casi 75 actualmente.

Las inversiones que realiza Pemex (por 25 mil millones de dólares) podrían triplicarse

si se incluyen los nuevos proyectos de empresas privadas, pero dependerá del ritmo al

que se saquen las licitaciones, calcula el socio líder del Sector Energético y Recursos

Naturales de KPMG México.

GE Oil & Gas se visualiza con una fuerte participación en producción de equipo para

aguas subyacentes; productos y soluciones en áreas consolidadas y en áreas no

convencionales como el gas lutita; soluciones de energía y compresión, y equipos de

procesos. “Las inversiones pueden alcanzar los miles de millones de dólares —asegura

el directivo de Cuentas Globales-Pemex— si se justifican plenamente.”

EIM Capital misma tiene en el horno dos proyectos relacionados con el sector eléctrico,

que se beneficiarán con una inversión de 1 millón de dólares cada uno, y otro de

300 millones de dólares, en el que contribuirán con 90 millones de dólares. ¿Cuándo

estarán listos? “Una vez que se den a conocer los nuevos reglamentos”, aclara el socio

de la firma.

Mientras tanto, Vicente Fox sigue con su cortejo “desinteresado” a inversionistas

internacionales para formar una bolsa de 500 millones de dólares que se canalizarán a

10 proyectos en el mediano plazo.


http://www.forbes.com.mx/reforma-energetica-la-danza-de-los-3-billones-de-dolares/

http://www.forbes.com.mx/reforma-energetica-la-danza-de-los-3-billones-de-dolares/


El negocio en el Golfo de México tras la reforma energética (Forbes México)

El 27 de agosto de 2014, la edición online de la revista de negocios Forbes México

publicó que los derechos para perforar pozos los puede obtener cualquier petrolera, pero

los altos costos de exploración son una barrera de entrada para las pequeñas o nuevas

compañías. El costo inicial a pagar por una licitación de derechos de exploración puede

superar los 20 millones de dólares, y perforar un pozo seco puede costar más de 100

millones de dólares. Las compañías más activas en exploración en el Golfo de México

habían sido las grandes petroleras como Exxon, Shell, BP, etcétera, pero eso ha

cambiado en los últimos años.

Compañías independientes aumentaron su participación en el número de pozos

perforados gracias a su capacidad para desarrollar campos de petróleo muy pequeños.

Las grandes compañías van por los mayores proyectos, que a la vez requieren las

mayores inversiones y tienen más riesgos y mejores retornos.

El hecho de que estos dos tipos de compañías operen distinto, que afronten diferentes

riesgos y vayan por utilidades distintas debe ser tomado en cuenta por los gobiernos (a

la hora diseñar los contratos). Una vez con la licencia, verificar la presencia de petróleo

mediante sondeo sísmico y perforación de pozos exploratorios puede costar más de

700 millones de dólares.

Los contratos

Al ser la petrolera una industria enorme, hay gran variedad de contratos de perforación

y producción.

En los mayores proyectos las grandes petroleras hacen equipo con las independientes.

Por ejemplo, en el desastre de Deepwater Horizon —explosión en una plataforma

ocurrida en 2010 en el Golfo de México, que mató a 11 personas y derramó en el mar


4.9 millones de barriles de crudo—, ocurrido mientras se perforaba un pozo de

exploración en el campo Macondo, se vieron involucradas tres compañías: los derechos

de exploración los tenía BP, pero el prospecto le pertenecía sólo en 65%, pues Andako

tenía 25% y MOEX Offshore 10%. Otro ejemplo es la alianza entre BP y Shell en Na

Kika, un proyecto de 1 mil 500 millones de dólares, en el que estas dos grandes

petroleras compartieron una plataforma semisumergible para desarrollar un grupo de

campos pequeños y medianos.

Otra característica de esta industria es que muchas de las compañías que hacen

exploraciones offshore también producen gas y petróleo. Las ganancias que obtienen

de producir y vender productos refinados les ayudan a soportar las altas inversiones

antes de que un pozo llegue a su etapa productiva y a diversificar riesgos.

Perforación

Las grandes petroleras son consideradas compañías de exploración y producción (EyP),

pero lo cierto es que para la perforación de pozos de ambos tipos contratan a empresas

especializadas. Por lo general, las compañías de perforación son dueñas de las

plataformas de perforación y las arriendan a las grandes compañías de EyP durante el

tiempo que dura el proyecto.

En muchos de los proyectos en el mar (offshore), lo más común es que las empresas

especializadas en perforación provean la plataforma y el personal, y cobren por ambas

cosas por día, aunque también se puede establecer un pago por lo que dure el proyecto.

