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III. POLÍTICA ENERGÉTICA
Instalan Consejo de Administración de lanueva empresa productiva subsidiaria PemexCogeneración y Servicios (Pemex)
El 30 de junio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que en la sesión de
instalación del Consejo de Administración de la nueva empresa productiva subsidiaria
(EPS) Pemex Cogeneración y Servicios quedó aprobado el estatuto orgánico que
contiene su organización y funciones, mismo que entrará en vigor una vez que haya
sido publicado en el Diario Oficial de la Federación.
Se trata de una de las primeras estructuras aprobadas para las nuevas empresas
productivas subsidiarias de Pemex que se establecieron como líneas de negocio con el
propósito de generar valor económico.
En días previos, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos había
aprobado el nombramiento de Eleazar Gómez Zapata como director general de Pemex
Cogeneración y Servicios, la cual se encargará de explotar el potencial de
cogeneración de la empresa con el propósito de incrementar la eficiencia y
confiabilidad operacional de sus procesos productivos y aprovechar los beneficios
económicos, energéticos y ambientales del nuevo mercado eléctrico derivado de la
Reforma Energética.
Asimismo, el Consejo de Pemex Cogeneración y Servicios aprobó los nombramientos
de los titulares de las áreas de esta nueva EPS: Raquel Buenrostro Sánchez, en
Planeación y Desarrollo; Alberto Elizalde Baltierra, en Ejecución de Proyectos;
Roberto Osegueda Magaña, en Operaciones, y Rodrigo Sánchez Revilla, en
Comercialización.
F1 P-07-02 Rev.00
1310 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En esta materia, se ha identificado un potencial de cogeneración en las diversas áreas
de Pemex cercano a los 5 mil megawatts. Actualmente se están desarrollando
proyectos en el Complejo Procesador Gas Cactus; las refinerías de Tula, Cadereyta,
Salina Cruz y Minatitlán, así como en los complejos petroquímicos de Cangrejera y
Morelos en Coatzacoalcos, con una inversión total estimada de 6 mil millones de
dólares.
Los proyectos de cogeneración forman parte de la estrategia de negocios de Petróleos
Mexicanos orientada a la mitigación de gases de efecto invernadero. Con la entrada en
operación de los proyectos referidos, se estima una reducción anual de 15 millones de
toneladas de CO2 a nivel nacional.
Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-059-nacional.aspx
Aprueba Consejo de Administración de Pemex Exploración yProducción nombramientos de su nueva estructura (Pemex)
El 3 de julio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que el Consejo de
Administración de la Empresa Productiva Subsidiaria (EPS) Pemex Exploración y
Producción (PEP), el cual preside el Director General de Petmex aprobó el nuevo
Estatuto Orgánico de PEP, así como los nombramientos de ocho subdirectores de la
Dirección de Desarrollo y Producción.
Los funcionarios nombrados son:
– Ricardo Villegas Vázquez, Subdirector de Producción de Aguas Someras.
– Félix Alvarado Arellano, Subdirector de Producción de Campos Terrestres.
Política Energética 1311
– José Luis Fong Aguilar, Subdirector de Producción de Campos No
Convencionales.
– Plácido Gerardo Reyes Reza, Subdirector de Producción de Campos de Gas No
Asociado.
– Eduardo Zavala Nácer, Subdirector de Desarrollo Sustentable, Seguridad
Industrial, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental.
– José Guadalupe de la Garza Saldívar, Subdirector de Confiabilidad.
– Primo Luis Velazco Paz, Subdirector de Acondicionamiento y Distribución de
Hidrocarburos.
– Luis Ramos Martínez, Subdirector de Administración del Portafolio.
La evaluación del desempeño de los funcionarios que conformarán la nueva estructura
de PEP incluirá parámetros tanto para medir la generación de valor como indicadores
para evaluar la contribución a la seguridad industrial, desarrollo sustentable y
protección ambiental.
Con la expedición del estatuto se evita la duplicidad de funciones y se asegura su
alineación y congruencia con la nueva organización y objetivos de Pemex.
El nuevo Consejo de Administración de la EPS Pemex Exploración y Producción está
conformado por:
El Director Corporativo de Finanzas.
El Director Corporativo de Planeación, Coordinación y Desempeño.
1312 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El Director Corporativo de Procura y Abastecimiento.
El Director Ejecutivo del Comité de Dirección de Pemex Exploración y
Producción.
El Titular de la Subsecretaría de Ingresos de la SHCP.
El Titular de la Unidad de Políticas de Transformación Industrial de la SENER.
Asimismo, fueron designados el Secretario y Prosecretario del Consejo.
Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-060-nacional.aspx
Petróleo crudo de exportación (Pemex)
El 26 de junio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante el período
enero-mayo del año 2015, el precio promedio de la mezcla de petróleo crudo de
exportación fue de 48.12 dólares por barril (d/b), lo que significó una reducción de
48.78%, con relación al mismo período de 2014 (93.94 d/b).
Cabe destacar que en mayo de 2015, el precio promedio de la mezcla de petróleo
crudo de exportación fue de 55.30 d/b, cifra 10.20% mayor con respecto al mes
inmediato anterior, 5.61% mayor con relación a diciembre pasado (52.36 d/b) y
42.87% menor si se le compara con el quinto mes de 2014.
Durante los cinco primeros meses de 2015, se obtuvieron ingresos por 8 mil 628
millones de dólares por concepto de exportación de petróleo crudo mexicano en sus
tres tipos, cantidad que representó una disminución de 46.95% respecto al mismo
período de 2014 (16 mil 265 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron
ingresos por 5 mil 936 millones de dólares (68.80%), del tipo Olmeca se
Política Energética 1313
obtuvieron 1 mil 79 millones de dólares (12.51%) y del tipo Istmo se percibió un
ingreso de 1 mil 613 millones de dólares (18.69%).
VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO-Millones de dólares-
Total Istmo Mayaa/ OlmecaPor región
América Europa LejanoOrienteb/
2003 16 676 255 14 113 2 308 14 622 1 495 5602004 21 258 381 17 689 3 188 19 003 1 886 3692005 28 329 1 570 22 513 4 246 24 856 2 969 5042006 34 707 1 428 27 835 5 443 30 959 3 174 5742007 37 937 1 050 32 419 4 469 33 236 3 858 8432008 43 342 683 37 946 4 712 38 187 4 319 8362009 25 605 327 21 833 3 445 22 436 2 400 7692010 35 985 2 149 27 687 6 149 31 101 3 409 1 4762011 49 380 3 849 37 398 8 133 41 745 4 888 2 7472012 46 852 3 904 35 194 7 754 37 051 6 611 3 1902013 42 711 3 926 34 902 3 884 32 125 6 472 4 1142014 35 856 4 564 28 168 3 124 26 188 6 737 2 931Enero 3 292 542 2 442 308 2 694 554 43Febrero 3 324 498 2 554 272 2 417 529 378Marzo 3 283 490 2 520 274 2 109 735 439Abril 3 017 375 2 416 226 1 926 684 407Mayo 3 349 391 2 652 306 2 388 735 225Junio 3 187 236 2 552 399 2 335 657 195Julio 2 993 317 2 494 181 2 249 558 186Agosto 3 136 251 2 623 261 2 385 526 225Septiembre
2 980 372 2 395 214 2 246 436 298
Octubre 2 653 464 1 986 204 2 123 357 174Noviembre 2 634 429 1 938 268 1 956 532 147Diciembre 2 008 199 1 597 212 1 360 433 2152015 8 628 1 613 5 936 1 079 5 322 1 948 1 357Enero 1 630 269 1 211 150 993 369 269Febrero 1 727 292 1 189 246 1 022 465 239Marzo R/1 804 301 R/1 233 269 968 R/464 R/372Abril R/1 558 323 R/1 077 158 1 188 R/247 123Mayo 1 909 427 1 225 257 1 151 403 355a/ Incluye Crudo Altamira y Talam.b/ Incluye otras regiones.R/ Cifra revisada.FUENTE: Pemex.
Fuente de información:http://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Indicadores%20Petroleros/epreciopromedio_esp.pdf http://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Indicadores%20Petroleros/evalorexporta_esp.pdf
Volumen de exportación de petróleo (Pemex)
1314 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
De conformidad con información de Pemex, durante el período enero-mayo de 2015
se exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.187 millones de
barriles diarios (mb/d), cantidad 3.31% mayor a la reportada en el mismo lapso de
2014 (1.149 mb/d).
En mayo de 2015, el volumen promedio de exportación fue de 1.114 mb/d, lo que
significó un aumento de 7.63% respecto al mes inmediato anterior (1.035 mb/b),
menor en 9.94% con relación a diciembre de 2014 (1.237 mb/d) y 0.18% inferior si se
le compara con mayo del año anterior (1.116 mb/d).
Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante el período
enero-mayo de 2015, fueron los siguientes: al Continente Americano (61.16%) a
Europa (22.41%) y al Lejano Oriente (16.43%).
800 900
1 0001 1001 2001 3001 4001 5001 6001 700
EFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAM
EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO MEXICANO-Miles de barriles diarios-
2010 2011 2012 2013 2014 2015
FUENTE: Petróleos Mexicanos.
1 114
Fuente de información: http://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Indicadores%20Petroleros/evolexporta_esp.pdf
El gran avance energético de México (WSJ)
Política Energética 1315
El 13 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota “El
gran avance energético de México”. A continuación se presenta la información.
México subastará los derechos para explorar en busca de petróleo en 14 bloques de
aguas poco profundas en el Golfo de México. Los ganadores de la licitación firmarán
contratos para compartir la producción con el gobierno. Subastas subsecuentes este
año y el próximo ofrecerán oportunidades en reservas comprobadas y probables de
petróleo, gas natural, yacimientos de crudo extra pesado, esquisto y exploración en
aguas profundas.
Éste es el momento económico más importante para México desde que en 1993 firmó
el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (NAFTA, por sus siglas en
inglés). Permitir que las empresas adquieran la propiedad y accedan a las ganancias de
su producción de petróleo y gas rompe con una prohibición de 55 años en México
sobre la participación privada en el sector energético, y un tabú cultural. Nuevos
capitales impulsarán la producción de petróleo y gas, generarán riqueza e
incrementarán la competitividad, todos desarrollos bienvenidos para la economía de
lento crecimiento.
La liberalización también podría llevar a un mercado energético continental integrado
capaz de “desatar beneficios mutuos económicos, de empleo y geopolíticos; una
colaboración al estilo de NAFTA”, como señaló Mark Millen, investigador adjunto
del Manhattan Institute, en un informe de 2012.
Sin embargo, quedan abundantes dificultades en el camino. La tendencia bajista en los
precios del petróleo ha planteado preguntas sobre si el nivel de interés de los
inversionistas será suficiente como para que la primera rueda de ofertas tenga éxito.
Los términos ya tuvieron que ser endulzados una vez luego de que contratos borrador
divulgados en diciembre generaron poco entusiasmo.
1316 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Los mayores riesgos son el débil imperio de la ley en México y la incertidumbre en
torno a los derechos de propiedad. El Presidente de México, del Partido
Revolucionario Institucional (PRI), ha gastado un importante capital político en
reformar la Constitución para terminar con el monopolio estatal del gobierno. No
obstante, deberá seguir gastándolo para asegurarse de que su principal logro tenga
éxito.
Incluso hace 10 años, sugerir que las empresas privadas —y extranjeras— pudieran
sacar ganancias de la perforación petrolera era un suicidio político. El presidente
Lázaro Cárdenas expropió los activos de petroleras extranjeras en 1938 y nacionalizó
la industria. En 1960, el presidente Adolfo López Mateos fue más allá y prohibió la
participación del sector privado en la producción petrolera. Eso le dio al monopolio
estatal, Petróleos Mexicanos (Pemex), un enorme peso político y económico.
México llegó a depender fuertemente de los ingresos de Pemex, desviando las
ganancias para expandir programas sociales y financiar una burocracia federal que no
dejaba de expandirse. Sin poder realizar las reinversiones necesarias, la producción de
Pemex bajó de forma constante. Los pasivos de pensiones sin fondos crecieron a
100 mil millones de dólares y la corrupción se propagó ampliamente. Para cuando
Peña Nieto fue electo en 2012, México, en su momento entre los principales actores
del mundo petrolero, se encaminaba a la irrelevancia en los mercados de crudo.
Esto presentó una oportunidad para el joven y pragmático presidente, ansioso de
ganarse un nombre. Encontró aliados reformistas en su rival orientado al mercado
Partido Acción Nacional (PAN) en el Congreso. La Ley de Hidrocarburos, que
permite compartir la producción y las ganancias del petróleo y el gas, nació el 11 de
agosto de 2014.
En una publicación en el sitio web de Energy Intelligence Group este mes, Jason
Fargo informó que se prevé que las principales petroleras estén más interesadas en los
Política Energética 1317
bloques de aguas profundas “debido a su alto potencial de descubrimientos
significativos”. Con acceso a “infraestructura existente” y más cerca de casa y en un
“lugar mucho más estable y agradable para hacer negocios” que Medio Oriente,
México es atractivo para estas empresas.
“Es más”, dice Fargo, “fuentes en las principales empresas señalan que básicamente
no hay ningún otro lugar en el mundo donde un potencial de recursos tan alto esté
disponible a través de una subasta competitiva”.
Quedarse aguas adentro podría ser otra motivación. El año pasado, una empresa
propiedad de Altos Hornos de México (AHMSA), la mayor siderúrgica del país,
desafió el plan del gobierno para subastar los derechos de contratos de gas natural
sobre tierras donde la empresa tiene una concesión de minería de carbón.
En noviembre, un juez federal concedió el pedido de AHMSA de una orden judicial.
Y el mes pasado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos quitó al campo Anáhuac, en
el estado de Coahuila, de la lista de propiedades en la subasta de gas natural.
Cualquiera que sea la decisión sobre el caso es probable que sea apelada y con el
tiempo podría llegar a la Corte Suprema. Aún si se impone el gobierno, podría llevar
años. Sin embargo, como escribieron en un informe del 20 de junio consultores de
Mexico Energy Intelligente, con sede en Houston, “si se permite que la orden judicial
quede firme, el desarrollo de los recursos de esquisto del norte de México
probablemente esté en riesgo”. Podría surgir más incertidumbre en zonas con tierras
comunales administradas por tribunales agrarios.
AMHSA también ganó en junio un caso antidumping contra China y está presionando
con énfasis para lograr un nuevo arancel de 15% sobre todo el acero que llegue del
gigante asiático. Esto presente otra amenaza para la liberalización energética. Un
mayor proteccionismo dificultará la construcción de oleoductos, elevará los costos de
otros proyectos energéticos y socavará la competitividad mexicana.
1318 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El legado de Peña Nieto como reformista que abre caminos está en juego si no puede
superar los obstáculos de intereses especiales a la modernización energética.
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB11127233480942894833804581104803212905140?tesla=y
México inicia su histórica apertura delsector energético con una subasta (WSJ)
El 14 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
“México inicia su histórica apertura del sector energético con una subasta”, a
continuación se presenta la información.
México pone en marcha la primera fase de su histórica apertura energética a firmas
privadas con una subasta de bloques petroleros en el Golfo de México, en medio de
bajos precios de los hidrocarburos y bajas expectativas que amenazan con desalentar
el entusiasmo por la reforma económica clave del Presidente de México.
El Presidente de México logró lo que analistas consideran un logro impresionante al
convencer a los combativos partidos políticos mexicanos de terminar con el
monopolio estatal petrolero a fines de 2013, antes de que los precios de crudo se
tambalearan cuando un importante nuevo regulador petrolero preparaba un conjunto
de cinco subastas para este año y el próximo.
El Ministro de Energía ha indicado que adjudicar sólo un tercio de los 14 bloques
petroleros ofrecidos esta semana sería un desenlace exitoso, aunque el gobierno está
centrado en los resultados combinados de las cinco licitaciones que incluyen subastas
muy atractivas el año próximo de campos en aguas profundas y de crudo pesado.
“El otorgamiento de bloques petroleros a través de licitaciones no es algo 100%
seguro”, dijo el Ministro de Energía la semana pasada.
Política Energética 1319
Más de 30 firmas han cumplido los requisitos para presentar ofertas por los 14
bloques exploratorios, que involucran acuerdos para compartir la producción con el
gobierno. Funcionarios han estimado que la inversión en los 14 bloques, si todos son
adjudicados, podría representar 17 mil millones de dólares en cinco años.
El Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos dijo que la gran cantidad de
firmas petroleras que pagaron por tener acceso a información sísmica era una señal de
un fuerte interés en la riqueza petrolera de México.
Entre los potenciales interesados hay grandes petroleras como Chevron Corp. y
Exxon Mobil Corp., junto con empresas de tamaño mediano como la británica BG
Group y firmas nuevas mexicanas como Sierra Oil & Gas y Petrobal, que se asociaron
con experimentadas petroleras extranjeras.
La apertura del petróleo a empresas privadas y extranjeras es un tema muy politizado
en un país que nacionalizó la industria en 1938 con el eslogan “el petróleo es
nuestro”. La reforma encontró resistencia de partidos políticos de izquierda y la
mayoría de los mexicanos, según encuestas de opinión.
Los cambios buscan revertir una caída de 10 años en la producción petrolera que ha
llevado a una disminución de la producción de Petróleos Mexicanos o Pemex a
2.3 millones de barriles diarios desde un máximo de 3.4 millones en 2004. El
Presidente de México ha hecho del crecimiento del sector energético una piedra
fundacional de su programa económico, al prometer aumentar la producción a 3
millones de barriles diarios para 2018, algo que los analistas petroleros consideran
demasiado optimista.
La primera subasta —aunque modesta— será un indicador temprano de si el gobierno
ha encontrado la fórmula correcta para atraer inversión privada al sector petrolero en
las próximas décadas, afirman analistas.
1320 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
“Éste es un paso muy pequeño, pero es el primer paso pequeño y uno de importancia
histórica y simbólica”, dijo Tim Samples, profesor de la Universidad de Georgia que
investiga la ley energética mexicana. “Veo por qué el gobierno quiere reducir las
expectativas, por supuesto, pero si el gobierno recibe menos de 50% y quiere llamarlo
un éxito, entonces buena suerte”.
En la etapa previa a la subasta, las petroleras se quejaron ante la Comisión Nacional
de Hidrocarburos por los requisitos financieros demasiado estrictos, lo que llevó al
regulador a realizar cambios. El Ministerio de Finanzas ha mantenido en secreto la
oferta mínima, lo que significa que las firmas tendrán que adivinar cuánto petróleo
necesitarán compartir con el gobierno para recibir la adjudicación de un bloque.
Los 14 bloques exploratorios se encuentran en zonas del sur del Golfo donde Pemex
tiene la mayor parte de su producción.
En un anuncio sorpresa la semana pasada, el Ministro de Energía dijo que Pemex no
participaría de la primera subasta ya que los menores precios del petróleo la han
obligado a centrarse en zonas que recibió antes de que se planearan las subastas. El
Ministro de Energía, quien además encabeza el directorio de Pemex, dijo que la
decisión fue prudente.
Pemex aún podría realizar una oferta en las próximas subastas, que incluirán campos
en aguas de poca profundidad en septiembre y bloques en tierra firme en diciembre.
Algunos ven la ausencia de Pemex en la primera subasta como una decisión política
para aumentar las posibilidades de éxito de las ofertas privadas.
La calidad de los primeros 14 bloques es discutible, según analistas. Por un lado,
Pemex decidió no desarrollar esas áreas luego de perforar 11 pozos exploratorios, lo
Política Energética 1321
que sugiere que no eran una prioridad. Pero la mayor parte de la producción de Pemex
proviene de zonas cercanas que han resultado muy productivas.
“De nuestras conversaciones con la industria, hemos escuchado toda clase de
comentarios, algunos más positivos, otros menos optimistas” sobre los potenciales
recursos, dijo Pablo Medina, un analista petrolero para América Latina de la
consultora Wood Mackenzie.
Pero la comisión de hidrocarburos mejoró significativamente los términos financieros
a favor de la industria y flexibilizó los requisitos técnicos para alentar postores.
“Fue un cambio positivo de realidad”, dijo Medina. “Una primera ronda a 100 dólares
por barril es muy distinto a una primera ronda a 60 dólares por barril. Así que fue
darse cuenta de que la industria ha cambiado su perspectiva”.
Sólo llegar al día en que México realiza una subasta de bloques de petróleo y gas ante
la industria privada es todo un logro para el Presidente de México, su Partido
Revolucionario Institucional y los conservadores del Partido Acción Nacional, que
votaron a favor, señalan analistas.
La nacionalización de la industria petrolera fue un evento formativo en la historia
mexicana, justificado para terminar con el abuso de los trabajadores principalmente
por empresas de Estados Unidos de Norteamérica y el Reino Unido hace casi 80 años.
Cuando Pemex descubrió uno de los mayores pozos petroleros del mundo
—Cantarell— en los años 70, el gobierno mexicano rápidamente comenzó a depender
de los ingresos petroleros para financiar gran parte del presupuesto federal.
La caída de Cantarell que comenzó a mediados de los años 90 llevó a políticos
cercanos a los intereses del mundo empresarial a proponer una reforma petrolera para
permitir el regreso de los actores privados. Una ley petrolera de 2008 que intentó
1322 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
atraer al sector privado sin terminar con el monopolio de Pemex no logró generar
mucho interés.
El Presidente de México, cuya campaña de 2012 incluyó promesas de reformar el
sector energético, promulgó la ley el año pasado en momentos en que México se
convertía en importador neto de petróleo por primera vez en décadas, con crecientes
importaciones de gasolina y otros productos refinados que superaron los ingresos por
ventas de crudo en el exterior.
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB12289792024672103359004581108762926900354?tesla=y
La inversión privada ingresa al sectorpetrolero de México a paso lento (WSJ)
El 16 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota
“La inversión privada ingresa al sector petrolero de México a paso lento” a
continuación se presenta la información.
El ex secretario de Hacienda, Pedro Aspe tiene una extraña colección en las paredes
de sus oficinas en esta ciudad: certificados de acciones y bonos de algunas de las
compañías que existían en el país antes de que la industria petrolera fuera
nacionalizada en 1938, cuando se creó el monopolio Petróleos Mexicanos, o Pemex.
Las más de 170 firmas de aquel entonces tenían nombres tales como Compañía Lluvia
de Oro.
“Muchas de esas empresas eran filiales de capital extranjero, pero también había una
industria petrolera mexicana, y eso es lo que queremos recrear”, dijo Aspe, Director
gerente sénior de la firma estadounidense de asesoría para la banca de inversión
Evercore Partners Inc. y jefe de la unidad mexicana de la misma.
Política Energética 1323
En momentos en que México abre su sector petrolero a la competencia por primera
vez en casi 80 años, Aspe es uno de varios empresarios que han ayudado a crear o
financiar empresas petroleras de cosecha propia.
Las nuevas compañías esperan competir no sólo con Pemex, sino también con
gigantes globales como Exxon Mobil Corp., y Royal Dutch Shell PLC.
La primera de las tres subastas de bloques petroleros previstas para este año, llevada a
cabo el miércoles, estuvo lejos de las expectativas del gobierno.
Con 14 bloques de exploración en el Golfo de México abiertos a la entrada de los
inversionistas, la Comisión Nacional de Hidrocarburos esperaba adjudicar al menos
cuatro o cinco bloques. Siete empresas presentaron ofertas por uno o más bloques,
pero el gobierno concedió sólo dos de los 14, ambos al consorcio formado por la
mexicana Sierra Oil & Gas, la estadounidense Talos Energy LLC y la británica
Premier Oil PLC.
Las otras propuestas no llegaron al mínimo requerido por el gobierno, que es una
participación en las ganancias operativas de 25% en algunos bloques y de 40% en
otros. La subasta inaugural era de una gran importancia simbólica porque se esperaba
que indicara hasta qué punto las compañías y el gobierno estaban en sintonía respecto
del valor de los bloques. Sierra Oil & Gas y sus socios internacionales ofrecieron
55.99% de la ganancia operativa del primer bloque (gas y petróleo ligero, costa afuera
del estado de Veracruz) y 68.99% del segundo (crudo ligero, en la costa de Tabasco),
con una inversión 10% mayor a la mínima requerida.
Las flamantes petroleras locales, entre ellas una controlada por el multimillonario
Carlos Slim, necesitarán por ahora la ayuda de socios extranjeros en áreas como
exploración y producción marina, actividades más complejas que la perforación en
tierra.
1324 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En unos años, sin embargo, estas compañías podrían convertirse en actores tan
importantes como las de hace un siglo, cuando firmas mexicanas y extranjeras se
concentraban en diferentes segmentos del mercado. “El pueblo mexicano tiene el
capital y la experiencia necesarios como para empezar en el sector de petróleo y gas”,
dice Pablo Medina, analista de la consultora Wood Mackenzie.
Antes de lanzarse por su cuenta, muchas de las firmas nacionales trabajaban para
Pemex como contratistas de servicios en yacimientos. La subasta de bloques
petroleros en tierra firme, que tendrá lugar en diciembre, resulta particularmente
atractiva para ellas, agrega Medina, dada la relativa facilidad de la perforación en
tierra.
Evercore tiene una participación de 20% en Grupo Diavaz, una proveedora de
servicios de Pemex que se convirtió en petrolera por derecho propio cuando la estatal
terminó con su monopolio de 77 años en exploración y producción de crudo y gas.
Para participar en las subastas, las empresas se han aliado con socios internacionales.
Diavaz es parte de un consorcio con Woodside Energy Mediterranean Pty. Ltd. de
Australia, según la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México. Petrobal, cuyo
presidente ejecutivo, Carlos Morales, fue un alto directivo de Pemex hasta el año
pasado, se ha unido a la británica Tullow Oil PLC.
“Poco a poco, vamos a hacer la transición a ser un productor petrolero, no de los más
grandes, pero productor de una cantidad considerable de petróleo para México”, dice
Xavier García de Quevedo, quien dirige la filial de infraestructura del operador de
minería y ferrocarriles Grupo México, otra de las empresas nacionales que quieren
incursionar en el sector.
García de Quevedo dice que la empresa está interesada en los yacimientos petroleros
que serán subastados en septiembre en aguas poco profundas del Golfo de México,
Política Energética 1325
para los que está buscando un socio de nivel mundial. Su unidad de petróleo,
Controladora de Infraestructura Petrolera México SA, también está interesada en
zonas en tierra firme como las que serán subastadas en diciembre.
Grupo México ha proporcionado a Pemex servicios de perforación offshore y onshore
durante 56 años, dice García de Quevedo. Comenzó como una empresa de
construcción, y luego se trasladó a la minería y los ferrocarriles. La compañía es ahora
el mayor operador ferroviario de México y un productor mundial de cobre.
“Vamos a seguir el mismo modelo que seguimos con los ferrocarriles”, añade. En
otras palabras, van a comenzar con un socio extranjero y se concentrarán en el
crecimiento orgánico en lugar de realizar adquisiciones.
Diavaz empezó como una compañía de buceo que ayudaba a Pemex en el mar, pero
ahora opera yacimientos en tierra en el estado de Tamaulipas como contratista,
proporcionando una variedad de servicios al gigante petrolero.
Carso Oil & Gas SA, de Slim, tiene en la mira la subasta en tierra de diciembre, junto
con Grupo R Exploración & Producción SA, otro proveedor de servicios de Pemex.
El conglomerado mexicano Alfa SAB formó parte de una oferta de compra por la
petrolera canadiense Pacific Rubiales Energy Corp., pero retiró su propuesta la
semana pasada.
Aunque no hay garantía de que las compañías locales lograran consolidar un punto de
apoyo en la primera ronda de las subastas —que se extenderá hasta el próximo año—,
los reguladores han armado las bases de estas licitaciones con las empresas mexicanas
en mente. En algunas de las subastas, el capital mexicano puede ser utilizado para
financiar proyectos a cargo de operadores extranjeros con experiencia. En otros, como
los de bloques en tierra, los oferentes mexicanos pueden presentarse solos.
1326 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La apertura cambiará enormemente el panorama energético del país, al proporcionar
nuevas oportunidades para los empresarios, los ingenieros de petróleo recién
graduados y las compañías locales que han estado limitadas por décadas de
monopolio estatal, dijo Juan Carlos Zepeda, comisionado Presidente de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos, que supervisa las subastas. “Lo que esta reforma está
haciendo es darle a México una nueva industria mexicana”, afirmó.
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB11354386136995374337504581110782263704142?tesla=y
Firman acuerdo de conciliación (Pemex)
El 20 de julio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) y el consorcio Conproca, S.A.
de C.V, con la participación de sus accionistas, las empresas SK Engineering &
Construction Co. Ltd. y Siemens, A.G., llegaron a un acuerdo de conciliación para
resolver las controversias derivadas de la reconfiguración de la refinería “Héctor R.
Lara Sosa”, en Cadereyta, Nuevo León, iniciada en 1997.
Una vez obtenidas las autorizaciones de sus correspondientes instancias competentes,
las partes formalizaron el acuerdo y con ello resolvieron, con estricto apego al marco
legal, todas las disputas legales existentes entre ellas desde hace más de 14 años.
Este acuerdo de conciliación fue resultado de los esfuerzos realizados por todas las
empresas participantes para alcanzar una solución final y definitiva a sus diferencias,
logrando un resultado justo para todas ellas.
Asimismo, permitirá materializar el convenio celebrado entre Pemex y Siemens en
marzo de este año, donde ambas compañías acordaron terminar conflictos pasados y
enfocarse en oportunidades de proyectos futuros para beneficio de la economía y la
sociedad mexicana.
Política Energética 1327
En el mismo documento, ambas compañías acordaron destinar los recursos que
Siemens reciba de Conproca a un fideicomiso para realizar proyectos de combate a la
corrupción, protección al medio ambiente, desarrollo social, fomento de la
transparencia, cultura energética, mercado justo y otras que determine el Comité
Técnico del propio fideicomiso, el cual estará integrado por representantes de Pemex
y de Siemens.
Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-064-nacional.aspx
Ronda Uno: una probadita (amarga) parala reforma energética (Forbes México)
El 20 de julio de 2015, la edición online de la revista de negocios Forbes México
señaló que todo indica que la incertidumbre provocada por los precios del petróleo en
el mercado internacional seguirá incidiendo negativamente en las posturas de las
empresas licitantes de la Ronda Uno.
Los resultados de la primera licitación de la Ronda Uno, en que la empresa mexicana
Sierra Oil & Gas con Talos Energy y Premier Oil, tendrán acceso la exploración de
campos en aguas someras de Veracruz y Tabasco, fueron positivos para algunos, y
negativos para otros. Los optimistas vieron este ejercicio de licitación transparente
como una experiencia única y digna de continuar, mientras que otros han dicho que el
magro número de adjudicaciones no mostró el empuje esperado.
1328 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En la histórica subasta se asignaron los bloques cuatro y siete a Sierra Oil & Gas, que
presuntamente tiene como socio capitalista al hermano de la actual esposa del ex
presidente Carlos Salinas de Gortari.
De acuerdo con versiones periodísticas, el empresario invirtió en 2014 alrededor de
75 millones de dólares en esa firma a través de la empresa Infraestructura
Institucional, que es de su propiedad, y otro familiar de la esposa del ex presidente, es
otro de los accionistas de Sierra Oil & Gas.
Dejando de lado ese aspecto —que una vez más deja en claro el poder del ex
mandatario—, el proceso para la adjudicación de los bloques se realizó con la claridad
y limpieza que ofreció la Comisión Nacional de Hidrocarburos encabezada por el
comisionado presidente.
El presidente de la República Mexicana aplaudió el proceso y dijo que éste forma
parte de las reformas que en el sector energético constituyen el cambio paradigmático
más emblemático de los últimos 60 años, para que “el Estado mexicano siga siendo
dueño de su riqueza nacional, pero posibilitando la participación del sector privado”.
Dentro del grupo de los optimistas, el dirigente de la Asociación Mexicana de
Empresas de Hidrocarburos, aseguró que a pesar de los resultados que tuvo la primera
licitación, el proceso es “un avance importante” dentro de la reforma energética.
Sin embargo, de 14 bloques subastados sólo dos se adjudicaron (y al mismo
consorcio), lo cual refleja que no existe el apetito por los campos petroleros que
anunciaron. Hasta Petróleos Mexicanos declinó participar, a pesar de que es experto
en la operación y manejo de los campos en aguas someras que se licitaron.
Toda la parafernalia que se armó no checa con los resultados, ya que de 42 empresas
que pagaron para tener acceso al “cuarto de datos”, es decir, a la información
Política Energética 1329
geológica de los campos, 25 calificaron y al final sólo nueve empresas y consorcios se
presentaron a la subasta en que la Secretaría de Hacienda estableció los límites
mínimos de las utilidades antes de impuestos que estaría dispuesta a recibir en cada
bloque. Cuatro campos se declararon desiertos porque las posturas quedaron por
debajo del mínimo establecido por Hacienda.
Pero no se puede evaluar el escaso interés del sector privado en los campos petroleros
mexicanos sólo por la utilidad que exige el gobierno mexicano; también se tendrán
que evaluar qué tanto inciden otros aspectos que los inversionistas prevén antes de
tomar decisiones, como el riesgo social y climático; la rentabilidad, la suficiencia y
calidad de la información geológica, y el costo de financiamiento.
Los primeros pasos ya fueron dados. Ahora hay que esperar a ver el comportamiento
de los principales interesados, o sea los empresarios nacionales y extranjeros. Ellos
analizarán, en este proceso de aprendizaje, los pro y los contra de las subastas.
Este proceso fue una probadita y seguramente ya estarán listos para participar en la
segunda convocatoria, en la que destacan cinco contratos que integran nueve campos
con reservas certificadas 2P, y que representan menor riesgo de inversión.
El próximo 30 de septiembre se abrirán las ofertas económicas de los participantes de
la segunda licitación de la Ronda Uno, y todo indica que la incertidumbre sobre los
precios del petróleo en el mercado internacional seguirá incidiendo negativamente en
la postura de las empresas.
Fuente de información:http://www.forbes.com.mx/ronda-uno-una-probadita-amarga-para-la-reforma-energetica/
Reforma energética: camina con paso firme (CCE)
1330 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El 20 de julio de 2015, el Consejo Coordinador Empresarial (CCE) publicó el mensaje
que ofreció el Presidente de dicho organismo empresarial. A continuación se presenta
su contenido.
El Presidente del Consejo Coordinador Empresarial:
“Aunque los resultados de la primera subasta de la Ronda 1 quedaron por debajo de
las expectativas iniciales en términos de adjudicaciones, con dos campos de los 14
ofertados, una valoración global y objetiva da cuenta de su trascendencia y arroja
señales muy positivas.
La experiencia es un hito en un proceso fundamental del México del Siglo XXI, al
simbolizar la superación exitosa de paradigmas que se remontan a más de 75 años de
monopolio estatal en los hidrocarburos.
Con este trasfondo —los ojos del sector energía mundial, puestos en cómo México
iniciaría esta nueva fase— la subasta se desarrolló con fluidez, profesionalismo y
transparencia. Mejor aún, se logró colocar dos bloques que implican inversiones
frescas por más de 1 mil 300 millones de dólares, en muy buenas condiciones para el
país en términos de la renta comprometida para el Estado nacional.
Más aún, el resultado resalta en el contexto de precios deprimidos, a un día de que el
acuerdo de las potencias nucleares con Irán abriera la perspectiva de una todavía
mayor oferta de crudo en el mercado, por más de 2.5 millones de barriles diarios.
Se confirmó que, a pesar de esta situación, subsiste un gran interés por el potencial de
inversión en México. Participaron empresas petroleras de primer nivel de varios
países, jugadores de importancia global que pujaron con ofertas muy puntuales, de
miles de millones de dólares.
Política Energética 1331
Basta comparar con antecedentes como los de la reforma de 2008 y la figura de los
contratos incentivados, que no lograron ni el interés de este tipo de empresas, ni
mucho menos los resultados ya concretos que ahora se obtuvieron.
Igualmente es alentador que en el consorcio que obtuvo las adjudicaciones haya
capital mexicano, en el objetivo estratégico de generar y desarrollar talento y una
industria privada nacional en el sector energético.
Es de reconocer el enorme esfuerzo que se hizo para llegar a este punto en términos
de reglamentación, diseño e implementación del andamiaje institucional. La
organización fue ejemplar, apegada a las mejores prácticas internacionales, e inclusive
con innovaciones muy importantes para reforzar la transparencia a lo largo de todo el
proceso, desde televisarlo para que esté abierto al 100% y en línea para el escrutinio
público y de los postores.
Tomando en cuenta los retos que tenemos en México en este tema, y la percepción al
respecto dentro y fuera del país, el énfasis puesto en la transparencia dará una gran
certidumbre a todos los interesados. Es un acierto que brinda solidez y legitimidad al
desarrollo de la reforma energética, y desde luego, una ventaja comparativa adicional
para las próximas subastas.
Iniciar así, inclusive con una nueva forma de hacer las cosas, con pocos precedentes a
nivel internacional, y superar la prueba con eficiencia, implica un banderazo de salida
prometedor. Se cumplió con los tiempos y los métodos fijados; se muestra seriedad, y
que hay reglas claras y capacidad institucional para que se apliquen.
De cualquier modo, si bien es muy temprano para pretender calificar los efectos de
una reforma de tan amplios alcances, también hay que tomar esta primera experiencia
como una fuente valiosa de información y aprendizajes, que no debe ser tomado a la
ligera.
1332 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Hay que revisar con objetividad el proceso, para evaluar todas las áreas de
oportunidad que existan, dentro del objetivo de incentivar más la participación y las
ofertas de las empresas en las subsiguientes licitaciones, valorando en sus justas
dimensiones la situación vigente, y sobre todo, las tendencias del mercado
internacional.
Hay tiempo y elementos para el análisis, además de margen de maniobra para los
ajustes que procedan, lo mismo en materia regulatoria que en cuanto a los pisos
mínimos de renta fiscal exigidos.
Estamos seguros de que así se hará, y que las próximas licitaciones tendrán resultados
aún más importantes, tanto por la amplitud y características que presentan, como por
las mejoras que se realicen.
La flexibilidad en función del pulso del mercado es clave.
Debemos tomar en cuenta que la ronda 1 es un proceso extenso, que implica cuatro
etapas más de ofertas de campos y oportunidades de inversión y negocios.
Ésta era una de las más complejas, en las que se esperaba menor participación, debido
al riesgo inherente a bloques con reservas probables, para fines de exploración.
El 30 de septiembre se verificará la licitación de cinco áreas con reservas probadas,
listas para la extracción; el 15 de diciembre, 26 campos terrestres, también para
explotación. Posteriormente, vendrán los bloques de aguas profundas y de crudos
extra pesados, así como campos de Chicontepec y no convencionales, como las
reservas de petróleo y gas shale.
En estas secciones, el potencial de inversión es muy superior, al igual que en todo el
espectro de asociaciones con Pemex, aún por definirse. Lo subastado la semana
Política Energética 1333
pasada representa menos del 2% de todo lo que se tiene previsto colocar en menos de
cinco años, con más de 900 licitaciones por venir.
Apenas es el inicio de esta nueva historia, y lo mejor está por venir.
Nos consta el interés que existe en el sector y entre las grandes compañías nacionales
e internacionales por las próximas subastas, y sobre todo por la reforma energética en
su conjunto, en la cual el componente de exploración y perforación petrolera es
esencial, pero no exclusivo.
Para México, debe venir una gran tendencia de inversión asociada a la reforma
energética en logística, ductos, puertos, instalaciones de almacenamiento, así como
gran actividad en materia de energías renovables y ventas al por menor de
combustibles.
Destacan las inversiones esperadas en refinación, petroquímica y procesamiento de
gas; transmisión, distribución y comercialización de electricidad, y la más amplia
gama de proveeduría y servicios asociados.
Si se incluyen las asociaciones que PEMEX podría realizar, en el mediano y largo
plazo pueden darse inversiones anuales cercanas a los 12 mil millones de dólares por
año; pero por ejemplo, tan solo en electricidad, en los proyectos de generación, se
esperan, por parte de particulares, más de 43 mil 500 millones y arriba de 5 mil 700
millones en modalidad de Productos Independientes de Energía.
En el sector empresarial no hay duda de los alcances de la reforma energética y de los
mejores horizontes que esta abre, si hacemos las cosas bien, y más aún si trabajamos
en los grandes retos del país, para asegurar el éxito de las reformas, como es el
desarrollo de las instituciones de la gobernabilidad democrática, la justicia, la
seguridad, y el estado”.
1334 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Fuente de información:http://www.cce.org.mx/?p=11756
Política Energética 1335
Petróleo crudo de exportación (Pemex)
De acuerdo con cifras disponibles de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de la Secretaría
de Energía (Sener), el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación del 1º al
17 de julio de 2015, fue de 51.57 d/b, cotización 8.32% menor a la registrada en junio
pasado (56.25 d/b), 1.51% inferior a diciembre de 2014 (52.36 d/b), y menor en
45.52% si se le compara con el promedio de julio de 2014 (94.65 d/b).
30
60
90
120
E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J2010 2011 2012 2013 2014 2015
* Promedio al día 17.FUENTE: Petróleos Mexicanos.
Mezcla51.57
West 53.01
PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LA MEZCLA DE PETRÓLEO MEXICANO DE EXPORTACIÓN Y WEST TEXAS INTERMEDIATE
-Dólares por barril-
*
Por su parte, el precio promedio del crudo West Texas Intermediate (WTI) en los
primeros 17 días de julio registró un promedio de 53.01 d/b, lo que significó una
reducción de 11.31% con relación al mes inmediato anterior (59.77d/b), menor en
9.82% con respecto a diciembre de 2014 (58.78 d/b), e inferior en 48.75% si se le
compara con el promedio de julio de 2014 (103.44 d/b).
Asimismo, durante los primeros 17 días de julio del presente año, la cotización
promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 57.38 d/b, precio que significó una
disminución de 5.19% con relación a junio pasado (60.52 d/b), inferior en 7.65%
1336 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
respecto a diciembre anterior (62.13 d/b), y 43.03% menos si se le compara con el
promedio de julio de 2014 (100.72 d/b).
30
60
90
120
150
EFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J ASONDEFMAMJ J
57.38
2010 2011 2012 2013 2014 2015
* Promedio al día 17.FUENTE: Petróleos Mexicanos.
PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL BRENT-Dólares por barril-
*
Política Energética 1337
PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO-Dólares por barril-
Fecha
Crudo APIPrecio promedio spot1/
Precio promedio de exportación
del crudo mexicano2/
Fecha
Crudo APIPrecio spot1/
Precio promedio de exportación
del crudo mexicano2/
Brent(38)
West Texas Intermediate
(44)
Brent(38)
West Texas Intermediate
(44)Diciembre 2009 74.46 74.01 69.66 Febrero 2014 110.15 100.81 93.09Diciembre 2010 91.22 88.36 82.19 Marzo 2014 108.29 100.87 93.48Diciembre 2011 108.90 98.54 106.33 Abril 2014 108.12 101.94 95.68Diciembre 2012 109.11 87.43 96.67 Mayo 2014 110.36 102.53 96.79Enero 2013 113.36 94.65 100.60 Junio 2014 112.26 105.70 98.79Febrero 2013 116.95 94.87 105.43 Julio 2014 106.72 103.44 94.65Marzo 2013 109.24 93.13 102.98 Agosto 2014 101.55 96.46 90.80Abril 2013 103.09 91.75 99.12 Septiembre 2014 97.05 93.07 85.82Mayo 2013 103.02 94.63 98.67 Octubre 2014 90.84 88.66 75.23Junio 2013 103.14 95.76 97.86 Noviembre 2014 79.21 75.21 71.39Julio 2013 108.26 104.88 101.00 Diciembre 2014 62.13 58.78 52.36Agosto 2013 112.21 106.20 100.84 Enero 2015 47.84 47.14 41.70Septiembre 2013 113.38 106.33 99.74 Febrero 2015 57.95 50.53 47.26Octubre 2013 109.81 100.50 94.95 Marzo 2015 56.29 47.77 46.47Noviembre 2013 108.08 93.81 89.54 Abril 2015 59.31 54.39 49.99Diciembre 2013 110.63 97.20 91.65 Mayo 2015 63.75 59.22 57.17Enero 2014 109.34 94.62 90.65 Junio 2015 60.52 59.77 56.25
1/VI/2015 62.56 60.19 n.c. 1/VII/2015 60.19 56.89 55.322/VI/2015 62.83 61.25 58.19 2/VII/2015 60.27 56.88 55.353/VI/2015 62.32 59.62 56.55 3/VII/2015 58.65 55.47 n.c.4/VI/2015 59.83 57.95 54.78 4/VII/2015 56.78 52.43 50.745/VI/2015 59.95 59.06 55.15 5/VII/2015 54.31 52.28 50.118/VI/2015 60.92 58.10 55.14 8/VII/2015 55.29 51.56 49.959/VI/2015 62.87 60.10 56.99 9/VI/I2015 57.42 52.71 51.5810/VI/2015 64.32 61.31 58.04 10/VII/2015 57.31 52.69 51.3711/VI/2015 63.40 60.69 57.47 13/VII/2015 57.52 52.14 51.1212/VI/2015 62.83 59.91 56.81 14/VII/2015 57.09 53.00 51.1515/VI/2015 59.93 59.48 56.07 15/VII/2015 57.38 51.35 50.4616/VI/2015 59.29 59.96 56.21 16/VII/2015 57.35 50.85 50.1217/VI/2015 59.29 59.84 56.32 17/VII/2015 56.42 50.83 n.c.18/VI/2015 59.91 60.36 56.8519/VI/2015 57.95 59.57 55.9822/VI/2015 59.08 59.96 55.8523/VI/2015 60.21 61.00 56.8924/VI/2015 60.17 59.98 56.4125/VI/2015 58.78 5954 55.5826/VI/2015 58.68 59.36 55.6029/VI/2015 57.57 58.29 54.6330/VI/2015 58.85 59.43 55.68
Promedio de junio de 2015 60.52 59.77 56.25 Promedio de julio
de 2015* 57.38 53.01 51.57
Desviación estándar de junio de 2015
1.93 0.90 0.97Desviación estándar de julio de 2015*
1.66 2.09 1.94
1/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicanos Internacional (PMI) y Secretaría de Energía.* Cálculos de las cotizaciones promedio del 1 al 17.n.c. = no cotizó.Nota: PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. surgió en 1989, producto de la estrategia comercial de Pemex para competir
en el mercado internacional de petróleo y productos derivados; con autonomía patrimonial, técnica y administrativa. Es una Entidad constituida bajo el régimen de empresa de participación estatal mayoritaria, de control presupuestario indirecto que opera a través de recursos propios, estableciendo dentro de sus objetivos y metas el asegurar la colocación en el mercado exterior de las exportaciones de petróleo crudo de Pemex, así como proporcionar servicios comerciales y administrativos a empresas del Grupo Pemex que realizan actividades relacionadas con el comercio de hidrocarburos.
FUENTE: Secretaría de Energía con información del PMI Internacional.
Fuente de información:http://www.sener.gob.mx/webSener/portal/Default.aspx?id=1518http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evalorexporta_esp.pdf
1338 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Adjudica Pemex su póliza integral deseguros a Mapfre Tepeyac (Pemex)
El 23 de junio de 2015, mediante licitación pública nacional, Petróleos Mexicanos
(Pemex) adjudicó a la aseguradora Mapfre Tepeyac S. A. su póliza integral que cubre
el daño físico directo a todos sus bienes en tierra y mar, así como la responsabilidad
civil general derivada del desarrollo de sus operaciones. La vigencia de la póliza será
del 30 de junio de 2015 al 30 de junio de 2017.
De este modo, quedan aseguradas todas las plataformas, refinerías, complejos
petroquímicos, centros procesadores de gas, ductos y demás instalaciones de Pemex.
Desde el inicio de la presente administración Pemex ha optimizado su estrategia de
aseguramiento, promoviendo una cultura de transparencia y de apertura hacia las
diferentes opciones que ofrece el mercado asegurador e intensificado la promoción
del riesgo Pemex tanto a nivel nacional como internacional, en busca de mayor
competencia de los programas de aseguramiento.
En este sentido, la estrategia internacional de Pemex en materia de administración de
riesgos asegurables ha sido con base en una proximidad directa con los mercados
internacionales de reaseguro, la cual ha sido complementada a nivel nacional con
acercamientos con el sector asegurador, en coordinación con la Comisión Nacional de
Seguros y Fianzas (CNSF) y con el apoyo de la Asociación Mexicana de Instituciones
de Seguro (AMIS).
Esta licitación bianual contó con la participación del mayor número de aseguradoras
que se haya presentado para la póliza integral, con un total de ocho: Seguros Atlas,
AIG Seguros México, Seguros Banorte, Grupo Mexicano de Seguros, Seguros
Inbursa, Grupo Nacional Provincial, Mapfre Tepeyac y Zurich Compañía de Seguros.
Política Energética 1339
De estas aseguradoras, tres presentaron posiciones técnicas económicas en la partida
de la póliza integral: Seguros Inbursa por 427.2 millones de dólares; Grupo Nacional
Provincial por 425.8 millones de dólares, y Mapfre Tepeyac por 423.3 millones de
dólares.
Adicionalmente, para la partida de Responsabilidad Civil de Consejeros, Directores y
Funcionarios, sólo Seguros Inbursa presentó proposición técnica económica por 4.3
millones de dólares.
La prima total que Pemex pagará por ambas partidas pasará de 426.3 millones de
dólares, en el bienio 2013-2015, a 427.9 millones de dólares en el bienio 2015-2017.
Cabe resaltar que durante todo el proceso de licitación se contó con la participación
del testigo social asignado por la Secretaría de la Función Pública.
El costo por la administración de estas pólizas disminuirá de 2.78 a 2.41%, pasando
de 11.5 millones de dólares, en la vigencia 2013-2015, a menos de 10.5 millones de
dólares en la vigencia 2015-2017.
Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-058-nacional.aspx
Segunda Reunión de Trabajo en materia decomercio y transporte de gas natural entrey México Centroamérica (SENER)
El 12 de julio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) informó que la
Subsecretaria de Hidrocarburos de esa dependencia presidió la Segunda Reunión de
Trabajo en materia de comercio y transporte de gas natural entre México, Guatemala,
El Salvador y Honduras donde los gobiernos de la región acordaron que la
1340 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
transparencia, libre competencia y certidumbre jurídica sean los principios rectores de
la ejecución del proyecto.
Durante el encuentro, se habló de la importancia de que el desarrollo del gasoducto
centroamericano se lleve a cabo mediante un proceso de licitación pública
internacional, que asegure un proceso eficiente que garantice precios competitivos
para los usuarios finales. Además, se estableció una ruta crítica que permita presentar
las prebases de licitación del proyecto este año.
En materia normativa, se definió el calendario de trabajo para el diseño de la
regulación para el transporte de gas natural en el Triángulo Norte de Centroamérica,
con el objetivo de contar con una propuesta de legislación regional en el mes de
septiembre. Para ello, se cuenta con la asistencia técnica del Gobierno de México, a
través de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), así como del Banco
Interamericano de Desarrollo (BID) y el Departamento de Estado de Estados Unidos
de Norteamérica.
Por otra parte, se aprobó en lo general el apoyo que brindará el BID mediante un
mecanismo de cooperación técnica a los países de la región para el desarrollo del
proyecto. La propuesta incluye la realización de estudios técnicos, financieros,
ambientales y sociales e iniciará su ejecución en el mes de agosto.
Este esfuerzo a nivel regional responde a las aspiraciones históricas de Centroamérica
para fomentar el desarrollo sostenible y económico a través del acceso al gas natural,
un combustible más limpio que permitiría impulsar la competitividad de la región.
Este proyecto se inscribe dentro de las prioridades de México para fortalecer los
vínculos de cooperación con los países centroamericanos.
La reunión contó con la participación del Ministro de Energía y Minas de Guatemala,
del Secretario Ejecutivo del Consejo Nacional de Energía de El Salvador, del
Política Energética 1341
Presidente de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica de Honduras; y como
asesor, el Director de la Oficina de Programas Energéticos del Bureau of Energy
Resources, adscrito al Departamento de Estado de los Estados Unidos de
Norteamérica.
Por parte de México participaron representantes de las Secretarías de Energía, de
Relaciones Exteriores, de Hacienda y Crédito Público y de Medio Ambiente y
Recursos Naturales, así como el Centro Nacional de Control de Gas Natural y las
Comisiones Reguladora de Energía y Nacional de Hidrocarburos. Por parte de
Guatemala participó el Ministerio de Energía y Minas, la Agencia Nacional de
Alianzas para el Desarrollo de Infraestructura Económica y el Instituto Nacional de
Electrificación.
Fuente de información:http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3236
En dos años se triplicaron los empleos temporalesen proyectos de energías renovables (SENER)
El 18 de junio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) dio a conocer que en la
Reunión del Consejo Consultivo de Energías Renovables, en donde se informó que
los empleos temporales en proyectos de energías renovables pasaron de 3 mil 85 en
2012 a 11 mil 182 en 2014. A continuación se presenta la información.
El Secretario de Energía encabezó los trabajos de la Primera Sesión Ordinaria 2015
del Consejo Consultivo de Energías Renovables, reunión en la que se destacó el
crecimiento en los empleos temporales en proyectos de energías renovables,
principalmente eólicos, al pasar de 3 mil 85 en el año base (2012) a 11 mil 182 en
2014.
1342 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En esta reunión, el Consejo conoció el informe de Avances de la instrumentación de
la Ventanilla de Energías Renovables, armonizado con la Estrategia Digital Nacional,
a través del cual se busca reducir entre 25 y 45% los tiempos de trámites para
proyectos de energías renovables al permitir su realización de forma electrónica y
sincronizada, lo que fortalece la transparencia y la certidumbre para la inversión.
Asimismo, se presentaron los informes de Avances del Programa Especial para el
Aprovechamiento de Energías Renovables (PEAER) y sobre la Participación de las
Energías Renovables en la Generación de Energía Eléctrica en México, en donde se
señaló que al cierre de 2014 la capacidad instalada de energías renovables alcanzó el
24.8%, y la generación por energías renovables y cogeneración eficiente representó el
18.2% del total.
También se aprobó la reorganización de los grupos de trabajo para dar seguimiento al
PEAER, los cuales quedaron conformados en cinco temas: Sistema Eléctrico y
Regulación, Inversiones y Cadenas de Valor, Bioenergéticos, Democratización de las
Energías Renovables y Generación distribuida. Adicionalmente, el Consejo tomó
conocimiento de dos proyectos: el PROSOLAR 2.0 presentado por la Cooperación
Alemana y el de Generación Distribuida solar propuesto por la Iniciativa Regional
Latinoamericana para el Clima.
El Consejo está conformado por representantes de las Secretarías de Hacienda y
Crédito Público (SHCP), de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT),
de Economía (SE), de Salud (SSA) y de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural,
Pesca y Alimentación (SAGARPA), así como por la Comisión Reguladora de
Energía, la Comisión para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE), la Comisión
Federal de Electricidad (CFE), el Instituto de Energías Renovables de la Universidad
Nacional Autónoma de México (INER), las asociaciones Nacional de Energía Solar
(ANES) y Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), así como por la Iniciativa
Política Energética 1343
Mexicana para las Energías Renovables, el Consejo Mundial de Energía y la Red
Mexicana de Bioenergéticos.
El encuentro contó con la participación de más de 70 asistentes de 50 instituciones,
entre ellos el Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la SENER, el
Director General de Energías Limpias, el Director General del Consejo Nacional de
Ciencia y Tecnología, el presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica, el
Presidente de la Asociación Nacional de Energía Solar y el Presidente del Instituto de
Energías Renovables de la Universidad Nacional Autónoma de México.
Fuente de información:http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3209
Instalan mesa de negociación para la revisión delContrato colectivo de trabajo 2015-2017 (Pemex)
El 16 de junio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) y el Sindicato de Trabajadores
Petroleros de la República Mexicana (STPRM) instalaron la mesa de negociación
para la revisión del “Contrato colectivo de trabajo 2015-2017”, el cual deberá entrar
en vigor el próximo 1º de agosto.
En el acto, en el que se instaló la Comisión Mixta revisora para tal fin, el Director
General de Pemex manifestó que la mayor riqueza de la empresa son sus trabajadores,
quienes, afirmó, se han destacado por su entrega, profesionalismo y compromiso.
Precisó que ésta es la primera revisión del Contrato después de la aprobación de la
reforma constitucional que ha transformado la estructura de la industria petrolera
mexicana. En este sentido, puntualizó que el reto es ajustar las relaciones laborales a
la nueva realidad.
1344 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El desafío al que hoy hacemos frente es transformar a Pemex en la empresa más
competitiva del sector y en un referente a nivel internacional y para ello, aseveró,
contaremos con la participación activa de los trabajadores.
Luego de indicar que a través del diálogo institucional y responsable en este proceso
de revisión contractual Pemex saldrá fortalecido, el Director General de Pemex
aseguró que los derechos laborales de los trabajadores serán plenamente respetados.
A su vez, el Secretario General del STPRM reiteró la abierta disposición de los
trabajadores petroleros por apoyar la transformación de Pemex y subrayó que se
encuentran preparados para enfrentar el reto de la competencia en un mercado abierto.
Acudimos, dijo, con plena disposición, ánimo constructivo y el interés de siempre por
el buen desempeño de Pemex y que hoy, como empresa productiva del Estado, se
consolide como una entidad altamente competitiva. “Estamos convencidos de que el
mayor potencial con que cuenta para conseguirlo es la calidad de su capital humano”.
Afirmó que ante los intereses que han pretendido demeritar la respuesta responsable
de los trabajadores petroleros en esta etapa de transición, el sindicato reitera su
disposición al diálogo franco y propositivo. Sabemos, enfatizó, que hay otros a los
que le gustaría observar en nosotros la estridencia de quienes, incapaces de acuerdos,
optan por el escándalo.
Asimismo, sostuvo que el sindicato petrolero ha sido un factor de estabilidad laboral y
será ahora un apoyo esencial en esta nueva etapa que vive Pemex en la que seguirá
siendo pilar del desarrollo.
Ambos manifestaron su confianza en que empresa y sindicato llevarán a buen término
esta revisión para mejorar las condiciones laborales de los trabajadores.
Política Energética 1345
El Contrato Colectivo de Trabajo que rige en Pemex se suscribió por primera vez en
1942 y ha sido revisado en 34 ocasiones.
Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-056-nacional.aspx
Califican Emisiones de CertificadosBursátiles de Pemex (Fitch)
El 29 de junio de 2015, la casa calificadora Fitch Ratings asignó las calificaciones a
las siguientes Emisiones de Certificados Bursátiles de Petróleos Mexicanos (Pemex):
– Calificación en escala nacional de “AAA(mex)” a los certificados bursátiles
adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX
14, por un monto en conjunto, con los certificados bursátiles adicionales de la
segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14-2 y con los
certificados bursátiles adicionales de la quinta reapertura de la emisión con clave
de pizarra PEMEX 14U, de hasta 15 mil millones de pesos, con vencimiento
hasta 2020, a tasa variable.
– Calificación en escala nacional de “AAA(mex)” a los certificados bursátiles
adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX
14-2, por un monto en conjunto, con los certificados bursátiles adicionales de la
segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14 y con los
certificados bursátiles adicionales de la quinta reapertura de la emisión con clave
de pizarra PEMEX 14U, de hasta 15 mil millones de pesos, con vencimiento
hasta 2026, a tasa fija.
1346 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
– Calificación en escala nacional de “AAA(mex)” a los certificados bursátiles
adicionales de la quinta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX
14U, por un monto en conjunto, con los certificados bursátiles adicionales de la
segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14 y con los
certificados bursátiles adicionales de la segunda reapertura de la emisión con
clave de pizarra PEMEX 14-2, de hasta 15 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 recursos de dichas emisiones serán destinados a proyectos diversos dentro de las
diferentes áreas de Pemex, como son: Pemex Exploración y Producción,
Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Pemex-Petroquímica, entre
otras.
Los certificados bursátiles cuentan con la garantía solidaria, incondicional e
irrevocable de Pemex Exploración y Producción; Pemex Cogeneración y Servicios;
Pemex-Refinación; y Pemex-Gas y Petroquímica Básica, así como sus sucesores y/o
cesionarios respectivos en términos del Convenio de Responsabilidad Solidaria y del
Certificado de Designación correspondiente. Anteriormente, los certificados bursátiles
mencionados contaban con la garantía solidaria, incondicional e irrevocable de
Pemex-Exploración y Producción; Pemex-Refinación; y Pemex-Gas y Petroquímica
Básica. Dicha garantía fue sustituida por la garantía solidaria, incondicional e
irrevocable de Pemex Exploración y Producción; Pemex Cogeneración y Servicios;
Pemex-Refinación; y Pemex-Gas y Petroquímica Básica, una vez que el Consejo de
Administración de Pemex aprobó la transformación del organismo subsidiario
Pemex-Exploración y Producción en la empresa productiva subsidiaria denominada
Pemex Exploración y Producción así como la creación de la empresa productiva
subsidiaria Pemex Cogeneración y Servicios.
Política Energética 1347
El monto de las tres emisiones, las cuales se realizarán bajo la modalidad de vasos
comunicantes, no podrá exceder 15 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 federal y su
importancia fiscal al riesgo soberano de México. También consideran su utilidad
sólida antes de impuestos y derechos, perfil orientado al mercado nacional y al de
exportación, reservas importantes de hidrocarburos y posición de mercado en México.
Por otra parte, las calificaciones toman en cuenta los niveles significativos de deuda
ajustada de la compañía al incluir sus obligaciones de pensiones sin fondear, carga
fiscal importante, requerimientos altos de inversión, capital contable negativo y riesgo
de interferencia política.
Vínculo firme con el gobierno federal
Pemex es la compañía más grande de la nación y una de las fuentes de recursos
mayores del país. Durante los últimos 5 años, sus transferencias al gobierno federal
han promediado 52.6% sobre ventas o 109.1% sobre el resultado operativo. Estas
contribuciones a través de regalías, aprovechamiento, impuestos y derechos
representan un promedio de entre 30 y 40% de los ingresos del gobierno federal.
Como resultado, a partir del cierre de 2009, el balance general de Pemex se ha
debilitado y se refleja en un capital contable negativo. A pesar del tratamiento pari-
passu con la deuda soberana en el pasado, la deuda financiera de Pemex no cuentan
con una garantía explícita del gobierno.
Disminución de producción de petróleo mitigada
1348 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Actualmente, a un nivel aproximado de 2.3 millones de barriles por día (bpd), la
producción de petróleo crudo ha disminuido marginalmente en los años recientes; sin
embargo, no a la misma velocidad como ocurrió durante una caída notable en 2008-
2009. La producción de gas natural ha permanecido relativamente estable durante los
años recientes, en un nivel aproximado de 5 mil 700 millones de pies cúbicos diarios
(MMpcd). Pemex ha sido capaz de mitigar la disminución en la producción de
petróleo a través del uso intensivo de tecnología en la zona de Cantarell, mejoras en
las operaciones e incremento de producción en un número diversificado de campos.
La diversificación de activos petroleros productivos reduce el riesgo de caídas
grandes de producción en el futuro; Cantarell representa menos de 20% de la
producción petrolera. El objetivo de Pemex es incrementar la producción de petróleo
crudo a 3.0 millones de bpd en el mediano a largo plazo. Lo anterior constituye
un desafío dado que la capacidad de la compañía de inversión en activos está limitada
por una carga impositiva alta, obligaciones de pensiones y el ambiente actual de
precio bajo del petróleo.
Reforma energética; beneficios para Pemex en el largo plazo
Aun 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 antes de la implementación de la reforma
energética, la empresa tenía que obtener la aprobación de un presupuesto anual por
parte del Congreso, el cual, junto con una carga fiscal importante, restringía la
flexibilidad de inversión de Pemex. La compañía también se beneficiaría al ser capaz
de asociarse con empresas de petróleo y gas con el fin de compartir los riesgos de
exploración.
El impacto total de la reforma será positivo para Pemex pero de manera gradual y la
empresa continuará enfrentando la carga tributaria pesada en el mediano plazo. La
Política Energética 1349
reforma energética también beneficiará la estructura de capital de la compañía si se
realiza con éxito la reestructura de las obligaciones laborales altas de Pemex, las
cuales impactan el perfil financiero ya que éstas equivalen aproximadamente a 98.6
mil millones de dólares, es decir que aproximadamente representan 54% de la deuda
total ajustada a finales de marzo de 2015.
Flujo libre negativo por inversiones en activos
Fitch prevé que Pemex presentará un flujo libre de efectivo negativo durante los
próximos dos a tres años, considerando el precio de petróleo utilizado por Fitch. Esto,
por los niveles altos de inversiones necesarias para mantener y potencialmente
incrementar los volúmenes de producción, así como la continua carga fiscal alta. La
carga fiscal histórica de la compañía ha limitado la generación interna de flujo de
efectivo lo que ha forzado a una dependencia creciente al financiamiento. Por los
últimos 12 meses (UDM) terminados en marzo de 2015, los fondos generados por la
operación (FGO), calculados por Fitch, fueron aproximadamente 2.7 mil millones de
dólares estadounidenses y el flujo neto de caja operativo (FCO) de 2.9 mil millones de
dólares, comparado a inversiones en activos de 17.2 mil millones de dólares que
resultó en un flujo de efectivo libre negativo de 14.3 mil millones de dólares.
Métricas crediticias sólidas antes de impuestos
Para los UDM terminados el 31 de marzo de 2015, Pemex registró un EBITDA
(utilidad de operación más depreciación más otros ingresos) de aproximadamente
45.7 mil millones de dólares. El apalancamiento, medido como Deuda total a
EBITDA, fue de 1.8 veces y la razón de deuda ajustada por pasivos laborales no
fondeados a EBITDAP (utilidad de operación más depreciación más otros ingresos
más gasto de pensiones) se ubicó en 3.4 veces. Pemex cuenta con indicadores de flujo
de efectivo débiles debido a los montos elevados transferidos al gobierno mexicano
por derechos e impuestos. La Deuda total ajustada/FGO ha promediado, en los
1350 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
últimos 4 años, 9.7 veces y al cierre de marzo 2015 se ubicó aproximadamente en
13.0 veces.