El precio por día puede ir de 100 mil dólares en el caso de aguas superficiales a 350 mil

dólares en aguas profundas. Aunque menos frecuentes, también hay contratos llave en

mano, en los que la compañía especializada en perforación recibe una suma total por

desarrollar cierto número de pozos y de cierta profundidad.


La industria global dedicada a las perforaciones petroleras, formada por empresas con

ingresos de miles de millones de dólares, incluye a jugadores como TransOcean,

Diamond Offshore, Ensco y Noble.

De las 27 compañías de perforación que operaban a finales de 2010 en el Golfo de

México, las tres más grandes eran: Nabors Offshore (49 plataformas), Hércules

Offshore (42) y Seahawk Drilling (20). Sólo 10 compañías poseían 79% de las

plataformas que operan en el Golfo de México, lo que indica la alta concentración que

hay en esta industria.

Producción

El puñado de operadores de petróleo y gas más alejado de los campos (OCS, Outer

Continental Shelf) es del interés tanto de las grandes petroleras como de las

independientes. En el grupo de las grandes están Eni Petroleum, Statoil y Petrobras.

Son compañías verticalmente muy integradas e involucradas directamente en

actividades upstream (EyP) y downstream (refinación).

Las independientes, por su parte, son por lo general compañías especializadas en

exploración, perforación o producción, pero a pesar de que son los mayores

participantes en los contratos para producción en el Golfo de México (con 81% de

participación, de lo cual 46% es en aguas profundas), las grandes producen más del

doble del petróleo que las top 20 de estas independientes, con 65% del total.

BP, Shell y Chevron son las tres mayores operadoras en la región, con cerca de 60% de

la producción total. Les siguen los cinco mayores operadores independientes, con una

producción de petróleo conjunta de 19%: BHP Billington, Anadarko, Apache, Murphy

y Hess.


En gas natural es distinto. Los 20 mayores productores independientes representan 47%

de la producción, cerca de 11.7% más que la producción combinada de las grandes. La

líder en este terreno es Anadarko, con 10.14% de la extracción total. Las independientes

extraen cerca de 50% del gas que se obtiene en el Golfo de México.

En adición a los costos fijos, en el período 2006-2009, el promedio de costos variables

de una plataforma de 12 posiciones en aguas con profundidad de 300 pies (91.4 metros)

fue de 8.8 millones de dólares, mientras que una de 18 posiciones para 600 pies (182.8

m) promedió 11 millones de dólares.

La variable clave en los costos relacionados con la producción de hidrocarburos en el

mar son los trabajos de reparación de pozos, la fuerza laboral en el sitio y el transporte.

Las reparaciones de pozos significan aproximadamente 30% de los costos variables,

mientras que los laborales en el sitio y el transporte representan alrededor de 12.3% y

30.5%, respectivamente.

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), los costos de las actividades

upstream (EyP) en exploración y producción en el mar aumentaron 18% a 73.47 dólares

por barril de petróleo equivalente (boe) entre los períodos de 2005-2007 y 2006-2008.

Eso sugiere que si los precios del petróleo y el gas se derrumban, la producción de

plataformas puede suspenderse por un tiempo, con un mayor impacto en las compañías

pequeñas independientes.

El costo de desarrollar un pozo de producción cuesta unos cinco mil millones de dóares.

Este costo es adicional a los costos de arrendamiento y exploración, que se pueden

acercar a los un mil millones de dólares.


Transporte a las refnerias

El petróleo y gas extraído de las aguas del Golfo de México se transporta a refinerías

en tierra, plantas procesadoras de gas o tanques de almacenamiento a través de

buques-tanque o de tubería submarina.

Las más grandes petroleras como BP y Chevron tienen sus propias subsidiarias para

operar los busques-tanque. Dada la posición estratégica de los campos en el Golfo de

México y el tamaño de las refinerías, la región es muy activa en la entrega de petróleo

en tanques petroleros de distintas partes del mundo.

Un costo clave en el transporte marino es la tarifa que cobran los buques. En abril de

2010, la tarifa de un buque-tanque de una gran transportista de crudo fluctuó entre 50

mil y 60 mil dólares al día en el mercado internacional.

Refinación

Después de que el petróleo es extraído del fondo marino, es enviado a las refinerías

para ser procesado y transformado en productos petrolíferos, como gasolina, diésel,

asfalto, queroseno, gasóleo (combustible para calderas) y gas licuado de petróleo.