La deuda total a marzo de 2015 fue de 84.4 mil millones de dólares, la cual se
incrementa más del doble a 183.1 mil millones de dólares cuando se ajusta por los
pasivos laborales no fondeados. Pemex cuenta con una liquidez adecuada de 8.5 mil
millones de dólares fortalecida además por líneas de crédito comprometidas por 4.5
mil millones de dólares y 23.5 mil millones de pesos. Al cierre de abril de 2015, 1.55
mil millones de dólares y 3.5 mil millones de pesos estaban disponibles. Los
vencimientos de deuda se encuentran distribuidos en el largo plazo, con vencimientos
manejables de corto plazo.
Supuestos clave:
– Precios promedio del petróleo WTI de 50 dólares por barril en 2015,
incrementando a 75 dólares por barril para 2017.
– La compañía continúa enfrentando dificultades para incrementar su producción
en los siguientes 4 años.
– Las transferencias hacia el gobierno continúan altas a un nivel aproximado de
100% de la utilidad antes de impuestos.
Sensibilidad de las calificaciones
Una acción de calificación positiva podría resultar de un incremento en la calificación
soberana de México junto con un desempeño operativo y financiero sólido y/o una
reducción importante en la carga impositiva de la empresa. Una acción de calificación
Política Energética 1351
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 de Pemex.
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 en escala nacional de corto plazo “F1+(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 denominadas PEMEX 11-3,
PEMEX 12, PEMEX 12U, PEMEX 13, PEMEX 13-2, PEMEX 14U, PEMEX
14, PEMEX 14-2 “AAA(mex)”.
La perspectiva de las calificaciones es “estable”.
Fuente de información:http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Com_14390.pdf
Realizan oferta pública de cebures por7 mil 600 millones de pesos (Pemex)
1352 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El 9 de julio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que como parte del
programa de financiamientos 2015 y de conformidad con su calendario de
colocaciones en mercado local, Pemex realizó una oferta pública de certificados
bursátiles (cebures) por un monto aproximado de 7 mil 600 millones de pesos. Esta
cifra se podrá modificar en caso de que Pemex ejerza la opción de sobre colocación
prevista en los documentos de la oferta respectiva.
Se trató de tres reaperturas de las emisiones con claves de pizarra PEMEX 14 a tasa
flotante con vencimiento en 2020, PEMEX 14-2 a tasa fija con vencimiento en 2026 y
PEMEX 14U con vencimiento en 2026. En esta ocasión, se observó una demanda de
aproximadamente 12 mil 800 millones de pesos.
El monto colocado fue dividido en tres tramos:
i. 650 millones de pesos a tasa flotante de TIIE más 25 puntos base.
ii. 6 mil millones de pesos a tasa fija con rendimiento de 8.07%, lo que representa
un diferencial de 190 puntos base sobre la referencia utilizada de Bonos M.
iii. Aproximadamente 970 millones de pesos, que equivalen a 184 millones en
Unidades de Inversión (“UDIs”), con un rendimiento de 4.09 por ciento.
La base inversionista fue local y se compuso principalmente por sociedades de
inversión, afores, tesorerías bancarias, banca privada y aseguradoras.
Los intermediarios colocadores fueron seleccionados por su desempeño como
formadores de mercado de bonos de Pemex: Banamex, Bank of América, BBVA
Bancomer y Scotiabank.
Política Energética 1353
Los recursos que se obtengan por estas emisiones se destinarán principalmente al
financiamiento de proyectos de inversión de Pemex.
Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-062-nacional.aspx
Acuerdo por el que se emiten los Lineamientos aque se refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (SHCP)
El 6 de julio de 2015, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) publicó en
el Diario Oficial de la Federación (DOF) el “Acuerdo por el que se emiten los
Lineamientos a que se refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos”, el cual se presenta a continuación.
ACUERDO 06/2015
ACUERDO POR EL QUE SE EMITEN LOS LINEAMIENTOS A QUE SE REFIERE EL ARTÍCULO 62 DE LA LEY DE INGRESOS SOBRE
HIDROCARBUROS
LUIS VIDEGARAY CASO, Secretario de Hacienda y Crédito Público, con
fundamento en los artículos 31, fracción XXV, de la Ley Orgánica de la
Administración Pública Federal; 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, 6,
fracción XXXIV del Reglamento Interior de la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público, y
CONSIDERANDO
1354 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Que el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos establece que la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público emitirá los lineamientos para el
otorgamiento de seguros, fianzas o cauciones, que cubran el monto de la
indemnización por los daños que cause la actuación en el ejercicio de sus atribuciones
de los servidores públicos de las Secretarías de Hacienda y Crédito Público y de
Energía o bien, seguros para asumir los servicios de defensa y asistencia legal de
dichos servidores públicos;
Que conforme al artículo antes mencionado, los seguros, fianzas o cauciones pueden
cubrir la indemnización que corresponda por los daños que se causen o los servicios
de defensa de los servidores públicos, resultando que la Ley sobre el Contrato de
Seguro dispone que los seguros correspondientes a la cobertura de indemnizaciones,
denominados de responsabilidad, incluyen la cobertura de los servicios de defensa,
por lo que lo dispuesto por el legislador se entiende como un parámetro de protección
que puede otorgarse a los servidores públicos, puesto que conforme a la ley de la
materia, las opciones de protección previstas no son excluyentes sino que son
complementarias;
Que es pertinente establecer las pautas y regular los seguros, fianzas o cauciones que
cubran las posibles responsabilidades que pudieran derivar de la actuación de los
servidores públicos en el ejercicio de sus facultades; además, es necesario establecer
de manera clara quiénes contarán con las coberturas señaladas en el artículo citado,
así como normar la devolución de los apoyos en caso de que aquéllos actúen con dolo
o mala fe, y
Que una adecuada regulación sobre la contratación de los mecanismos e instrumentos
señalados coadyuvará para incentivar la toma de decisiones por parte de los servidores
públicos antes referidos, he tenido a bien expedir el siguiente
ACUERDO
Política Energética 1355
ÚNICO. Se expiden los Lineamientos que deberán observarse para el otorgamiento de
seguros, fianzas o cauciones, que cubran el monto de la indemnización por los daños
que, en su caso, cause la actuación, en el ejercicio de sus atribuciones, de los
servidores públicos de las secretarías de Hacienda y Crédito Público y de Energía o
bien, seguros para asumir los servicios de defensa y asistencia legal de dichos
servidores públicos, a que se refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre
Hidrocarburos, al tenor de las siguientes disposiciones:
1. Objeto
Los presentes Lineamientos regulan y establecen las modalidades, términos y
condiciones para la contratación de seguros, fianzas o cauciones, que cubran el monto
de la indemnización por los daños que, en su caso, cause la actuación de los
servidores públicos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, responsables de
determinar y verificar las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de
los Contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos; y de los servidores
públicos de la Secretaría de Energía responsables de adjudicar las Asignaciones o del
diseño técnico de los Contratos en el ejercicio de sus atribuciones; así como la
contratación de los seguros para asumir los servicios de defensa y asistencia legal de
dichos servidores públicos.
2. Presupuesto
Para la contratación de los seguros, fianzas o cauciones materia de los presentes
Lineamientos, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la Secretaría de Energía
incluirán anualmente las provisiones presupuestarias correspondientes en su
respectivo presupuesto de gasto de operación.
3. Contratación
1356 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La contratación de los seguros, fianzas o cauciones regulados en los presentes
Lineamientos se coordinará por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, de
conformidad con las disposiciones de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y
Servicios del Sector Público y su Reglamento.
4. Forma de pago
Los pagos de las primas de seguros, fianzas o cauciones regulados en los presentes
Lineamientos, se efectuarán directamente por parte de la Secretaría a la cual los
servidores públicos asegurados se encuentren adscritos.
Los seguros, fianzas o cauciones antes referidos no formarán parte de las prestaciones
de los servidores públicos mencionados en los presentes Lineamientos.
5. Sujetos de aplicación
Los seguros, fianzas o cauciones a que se refieren los presentes Lineamientos podrán
otorgarse únicamente a los servidores públicos que realicen las funciones a que se
refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y que además ocupen
un puesto comprendido en los Grupos H, J, K y L, M, N del Tabulador de
Percepciones Ordinarias del Manual de Percepciones de la Administración Pública
Federal vigente.
6. Cobertura
6.1 Las pólizas de seguro que se contraten en favor de los servidores públicos
referidos en el punto 5 de los presentes Lineamientos deberán cubrir las
responsabilidades, ya sean de naturaleza administrativa, civil o penal, en que
pudieran incurrir, siempre que deriven del ejercicio de las atribuciones a que
hace referencia el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y, en
Política Energética 1357
su caso, causen un daño patrimonial a la Hacienda Pública, al ente público en
el cual laboren o a particulares, por hechos ocurridos durante la vigencia de las
respectivas pólizas.
6.2 La cobertura contemplará el pago de los gastos de defensa, asistencia legal y,
en su caso, la indemnización por los daños y perjuicios que cause su actuación
en el ejercicio de sus atribuciones, con límite de la suma asegurada contratada.
6.3 En caso de que el o los servidores públicos asegurados dejen de ocupar los
cargos referidos en el punto 5, contarán con la cobertura del seguro por un
período de hasta cinco años, contados a partir de la fecha de conclusión del
cargo.
6.4 En caso de que concluya la cobertura del seguro a que se refiere el numeral 6.3,
se podrán contemplar opciones que permitan incluir en las pólizas de seguro la
posibilidad de continuar con la cobertura, siempre que se realice a petición
expresa del interesado, y que el mismo cubra el pago correspondiente.
7. Reintegro de primas
Para efectos de lo dispuesto en el tercer párrafo del artículo 62 de la Ley de Ingresos
sobre Hidrocarburos, se deberá proceder conforme a las disposiciones jurídicas
aplicables para exigir el reintegro al erario de las primas que se hubieran pagado.
TRANSITORIOS
1358 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
PRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor al día siguiente de su publicación en
el Diario Oficial de la Federación.
SEGUNDO. La contratación de los seguros, fianzas o cauciones a que se refieren los
presentes lineamientos podrá realizarse con vigencia retroactiva al 1º de octubre de
2014.
Fuente de información:http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5399467&fecha=06/07/2015
Confirma calificaciones de la ComisiónFederal de Electricidad (S&P)
El 19 de junio de 2015, la casa calificadora Standard and Poor’s (S&P) confirmó las
calificaciones en moneda extranjera de “BBB+” y en moneda local de “A” y
“mxAAA” de la Comisión Federal de Electricidad (CFE); la perspectiva para la
empresa productiva del Estado se mantiene “estable”. A continuación se presenta la
información.
Acción de calificación
El 19 de junio, Standard & Poor’s confirmó sus calificaciones en escala global de
largo plazo en moneda extranjera de “BBB+” y en moneda local de “A” de la CFE.
También confirmó la calificación de riesgo crediticio en escala nacional –CaVal– de
“mxAAA” de la empresa. Al mismo tiempo, confirmó la calificación de deuda de
“BBB+” de las notas senior no garantizadas de la empresa con vencimientos en 2021,
2024, 2042 y 2015, y se confirman las calificaciones de deuda en escala nacional –
CaVal– y global de “mxAAA” y de “A” de las emisiones de certificados bursátiles en
moneda local.
Fundamento
Política Energética 1359
Las calificaciones de la CFE reflejan la opinión de que existe una probabilidad “casi
cierta” de que el gobierno de México (moneda extranjera: BBB+/Estable/A-2;
moneda local: A/Estable/A-1) brinde apoyo extraordinario oportuno y suficiente a la
empresa en caso de estrés financiero. De acuerdo con los criterios para calificar
entidades relacionadas con el gobierno (ERGs), se basa la evaluación en la función
“crítica” de la CFE como el único proveedor de electricidad en México y su posición
de monopolio en los segmentos de transmisión y distribución y en la planeación y
operación del sistema eléctrico mexicano. Esto brinda un fuerte incentivo económico
para que el soberano respalde al emisor durante períodos de estrés financiero. En la
evaluación, también se incorporó el vínculo ‘integral’ de la CFE con el gobierno de
México, dada su propiedad total y estable de la compañía, y su función en la
designación de los directivos, así como en la definición de su estrategia.
Se evaluó el perfil crediticio individual (SACP, por sus siglas en idioma inglés para
stand-alone credit profile) de la CFE en “bb-”, lo que refleja nuestras evaluaciones
sobre su perfil de negocio como “satisfactorio” y su perfil de riesgo financiero como
“agresivo”.
Durante 2014, el Congreso mexicano concluyó la aprobación de la legislación
secundaria posterior a la reforma energética de 2013, que abrió el sector a la inversión
privada. La reforma podría crear varias subsidiarias semiindependientes para cada
segmento (generación, transmisión, distribución, y comercialización) con el fin de
nivelar el campo para las empresas privadas interesadas en el sector.
La CFE sería propietaria exclusiva de los activos de transmisión y distribución. La
potencial inversión privada en la generación de energía estará dirigida principalmente
a satisfacer las necesidades industriales y de otros usuarios grandes y para reducir sus
costos de energía. También debería permitir a la CFE continuar con la reducción de
los costos al cambiar a generación a base de gas natural en lugar de a base de
1360 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
combustóleo e impulsar los esfuerzos para disminuir las pérdidas mediante la mejora
de sus segmentos de transmisión y distribución.
S&P no considera que el estatus de la CFE como ERG cambie en los próximos años,
ya que la empresa seguirá siendo el único proveedor de electricidad en la mayor parte
del mercado mexicano.
Para los últimos 12 meses que concluyeron el 31 de marzo de 2015, la empresa
reportó una disminución en ventas de 3.2%, un aumento de 18.1% en su EBITDA y
un aumento de 21.3% en el margen de EBITDA. El menor volumen de ventas se debe
principalmente a la reducción en las tarifas consecuencia de los menores costos del
combustible. Además, los márgenes más altos, resultado de los menores costos de
generación, aumentaron el EBITDA. Los fondos operativos (FFO, por sus siglas en
inglés) a deuda ajustada de la CFE fueron de 7.0%, comparable con el 7.3% del año
anterior. Consideramos que la calidad de su estructura de capital es negativa dado que
30% de su deuda está denominada en moneda extranjera y su índice de deuda a
EBITDA es de más de 3.0 veces. Por consiguiente, fluctuaciones adversas en el tipo
de cambio podrían debilitar sus índices financieros clave.
Nuestro escenario base para los próximos dos años considera lo siguiente:
– Crecimiento del PIB real en México de 3.0% para 2015 y de 3.5% para 2016.
– La empresa seguirá necesitando financiamiento externo para fondear sus gastos
de capital (capex), además de sus propios recursos de capital y otros mecanismos
de inversión privada.
– Una perdida por 20 mil millones de pesos en flujo de efectivo operativo libre
(FOCF, por sus siglas en inglés) para 2015 y 2016.
Política Energética 1361
– Apoyo del gobierno para cualquier gasto extraordinario no previsto.
– La relación con el gobierno no cambiará.
– Capex proyectado por 48 mil 500 millones de pesos en 2015 y por 50 mil
millones de pesos en 2016.
Lo anterior da como resultado los siguientes indicadores crediticios para 2015-2016:
– Un margen de EBITDA de 21 por ciento;
– Deuda ajustada a EBITDA de 7.5 y 6.9 veces, respectivamente;
– EBITDA a intereses de 2.0 y 2.1 veces, y
– FFO a deuda ajustada de 10.2 y 11.3 por ciento
Liquidez
Evaluamos la liquidez de la CFE como “adecuada”. La opinión de S&P refleja el
amplio acceso al financiamiento bancario y a los mercados locales e internacionales
de capitales debido a su tamaño y a su relación con el gobierno. Al 31 de diciembre de
2014, la CFE tenía balances de efectivo por 36 mil 300 millones de dólares
estadounidenses, en comparación con sus vencimientos de deuda por 30 mil 800
millones de dólares para los próximos 12 meses. La empresa presentó un déficit de
FOCF en los últimos años y se espera que esta tendencia se mantenga dada su elevada
necesidad de capex.
Principales fuentes de liquidez:
– Efectivo por 36 mil 300 millones de pesos al 31 de diciembre de 2014.
1362 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
– Emisión de deuda por 10 mil millones de pesos en junio.
– Generación de FFO de 82 mil 700 millones de pesos en 2015.
Principales usos de liquidez:
– Vencimientos de deuda por 30 mil 800 millones de pesos en 2015.
– Capex de 48 mil millones de pesos en 2015.
Perspectiva
La perspectiva estable de la CFE refleja la de las calificaciones soberanas de México
y la expectativa de que el vínculo entre el gobierno y la empresa de servicios de
electricidad no cambiará en los próximos años.
Escenario negativo
Las calificaciones de la CFE se mueven en línea con las calificaciones del soberano.
S&P podría bajar las calificaciones de la CFE en un nivel (notch) si se revisara la
opinión de la casa calificadora (S&P) de la probabilidad de apoyo extraordinario del
gobierno a “extremadamente elevada” de “casi cierta”, de acuerdo con la definición
de los criterios de la firma calificadora.
Escenario positivo
Si se suben las calificaciones del soberano, se tomaría la misma acción sobre las de la
CFE.
Resumen de las calificaciones
Política Energética 1363
Calificación de riesgo crediticio:
– Moneda extranjera: BBB+/Estable/--;
– Moneda local: A/Estable/--
– Escala Nacional: mxAAA/Estable/--
Riesgo del negocio: Satisfactorio
– Riesgo país: Moderadamente elevado.
– Riesgo de la industria: Muy bajo.
– Posición competitiva: Satisfactoria
Riesgo financiero: Agresivo
– Flujo de efectivo / Apalancamiento: Agresivo.
Ancla: bb
Modificadores
– Efecto de diversificación/cartera: Neutral (sin impacto).
– Estructura de capital: Negativo (-1 nivel).
– Política financiera: Neutral (sin impacto).
– Liquidez: Adecuada (sin impacto).
1364 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
– Administración y gobierno corporativo: Razonable (sin impacto).
– Análisis comparativo de calificación: Neutral (sin impacto).
Perfil crediticio individual: bb-
Calificación soberana: Moneda extranjera: BBB+/Estable/A-2; Moneda local:
A/Estable/A-1.
Probabilidad de apoyo extraordinario del gobierno: Casi cierta
Fuente de información:http://www.standardandpoors.com/ratings/articles/es/la?articleType=HTML&assetID=1245386687881
Crece el saldo de la cartera para el sector deenergías renovables de 2010 a 2015 (Bancomext)
El 19 de julio de 2015, el Banco Nacional de Comercio Exterior (Bancomext)
comunicó que de 2010 a 2015 el financiamiento para proyectos de energías limpias
supera los 5 400 millones de pesos; los proyectos en etapa de análisis rebasan los 10
mil millones de pesos, en este año. A continuación se presentan los detalles.
De enero de 2010 a junio de 2015, el saldo de la cartera del Bancomext para el sector
de energías renovables registró un crecimiento de 1 mil 461%, al alcanzar un monto
superior a los 5 mil 400 millones de pesos, destinados a proyectos de energías limpias,
lo que muestra el gran dinamismo de esta industria.
De acuerdo con datos de la institución, en los últimos cinco años el saldo de la cartera
de las energías limpias presenta crecimientos anualizados, en promedio, de 73%,
además de que Bancomext ha participado con la banca comercial y otras instituciones
de la banca de desarrollo en proyectos que mitigan más de dos millones de toneladas
Política Energética 1365
de CO2 (dióxido de carbono) anuales a la atmósfera, contribuyendo así a la protección
del medio ambiente y desarrollo sustentable del país.
Bancomext ha sido una institución muy activa en el sector de energías limpias a partir
del año 2010, cuando el banco participó en un crédito sindicado de la empresa
EURUS, la cual desarrolló un parque eólico en el estado de Oaxaca.
El Parque Eólico Eurus genera actualmente 250 MW (Megawatts) de capacidad
instalada con 167 aerogeneradores y suministra energía a 25 plantas cementeras de la
empresa CEMEX, además de mitigar más de 599 mil 571 toneladas de CO2 anuales a
la atmósfera.
Las cifras del banco de desarrollo señalan que en 2011 el saldo de la cartera de
energías renovables tuvo un incremento de 111%; en 2012 aumentó 34%; para 2013
creció 50%; en 2014 se elevó a 135% y de enero a junio de este año registra ya un
aumento de 57 por ciento.
De acuerdo con estimaciones de la institución, los proyectos de energías limpias en
etapa de análisis superan los 10 mil millones de pesos.
La participación de Bancomext en el financiamiento e impulso de las energías limpias
ha ido en aumento en los últimos cinco años. El portafolio del banco da cuenta del
apoyo, en 2011, para la construcción del Parque Eólico Piedra Larga I, en Oaxaca,
con 45 aerogeneradores que producen 90 MW, dan suministro de energía a 14 filiales
de Grupo Bimbo, y reduce 200 mil toneladas de CO2 al año.
En 2012 y 2013, Bancomext financió dos proyectos de energías limpias: Eólica Santa
Catarina, en Nuevo León, que genera 22 MW, con ocho aerogeneradores y mitiga 30
mil 250 toneladas de CO2 anuales, y Desarrolladores Eólicos Mexicanos de Oaxaca II,
1366 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
que genera 137 MW, con 69 aerogeneradores y mitiga 328 mil 571 toneladas de CO 2
al año.
Para 2014, la participación del banco en este sector creció notablemente al financiar
cuatro grandes proyectos de energías limpias: Ventika I y Ventika II, ambos ubicados
en el municipio de General Bravo, estado de Nuevo León, los cuales están en etapa de
construcción y generarán, por separado, 126 MW de energía limpia, además de que
aminorarán 150 mil toneladas de CO2 a la atmósfera cada uno.
El año pasado Bancomext también respaldó proyectos de energías limpias como el de
P.E. Ingenio, un parque eólico que genera 50 MW, en Santo Domingo Ingenio, en el
estado de Oaxaca, con el cual se reducirán 200 mil toneladas de CO2 a la atmósfera
cada año.
Otro proyecto relevante financiado en 2014 por Bancomext es el de Abengoa
Cogeneración Tabasco, ubicado en la entidad del mismo nombre, el cual opera a base
de gas natural y vapor. Esta planta atiende la demanda de suministro de energía de
190 centros de trabajo de Pemex y representa ahorros por más de 100 millones de
dólares al año.
En lo que va de 2015, Bancomext ha financiado la construcción de tres proyectos de
energías limpias. El primero en Ciudad Juárez, Chihuahua, apoya el proyecto Abeinsa
Juárez N III, una planta de ciclo combinado que generará 799 MW, energía suficiente
para abastecer a más de 500 mil hogares al año.
El segundo, en Jalisco, donde el banco financia la construcción de dos Mini
Hidroeléctricas de Tacotán y Trigomil, ambas de 15 MW, las cuales suministrarán
energía a la CFE y al mercado eléctrico mayorista. Este proyecto será un participante
del nuevo mercado eléctrico ya sea en subasta o en venta spot.
Política Energética 1367
Finalmente, destaca el financiamiento del proyecto solar fotovoltaico, que generará 62
MW, y que construye en Honduras la empresa mexicana Corporación Aura Solar, el
cual suministrará energía a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica en ese país
centroamericano.
De esta manera, al apoyar y financiar proyectos de energías limpias, Bancomext se ha
convertido en un banco de desarrollo que impulsa la reforma energética y con ello la
generación de empleos en el país.
Fuente de información:http://www.bancomext.com/comunicados/10751
México participó en la Conferencia Regional en lasAméricas de la Iniciativa para la Transparencia delas Industrias Extractivas (SENER)
El 25 de junio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) informó que México
participó en la Tercera Conferencia Regional en las Américas de la Iniciativa para la
Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI). A continuación se presenta la
información.
La Subsecretaria de Hidrocarburos encabezó la visita de trabajo de una delegación del
gobierno de México a Lima, Perú, en atención a la invitación de la Iniciativa para la
Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI, por sus siglas en idioma inglés)
para participar en su Tercera Conferencia Regional en las Américas 2015, y en su
Taller Técnico Regional, los cuales tuvieron verificativo del 22 al 25 de junio de
2015.
La Delegación de México estuvo integrada por funcionarios de las secretarías de
Energía (SENER) y de Economía (SE), representada por la Coordinación General de
1368 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Minería. Asimismo, asistieron representantes de organizaciones de la sociedad civil
como Fundar, A.C. y Transparencia Mexicana A.C.
La Subsecretaria de Hidrocarburos participó en el panel “Transparencia y rendición
de cuentas en el sector extractivo”, durante el cual subrayó que la Reforma Energética
de México otorga una alta prioridad a la transparencia y rendición de cuentas, destacó
las disposiciones del nuevo marco jurídico relacionadas con los procesos de licitación,
la asignación y seguimiento de contratos, la conducción de los órganos reguladores y
el desempeño de las Empresas Productivas del Estado.
El panel contó con las intervenciones de los viceministros de Minas de Colombia, de
Finanzas de Guatemala, así como del Presidente del Consejo Directivo de
Transparencia Internacional, del Presidente de la Sociedad Nacional de Minería,
Petróleo y Energía del Perú y del Jefe del Secretariado Internacional de EITI.
Por su parte, el Taller Técnico Regional consistió en un entrenamiento a países
implementadores del EITI e invitados especiales, como fue el caso de México, con el
objeto de desarrollar las mejores experiencias y prácticas en la aplicación del Estándar
EITI.
La Subsecretaria de Hidrocarburos y la Ministra de Energía y Minas del Perú
sostuvieron un encuentro durante el cual dialogaron sobre la experiencia peruana en la
implementación del estándar EITI, así como en los procesos de consultas indígenas
relacionados con las rondas de licitación de exploración y extracción de
hidrocarburos. Asimismo, la Subsecretaria de Hidrocarburos participó en una reunión
con los Viceministros de Minas de Colombia y Perú, el Viceministro de Finanzas de
Guatemala y el Administrador Independiente del último Informe del Estándar EITI
del Perú.
Política Energética 1369
La Subsecretaria de Hidrocarburos encabeza los esfuerzos en pro de la
implementación del estándar EITI en México, a partir de la reciente conformación del
Grupo de Trabajo Intersecretarial para lograr la adhesiónn de México a dicha
Iniciativa. El Grupo de Trabajo está conformado por la SENER, la SE y la Secretaría
de Hacienda y Crédito Público (SHCP).
Las actividades desarrolladas durante esta visita de trabajo representan acciones
congruentes con los principios de la Reforma Energética en materia de transparencia y
rendición de cuentas, elementos fundamentales para la construcción de una industria
extractiva sustentable, eficiente y competitiva en México.
Fuente de información:http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3216
Suscriben Carta de entendimiento a favorde la eficiencia energética (SENER)
El 23 de junio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) y la Corporación Andina de
Fomento (CAF Banco de Desarrollo de América Latina) suscribieron una Carta de
Entendimiento para el diseño e implementación de un mecanismo sectorial que
contribuya a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a través
de un mejor desempeño energético.
El Mecanismo Sectorial de Mitigación (MSM) consiste en un esquema que incluye el
otorgamiento de recursos financieros para desarrollar un proyecto demostrativo que
incentive a la industria a reducir sus emisiones de GEI para lo cual se le otorgarán
estímulos financieros a los seleccionados.
Los recursos que serán aportados por CAF provienen de la Unión Europea a través de
lineamientos para financiar inversiones orientadas a la protección del medio ambiente
1370 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
y en este caso, en el sector industrial mexicano, principalmente con medidas como la
cogeneración.
Durante la firma, el Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la
SENER indicó que la firma del instrumento es la materialización del trabajo conjunto
y que México está dispuesto para sumarse a los esfuerzos a favor de la sustentabilidad
energética.
Por su parte, el Presidente Ejecutivo de CAF manifestó que este Acuerdo será una
base importante para que en el futuro se desarrollen actividades de interés para
México y la CAF.
CAF es un banco de desarrollo constituido en 1970 y conformado por 19 países
—17 de América Latina y el Caribe, España y Portugal— y 14 bancos privados de la
región y tiene como misión apoyar la integración regional y el desarrollo sostenible de
sus países accionistas.
Fuente de información:http://sener.gob.mx/portal/Default_blt.aspx?id=3215
Previsión del precio del petróleo (BCE)
El 18 de junio de 2015, el Banco Central Europeo (BCE) publicó en Fráncfort,
Alemania, su Boletín Mensual sobre la Evolución Económica y Monetaria de la zona
del euro. A continuación se presenta el artículo: “Previsión del precio del petróleo”.
Las previsiones del precio del petróleo constituyen un parámetro fundamental para las
proyecciones macroeconómicas, especialmente debido al impacto que tienen estos
precios en la inflación y en el crecimiento y, por tanto, en la política monetaria. La
utilización de contratos a futuro para elaborar las previsiones de los precios del crudo
Política Energética 1371
proporciona una herramienta simple y transparente, fácil de comunicar. Sin embargo,
los contratos a futuro son un reflejo imperfecto de las expectativas de los mercados y
han contribuido a que en el pasado se hayan cometido importantes errores de
predicción de la inflación medida por el Índice Armonizado de Precios al Consumidor
(IAPC). Este artículo presenta un enfoque que permite analizar los riesgos asociados a
las previsiones establecidas a partir de los precios de contratos a futuro con una
combinación de modelos que produce menos errores de predicción y es más sólida
ante cambios en la evolución de los precios del petróleo.
Introducción
La evolución de los precios del petróleo tiende a ser un importante factor
determinante de las proyecciones macroeconómicas sobre el crecimiento y la
inflación. Por lo que respecta a la inflación, la evolución de los precios del petróleo
ejerce a la vez un efecto directo a través de los precios de los productos energéticos
que los hogares consumen directamente, como los combustibles para transporte, y un
efecto indirecto vía los costos de producción de los bienes y servicios finales.
Históricamente, la volatilidad de la inflación medida por el IAPC de la zona del euro
resulta en gran parte de las variaciones del componente energético. En cuanto al
crecimiento, el impacto de la evolución de los precios del petróleo procede
principalmente de las variaciones asociadas al ingreso real disponible de los hogares y
las empresas y de sus efectos secundarios en los gastos en consumo e inversión.
1372 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
-2
-1
0
1
2
3
4
5
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
250
200
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100
50
0
-50
-100
FUENTE: Eurostat et Bloomberg.
INFLACIÓN MEDIDA POR EL IAPC DE LA ZONA DEL EURO Y PRECIOS DEL BRENT-Variación anual en porcentaje-
Contribución de la energía al IAPC (escala izquierda)Precios del Brent en dólares estadounidenses (escala derecha)Inflación medida por el IAPC (escala izquierda)
Nota: Índice Armonizado de Precios al Consumidor (IAPC).
La evolución reciente de los precios del petróleo ha puesto de manifiesto la dificultad
de pronosticar dicha evolución. Aunque los precios del petróleo se mantuvieron
prácticamente estables entre 2011 y mediados de 2014, disminuyeron más del 50%
entre finales de junio de 2014 y mediados de enero de 2015, debido al exceso de
oferta en el mercado de petróleo, acompañada de un aumento sostenido de la
producción de petróleo shiste en América del Norte y de lento crecimiento de la
demanda de petróleo. Desde entonces, los precios del petróleo han incrementado
alrededor del 40%, principalmente como consecuencia de algunos signos de una
posible disminución de la oferta de petróleo de Estados Unidos de Norteamérica y de
expectativas de aumento de la demanda de petróleo. No obstante, las perspectivas a
corto plazo siguen estando sujetas a una gran incertidumbre.
La calidad de las proyecciones en términos de precisión de sesgos se basa en su
capacidad de anticipar la evolución de los precios del petróleo. En las proyecciones
macroeconómicas elaboradas por los expertos del Eurosistema del BCE, como en las
de muchos otros bancos centrales y organizaciones internacionales, los precios en los
Política Energética 1373
mercados de futuros sobre el petróleo se utilizan como supuestos técnicos para reflejar
las expectativas de evolución futura de los precios petróleo1. Sin embargo, estas
hipótesis llevaron a graves errores de predicción. Las revisiones de las proyecciones
elaboradas por los expertos del Eurosistema del BCE demostraron que el sesgo en las
proyecciones relativas al IAPC en el período transcurrido desde 1999 habría
disminuido de manera significativa si las variaciones de los precios del petróleo se
hubiesen anticipado mejor. En efecto eso explica, en gran parte la baja estimación de
la inflación medida por el IAPC de la zona del euro durante este período.
En este contexto, el articulo analiza las dificultades generales asociadas a las
previsiones de los precios del petróleo (apartado 2), describe las capacidades
predictivas de los contratos a futuro sobre el petróleo (apartado 3), proporciona una
descripción de métodos de predicción alternativos (apartado 4) y presenta un nuevo
método de combinación de previsiones para los precios del Brent (apartado 5).
Dificultad para prever los precios del petróleo
Aunque el precio del petróleo sea, hasta cierto punto previsible, es difícil hacer una
previsión exacta. El precio del petróleo es previsible porque es una materia prima
física, cuyo precio se determina en gran medida por los fundamentos del mercado del
petróleo y en particular, por la actividad económica mundial. Sin embargo, la
dinámica del mercado petrolero tiende a variar fuertemente con el tiempo, es difícil
encontrar una herramienta precisa para este ejercicio. En este apartado se analizan los
factores que determinan la evolución del precio del petróleo y explica las dificultades
que presentan para el ejercicio de previsión, la variación de los precios en el tiempo
de su perfil de evolución.
1 Utilizamos el precio del Brent porque es la principal referencia mundial para el petróleo crudo ligero no sulfurado (el precio del Brent se utiliza para la mayoría de los petróleos crudos brutos negociados a nivel internacional). Además, el Brent se destina a la mayoría de los mercados europeos pues es un buen indicador de la evolución de los precios del petróleo pertinentes para la zona del euro, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) refleja mejor la dinámica del mercado de Estados Unidos de Norteamérica.
1374 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
020
406080
100120140160
1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 2011 2015
EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL PRECIO NOMINAL Y REAL DEL BRENT-En dólares estadounidenses por barril; deflactor=Índice de Precios al Consumidor de Estados
Unidos de Norteamérica, 1982-1984=100 (lado izquierdo), tasa diferencial (lado derecho)-4035302520151050
Administración de Información de Energía y datos económicos del Sistema de laReserva Federal.
Datos mensuales; el precio en dólares estadounidenses del Brent volvió a calcularse conayuda de la tasa de crecimiento del costo de adquisición, por las compañías de refinación depetróleo bruto importado hasta mayo de 1987 y deflactado por el Índice de Precios alConsumidor de Estados Unidos de N. La volatilidad del precio del petróleo corresponde a ladesviación estándar de seis meses de los precios nominales del petróleo.
Nota:
Volatilidad de los precios del petróleo (escala derecha)Precio real del petróleo (escala izquierda)Precio nominal del petróleo (escala izquierda)
FUENTE:
Dependiendo del factor determinante, el precio del petróleo puede evolucionar de
manera muy diferente en el tiempo. El precio del petróleo ha experimentado
tendencias muy diferentes, unas veces estable, otras veces con una tendencia
orientada hacia el alza o una fuerte caída. Las grandes variaciones que ha registrado
pueden explicarse en gran medida por la evolución de la oferta y la demanda y por las
existencias del petróleo. Desde un punto de vista histórico, los grandes choques
petroleros de los años setenta y ochenta fueron causados por graves dificultades de
abastecimiento2. Después de permanecer prácticamente estable durante la mayor parte
de los años noventa, el precio del petróleo aumentó considerablemente a partir de
2003, debido al fuerte crecimiento de la actividad económica mundial atribuible a las
economías de mercado emergentes, especialmente a China. Este aumento en los
precios del petróleo impulsado por la demanda en 2008, fue interrumpido por la crisis
financiera mundial, que llevó a una caída aproximadamente del 70% del precio del
petróleo en unos pocos meses, bajo el efecto de una contracción de la actividad
2 Véase, por ejemplo, JD Hamilton, J.D. Hamilton, Causes and Consequences of the Oil Shock of 2007-08, Brookings Papers on Economic Activity, Vol. 40 (1), 2009.
Política Energética 1375
económica mundial, que generó una importante desaceleración en el crecimiento de la
demanda de petróleo, principalmente en las economías avanzadas. Después de una
rápida recuperación a partir de 2009, el precio del petróleo ha permanecido
prácticamente estable durante más o menos cuatro años, debido a un menor aumento
de la demanda de petróleo y al aumento de la producción de petróleo shiste en
América del Norte, los cambios han sido contrarrestados por preocupaciones sobre los
suministros relacionados con las tensiones geopolíticas en Medio Oriente y en cierta
medida, en Rusia. Al mismo tiempo, el constante beneficio de la eficiencia en el
dominio energético y el aumento de la sustitución de otras fuentes de energía han
contribuido a frenar el aumento de la demanda de petróleo. Más recientemente, los
precios del petróleo disminuyeron fuertemente, ya que, el aumento sostenido de la
producción de petróleo de shiste en América del Norte, combinado con un aumento
moderado de la demanda de petróleo, especialmente en China, siendo el origen de un
el exceso de oferta en el mercado. Los mercados han revaluado sus perspectivas para
el mercado petrolero con el fin de aliviar los riesgos geopolíticos, recuperando la
incertidumbre en los principales países productores de petróleo que no han tenido
ningún impacto en la oferta mundial de petróleo. A pesar de un exceso de oferta en el
mercado, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió no
disminuir la producción de petróleo en su reunión de noviembre de 2014.
Históricamente, Arabia Saudita ha tendido a desempeñar el papel de productor de
ajuste en el mercado petrolero, la estabilización de los precios del petróleo a través de
una disminución de su producción en períodos de caída de los precios y un aumento
en períodos de aumento de los precios3. El cambio de estrategia en noviembre acentuó
la caída de los precios del petróleo, su decisión de no responder se han interpretado
como un deseo de preservar su parte del mercado frente al aumento de la producción
de petróleo shiste en América del Norte. En resumen, es evidente que la dinámica del
mercado petrolero puede variar de forma significativa en función del factor que
3 Sin embargo, en algunos casos, como en 1986, Arabia Saudita decidió no disminuir su producción de petróleo, esta estrategia fue contra producente en un entorno de bajo crecimiento de la demanda, de falta de disciplina del cártel y de fuerte crecimiento de la producción de petróleo sin incluir a la OPEP.
1376 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
determina los cambios del precio del petróleo. Además, de las variaciones de la oferta
y la demanda de petróleo, el nivel de existencias y la variación de este nivel son
también un factor determinante de la evolución de los precios del petróleo.
Por otra parte, la volatilidad de los precios del petróleo parece haber aumentado con el
tiempo (véase gráfica anterior). Los datos empíricos muestran que los cambios en la
elasticidad precio de la demanda y la oferta de petróleo se le atribuye a los períodos
de alta volatilidad en sus precios4. Otros estudios relacionan esta mayor volatilidad del
precio del petróleo con el aumento de su uso como un activo financiero. La gestión
activa de los activos relacionados con los precios del petróleo en los mercados a
futuro desde principios del 2000, también conocido por el término “financiarización”
del mercado petrolero, ha llevado probablemente a una reacción más rápida de los
precios del petróleo en los datos macroeconómicos que en el caso de los precios de
activos como las acciones y los tipos de cambio5.
La dinámica cambiante del mercado petrolero y el aumento de la volatilidad en el
precio del petróleo tienen varios efectos sobre el ejercicio de la previsión de los
precios del petróleo. En primer lugar, dado que, el petróleo es una materia prima
física cuyo precio se determina en gran medida por los fundamentos económicos, el
hecho de incluir datos sobre estos determinantes económicos permiten prever con
mayor exactitud los precios del petróleo. Debido a la escasez de datos, en particular
con respecto a las fluctuaciones en las reservas de petróleo, sin embargo, se hace más
difícil de capturar con precisión los movimientos fundamentales del mercado
petrolero6. Además, el petróleo también es cada vez más utilizado como un activo
financiero, el precio spot tiende a reflejar más rápidamente los cambios en el entorno
4 Véase, por ejemplo, C. Baumeister y G. Peersman, The role of time-varying price elasticities in accounting for volatility changes in the crude oil market, Journal of Applied Econometrics, Vol. 28(7), 2013.
5 Véase, por ejemplo, M. Fratzscher, D. Schneider, y I. Van Robays, Oil prices, exchange rates and asset prices, Working Paper Series n° 1689, BCE, 2014.
6 En 2011, el G20 reconoció la importancia de la transparencia en el mercado petrolero para el crecimiento económico mundial, llamando a la mejora de la disponibilidad de datos sobre los niveles de producción, de consumo, de refinación y los niveles de existencias en el marco de su Iniciativa común sobre los datos de petróleo.
Política Energética 1377
macroeconómico. Esto puede dar lugar a una mayor volatilidad en el precio del
petróleo a corto plazo, y por lo tanto una mayor dificultad de pronosticar en este
panorama. En segundo lugar, en la medida en que la dinámica del mercado petrolero
tiende a presentar fuertes variaciones con el tiempo (dependiendo del factor
determinante), el resultado de un método de previsión dado que sólo reporta un
comportamiento específico de los precios del petróleo puede mostrarse muy inestable.
Por consecuencia, la combinación de diferentes previsiones, mostrando un
comportamiento específico de los precios del petróleo, puede ayudar a resolver los
problemas de inestabilidad en el tiempo de los resultados de modelos predictivos
considerados individualmente, que resultan de un cambio en la dinámica del mercado
petrolero. Los apartados siguientes estudian los límites de las previsiones de los
precios del petróleo establecidas a partir de los contratos a futuro y ofrecen otros
enfoques para el ejercicio de previsión del precio del petróleo. El apartado 5 describe
con más detalle un enfoque basado en una combinación de la previsión del precio del
Brent.
Los contratos a futuro como reflejo de los cambios esperados en el precio del petróleo
Los precios de los contratos a futuro del petróleo frecuentemente se utilizan como
referencia para las hipótesis relativas al precio del petróleo en las proyecciones
económicas. Se utilizan, por ejemplo, en las proyecciones macroeconómicas de los
especialistas del Eurosistema del BCE y en muchos otros bancos centrales e
instituciones internacionales. La principal razón de la utilización de contratos a futuro
como referencia para las hipótesis relativas a los precios del petróleo es que
proporcionan un método sencillo y transparente, fácil de comunicar.
Sin embargo, las hipótesis relativas a los precios del petróleo sobre la base de
contratos a futuro generan importantes errores de previsión. El siguiente cuadro
muestra el error medio absoluto (mean absolute error–MAE)) y la raíz cuadrada del
1378 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
error cuadrático medio (root mean squared error–RMSE) de las hipótesis de la
proyección del Eurosistema del BCE para el precio nominal del petróleo en un
perspectiva de cuatro y ocho trimestres, para un período de 2005-2014. El MAE
indica que durante este período, las proyecciones con un panorama de cuatro a ocho
trimestres se desviaron en promedio 16.9 y 19.9%, respectivamente. Los valores más
altos de la RMSE muestran que el error medio absoluto enmascara las variaciones
significativas de la calidad de las proyecciones en el tiempo. Estos errores tienen un
impacto significativo en las proyecciones de inflación. Aunque las estimaciones de la
incidencia de un aumento del 10% en los precios del petróleo sobre la inflación
medida por el IAPC están marcadas por la incertidumbre, tienden a situarse entre 0.2
y 0.3 puntos porcentuales durante el primer año después del choque, con 0.1 a 0.2
punto porcentuales adicionales en el segundo año. Se observó que este efecto depende
del nivel de precios del petróleo, una mayor incidencia es medida cuando esta última
es superior7. Además, los contratos a futuro presentaron un sesgo de previsión
negativo (véase la tercera columna del cuadro), lo que indican que los precio del
petróleo tienen una tendencia aumentar al pronosticar los precios de estos contratos.
ERROR MEDIO DE PROYECCIÓN PARA LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO-Primer trimestre de 2005-cuarto trimestre de 2014-
Período Error medio absoluto
Raíz cuadrada del error cuadrático medio Sesgo
Panorama de cuatro trimestres 16.9 24.3 -1.6Panorama de ocho trimestres 19.9 24.4 -6.9FUENTE: Cálculos del BCE.