De acuerdo con la AIE, 43% de la capacidad instalada de refinación de Estados Unidos

de Norteamérica está ubicada en los estados costeros del Golfo de México. Todas las

grandes petroleras tienen sus propias refinerías en la zona. Éstas controlan 51.7% de la

capacidad después de tomar en cuenta su participación accionaria en las compañías en

que tienen socios. ExxonMobil es la más grande refinería en la región, con casi 20% de

la capacidad, seguida de ConocoPhillips, con 9.7%, y Shell, con 8.9 por ciento.

Las mayores refinerías independientes en la región son Valero y Marathon, con 8.2 y

6.8% de la capacidad, respectivamente.


En la zona del Golfo de México también hay 82 plantas procesadoras de gas. Y también

en este caso la propiedad de las plantas es tanto de las grandes petroleras como de

compañías independientes. En la región está 30% de la capacidad de procesamiento de

todo Estados Unidos de Norteamérica y la capacidad utilizada es de 55%, un poco

menos que el 60% a escala nacional.

La refinación es una actividad intensiva en uso de capital, que requiere altos montos de

inversión inicial, al igual que para mantenimiento. Los márgenes de las refinerías

dependen de varios factores, pero el elemento clave es la calidad de crudo refinado. Por

ejemplo, un barril de crudo pesado y “amargo” es más costoso de refinar que uno ligero

y “dulce”. El petróleo del Golfo de México es considerado crudo y ligeramente

“amargo”, lo que hace que los márgenes sean menores.

Aunque las refinerías que están a lo largo de la costa del Golfo de México han invertido

para actualizar sus unidades de refinación de petróleo pesado, los esfuerzos actualmente

(2010) se dirigen a traer crudo de Canadá para refinar e incrementar los márgenes.

Los márgenes débiles sugieren que un aumento en los costos de refinación, incluidos

los costos asociados a los seguros o regulación adicional, pueden conducir a una salida

del mercado por los escasos márgenes, o a una concentración en esta industria.

En cuanto al impacto para los consumidores, los costos de refinación sólo significan

aproximadamente 6% del gasto total en consumo de gasolina en todo Estados Unidos

de Norteamérica. El costo para una refinería de adquirir un barril de crudo de lejos es

el más importante componente de los costos, representando aproximadamente 67% del

costo total del precio del galón en la bomba.


Transporte al usuario final

Una vez que el petróleo es refinado, es transportado en barcaza, tubería y camión al

usuario final. En el caso de los productos refinados del Golfo de México es transportado

por tubería a los mercados domésticos de las regiones noreste y este del país.

De acuerdo con la AIE, los costos de distribución y mercadeo sólo representan 12% del

precio promedio de 2.73 del galón de gasolina (2010). Aunque es más alto que el costo

de refinación, es débil en comparación con el costo de encontrar y extraer petróleo

crudo.


http://www.forbes.com.mx/el-negocio-en-el-golfo-de-mexico-tras-la-reforma-energetica/

Canasta de crudos de la OPEP

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se integra por los

siguientes países: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos,

Libia, Nigeria, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar y Venezuela, informó el 12 de marzo de 2014 que

la nueva canasta de crudos de referencia de la OPEP, que se integra regularmente por los

crudos de exportación de los principales países miembros de la Organización, de acuerdo

con su producción y exportación a los principales mercados; y refleja, además, la calidad

media de los crudos de exportación del cártel. Así, en términos generales, se incluyeron los

siguientes tipos de crudos: Saharan Blend (Argelia), Girassol (Angola), Oriente (Ecuador),

Iran Heavy (República Islámica de Irán), Basra Light (Iraq), Kuwait Export (Kuwait), Es

Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab Light (Arabia Saudita),

Murban (Emiratos Arabes Unidos) y Merey (Venezuela).

Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a

partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se

http://www.forbes.com.mx/el-negocio-en-el-golfo-de-mexico-tras-la-reforma-energetica/


excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano

BCF-17 fue sustituido por el Merey.

En este sentido, al 16 de septiembre de 2014, la canasta de crudos de la OPEP registró una

cotización promedio en el mes de 97.18 dólares por barril (d/b), cifra 3.54% inferior con

relación al mes inmediato anterior (100.75 d/b), menor en 9.74% con respecto a la de

diciembre pasado (107.67 d/b), y 10.62% menos si se le compara con el promedio de

septiembre de 2013 (108.73 d/b).


http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

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2012 2013 Septiembre 2014

* Promedio al día 16 de septiembre.

FUENTE: OPEP.

PRECIO DE LA CANASTA DE CRUDOS DE LA OPEP


2014

http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

iii. polÍtca energÉtica · política energética 551 este proyecto, agregó, permitirá mejorar...

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