7 Véase, Energy markets and the euro area macroeconomy, Occasional Paper Series, n° 113, BCE, junio de 2010.
Política Energética 1379
Los errores de previsión significativos de los contratos a futuro se explican
principalmente por el hecho de que la curva de estos contratos es generalmente plana
y orientada a la baja debido a la naturaleza específica del petróleo como materia prima
física y de almacenaje. En consecuencia, la diferencia entre los precios a futuro y los
precios spot, que define la pendiente de la curva de contratos a futuro, aumenta con la
tasa de interés sin riesgo8, la prima de riesgo y los costos de almacenamiento
disminuyen con el rendimiento de oportunidad. Mientras que los dos primeros
factores están presentes para cualquier activo negociado en los mercados spot y de
futuros, los dos últimos son característicos del petróleo como materia prima de
almacenaje con inventarios limitados. El rendimiento de oportunidad corresponde a la
ventaja que se tiene al mantener las existencias y una tendencia a que sean más
importantes que los otros componentes que determinan la diferencia entre los precios
a futuro y los precios sopt.
En consecuencia, los precios al contado son generalmente más altos que los precios a
futuro, definen una curva descendente también conocida bajo el nombre de margen de
cobertura (backwardation). Esta situación resulta del hecho de que cuando los
mercados petroleros están presionados, la demanda de existencias a precios spot es
alta, lo que resulta en un aumento del precio en relación con el precio a futuro. Sin
embargo, la curva de contratos a futuro puede también estar orientada al alza, una
situación también llamado contango. Este caso ya ha sucedido en el pasado reciente
debido a una oferta de petróleo abundante aunado a altos niveles de existencias, así
como antes y después de la recesión mundial. Sin embargo, desde 1999, la curva de
contratos a futuro ha estado orientada a la baja alrededor del 70%, del tiempo.
8 La tasa sin de riesgo corresponde al costo de oportunidad de compra de un activo determinado.
1380 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
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40
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Mar Ene Nov Sep Jul May Mar Ene Nov Sep Jul Mai Mar Ene Nov
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FUENTE: Bloomberg.
PRECIOS DEL BRENT Y CONTRATOS A FUTURO-En dólares por barril-
Nota: Las líneas grises representan las diferentes predicciones.
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Además de seguir una tendencia general a la baja, las curvas de contratos a futuro son
por regla general relativamente planas debido al arbitraje entre el precio spot y el
precio a futuro. Por tanto, los contratos de futuros tienden a predecir el precio del
petróleo de manera satisfactoria en el período de estabilidad de precios, mientras que
los errores de pronóstico son importantes cuando los precios son volátiles. La
siguiente gráfica muestra que para 2012 y 2013, los contratos a futuro con un
panorama de cuatro a ocho trimestres proporcionaron un pronóstico bastante exacto,
el precio del petróleo se mantuvo relativamente estable. Sin embargo, los errores de
previsión han sido importantes durante los períodos de fluctuaciones a la alza y a la
baja del precio del petróleo, por ejemplo, en la época de la crisis financiera mundial y
durante el más reciente incidente de disminución de los precios del petróleo.
En general, los precios de los contratos a futuro sobre el petróleo reflejan de manera
imperfecta las expectativas del mercado, las oportunidades de arbitraje dan a la curva
de contratos a futuro un perfil relativamente plano y el rendimiento por lo general
tiene como resultado una curva orientada a la baja. Ninguna de estas características
Política Energética 1381
está directamente relacionada con las expectativas del mercado sobre la evolución
futura de los precios del petróleo.
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-40
-20
0
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40
60
80 140
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0
ERRORES DE PREVISIÓN DE LOS CONTRATOS A FUTURO-En dólares estadounidenses por barril-
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
En un panorama de cuatro trimestres (escala izquierda)En un panorama de ocho trimestres (escala izquierda)Precios del Brent (escala derecha)
FUENTE: Cálculos del BCE.
Aunque los cambios en la pendiente de la curva de contratos a futuro pueden
proporcionar información sobre las expectativas del mercado con respecto a los
fundamentos de la oferta y la demanda de los precios actuales y esperados del
petróleo, en general, esta curva no se justifica como una buena herramienta para
predecir el precio del petróleo.
Otros enfoques para predecir los precios del petróleo
1382 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La literatura sobre la previsión del precio del petróleo se ha desarrollado rápidamente
en los últimos años, en parte como respuesta a la falta predicciones basadas en
contratos a futuro.
Estos métodos de previsión alternativos pueden dividirse en tres grandes categorías:
a) los enfoques estadísticos y basados en el mercado, b) los enfoques que se apoyan
en la teoría económica, y c) las combinaciones de modelos de previsión. Este apartado
analiza brevemente una selección de modelos en cada una de las categorías.
En primer lugar, los índices basados en el mercado o los métodos estadísticos tienen
la ventaja de ser herramientas de previsión simple y transparente, pero en general no
logran sistemáticamente mejores resultados que otros métodos. En lo que respecta a
las previsiones basadas en el mercado, una alternativa de los contratos a futuro se
constituye de los contratos “ajustados al riesgo”, que tratan de corregir el sesgo
negativo de la previsión sobre la base de contratos a futuro ajustándose a la prima de
riesgo.
Esta última, que ejerce un impacto en el diferencial entre los contratos a futuro sobre
el petróleo y el precio spot varía con el tiempo y se relaciona con la actividad. Cabe
señalar, que los contratos a futuro ajustados al riesgo tienen mejores resultados que
los contratos incluidos en un panorama superior a seis meses9. En cuanto a otros
métodos estadísticos, métodos alternativos de previsión de los precios del petróleo
incluyen el movimiento aleatorio (que supone que el precio futuro es igual al precio
actual), el movimiento aleatorio con desviación (que supone que los precios del
petróleo suben a un ritmo específico) y los modelos autorregresivos a media móvil
simple. Sin embargo, ninguno de estos enfoques simples tiende a mostrar mejores
resultados que otros métodos, tales como el ejercicio de pronóstico basado en los
contratos a futuro, de forma fuerte, en los diferentes panoramas de previsión y en el
9 Véase, P. Pagano y M. Pisani, Risk-Adjusted Forecasts of Oil Prices, The B.E. Journal of Macroeconomics, Vol. 9(1), 2009.
Política Energética 1383
tiempo. En segundo lugar, las previsiones de los modelos incluyen los datos sobre los
determinantes económicos que tienden a ser más precisas que las de los enfoques
simples. Estos modelos se apoyan en la observación según la cual los precios del
petróleo están en gran medida determinados por los cambios de las variables
económicas, tales como la oferta y la demanda de petróleo, el crecimiento económico
mundial y las tasas de interés.
Así, en la medida en que estas variables económicas contienen información acerca de
la evolución futura de los precios del petróleo, el hecho de incluir en los modelos de
prevención tiende a mejorar la predicción del precio. Existen muchos métodos
posibles de previsión que se basan en la teoría económica, que incluyen desde
modelos de regresión simples hasta modelos múltiples de variables más complejas.
Por ejemplo, el hecho de incluir los datos sobre los productos básicos no petroleros en
la oferta de petróleo y la actividad económica mundial ayuda a pronosticar el precio
del petróleo de forma más precisa en un panorama y períodos específicos. Basado en
la idea de que las variaciones de las materias primas no petroleras reflejan las de la
demanda mundial de materias primas, las previsiones de los precios del petróleo
utilizan la tasa de crecimiento reciente de los precios de las materias primas no
petroleras parecen predecir con éxito, el precio del petróleo a corto plazo. Las
regresiones simples que establecen un vínculo entre la previsión del precio del
petróleo y las variaciones en las tasas de interés sin riego y las tasas de cambio de los
principales países exportadores de materias primas también han sido estudiadas entre
muchos otros enfoques10. Incluso si son más altamente parametrizados, los modelos
vectoriales autorregresivos (VAR), que incluyen datos sobre la producción de
petróleo, las existencias y la actividad económica mundial han demostrado que
permiten predecir el precio del petróleo de forma más precisa que en el movimiento
aleatorio o de contratos a futuro en períodos específicos, principalmente a corto plazo.
10 Para una visión general, véase. Alquist R., L. Kilian y RJ Vigfusson Forecasting the Price of Oil, en G. Elliott, y A. Timmermann (eds.), Handbook of Economic Forecasting, Vol. 2, 2013.
1384 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El uso de técnicas bayesianas para estimar el modelo VAR puede mejorar aún más la
exactitud resultante de las proyecciones de estos modelos VAR11. Por último, los
modelos estructurales del mercado petrolero también pueden ser útiles para predecir
el precio del petróleo. Por ejemplo, se ha demostrado que un modelo de equilibrio
general compuesto de las regiones exportadoras e importadoras de petróleo que
establezca la dinámica a largo plazo del precio del petróleo puede permitir mejorar la
previsión con respecto a los contratos a futuro durante los períodos de aumento de los
precios, principalmente, gracias a la inclusión en el modelo de una estructura
detallada del componente de la oferta del mercado petrolero y de la hipótesis según la
cual el precio del petróleo sigue una tendencia12.
Sin embargo, el problema general identificado con los métodos de previsión
individuales se ciñe al hecho de que sus resultados tienen una tendencia a ser muy
inestables en el tiempo, debido a los frecuentes cambios en la dinámica del mercado
petrolero. Como ya se indicó en el apartado: la dificultad de prever el precio del
petróleo, se debe al hecho de que muchos modelos no reflejan un comportamiento
específico del precio del petróleo en un panorama dado y la dinámica del precio
tiende a variar considerablemente en el tiempo en función del factor determinante. Por
ejemplo, los modelos VAR, que incluyen datos sobre la actividad económica y los
fundamentos del mercado del petróleo tienden a proporcionar los pronósticos exactos
de las fluctuaciones a corto plazo de los precios del petróleo, que están determinados
por la evolución de la actividad económica mundial. Sin embargo, pierden
rápidamente su precisión cuando otros factores juegan un papel más importante en el
panorama de previsión a más largo plazo.
11 Véase, L. Kilian y C. Baumeister, Real-Time Forecasts of the Real Price of Oil, Journal of Business & Economic Statistics, Vol. 30(2), abril 2012.
12 Véase, A. Nakov y G. Nuño, Saudi Arabia and the Oil Market, The Economic Journal, Vol. 132, 2013 y C. Manescu y I. Van Robays, Forecasting the Brent oil price: addressing time-variation in forecast performance, Working Paper Series, n° 1735, BCE, 2014.
Política Energética 1385
Mediante la agrupación de los resultados de las proyecciones de diferentes métodos,
las combinaciones de modelos de previsión permiten obtener una predicción más
exacta, que es también más estable en el tiempo. Estos tipos de modelos de previsión
se basan en el reconocimiento de la inestabilidad del funcionamiento de los métodos
individuales. Está bien establecido en la literatura relativa a la combinación de las
previsiones que es útil combinar las previsiones individuales que tienen diferentes
propiedades con el fin de obtener una mejor proyección en relación con los cambios
estructurales de la variable por pronosticar13. Teniendo en cuenta las variaciones
frecuentes de la dinámica del mercado petrolero, una combinación de los modelos de
previsión ha dado buenos resultados en la predicción de los precios del petróleo14.
Una combinación de previsiones para los precios de Brent
En esta apartado se presenta una combinación de los pronósticos que recientemente
han sido desarrollados por el BCE para pronosticar los precios del Brent y el análisis
de los resultados en el contexto de las proyecciones macroeconómicas de los
especialistas del Eurosistema y del BCE.
Esta combinación de modelos15 se construye como un promedio uniformemente
ponderado de las diferentes proyecciones producidas por (a) los contratos a futuro,
que proporcionan el escenario de referencia actual de las proyecciones
macroeconómicas del Eurosistema y el BCE; (B) los contratos a futuro “corrección de
riesgo”, que proporcionan un modelo estadístico para corregir el error de predicción
de contratos a futuro mediante el ajuste de la previsión de una prima de riesgo
13 Véase, por ejemplo, A. Timmermann, Forecast Combinations, Handbook of Economic Forecasting, Vol. 1, 2006.
14 Para los precios del petróleo WTI, véase. por ejemplo C. Baumeister, L. Kilian y T.K. Lee, Are there gains from pooling real- time oil price forecasts?, Energy Economics, Vol. 46, diciembre 2014. 33-43. Para los precios del Brent, véase C. Manescu y I. Van Robays, Forecasting the Brent oil price: addressing time-variation in forecast performance, Working Paper Series n° 1735, BCE, 2014.
15 La combinación de los modelos basados en las conclusiones de C. Manescu y I. Van Robays, Forecasting the Brent oil price: addressing time-variation in forecast performance, Working Paper Series, n° 1735, BCE,
1386 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
variable en el tiempo vinculada a la actividad económica de Estados Unidos de
Norteamérica; (C) un modelo vectorial autorregresivo bayesiano (BVAR), que es un
modelo empírico basado en los datos relacionados con el petróleo (la producción y las
existencias de petróleo) y de la actividad económica mundial; y (d) un modelo de
equilibrio general dinámico estocástico (DSGE por sus siglas en inglés), que es un
modelo teórico de la evolución a largo plazo en el mercado petrolero (la integración
de datos sobre la producción de petróleo mundial y la de Arabia Saudita y la actividad
económica global) en el cual se supone los precios del petróleo siguen una tendencia.
Las ventajas de utilizar esta combinación específica se presentan en un ejercicio en
tiempo real y fuera de la muestra que sigue la configuración de las proyecciones
macroeconómicas del Eurosistema y de BCE (véase el recuadro siguiente para
precisar la configuración del ejercicio de evaluación). Los resultados muestran que
también cuando esta configuración se ajusta a las proyecciones, la combinación de los
cuatro modelos de previsión permite mejorar en promedio la precisión de las
previsiones en relación con los contratos a futuro, para disminuir el sesgo de toda
previsión negativa procurando una mejor predicción en el tiempo, lo que justifica el
uso de una combinación de modelos como una alternativa para las previsiones de los
precios del petróleo que se basan en los contratos a futuro. Por otra parte, como se
observó en el apartado anterior, los resultados de los diferentes modelos pueden ser de
calidad muy variable en función del comportamiento de los precios del petróleo, lo
que explica porque los resultados de cada modelo no sólo se analizan en conjunto en
el período 1995-2014, sino también para los períodos anteriores.
Política Energética 1387
ERROR CUADRÁTICO MEDIO DE LAS PREVISIONES DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO EN TÉRMINOS REALES
EN RELACIÓN CON LOS CONTRATOS FUTURO-Primer trimestre de 2005-cuarto trimestre de 2014-
Panel A1995-2014 1995-2001
Panorama aceptado
(Trimestres)
Contratos a futuro
ajustados
BVAR DSGE Combinación de los cuatro
modelos
Contratos a futuro
ajustados
BVAR DSGE Combinación de los cuatro
modelos1 1.01 1.19 1.88* 1.18 0.99 0.94 1.37 1.022 1.03 1.06 1.33 1.04 1.07 0.82 1.47 0.964 0.95 0.92 0.93 0.89* 1.11 0.88* 1.63 0.878 0.78 0.98 0.95 0.76* 1.27 1.08 3.27* 0.84
11 0.90 0.90 0.78 0.69* 1.26 0.76 3.88 0.58*Panel B
2002-2007 2008-2014Panorama aceptado
(Trimestres)
Contratos a futuro
ajustados
BVAR DSGE Combinación de los cuatro
modelos
Contratos a futuro
ajustados
BVAR DSGE Combinación de los cuatro
modelos1 1.02 1.00 1.19 0.99 1.00 1.27 2.15* 1.26*2 0.94 0.94 0.83 0.87* 1.04 1.11 1.43 1.09*4 0.81 0.82* 0.76* 0.82* 1.02 0.99 0.95 0.948 0.88 0.73* 0.49* 0.72* 0.50 1.36* 1.15* 0.82*
11 1.11 0.66* 0.33* 0.70* 0.25 1.58* 1.11 0.69Nota: El cuadro muestra los errores cuadráticos medios de previsión en comparación con los contratos a
futuro para otros modelos: contratos a futuro ajustados al riesgo (contratos a futuro ajustados), BVAR y DSGE y combinación de previsiones de los cuatro modelos (en azul para este último). Un valor inferior a 1 significa que el método da mejores resultados que los contratos a futuro en promedio durante el período, el muestreo se indica en la parte superior del cuadro. Los valores en negrita representan una mejora con respecto a los contratos a futuro. El asterisco (*) indica que los resultados son estadísticamente significativos al menos en una de las siguientes pruebas: Diebold Mariano, White et Hansen.
FUENTE: Cálculos del BCE.
Aplicación del ejercicio de evaluación de las previsiones
Este recuadro ofrece una visión general de cómo se evalúa la capacidad predictiva
de diferentes modelos y como la combinación de modelos es evaluada1.
Esta evaluación se refiere a los precios reales del petróleo en dólares y se realiza
en tiempo real y fuera de la muestra, las fechas límite para las proyecciones
utilizan los datos del primer trimestre de 1995, al cuarto trimestre de 20142. Los
datos que se remontan a enero 1973, son utilizados para la estimación de los
parámetros del modelo BVAR. Cuando los datos mensuales no están disponibles
para toda la muestra utilizada para la estimación o sólo están disponibles con un
desajuste, las series son retroactivas o estimados de forma rápida muy similar al
enfoque Baumeister y Kilian3. Para los contratos a futuro corregidos de riesgo, son
1388 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
los datos mensuales desde enero de 1990, los que son utilizados4. Todos los
modelos son reestimados por cada fecha dada del ejercicio de evaluación a
excepción del modelo DSGE cuyos parámetros son calibrados5. La evaluación de
las predicciones corresponde a las previsiones trimestrales (durante un período de
hasta 11 trimestres), que se obtienen agregando las previsiones mensuales. Los
precios reales del petróleo se utilizan de preferencia en precios nominales por dos
razones. En primer lugar, dos de los modelos incluidos en la combinación, es
decir, el BVAR y DSGE ya proporcionan previsiones de los precios reales del
petróleo6. En segundo lugar, en la práctica, dada la volatilidad de los precios del
petróleo en comparación con la volatilidad de la inflación, no debería haber una
gran diferencia entre el análisis de los precios reales y el análisis de los precios
nominales7. Dos criterios se utilizan por la evaluación como cuantificadores: el
error cuadrático medio de previsión (MSPE) y el sesgo que afecta a la previsión; y
la evaluación es aplicada a diferentes sub-muestras de manera que la estabilidad
de rendimiento en el tiempo también pueda ser evaluada. El MSPE es una medida
comúnmente utilizada de la capacidad predictiva. Además, es esencial que las
autoridades sean conscientes de la amplitud del sesgo inherente a las proyecciones
y la probabilidad de significativos errores de predicción.
1/ La combinación de modelos y los diferentes modelos incluidos en la combinación son aquellos propuestos por C. Manescu y I. Van Robays, Forecasting the Brent oil price: addressing time-variation in forecast performance, Working Paper Series, N ° 1735 BCE, 2014.
2/ Antes de noviembre 1998, las fechas de corte son creadas artificialmente según el perfil de fechas de corte anteriores.
3/ C. Baumeister et L. Kilian, Real-Time Forecasts of the Real Price of Oil, Journal of Business & Economic Statistics, Vol. 30(2), abril 2012, p. 326-336.
4/ Para los contratos a futuro con vencimientos más largos, la muestra es aún más limitada, dependiendo de la disponibilidad de datos. Siempre que sea posible, las series de datos fueron reconstruidas para los períodos anteriores en base a las tasas de crecimiento de los contratos a futuro sobre el petróleo del WTI vencimientos correspondientes.
5/ Los parámetros DSGE se calibran utilizando los datos disponibles para el período de 1973 a 2009. Los parámetros calibrados se relacionan con las tendencias y las relaciones a largo plazo basadas en la teoría económica, que se supone no varían con frecuencia en el tiempo.
6/ La previsión de los precios nominales del petróleo añadiría más incertidumbre a los parámetros y degradaría probablemente la calidad de estos dos modelos. Como modelos de contratos a futuro y contratos a futuro ajustados al riesgo recuperan las previsiones de los precios nominales del petróleo, el acercamiento elegido para el ejercicio de evaluación consiste en deflactar estas proyecciones del IPC de Estados Unidos de Norteamérica anticipado, cuya previsión utiliza un procedimiento de media móvil en tres meses.
7/ Cuando la evaluación de las previsiones se lleva a cabo de nuevo utilizando el precio nominal del petróleo, la capacidad predictiva de la combinación de cuatro modelos es casi idéntica.
Política Energética 1389
La calidad del modelo BVAR aparece claramente en los períodos de estabilidad o de
aumento moderado en los precios del petróleo. Durante el período 1995-2001, cuando
los precios del petróleo primero eran prácticamente estables antes de aumentar entre
1999 y 2001, el modelo BVAR es más preciso que los contratos a futuro para los
períodos de corto plazo como para los de largo plazo, mientras que otros modelos no
son más precisos que los contratos a futuro. Salvo en raras ocasiones las mejoras con
respecto al modelo basado en los contratos a futuro aumentaron 24%, pero no siempre
son estadísticamente significativas.
Entre los modelos incluidos en la combinación, los resultados del modelo DSGE son
muy buenos durante los períodos de aumento de los precios del petróleo. Por ejemplo,
durante el período de 2002-2007, los otros tres modelos utilizados en la combinación
generalmente superan a los contratos a futuro sobre la base del criterio el error
cuadrático medio de predicción destacando las previsiones de desventaja basadas en
los contratos a futuro en relación con la pendiente generalmente descendente de su
curva. Sin embargo, entre los tres es el modelo DSGE quién da los mejores resultados
con una mejora de 24%, en un período de cuatro trimestres, 51% para ocho trimestres
y del 67% en once trimestres (ver cuadro 2, panel B). Todas estas mejoras son
estadísticamente significativas. Los buenos resultados del modelo DSGE durante este
período se deben en parte a la hipótesis de que los precios del petróleo siguen una
tendencia. Sin embargo, esto compensa los malos resultados del modelo DSGE en
otras sub-muestras.
Durante el período más reciente 2008-2014, cuando los precios del petróleo eran
inicialmente muy volátiles antes de estabilizarse, el modelo basado en los contratos a
futuro ajustado al riesgo es muy eficaz para las previsiones a largo plazo mientras que
los contratos a futuro dan buenos resultados para las previsiones a corto plazo. A
partir del segundo año, el modelo basado en los contratos a futuro ajustado al riesgo
supera claramente al de los contratos a futuro. Por otra parte, la mejora del MSPE es
1390 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
muy grande: 50% en un panorama de ocho trimestres y de 75% para un panorama de
once trimestres16.
Los contratos a futuro parecen dar buenos resultados durante este período para un
panorama de corto plazo, como lo muestran los valores de la MSPE (ver del cuadro
anterior, panel B). Este análisis también es apoyado por el bajo sesgo de las
previsiones cercanas a cero para ese período y estos panoramas particulares.
Todos los modelos incluidos en la combinación logran mejorar el importante sesgo de
previsiones negativas de los contratos a futuro, principalmente atribuibles al margen
de cobertura característico de la curva de contratos de futuros sobre el petróleo. Esto
parece particularmente cierto para el modelo DSGE, cuyo sesgo de previsión medio
es de cero para todo el período de evaluación. Sin embargo, este resultado debe
interpretarse con prudencia, este bajo valor enmascara un sesgo positivo alto en el
período 1995-2001, que se equilibra con un sesgo negativo significativo en los
períodos siguientes. Sin embargo, durante los períodos de aumento de los precios del
petróleo, es decir, de 2002 a 2007, el modelo DSGE es el que presenta el sesgo más
débil. Como se propone también por el MSPE, el modelo BVAR tiene el sesgo más
débil en un período de estabilidad o aumento localizado de los precios del petróleo,
mientras que el modelo basado en los contratos a futuro ajustados al riesgo presenta
un sesgo más bajo o de estabilidad de los precios del petróleo, pero únicamente para
los panoramas de largo plazo, es decir, aquellos de siete a once trimestres.
16 Cabe señalar, que para este período, la estimación de la muestra -que comienza en enero de 1990 para el modelo basado en los contratos a futuro de riesgo ajustado- es mucho más amplio, que incluye hasta 156 observaciones, siendo el doble del tamaño de la muestra de la estimación para el período 1995-2001. Para un modelo basado principalmente en mínimos cuadrados ordinarios, se puede lograr una mayor coherencia y solidez de los resultados.
Política Energética 1391
-8
-7
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
2 T 4 T 8 T 11 T
SESGOS DE PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO EN TERMINOS REALES EN UNA SELECCIÓN DE PERÍODOS TEMPORALES
-Dólares estadounidenses por barril deflactado del IPC de Estados Unidos de N.-1995-2014 1995-2001
-4
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4
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11 T8 T4 T2 T
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2002-2007 2008-2014
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Las gráficas presentan los sesgos es decir el error medio de previsión, para los diferentes modelos(contratos de futuros, contratos de futuros ajustados al riesgo, BVAR, DSGE y combinación deprevisiones de los cuatro modelos) para la muestra principal y diferentes sub-muestras en una selecciónde períodos de previsión (a dos, cuatro, ocho y once trimestres).
Nota:
Contratos de futurosContratos de futuros ajustados al riesgo Modelo Vectorial AutorregresivoBayesiano (BVAR)
Modelo de equilibrio general dinámico estocástico (DSGE)Combinación de los cuatro modelos
FUENTE: Cálculos del BCE.
Por tanto, es claro que los diferentes modelos dan buenos resultados para los períodos
o panoramas específicos. Así, debido a estas diferencias de dominio en las
predicciones, la combinación de modelos proporciona ventajas significativas en
cuanto a la exactitud de la previsión, ya sea en tiempo o en diferentes panoramas de
previsión. Durante todo el período 1995-2014, la previsión que combina cuatro
modelos es en promedio más precisa que los contratos a futuro en 11, 24 y 31%, en un
panorama de previsión de cuatro, ocho y once trimestres, respectivamente (véase
anterior). Al mismo tiempo, se reduce el sesgo de previsión negativo en los contratos
a futuro de 46, 43 y 42% en promedio en un período de previsión de cuatro, ocho y
1392 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
once trimestres respectivamente. Todas las diferencias son estadísticamente
significativas, lo que demuestra que esta combinación da mucho mejor resultado que
los contratos a futuro en un panorama a largo plazo, que son también más relevantes
para la política monetaria. De hecho, los únicos panoramas para los cuales los
resultados de la combinación no son mejores que los contratos a futuro son los de uno
y dos trimestres. Cabe señalar, que la previsión de la combinación de los cuatro
modelos no sólo da mejores resultados que los contratos a futuro a partir del tercer
trimestre, sino que también supera a otros modelos que incluye.
Por otra parte, los resultados de la combinación de cuatro modelos son muy estables
en el tiempo. Por ejemplo, en todas las sub-muestras evaluadas esta combinación
sobrepasa los contratos a futuro más allá de uno o dos trimestres. Además, también
supera a los otros tres modelos en la mayoría de los casos, con dos excepciones
notables: en primer lugar, el modelo DSGE cuando los precios del petróleo están
orientados al alza y en segundo lugar, en un período de volatilidad de los precios del
petróleo, el modelo basado en los contratos ajustados al riesgo, a partir de un
panorama de seis trimestres. Sin embargo, los logros alcanzados por este último no
son estadísticamente significativos.
En general, la combinación de proyecciones individuales presenta muchas ventajas
para la previsión de los precios del petróleo en relación con los contratos a futuro. La
previsión que combina los cuatro modelos produce una previsión del precio del
petróleo con más precisión que los contratos a futuro, en particular, en panoramas a
largo plazo convenientes para la política monetaria y ayuda a evitar grandes errores de
pronóstico en promedio. Sin embargo, la previsión que combina los cuatro modelos
presenta el inconveniente de ser mucho más compleja que los contratos a futuro como
una herramienta de previsión.
Política Energética 1393
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5 2.5
2.0
1.5
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0.5
0.0
FUNCIONAMIENTO DE LA COMBINACIÓN DE LOS CUATRO MODELOS Y DE SUS MODELOS SUBYACENTES, DURANTE LOS PERÍODOS PRESENTAN DIFERENTES
DINÁMICAS DE MERCADO EN RELACÍÓN CON LA DEL MOVIMIENTO ALEATORIO
2001 2002 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
FUENTE: Cálculos del BCE.
Errores cuadráticos medios de previsión (MSPE) en seis años de riesgo de los diferentes modelosestablecidos a partir de la previsión de un panorama de seis trimestres en relación con laprevisión del movimiento aleatorio.
Nota:
Contratos a futuroCombinación de los cuatro modelosContratos a futuro ajustados
BVARDSGE> Resultados peores que el movimiento aleatorio
En general, la combinación de los cuatro modelos es una herramienta útil para
predecir el precio del petróleo. Esta combinación consta de modelos que contienen
datos relacionados con los fundamentos del petróleo, le ayuda a protegerse contra los
riesgos asociados a las fluctuaciones significativas en los precios del petróleo que
resultan de estos fundamentos, de forma análoga a la protección que ofrece la
diversificación de carteras frente a los riesgos presentados por cada inversionista.
Estas importantes fluctuaciones generalmente son más difíciles de medir por los
contratos a futuro teniendo en cuenta su perfil de evolución relativamente plano.
Conclusión
Dado que los precios del petróleo han experimentado cambios muy diferentes a través
del tiempo, es difícil predecirlos con exactitud a partir de emplear un método de
predicción específico. Los precios de los contratos a futuro sobre el petróleo, que
utilizan muchas instituciones, entre ellas el BCE, para prever el precio del petróleo,
tienen la ventaja de ser una herramienta de previsión simple y transparente. Sin
1394 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
embargo, contrariamente a la opinión general, los contratos a futuro solo son un
reflejo imperfecto de las expectativas del mercado y de la evolución de su perfil
generalmente plano y con una tendencia a la baja da lugar a importantes errores de
previsión para los períodos dónde los precios del petróleo son volátiles o de aumento
sostenido. Esto puede generar graves errores de previsión de la inflación.
Los modelos de previsión que incluyen datos de variables económicas fundamentales
pronostican generalmente los precios del petróleo con más precisión que
procedimientos sencillos, aunque su funcionamiento tiende a ser muy inestable en el
tiempo. Dado que las variaciones de los precios del petróleo pueden deberse en gran
medida a cambios en las variables fundamentales del petróleo y en la actividad
económica mundial, se demostró que la integración de la información sobre estas
variables puede mejorar las previsiones de precios del petróleo en períodos dónde los
contratos a futuro no funcionan adecuadamente. Sin embargo, un problema que se
plantea en casi todos los métodos de previsión es que solo consigue capturar un
comportamiento particular de los precios del petróleo en panoramas temporales
específicos. Por tanto, su precisión podría ser muy inestable en el tiempo o en
diferentes panoramas de previsión.
Mediante la agrupación de proyecciones individuales con diferentes capacidades de
previsión, una combinación de previsiones puede mejorar su precisión en
comparación con un método de previsión determinado y al mismo tiempo generar una
proyección con un comportamiento más estable en el tiempo. Este artículo muestra
que la combinación de cuatro modelos recientemente elaborada por el BCE mejora la
precisión de las previsiones de los precios del petróleo en comparación con las
basadas en los contratos a futuro y con otras proyecciones individuales y parece
proporcionar una mejor protección frente a la posibilidad de que se cometan errores
de previsión importantes, en promedio, en caso de que se modifique la dinámica de
los precios del petróleo. Sin embargo, la utilización de los precios de los contratos a
Política Energética 1395
futuro como referencia tiene la ventaja de proporcionar una herramienta de previsión
transparente y simple que es fácilmente utilizable para informarle al público.
Por consecuencia, es útil hacer coincidir la previsión de los precios de los contratos a
futuro con las proyecciones obtenidas de esta combinación de los cuatro modelos para
valorar los riesgos en torno al valor de referencia del precio del petróleo basado en los
contratos a futuro en el contexto del ejercicio de las proyecciones macroeconómicas
elaboradas por los expertos del Eurosistema y del BCE.
Fuente de información:https://www.banque-france.fr/fileadmin/user_upload/banque_de_france/Eurosysteme_et_international/bulletin-economique-BCE-juin-2015.pdf
El exceso de crudo pone freno a la producción (WSJ)
El 14 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) presentó la nota
“El exceso de crudo pone freno a la producción”, a continuación se presenta la
información.
Estados Unidos de Norteamérica y la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP) han inundado el mundo de crudo y han hecho colapsar los precios.
No obstante, la abundancia ha eclipsado la menguante producción en zonas que los
expertos consideran vitales para el crecimiento del suministro a largo plazo, desde
Colombia a Noruega y el norte de China.
El derrumbe de los precios hace que las energéticas aplacen o cancelen proyectos en
esas regiones. En todo el mundo, apenas seis grandes proyectos petroleros recibieron
el visto bueno en 2014 frente a un promedio de más de 20 al año desde 2002 a 2013,
según Deutsche Bank.
1396 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó el viernes que el crecimiento de
la oferta de los países que no pertenecen a la OPEP “se frenará” en 2016 y que la
producción caerá en México, Rusia, Europa y otras partes. El lunes, la OPEP rebajó
las proyecciones de producción del cartel para 2015 en unos 100 mil barriles diarios,
para llegar a un recorte de 2.2 millones de barriles diarios respecto de los envíos de
sus 12 países miembros el mes pasado.
Las petroleras necesitan hoy reemplazar entre 5 y 8% de la producción de crudo cada
año para compensar la menor extracción de pozos viejos, estiman analistas. Eso
equivale a al menos 5 millones de barriles de producción diaria. El descenso de la
extracción en áreas que no han estado en el centro de la atención en los últimos meses
podría hacer disparar los precios en los próximos años, lo que perjudicaría a los
consumidores y socavaría el crecimiento económico, una vez que el mercado
distribuya el actual exceso, dicen inversionistas y ejecutivos.
“Cuando empiezas a recortar los presupuestos de exploración y dejas de desarrollar la
próxima frontera (...) se han sembrado las semillas para el próximo mercado alcista”,
dice Virendra Chauhan, analista de la consultora Energy Assets, en Londres.
Política Energética 1397
EL TOBOGÁNProducción trimestral de petróleo,
variación interanual*-Porcentajes-
20
15
10
5
0
-52010 11 12 13 14 15 16
Proyección
* Incluye crudo, líquidos de gas natural y biocombustibles.1/ No incluye a Estados Unidos de Norteamérica.FUENTE: Agencia Internacional de la Energía.
Estados Unidos de NorteaméricaNo OPEP1/
La producción global creció 5.5%, o 4.9 millones de barriles al día, desde 2011 a
2014, según la AIE. La mayor parte de ese aumento provino de los yacimientos de
esquisto de Estados Unidos de Norteamérica. En gran parte del resto del mundo, la
producción bajó o se mantuvo estable, pese a que en el período los precios promedio
fueron de cerca de 100 dólares por barril. Las estadísticas sobre el suministro incluyen
crudo, líquidos de gas natural y biocombustibles como el etanol.
Con las cotizaciones del petróleo por debajo de 60 dólares, el panorama para
proyectos de gran escala y la exploración de nuevos yacimientos es sombrío, en
especial fuera de Estados Unidos de Norteamérica y Medio Oriente. Las empresas han
recortado 130 mil millones de dólares en exploración y perforación alrededor del
mundo en 2015, según la consultora Wood Mackenzie.
1398 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp. y otras grandes petroleras han pospuesto o
suspendido proyectos en Nigeria, Noruega y el Ártico canadiense. Petróleo Brasileiro
SA, o Petrobras, redujo en junio su meta de producción nacional para 2020 en 33%, a
2.8 millones de barriles diarios, y la estatal colombiana Ecopetrol SA rebajó su
objetivo para ese mismo año de 1.3 millones de barriles equivalentes de petróleo al
día a 870 mil.
“Los ciclos de inversión fuera de Estados Unidos de Norteamérica son mucho más
largos. Cuando empieza a haber recortes inicialmente es muy difícil revertir esas
decisiones rápidamente”, señala Poppy Allonby, gestora de portafolio de BlackRock
Inc., que supervisa 4.8 billones de dólares en activos. “Está claro que los precios son
demasiado bajos para alentar una inversión significativa”.
La AIE proyectó que la producción de los países que no integran la OPEP, sin contar
Estados Unidos de Norteamérica, baje en 300 mil barriles diarios el próximo año. El
mercado global probablemente seguirá con un exceso de suministro en 2016 debido a
la robusta producción de la OPEP, agregó el organismo. El cartel está produciendo
más que su meta de 30 millones de barriles al día.
Otros analistas dicen que la demanda podría ponerse al día con la oferta antes. “Si vas
de país en país, no es difícil recortar 2.5 millones de barriles (al día) de producción”
en los próximos 12 a 15 meses, dice Steven Kopits, presidente de la consultora
Princeton Energy Advisors.
Los inversionistas no quieren verse sorprendidos nuevamente, después de que muchos
no previeron la caída de casi 50% en los precios el año pasado. Los futuros de
petróleo en Estados Unidos de Norteamérica han repuntado desde sus mínimos de seis
años en marzo, pero la recuperación perdió fuerza la semana pasada debido a
preocupaciones sobre el continuo crecimiento del suministro en Estados Unidos de
Norteamérica y la OPEP.
Política Energética 1399
La dirección que tome el mercado en los próximos cinco años podría depender del
47% de la oferta global que proviene de fuera de Estados Unidos de Norteamérica y la
OPEP. Sin embargo, no es sencillo obtener cifras de producción precisas de algunos
de esos países, lo que aumenta la incertidumbre. “Simplemente no sé cómo ganar
confianza” de todos los datos de oferta y demanda, dice John Dowd, gestor del
Fidelity Select Energy Portfolio, que administra 2 mil 200 millones de dólares en
activos. “Todo esto está extraordinariamente sujeto a revisión o es
extraordinariamente volátil”.
Un gran interrogante es la perspectiva a largo plazo de la producción de crudo de
esquisto de Estados Unidos de Norteamérica. No todos observadores consideran que
sean necesarias grandes inversiones en las arenas bituminosas canadienses o la
perforación en el Ártico. En un informe en mayo, Goldman Sachs Group Inc. rebajó
su pronóstico de los precios del crudo Brent a 55 dólares el barril en 2020 y agregó
que el incremento de la producción de Estados Unidos de Norteamérica y la OPEP
sería suficiente para satisfacer la demanda en los próximos cinco años, y posiblemente
en los próximos 10 años si la productividad mejora.
Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB12681721455577483774004581106753776672910?tesla=y
Repercusiones mundiales delabaratamiento del petróleo (FMI)
El 14 de julio de 2015, el Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó la nota
“Repercusiones mundiales del abaratamiento del petróleo” a continuación se presenta
la información.
Según un nuevo informe publicado por el personal técnico del FMI, un aumento del
gasto de consumo tendrá, en definitiva, efectos positivos para el crecimiento mundial.
1400 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En una entrevista con el Boletín del FMI, Aasim Husain, coautor y Director Adjunto
en el Departamento del Oriente Medio y Asia Central, examina el impacto de la caída
de los precios del petróleo en la economía mundial.
Boletín del FMI: ¿Se ha trasladado la caída de los precios del petróleo a la población
en general? ¿Están sintiendo los hogares todos los efectos del abaratamiento del
petróleo, y cuál es su impacto en la economía?
Husain: La disminución de los precios del petróleo sin duda está beneficiando a los
consumidores, pero no tanto como pensábamos. Aunque entre junio y el final del año
pasado, los precios del crudo se redujeron en alrededor de un 50%, a nivel mundial
los precios minoristas del combustible se han reducido, en promedio, en la mitad, es
decir, en aproximadamente un 25 por ciento.
La caída de los precios minoristas ha variado mucho según el país y la región del
mundo. Y ello se debe a que en muchos países los precios minoristas están regulados
y, de hecho, en muchos casos, son fijos. Por lo tanto, no varían cuando varían los
precios mundiales del petróleo. Por ejemplo, en Europa el efecto de traspaso, es decir
como solemos llamar al grado en que los precios minoristas del petróleo varían en
respuesta a las variaciones de los precios internacionales del petróleo crudo, ha sido
en promedio de alrededor del 80%. En las Américas —en América del Norte y del Sur
— y en Asia, fue de alrededor del 50%. Por lo tanto, cuanto mayor sea el efecto de
traspaso, mayores serán los beneficios para el consumidor.
Lo que el consumidor haga con este beneficio, depende de lo que piense, según si le
parece que la caída será permanente o temporal. Si le parece que será un episodio
temporal, lo más probable es que no cambie mucho sus hábitos de gasto. Pero si
considera que será permanente, entonces lo más probable es que gaste más en otras
cosas porque, de hecho, tendrá más dinero.
Política Energética 1401
Con respecto a la reacción del consumidor, otro factor importante son las condiciones
iniciales en las que se encuentra, o su nivel de deuda. Por ejemplo, si un consumidor
que está muy endeudado (en su tarjeta de crédito, en su hipoteca, etcétera.) ve que su
ingreso aumenta inesperadamente, puede aprovechar este aumento para pagar algunas
de sus deudas.
Boletín del FMI: ¿A qué se debe esta impresionante caída del petróleo en el último
año? ¿Se trata realmente de un aumento repentino de la oferta, o más bien de un
cambio en el mercado de consumo?
Husain: Se debe más a la oferta que a la demanda. En otras palabras, la revolución del
petróleo de esquisto, la aparición de tecnologías más eficaces y la expansión de estas
tecnologías, que permiten extraer petróleo de manera más barata que antes, ha sido
realmente importante. Por lo tanto, ahora es más barato producir ese petróleo y, según
nuestras estimaciones, este abaratamiento explica más de la mitad de la caída del
precio del petróleo en el último año.
Otro factor ha sido la demanda, especialmente en el segundo semestre de 2014. En
muchas regiones del mundo, los indicadores económicos mundiales eran mucho más
débiles de lo que se esperaba y esto también tuvo un impacto en los precios del
petróleo.
Estos dos aspectos tienen un impacto muy diferente en la actividad. En cuanto a los
shocks que han afectado a la oferta, el descubrimiento de nuevas tecnologías y de
nuevas fuentes de petróleo, como el esquisto, permanecerá para siempre. Pero del
lado de la demanda, el debilitamiento observado en 2014 ya está comenzando en parte
a desaparecer, y con el tiempo la situación sin duda mejorará.
Boletín del FMI: Si los precios del petróleo se mantienen bajos, ¿cómo podrán los
países exportadores compensar esta pérdida de ingresos a largo plazo?
1402 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Husain: Los países productores de petróleo deben adaptarse a esta nueva realidad.
Afortunadamente, muchos de ellos aprovecharon el boom petrolero de los últimos
diez años para acumular sustanciales reservas. Por lo tanto, esto les da tiempo para
adaptarse, y no tienen otra opción.
¿Qué pueden hacer? En primer lugar, gran parte de sus ingresos provienen de las
industrias del petróleo o relacionadas con el petróleo. Deberían tratar de diversificar
sus fuentes de ingreso. Muchos de ellos están considerando la aplicación de algún tipo
de impuesto sobre la renta de las sociedades o sobre el valor agregado, dado que en
muchos casos estos impuestos no existen o se aplican a niveles muy bajos.
Otra posibilidad sería el gasto. Muchos de estos países gastan enormemente, por
ejemplo, en infraestructura; quizás haya margen de maniobra para efectuar recortes en
este ámbito, especialmente a medida que se completan algunos proyectos. Pero existe
otro ámbito muy interesante en el que muchos de ellos podrían ahorrar: los subsidios a
la energía o la tarifación de la energía. Muchos países en todo el mundo, no solo los
países productores de petróleo, subsidian la energía. Y, de hecho, los países no
productores de petróleo subsidian la energía directamente puesto que venden a los
consumidores productos petroleros a precios más bajos de lo que cuesta importarlos o
producirlos. Esta diferencia corre a cargo del presupuesto del gobierno. Muchos
países productores de petróleo, por otro lado, no venden productos petroleros por
debajo del costo, sino a precios más bajos de los que obtendrían si vendieran el
petróleo en los mercados internacionales. En algunos países, este costo de
oportunidad es considerable, y la situación beneficia principalmente a los ricos
quienes consumen más petróleo que los pobres.
Boletín del FMI: ¿Se concluye en su informe que en definitiva los efectos del
abaratamiento del petróleo son positivos para la economía mundial?
Política Energética 1403
Husain: Considero que la caída de los precios del petróleo tiene un efecto positivo en
la economía mundial. Observamos que los efectos positivos que estábamos esperando
están tardando más en llegar. Esto se debe en parte a que entretanto se han producido
otros shocks que han tenido un efecto inverso. Pero también creo que se debe en parte
a que el ahorro se utiliza para reducir el endeudamiento excesivo, tanto en los hogares
como en las empresas. Los beneficios de la caída de los precios del petróleo podrían
tardar en llegar, una vez se hayan reparado los balances, pero el proceso de reparación
está avanzando más rápidamente de lo previsto gracias a los precios más bajos del
petróleo.
Fuente de información:http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/survey/so/2015/int071415as.htm
Colombia y la crisis petrolera (RIE)
El 20 de julio de 2015, el Real Instituto Elcano (RIE) publicó el artículo “Colombia y
la crisis petrolera”, elaborado por Andrés Cala Campo17. A continuación se incluye el
contenido.
Tema
La caída del precio de las materias primas obliga a Colombia a rediseñar su aparato
productivo para enfrentarse a una nueva realidad en vez de limitarse a medidas de
contingencia.
Resumen
Colombia está más expuesta que muchos países a la caída de los precios del petróleo.
El sector minero-energético ha sido el motor de una década de prosperidad y
crecimiento, pero se aprovechó ineficientemente. Ahora las medidas adoptadas para
17 Andrés Cala Campo es Analista, autor y periodista especializado en geopolítica, economía y energía.
1404 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
mitigar la crisis serán dolorosas, pero el gobierno se empeña en una estrategia
paliativa. La crisis no es coyuntural y el país, desde el gobierno hasta su población,
necesita asumir un cambio de paradigma para adaptar su economía a una nueva
realidad y así poder proteger el bienestar al que se ha acostumbrado toda una
generación, priorizando la inversión en educación e infraestructura.
Análisis
Desde el cambio de siglo, Colombia se ha convertido en la cenicienta de América
Latina. Más seguridad, instituciones estables y, sobre todo, los marcos regulatorios
introducidos en 2003, que volvieron atractiva la inversión en el sector extractivo,
volcaron el horizonte de un país que estuvo al borde del colapso. El aumento en la
producción de materias primas se tradujo en más empleo a lo largo de la cadena
productiva, en más gasto público, en más inversión social y, en general, en un mayor
bienestar. Y gran parte de esa reconversión se pagó con los frutos de la industria
minero-energética, sobre todo el petróleo, pero también el carbón.
La mitad de la inversión extranjera se ha dirigido a los sectores extractivos. Si hasta
2003 la Inversión Directa Extranjera (IED) promediaba cerca de 2 mil millones de
dólares al año, entre 2004 y 2014 el promedio alcanzó los 10 mil 500 millones
anuales, según el Banco de la República. La producción petrolera casi se duplicó en la
última década hasta superar en la actualidad un millón de barriles diarios, gran parte
por la empresa estatal Ecopetrol. En el carbón, las exportaciones aumentaron casi un
75%, de 51 millones de toneladas métricas en 2004 a 89 millones 2014 en un sector
controlado por empresas extranjeras, convirtiendo al país en el quinto mayor
exportador de carbón térmico del mundo.
Actualmente, la mayor parte del crudo y derivados se vende a Estados Unidos de
Norteamérica (un 30%), seguido de China, la India y España. La cuota de Estados
Unidos de Norteamérica en 2010 era del 70%, una cifra que ha caído por el aumento
Política Energética 1405
de producción en ese país. La mayor parte del carbón lo compra Europa, siendo
España uno de los mayores clientes.
Ecopetrol todavía espera un crecimiento de su producción anual hasta 2020, a pesar
de una significativa reducción en la inversión en exploración. Sin embargo, su
optimismo contrasta con las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía,
que en febrero de este año echó un jarro de agua fría al revisar sus previsiones para el
resto de la década. Si antes esperaba un leve crecimiento de la producción hasta 1.1
millones de barriles diarios, ahora anticipa que caerá hasta los 840 mil, lo cual se
justifica en los problemas de seguridad y recortes de inversión tanto en exploración
como en infraestructuras.
Respecto al carbón, la capacidad de exportación podría fácilmente superar los 110
millones de toneladas para 2020, pero los bajos precios actuales han llevado a las
empresas a infrautilizar su infraestructura. Además existen cuellos de botella en el
transporte. En ambos casos, y a pesar del impresionante crecimiento, las empresas se
han visto gravemente limitadas por barreras regulatorias en relación con las licencias
y permisos, además de problemas sindicales permanentes. Los problemas ambientales
y accidentes también han sido recurrentes. Pero nada se asemeja al escenario incierto
al que se enfrentan ahora.
Colombia, como otros países, no anticipó el desplome de los precios del petróleo. Los
del carbón empezaron a caer desde 2011, por lo que el acomodamiento ha sido más
paulatino. Pero al país lo diferencian dos cosas de otros productores. Lo primero es
que se enfrenta a esta nueva coyuntura mal preparado. La bonanza no se aprovechó de
la mejor manera, sobre todo en lo que concierne al petróleo. Si bien alimentó el gasto
público, no se corrigieron los problemas más graves: los cuellos de botella en
infraestructuras y la regulación que ha retrasado la exploración para aumentar las
1406 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
reservas. El país, gobernantes y población por igual, se creyó que las vacas gordas
serían eternas en vez de arar el terreno para sostener una riqueza a largo plazo.
Segundo, ante la perspectiva de precios moderados del petróleo en lo que queda de la
década, Colombia es de los países menos atractivos para invertir, y por tanto para
aumentar la producción. Por un lado, las reservas de petróleo son mucho más
pequeñas que las de otros países en la región. Sus costos de producción actuales son
más altos que los de sus competidores directos: Venezuela, México, y Brasil, y para
colmo lo que queda por explotar es poco y más costoso de extraer. En suma, las
petroleras simplemente prefieren arriesgarse en mercados más prometedores. El caso
es aún más complicado considerando que Colombia apuesta por el desarrollo de
yacimientos más costosos, como esquistos y offshore. A esto se suma la falta de
infraestructuras, que eleva el costo de exportación, persisten los problemas
regulatorios, de seguridad pública y financiamiento.
Esta realidad se manifiesta en el desplome de la inversión de exploración y
perforación, que hasta mayo de 2015 disminuyó en más del 80%, comparado con el
mismo período de 2014. Los estudios sísmicos también se han desplomado,
augurando poco bueno en la meta principal, que es aumentar las reservas probadas.
En este momento, con poco más de 2 mil millones de barriles de reservas, sólo hay
petróleo para menos de siete años. México tiene más de 10 mil millones y Ecuador 7
mil millones, como punto de comparación, por no hablar de Brasil y Venezuela.
El país se verá afectado, incapaz de sostener su auge económico. Y si bien se están
implementando reformas de choque, son insuficientes y además llegan tarde. Pero lo
peor está por llegar. En la capital pareciera como si fuera una crisis pasajera. Pero la
industria extractiva, y sobre todo las regiones donde opera, está alarmada porque sí
está sintiendo de lleno la gravedad de la situación. El baño de realidad vendrá el
próximo año cuando los presupuestos reflejen completamente la caída de precios.
Política Energética 1407
Coyuntura o nuevo ciclo
Los precios bajos del petróleo no sólo tienen un impacto en la inversión y en la
producción, sino también a lo largo de la cadena productiva y en los recursos
estatales. Ahora bien, lo primero es diferenciar una crisis coyuntural de una nueva
realidad y, por tanto, hay que entender qué se puede esperar de los precios del
petróleo a mediano y largo plazo, especialmente en el contexto colombiano.
El desplome de los precios, que conlleva una reorganización de los mercados
internacionales como mínimo hasta finales de la década, se debe a que la producción
de petróleo aumenta más rápido que la demanda, y por tanto el mercado está sobre-
abastecido. Arabia Saudita decidió explotar su capacidad casi al máximo, como otros
grandes exportadores fuera de la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP). Pretende proteger su cuota de mercado, amenazada por el mayor suministro
de otros países, sobre todo Estados Unidos de Norteamérica. Muchos miran a la
OPEP, pero por primera vez no será ésta la que decida. Arabia Saudita es el único
productor capaz de afectar el suministro abriendo y cerrando el grifo.
El mercado encontrará su equilibrio, pero la corrección vendrá por el lado de la
demanda y del suministro fuera de la OPEP. A medida que baja el precio se
consumirá más y se invertirá menos. Como pretende Arabia Saudita, los precios
sacarán del mercado la producción más cara. ¿Qué países ganan? Los que ofrezcan la
mejor relación entre volumen y costo, donde los saudíes tienen una clara ventaja.
No se puede excluir el riesgo geopolítico, sobre todo en Oriente Medio, incluyendo la
industria petrolera saudita, cada vez más al alcance del yihadismo. Hay amenazas al
suministro en todo el mundo, desde Venezuela hasta África, y la caída de precios en
países productores incrementa los riesgos geopolíticos. También se avecina más
presión a la baja para los precios a medida que Irán, Irak y Libia recuperen su
producción, junto con la fortaleza del dólar.
1408 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
¿Qué se puede esperar de los precios a mediano plazo? Según numerosos informes de
gobiernos y organismos internacionales, así como de consultorías y bancos de
inversión, el reajuste será paulatino. La oferta y demanda del mercado se empezará a
nivelar a lo largo de 2015. El precio promedio para el año estará entre 50 y 60
dólares/barril. En 2016 se empezarán a sentir más fuertemente los efectos de una
menor inversión y los precios seguirán aumentando para quedar entre 60 y 80 dólares.
En este momento, y con gran incertidumbre, se prevé que hasta 2020 los precios
suban lentamente para oscilar entre los 80 y 100 dólares/barril. Dependerá más de la
economía china y la de otros países emergentes que del suministro.
El peso del petróleo y la minería
Los ingresos fiscales de Colombia en 2015 y los años próximos disminuirán
significativamente a raíz de la caída de los precios de las materias primas. Mientras la
falta de inversión impedirá al país capturar los beneficios aun con el leve repunte de
los precios, a diferencia de países como México y Argentina, que aprovechan la
coyuntura para aumentar exploración y producción.
La renta petrolera en 2015 será un 60% menor a la de 2013 y en los próximos años
seguirá cayendo, hasta ser un 75% menor que la de 2013, según el ministro de
Hacienda. Pero, como dicen la Contraloría colombiana y otras agencias
internacionales, no hay suficiente información que analice las consecuencias en su
conjunto, incluyendo la deuda externa, la deuda interna, la devaluación e inflación, o
las correcciones salariales e impositivas. El gobierno ha defendido que la devaluación
compensará la caída de la renta petrolera, lo cual es cierto, pero eso también
supondría además una elevada inflación. En todo caso, el impacto se sentirá en toda la
economía.
Más de un 21% de los ingresos fiscales del gobierno central y la mitad de las
exportaciones nacionales vienen del sector minero energético, y su caída disminuye
Política Energética 1409
considerablemente la entrada de divisas, lo que explica la devaluación de un 40%
desde la caída de los precios del petróleo. A eso hay que sumar los ingresos
municipales, ya que aunque no sea a través de regalías, la descentralización fiscal
nutre a Bogotá y otras grandes ciudades que cobran impuestos sobre la gasolina y
diesel en torno al 7%, y la caída de precios las afecta directamente. Además, alimenta
la cadena productiva del sector servicios, desde hoteles al transporte.
El Ministerio de Trabajo estimó a principios de año que se podrían perder hasta el
30% de los 110 mil empleos que genera el sector petrolero, entre 20 mil y 25 mil
puestos. Aunque el sector minero-energético no contribuye significativamente al
empleo, el efecto dominó elevará la tasa de desempleo del 9 al 11%, según el PNUD.
Los beneficios de las empresas han caído casi un 50%, mientras su endeudamiento en
los últimos años ha aumentado un 25 por ciento.
El PNUD sostiene que a largo plazo “la economía retornaría a su crecimiento
potencial pero con una pérdida irrecuperable de ingreso durante el período de
transición”. Pero no es sólo una cuestión macroeconómica. Más de dos terceras partes
de los proyectos de inversión social se han pagado con las regalías del sector minero-
energético, según el Plan de Desarrollo Nacional (PND): salud, educación, agua
potable y alcantarillado. La otra tercera parte se ahorra en el Fondo de Ahorro y
Estabilización Petrolera, diseñado como mecanismo contracíclico en caso de caída del
precio del petróleo y otras materias primas.
Parte del problema es que el PND proyectó en su plan hasta 2018 un precio promedio
del petróleo de 85 dólares/barril y en torno a 75 dólares la tonelada de carbón, ambos
ilusorios. Igualmente irreales son las proyecciones de producción hasta 2018, con un
aumento superior a los 1.1 millones de barriles, cuando sería milagroso que se
mantuvieran cerca del millón.
1410 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Citando escenarios pesimistas desarrollados por la Agencia Nacional de Minería de
Hidrocarburos y la Asociación Colombiana de Petróleo, asumiendo precios en torno a
70 dólares/ barril y una producción menor (850 mil barriles diarios), hasta 2021 se
daría una pérdida acumulada del Producto Interno Bruto (PIB) de un 13%. Se
perderían tres años de crecimiento económico. El sector de la construcción, el
segundo motor económico gracias a un aumento en el crédito permitido por la entrada
de divisas, crecería un 4.3%, comparado con un 7.4% estimado en un escenario de
precios altos del petróleo y el carbón. Aumentará la pobreza, un revés después de
varios años de mejoras, y se retrasaría otros cuatro años la meta de aumentar las clases
medias al 31% de la población.
La respuesta desatinada del gobierno
El gobierno se ha limitado a poner un parche. Sobre el PND se han anunciado recortes
al presupuesto inicial hasta 2018 de más de un 11%, sobre todo en inversiones en
infraestructuras. Aunque el gobierno ha dicho que la inversión social no se recortará,
las críticas han sido unánimes, ya que los ajustes no compensarán la caída de los
ingresos y además frenarán el desarrollo tanto de los productos tradicionales como de
los no tradicionales.
Adicionalmente, la reforma tributaria aprobada por el gobierno en 2014 pretende
aumentar los ingresos a través de la extensión de los impuestos a transacciones
financieras y patrimonio; es decir, a las rentas altas. Se impone una sobretasa al
impuesto a las rentas de sociedades y se imponen nuevas sanciones a la evasión fiscal.
En principio, estas reformas compensarán aproximadamente la mitad de la caída de
ingresos, mientras que la otra mitad se cubrirá con mayor endeudamiento y mayor
déficit, utilizando la flexibilidad que permite la regla fiscal ante choques cíclicos. Pero
los cambios fiscales afectarán sobre todo a las empresas, y por descontado
disminuirán el capital privado de inversión. Un informe de la OCDE apunta que “una
Política Energética 1411
reforma tan poco sistemática como ésta podría generar incertidumbre en relación con
las futuras políticas tributarias y probablemente no derive en un sistema fiscal que sea
especialmente eficiente, equitativo o recaude más”.
¿Qué camino debe buscar Colombia? Lo primero, hablar claro y reconocer que ésta
no es una crisis coyuntural. Segundo, fomentar las inversiones en sectores distintos al
minero-energético, lo cual incluye reformas de las políticas laborales. Tercero,
mejorar el marco regulatorio para fomentar las inversiones de exploración petrolera.
Y cuarto, construir infraestructuras para rebajar los altos costos de los exportadores. Y
todo con menos recursos.
Lo primero es reformar el sistema tributario. El impuesto de sociedades es de los más
altos de América Latina y el gobierno ha admitido que no se puede aumentar.
“Desalienta la inversión, especialmente fuera del sector del petróleo y la minería”,
según la OCDE, lo cual va en contra del objetivo gubernamental de gestionar la crisis.
La evasión fiscal es alta, y según la OCDE genera ineficiencia y desigualdad, lo cual
nos lleva al tema laboral. Sus costos son altos en comparación con otros países de la
región, y no por los salarios sino porque el sistema es ineficiente. La tasa de
informalidad laboral es de las más elevadas del continente, entre un 50 y un 70% “por
encima de lo que cabría esperar dado el desarrollo económico del país”. La alarmante
desigualdad tiene que ver con esto. El sector tributario, ante la falta de recaudación
debe concentrar los impuestos sobre los sectores productivos.
Es preocupante el plan de recortar el gasto en infraestructuras, que sin despreciar los
avances de los últimos años, siguen siendo deficientes. Nada preocupa tanto como el
sector transporte. Menos del 20% de las carreteras están asfaltadas, un impedimento
grave al desarrollo. Exportar un contenedor, por ejemplo, cuesta el doble que en otras
economías de la OCDE. Si bien las inversiones en este sector aumentaron a casi un
2.5% del PIB en 2011, la OCDE estima que deberían hacerlo a un 6.5% hasta 2020.
1412 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La eficiencia es clave en este cambio de paradigma. El país, tanto gobierno como
sector privado, deben concienciarse ante la urgencia. Se requiere una nueva
mentalidad. Si acometer los cambios necesarios con menos recursos requiere
aumentar el nivel de deuda y el déficit público, hay margen suficiente. La corrupción
sigue siendo prioritaria, pero se exigen más controles para mejorar la eficiencia y
rebajar costos.
Una última reflexión, que aunque parezca un cliché, hay que subrayar: la educación es
clave. Colombia sigue estando muy rezagada. Es cierto que ha mejorado mucho y se
siguen aumentando las partidas de presupuesto, pero sigue siendo insuficiente.
Aunque la tasa bruta de educación terciaria se ha triplicado en las últimas dos décadas
y se encuentra en torno al 45%, está “muy por debajo del promedio OCDE (70%) u
otros países latinoamericanos (Argentina 78% o Chile 74%)”.
Sin olvidar que el país está sumido en un proceso de paz. Aunque se trate de otro
tema, la relación es evidente. La desaceleración económica juega contra del proceso
de paz, vaya bien o mal. Si se cierra la negociación se necesitará inyectar enormes
recursos, no sólo para cumplir con los acuerdos específicos sino también para
incorporar económicamente a grandes sectores rezagados, sobre todo en las zonas
rurales. Eso se traduce en infraestructuras y programas de reinserción de los
guerrilleros, especialmente en el sector agrícola, con un 1% del PIB anual entre 2015
y 2018. Si las negociaciones no terminan bien, los grupos armados dirigirán el
conflicto directamente contra la industria minero-energética, algo que preocupa al
sector petrolero tanto como la caída de precios.
Conclusiones
Es urgente que Colombia, el Estado en su conjunto, aborde la caída de los precios de
las materias primas como una amenaza estructural para su economía, y no como una
crisis pasajera. Aunque los precios se recuperarán paulatinamente, las medidas que se
Política Energética 1413
están adoptando son en el mejor de los casos transitorias y no permitirán a la
economía del país retomar la senda del crecimiento que gozó en los últimos 10 años.
Aunque hasta ahora se ha tratado como un período contracíclico con menores ingresos
fiscales, lo cierto es que ha expuesto carencias profundas en el modelo productivo,
sobre todo en lo que se refiere al desarrollo de infraestructuras y mejoras del sistema
educativo, que deben corregirse para dotar a los exportadores, tanto minero-
energéticos como no tradicionales, de las herramientas para ganar competitividad y
volver a atraer inversiones. Sólo así podrá aumentar sosteniblemente el ingreso fiscal,
mejorar la calidad de la vida de los colombianos y desarrollarse los sectores mejor
situados para satisfacer la creciente demanda de la población durante los próximos
años.
Es una tarea no sólo de gobierno. El cambio de paradigma requiere que los sectores
productivos y los sindicales unan esfuerzos para trazar una senda de crecimiento
coherente con sus intereses, que en este caso coinciden en necesitar una visión a largo
plazo. Se requerirán sacrificios de todos, gremios y obreros, y un liderazgo político
que involucre a los partidos de oposición para agilizar reformas tributarias,
regulatorias y laborales urgentes. Las decisiones durante los próximos dos años
determinarán el futuro de las próximas generaciones, desde el orden público hasta el
desarrollo humano.
¿Qué le queda entonces a Colombia? Un cambio de mentalidad urgente acompañado
de un paquete de estímulo bien diseñado y eficiente. Hay que aumentar la deuda y
déficit, pero dirigiendo los recursos a preparar un nuevo modelo productivo, no a
capear una crisis coyuntural. Debe además incluir al sector minero-energético. Más
ferrocarriles, transporte fluvial, oleoductos, refinerías y carreteras, pero también más
inversión en salud y educación, todo acompañado de reformas tributarias y
1414 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
regulatorias que ayuden a los exportadores, no sólo del sector minero-energético sino
también de los de productos no tradicionales.
Son tiempos de vacas flacas y hay pocas alternativas, pero el gobierno debe demostrar
liderazgo. Serán dos o tres años difíciles, y dependiendo de la eficiencia y liderazgo
que demuestre el gobierno, pueden ser “menos malos” o desastrosos. Más eficiencia y
menos corrupción, que no es lo mismo que más austeridad. El gobierno debe de ser
valiente y eficaz, aunque duela. No hay tiempo que perder. Porque peor será postergar
la crisis y que el país en unos años se enfrente a un conflicto armado más intenso con
unas arcas públicas diezmadas.
Fuente de información:http://www.realinstitutoelcano.org/wps/wcm/connect/d6c21d00492c2a0796aed76a5d27331d/ARI38-2015-CalaCampo-Colombia-crisis-petrolera.pdf?MOD=AJPERES&CACHEID=d6c21d00492c2a0796aed76a5d27331d
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).
Política Energética 1415
Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a
partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se
excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano
BCF-17 fue sustituido por el Merey.
En este marco, durante los primeros 20 días de julio de 2014, la canasta de crudos de la
OPEP registró una cotización promedio de 55.68 dólares por barril (d/b), cifra 7.52%
inferior con relación al mes inmediato anterior (60.21 d/b), menor en 6.36% respecto al
promedio de diciembre de 2014 (59.46 d/b), y 47.28% menos si se le compara con el
promedio de julio de 2014 (105.61 d/b).
109.
2811
2.75
106.
4410
1.05
100.
6510
1.03
104.
4510
7.52
108.
7310
6.69
104.
9710
7.67
104.
7110
5.38
104.
1510
4.27
105.
4410
7.89
105.
6110
0.75
95.9
885
.06
75.5
759
.46
44.3
8 54.0
652
.46
57.3
062
.16
60.2
155
.68
59.8
159
.31
58.3
555
.79
54.2
553
.78
55.5
455
.99
55.2
354
.55
54.9
454
.23
53.9
953
.79
20
40
60
80
100
120
140
E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J J* 1 2 3 6 7 8 9 10 13 14 15 16 17 20
* Promedio al día 20 de julio.FUENTE: OPEP.
PRECIO DE LA CANASTA DE CRUDOS DE LA OPEP-Dólares por barril-
2013 Julio 20152014 2015
Fuente de información:http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm